3.4 Размещеник нагнетательных скважин и расчеты процессов нагнетания

При расчете процессов нагнетания определяют суммарный объем закачки, приемистость отдельных нагнетательных скважин и их число, давление нагне­тания, схему размещения нагнетательных скважин. Сначала обычно устанав­ливают схему размещения скважин.

Линию расположения нагнетательных скважин определяют в основном по технологическим и геологическим характеристикам. Задача заключается в под­боре такой схемы расположения нагнетательных скважин, при которой обеспе­чивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания и отбора и рав­номерное вытеснение нефти водой.

Один из основных методов обеспечения эффективной связи между зонами нагнетания и отбора — максимальное приближение линии нагнетания или от­дельных нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Однако такое приближение может привести к нарушению равномерности продвижения контура нефтеносности. В связи с этим в первые годы развития законтурного за­воднения стремились располагать нагнетательные скважины на некотором "удале­нии за внешним контуром нефтеносности. Исследования процесса перемещения контура на электромоделях в однородных пластах давали основание размещать нагнетательные скважины на расстоянии от внешнего контура нефтеносности, равном не менее половины расстояния между соседними нагнетательными сква­жинами.

Однако со временем, когда выявилась значительная неоднородность реаль­ных продуктивных пластов, перешли к размещению нагнетательных скважин (при законтурном заводнении) непосредственно вблизи за внешним контуром нефтеносности. В настоящее время, как правило, для большинства случаев можно рекомендовать именно такое размещение. Лишь в некоторых случаях (например при небольшой залежи в монолитном пласте с очень высокой прони­цаемостью), когда для обеспечения нужных темпов разработки достаточно не­скольких нагнетательных скважин, их целесообразно несколько удалить от кон­тура с целью более равномерного воздействия закачки на все участки залежи. Напротив, в случае широких водонефтяных зон, простирающихся на несколько километров, наряду с нагнетательными скважинами, расположенными по пери­метру внешнего контура нефтеносности, целесообразно провести еще ряд нагне­тательных скважин вдоль внутреннего контура нефтеносности и «отрезать» тем самым чисто нефтяную часть залежи от водонефтяной части.

При внутриконтурном заводнении с разрезанием залежи на отдельные са­мостоятельно разрабатываемые участки (блоки, площади) целесообразно выби­рать расположение нагнетательных скважин в соответствии с соображениями, изложенными выше.

При площадном заводнении выбор разновидности этой системы уже пре­допределяет размещение нагнетательных скважин основного фонда.

Схему размещения дополнительных нагнетательных скважин из резервного фонда следует определять во всех случаях в соответствии с конкретными усло­виями, выявленными в процессе разработки.

При использовании избирательной системы заводнения нагнетательные скважины следует размещать преимущественно в высокопроницаемых зонах. Однако следует учитывать, что эти рекомендации базируются в основном на ' исследованиях и опыте применения избирательного заводнения для залежей маловязких нефтей (μ₀ ≤ 5). Для залежей с более вязкими нефтями (μ₀ ≥ 10) целесообразнее как с точки зрения достижения более высокой конечной нефте­отдачи, так и с точки зрения сокращения сроков разработки нагнетать воду в зоны пониженной проницаемости.

Определениечисла нагнетательных скважин и их приемитстости

Средняя приемистость нагнетательной скважины

EMBED Equation.3 (3.1)

где k_B — фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне нагнетательной скважины, мкм² (обычно k_B= 0,5—0,6k, где k — абсолютная проницаемость); h — толщина пласта, см; р_ЗН, р_Н — соответственно давление на забое нагне­тательной скважины и среднее давление на линии нагнетания, МПа,

EMBED Equation.3 (3.2)

Н — средняя глубина скважины, м; р_НАС — давление на выкиде насосов, МПа; Ртр — потери давления на трение в водоводах и в стволе скважины, МПа; μ_В — вязкость нагнетаемой воды, мПа-с; ξ — коэффициент, учитывающий загрязне­ние призабойной зоны нагнетательной скважины (определяется по данным опыт­ной закачки, а при составлении предварительной технологической схемы или схемы опытной эксплуатации, когда данных по опытной закачке может еще не быть, — по аналогии с другими месторождениями); r_с — приведенный радиус нагнетательных скважин.

Соотношение (3.1) нельзя использовать непосредственно для определе­ния приемистости, так как в него входит неизвестная величина σ_В.

Учитывая, что

EMBED Equation.3 (3.3)

где L — длина рассматриваемого участка линии нагнетания; п — число нагне­тательных скважин на выбранном участке; Q_H— суммарное количество закачан­ной воды на том же участке. После несложных преобразований получим

EMBED Equation.3 (3.4)

Уравнение (3.4) легко решить последовательным приближением. Задавшись интуитивно величиной п₁ и подставив ее в правую часть (3.4), находят первое значение п₁, подставив которое вторично в правую часть находят второе значе­ние n₂ и т. д. Установив число скважин на том или ином участке, легко опре­делить среднюю приемистость каждой из них по формуле (3.3). Однако не­обходимо отметить, что в уравнения (3.2) и (3.4) входит давление на за­боях нагнетательных скважин, которое обусловливается давлением на выкиде насосов, используемых для заводнения. Можно применить насосы различных типов и в зависимости от этого иметь различное давление на забое нагнетатель­ных скважин. Как видно из уравнения (3.4), чем выше давление на забое нагнетательных скважин, тем меньше при прочих равных условиях необходимое число нагнетательных скважин и, следовательно, меньше капитальные затраты . на процесс заводнения. Однако, с другой стороны, для повышения давления каждой единицы объема закачиваемой воды необходимо затратить определенное количество энергии, и, следовательно, с уменьшением числа нагнетательных сква­жин повышаются текущие расходы на заводнение. Очевидно, имеется какое-то вполне определенное число скважин и определенное давление на выкиде на­сосов, которые обеспечивают получение минимальных общих затрат на заводнение. Отсюда ясно, что правильный выбор давления нагнетания имеет большое значение.

А. П. Крыловым предложена простая приближенная формула для опре­деления наивыгоднейшего давления нагнетания:

EMBED Equation.3 (3.5)

где С_с — стоимость одной нагнетательной скважины, руб.; г) — коэффициент полезного действия насосной установки; t — средняя продолжительность работы каждой нагнетательной скважины, ч; ω — количество энергии, необходимой для сжатия 1 м³ воды на 1 МПа, (Дж/м³)/МПа; С — стоимость 1 Дж энергии.

Выделение границ разукрупненных участков

Выделение границ разукрупненных участков прово­дится по картам пластовых давлений, построенных для конкретного объекта разработки. Карты строятся по значениям пластовых дав­лений за год путем объектного разделения значений давлений по исследованным скважинам по интервалам перфорации. Этот способ позво­ляет разбить площадь залежи по ли­ниям минимальных давлений (нейтральным линиям), имеющим минимальные перетоки жидкости, на участки по каждому пласту, которые можно анализировать в настоящее время как самостоя­тельные объекты разработки. Кроме того, сравнительный анализ по картам пластовых давлений на разные даты, позволяет выявить зо­ны, слабо реагирующие на изменение режима закачки и отбора во времени. Надо отметить, что данный способ не является универ­сальным, позволяющим получать жесткие постоянные границы разукрупнения объекта, а имеет локальное применение, так как по­ле давления не постоянно и меняется во времени от режима работы добывающих и нагнетательных скважин. В данном случае способ используется для выделения и разукрупнения объекта на дату рас­смотрения с целью сопоставления степени выработанности запасов одного участка относительно друг друга.

Для обозначения границ между участками возможно использовать карты на­правлений линий тока жидкости, для построения которыхорых использовались карты векторных полей гра­диентов давления.

Оценка степени гидродинамического взаимодействия между

скважинами

С целью изучения процесса выработки запасов нефти по от­дельным скважинам и обоснования мероприятий по интенсифика­ции и регулированию разработки залежи необходимо рассмотреть зоны дренирования отдельных скважин, а затем оценить направле­ния опережающего вытеснения нефти нагнетаемой водой для уста­новления рядов и зон стягивания нефти, слабо выработанных уча­стков с преждевременным прорывом закачиваемой воды. При оценке опережающего направления вытеснения нефти учитываются сроки начала нагнетания воды в скважины, степень реагирования конкретных добывающих скважин на ввод данных нагнетательных скважин. Качественная оценка влияния определяет­ся по срокам начала и темпам обводнения продукции скважины за­качиваемой водой, росту дебитов жидкости и забойному давлению.

Также учитываются коллекторские свойства перфорированных прослоев в продуктивном разрезе как нагнетательных, так и добы­вающих скважин.

Таким образом, устанавливается степень гидродинамической связи между конкретными нагнетательными и добывающими сква­жинами продуктивной площади. Сопоставление гидродинамической связи проводится в раз­личных направлениях, как вдоль рядов добывающих скважин, так и перпендикулярно их расположению. При этом учитываются перио­ды эксплуатации и простоев добывающих и нагнетательных сква­жин, способы эксплуатации, дебиты жидкости, отборы нефти, воды и жидкости по каждой скважине.

На основе всестороннего анализа, проводимого по описанной методике, на изучаемом участке устанавливается возможное рас­положение целиков нефти, оцениваются их балансовые запасы и обосновываются конкретные ГТМ по добывающим скважинам.

Айвазяном С.А. и Енюковым И.С. разработана специальная методика для оценки степени взаимодействия между скважинами, применительно к решению нефтепромысловых задач.