foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Заводнение пластов

С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов ХХ века залежи нефти разрабатывались на режимах истощения, при которых извлекали не более 25 % нефти от начальных запасов. Редко встречался естественный водонапорный режим. Отбор остаточных запасов производился с помощью так называемых вторичных методов добычи нефти – закачки воздуха и горячей газо-воздушной смеси, вакуум-процесса и др.

     С конца 40-х годов начался качественно новый этап в развитии технологии нефтедобычи – интенсивное внедрение заводнения как на энергетически истощенных  ( вторичный  метод  добычи нефти ), так и на вводимых в разработку (первичный метод) месторождениях.

      Внедрение методов заводнения имело достаточно длительную историю, в течение которой происходила борьба двух противоположных мнений. Из практики разработки нефтяных месторождений Апшеронского полуострова хорошо известно, что появление воды в скважине – явление нежелательное и всегда сопровождающееся уменьшением дебитов нефти, осложнениями нормальной эксплуатации скважин вследствие образования песчаной пробки, отложением в трубах различных минеральных солей, необходимости подъема на поверхность больших объемов воды и т. д.  Поэтому у ряда специалистов было отрицательное отношение к нагнетанию воды в нефтяные пласты.

     В США  также проявляли значительную осторожность при внедрении методов заводнения для большинства нефтяных месторождений, предпочитая использовать нагнетание воды лишь в качестве вторичного метода разработки.

     Особое значение приобрели исследования по научному обоснованию методов поддержания пластового давления (ППД) в связи с проектированием разработки Туймазинского нефтяного месторождения в Башкирии (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция). Успешное осуществление в крупных промышленных масштабах законтурного заводнения на этом месторождении способствовало внедрению метода водного воздействия и в других нефтегазоносных районах страны. Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой заводнение стало высокопотенциальным и основным способом воздействия на пласты при разработке нефтяных месторождений.

        В настоящее время заводнение  это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти. С его помощью в СССР в начале 80-х годов было добыто свыше 90 % нефти.

         В зависимости  от  расположения  нагнетательных  скважин  по отношению к залежи нефти  различают:  законтурное, приконтурное  и  внутриконтурное   за-воднение. На многих месторождениях применяют сочетание  этих разновид-ностей.  

        ЗАКОНТУРНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ

Подпись:  Рис. 1     Схема размещения скважин при законтурномзаводнении.


        Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических  ресурсов, расходуемых  на  продвижение  нефти   к  забоям  эксплуатационных   скважин.  С  этой целью  поддержание  пластового давления  производится  закачкой  воды       через  нагнетательные  скважины,  расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой ( за внешним контуром нефтеносности)  (рис.  1 ).  При  этом, линию нагнетания  намечают  на  некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

·         степень разведанности залежи – степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;

·         предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;

·         расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.      

Чем лучше степень разведанности, чем достовернее определено местопо-ложение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт,тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания.  Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта против нагнетательных скважин и достижение равномерности перемещения  водонефтяного контакта ( ВНК ). 

   Значение вышеперечисленных факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Так как изменение именно этих параметров сильно сказывается на фильтрационном потоке и , следовательно, на характере перемещения кон-туров нефтеносности.  Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности – на расстоянии от 0 до 200 –300 м  в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин. 

         Для  однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму. Но на практике редко встречается  природная система (залежь), идеально сочетающая в себе эти факторы.

          Если законтурное заводнение в стадии его широкого внедрения считалось наиболее эффективным методом поддержания пластового давления, то тщательный анализ сущности метода, в первую очередь, с геологических позиций дает основание отметить значительное число негативных сторон этого метода, которые ставят под сомнение целесообразность его применения для подавляющего большинства нефтяных залежей.

Отрицательные стороны применения законтурного заводнения

1.    Для ряда залежей нефти, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, вторичные процессы, происходившие после формирования залежей в зоне ВНК  привели к резкому ухудшению проницаемости вплоть до закупорки пор и по существу – к изоляции нефтяной залежи от законтурной области.

2.    Отдельные исследователи, учитывая только гидродинамические соображения по выравниванию фронта продвижения закачиваемой воды, рекомендовали закладывать нагнетательные скважины на значительном отдалении от внешнего контура залежи ( 2 км и более). Такой подход  не учитывал возможность выклинивания пластов или резкого ухудшения проницаемости в

зоне, расположенной до границы нефтяной залежи. В этом случае вся  нагнетаемая вода, которая должна продвигаться по этому пласту устремляется в законтурную область, не совершая абсолютно никакой полезной работы.

3.    Заложение нагнетательных скважин на расстоянии от внешнего контура, учитывая, что каждый из ниже залегающих продуктивных пластов будет иметь меньшую площадь по сравнению с верхним и потому контуры по отдельным пластам перемещаются в направлении свода поднятия, все больше удаляясь от нагнетательных скважин. В этой связи будет ухудшаться эффективность законтурного заводнения для нижних пластов одного и того же горизонта.

4.    Исследованиями А.П. Крылова, П.М. Белаша и др. по многим крупным залежам Волго-Уральской нефтегазоносной провинции установлено, что при расчете количества воды для поддержания пластового давления в залежах, в которых установлена хорошая связь с законтурной областью, необходимо принять расчетный коэффициент, равный 1,7 , т.е. из обычного количества нагнетаемой воды 70 % направляется в законтурную область. Почти такие же огромные потери, достигающие 70 % и более были определены Н.К. Пра-ведниковым  при законтурном заводнении  Трехозерного месторождения в Западной Сибири.

5.    При разработке крупных и очень крупных залежей нефти длиной 25 – 35 км и шириной 12 –15 км, с площадью нефтеносности 200 – 400 км2 и более принимали расстояние между скважинами в рядах 400 – 500 м , а расстояние между рядами батарей скважин 500 – 600 м. После продвижения фронта нагнетаемой  воды к первому внешнему ряду эксплуатационных скважин проводилось наращивание четвертой и последующих внутренних кольцевых батарей скважин с отключением внешних обводнившихся ( нередко лишь частично) рядов скважин. Перенос фронта нагнетания и вынужденное поэтапное отключение батарей скважин обуславливали неполный отбор запасов и большую потерю нефти.

6.    Для месторождений Западной Сибири характерны значительные площади нефтеносности, сравнительно слабая активность законтурных вод, высокие темпы отбора нефти. Поэтому законтурное заводнение характеризуется значительной потерей закачиваемых вод. Так для Мегионского и Усть-Балыкского месторождений эта потеря достигает 40 % и более. Для пласта БС 2-3  Усть-Балыкского месторождения, где нагнетательные скважины удалены от зоны отбора жидкости на 1,5 - 2–км, потери закачиваемых вод оказались значительными.

7.    К недостаткам  законтурного заводнения следует отнести также сложность обустройства объектов ППД, строительство системы водоводов большой протяженности по периметру месторождения.

Положительный эффект системы законтурного заводнения

       Законтурное заводнение дает значительный эффект и не имеет указанных выше недостатков при разработке залежей малых и средних размеров, когда имеется не более четырех батарей скважин.

        Благоприятными геологическими условиями для этого вида заводнения  являются :

-          однородные коллекторские свойства пласта или их улучшение в периферийной части залежи;

-          малая относительная вязкость нефти;

-          высокая проницаемость коллектора ( 0,4 – 0,5 мкм 2  и более );

-          сравнительно однородное строение пласта;

-          небольшая ширина залежи ( 4 – 5 км).

     При этих условиях эксплуатационные скважины располагают вдоль внутреннего контура нефтеносности кольцевыми рядами. При нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта.

           При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи.

           Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было  начато в 1948 году  при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты  с целью пополнения пластовой энергии, про-водившиеся в разных странах.

          При разработке нефтяных месторождений в СССР с применением заводнения  вначале использовали законтурное заводнение.  Этот вид воз-действия на продуктивные пласты применяли на месторождениях, коллекторы которых были сложены  в   основном  песчаниками  и  алевролитами   с   проницаемостью  0,3 – 1,0  мкм2 . Вязкость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла 1 – 5  10 –3  Па  с.

          Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления.  Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

          Использование заводнения нефтяных пластов привела вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласно формуле Дюпюи, должны были при  используемых перепадах давления поглощать запроектированные расходы воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта  и кислотные обработки, и главным образом использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин, к решению проблемы их освоения.

         Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам:

        1.   Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать  пластовое   

             давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

2.    Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин  20-60  10 4  м2 / скв  при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50 – 0,55  в сравнительно однородных пластах и при вязкости  нефти в пластовых условиях порядка 1-5  10 –3  Па  с .

3.    При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4.    Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках.

5.    При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта.

              ПРИКОНТУРНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ

        Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности  ( рис. 2 ).


           Рис. 2.   Схема размещения скважин при приконтурном заводнении 

        Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных  скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Это явление вызывается резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что может быть связано со вторичными процессами химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне ВНК. Последнее зависит от химического состава пластовых вод и нефти и от сложных биохимических процессов, протекающих в недрах на контакте вода -–нефть.  Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области,  а  также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.

       Первоначально метод приконтурного заводнения был предложен для  залежей геосинклинальных областей с резко ухудшенной проницаемостью  в зоне ВНК и изолированной от законтурной области. Впоследствии оказалось, что  приконтурное заводнение весьма эффективно и для платформенных  залежей.

        Так, на Туймазинском месторождении, при проведении в течение длительного времени законтурного  заводнения возникли значительные трудности в разработке залежи  горизонта Д 1 . Рядом специалистов было предложено перейти к приконтурному  заводнению. Ранее предполагалось, что  законтурное заводнение обеспечит вытеснение нефти из краевых  зон залежи в направлении к зоне внутреннего контура нефтеносности, но это предположение не оправдалось. Под  действием  нагнетаемой  воды при законтурном заводнении происходит  непоршневое вытеснение нефти из краевых зон  по всей нефтенасыщенной мощ-ности  пласта, и нагнетаемая вода  устремляется по нижней водоносной части горизонта. Данное обстоятельство  обуславливает необходимость  самостоятель-ной разработки водонефтяных  зон крупных залежей.

       Преимущества приконтурного заводнения очевидны. Краевые части залежей, вплоть до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностями нефтеносных пород, не имеющих  для разработки практического  значения. На крупных  платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей ( 1 – 3 м ).

         Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока  достижение максимального уровня  добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

           

        ВНУТРИКОНТУРНОЕ   ЗАВОДНЕНИЕ

Полученные результаты  законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование  разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

         При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта ( рис.  3 ).

  В  России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

·         разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин  на отдельные площадки;

·         барьерное заводнение;

·         разрезание  на отдельные блоки самостоятельной разработки;

·         сводовое заводнение;

·         очаговое заводнение;

·         площадное заводнение.

Рис. 3.   Схема  размещения  скважин  при  внутриконтурном  заводнении

       Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется  на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе.  На средних и небольших по размеру  залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки ( блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков  выби-рается с учетом соотношения  вязкостей и прерывистости пластов ( литоло-гического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин ( не более 5 – 7 ).

 Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение  на Ромашкинском ( 23 пласта горизонта Д1 , Татария ), Арланском ( Башкирия), Мухановском ( Куйбышевская обл.), Осинском (Пермская обл.), Покровском (Оренбургская обл.), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском ( Западная Сибирь) и других место-рождениях. 

На месторождениях  Советском ( пласты АВ 1 ) , Самотлорском , Мамонтовском и др. С начала 60-х гг. стали широко использовать системы блокового  заводнения,

 так называемые “активные” (интенсивные) системы с размещением  между двумя нагнетательными рядами не более  3 – 5 рядов добывающих скважин. При небольшой вязкости нефти ( до 3 – 5 мПа  с ) для объектов с относительно  однородным строением пластов  системы заводнения могут быть  менее активными, блоки шириной до 3,5 – 4  км. Для ухудшенных условий активность систем должна повышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2 – 3 км и менее. При однородных пластах  с продуктивностью выше 500 т /  (сут.  МПа ) оправдали себя пятирядные системы , при продуктивности 10 – 50 т / (сут.  МПа ) – трехрядные.

 В  результате дальнейших исследований, исходя из опыта разработки было установлено, что наиболее целесообразно применять разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин  в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки  нефтяных месторождений:  однорядная, трехрядная и пятирядная.

  Использование систем разработки с внутриконтурным разрезанием позволило в 2 – 2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улучшить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, особенно в Западной Сибири.

  В дальнейшем, с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой  разработки, а на отдельных участках пластов.

         В настоящее время это наиболее интенсивный и экономичный способ воздействия на продуктивные пласты. По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения.

              Сводовое заводнение . При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него.  Если размеры залежи превышают оптимальные, то  это заводнение сочетают с  законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

       Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может  быть избран в связи со значительным ухудшением  проницаемости  в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.

       Осевое   заводнение  было  осуществлено  в  США на месторождениях Уиссон

( 1948 г.)  и Келли-Снайдер ( 1954 г.) , в России  -  при разработке Новодмит-риевского,  Якушкинского, Усть-Балыкского ( пласты группы А).

       Кольцевое заводнение.  Кольцевой ряд  нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает  залежь на центральную и кольцевую площади. (Ромашкинское месторождение ).

       Центральное заводнение  как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется  одна или несколько добывающих скважин).     

        Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве  до-полнительного мероприятия  к основной системе заводнения. Оно осущест-вляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение  нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Также используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных  основными  системами.

         Оно более эффективно на  поздней стадии разработки. Внедрено на месторождениях Татарии, Башкирии, Пермской, Оренбургской областей и т.д.

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выра-женной неоднородностью  пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке  без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем их числе реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват охват заводнением.

Площадное  заводнение  характеризуется рассредоточенной закачкой воды  в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной  в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя-титочечные , также линейные ( рис.  4 ).

Рис. 4 Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)

 Линейная система – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и

добывающих скважин составляет 1 : 1 . Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами  2L  и  2s н = 2 s д = 2s.  Если 2L = 2s,                          то линейная  система  переходит в пятиточечную с  таким же соотношением скважин ( 1: 1 ) . Пятиточечная  система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин  с нагнетательной скважиной в центре ( обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных ( соотношение скважин  3 : 1 ) , так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной  девятиточечной системе  ( с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение  нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 3 . При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную ( обращенную семиточечную) и семиточечную ( или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1:2 и 2 : 1 .   

        Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.

 Заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее время  -  главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти.

Обширные фактические данные по разработке нефтяных месторождений с применением заводнения во многих случаях подтверждают с той или иной степенью точности теоретические результаты, получаемые на основе моделей поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой из однородного, слоисто-неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористого пластов, если модель соответствует реальному пласту. Фактическое изменение пластового давления, добыча нефти и жидкости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи  согласуются с расчетными. В настоящий момент существует проблема  правильного выбора модели, наиболее точно  отражающей главные особенности разработки пласта. Модель разработки  конкретного пласта может быть построена лишь на основе тщательного изучения  и учета свойств пласта и сопоставления результатов расчета процесса разработки с фактическими данными. В связи с ростом возможностей вычислительной техники большое развитие получили детерминированные модели пластов и процессов разработки. Их использование приводит к необходимости решения двумерных и трехмерных задач многофазной многокомпонентной фильтрации.

Богатый и многообразный опыт применения заводнения в России позволяет не только выявить его технологические возможности, но и сформулировать проблемы, связанные с этим методом воздействия на пласты.

         Первая проблема заводнения  возникла на стадии его лабораторных экспериментальных исследований. Затем теоретические исследования  и анализ разработки нефтяных месторождений с различной вязкостью нефти показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях µ0 =µн /µв текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды  Q  к объему пор пласта  Vп  снижается. Если, например, за условную конечную нефтеотдачу  принять нефтеотдачу при прокачке через пласт трех

объемов пор пласта, т.е.  объема воды, равного  3 Vп , то в среднем  при µ0 = 1-5 можно получить конечный коэффициент вытеснения  порядка 0,6 – 0,7  для пород – коллекторов нефти с проницаемостью 0,3 – 1,0 мкм2 .

 Если заводнение применяют на нефтяном месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка  20-50  10 –3  Па с , то конечный коэффициент вытеснения снижается до 0,35 – 0,4  в результате усиления неустойчивости процесса вытеснения нефти водой.

         Лабораторные экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов, показывают, что при µ 0 = 1 – 5 линия контакта нефть – вода  изгибается сравнительно мало ( рис.  5    ), но при µ 0 = 20 – 30  она сильно деформируется ( рис. 6). При этом вода, вытесняющая нефть, движется языками, оставляя позади контакта  нефть – вода участки обойденной водой нефти.

Если m 0 >100,  заводнение  нефтяных месторождений, осуществляемое путем закачки обычной воды, оказывается неэффективным , поскольку конечная нефтеотдача получается низкой ( порядка 0,1 ).

Рис. 5  Схема движения водонефтяного контакта в пласте

при m = 1 – 5 ·10 Па с

1 – область, занятая водой и остаточной нефтью; 2 – водонефтяной контакт;

3 - область, занятая нефтью

Аналогичная картина возникает при использовании заводнения для вытеснения высокопарафинистой нефти  из пластов. Если допустить сильное разгазирование  нефти  во время разработки месторождения на естественном режиме или снижение пластовой температуры ниже температуры  кристаллизации парафина вследствие закачки в пласт воды с более низкой температурой, чем пластовая, то парафин, первоначально находившийся  в нефти в растворенном состоянии, выделится из нее, вязкость нефти повысится и она приобретет неньютоновские свойства, что в конечном итоге приведет  к снижению нефтеотдачи.

Исходя из вышеизложенного, первая проблема разработки нефтяных месторождений  с применением  заводнения  состоит в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую  и конечную нефтеотдачу.

Рис. 6  Схема движения водонефтяного контакта в пласте

при m = 20 – 30·10 Па с

1-область, занятая водой и остаточной нефтью; 2 – водонефтяной контакт;

3 – область, занятая нефтью; 4 – скопление нефти, оставшейся позади водонефтяного  контакта

         Исходя из вышеизложенного, первая проблема разработки нефтяных месторождений  с применением  заводнения  состоит в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую  и конечную нефтеотдачу.

1.     Применение для закачки  в пласт горячей воды и водяного пара.

2.     Загущение воды полимерными добавками и другими веществами.

3.     Использование влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

         В настоящий момент существуют  следующие направления  решения  этой проблемы.                                             

      Вторая  проблема заводнения  связана с принципиальной невозможностью достижения полного вытеснения  нефти водой  даже при благоприятных  условиях значительной проницаемости коллекторов и малых значениях параметра m 0.

      Главной причиной  невозможности полного вытеснения нефти водой из завод-ненных  областей пластов заключается в несмешиваемости  нефти  и  воды. 

Решить эту проблему можно несколькими путями:

1)         обеспечить смешиваемость нефти с вытесняющим ее веществом;

2)         применением высокотемпературного воз-действия на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.

       Третья проблема –  возникла в результате  анализа и обобщения  опыта разработки на многих нефтяных месторождениях  - обеспечение  более полного охвата пластов  процессом заводнения. По многим причинам отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду, следовательно из них не вытесняется нефть; обводнение отдельных скважин происходит весьма неравномерно, что ведет к оставлению в пласте не охваченных   заводнением  нефтенасыщенных  зон ( рис.  7 ). 

           

Рис. 7  Схема вертикального разреза участка пласта

с несколькими пропластками

1, 2 и 4 – соответственно пропластка А, Б и В; 3 – линза в пропластке; 5 – непроницаемые пропластки

Рис. 8 Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков,

разрабатываемого при  трехрядной схеме расположения скважин

1 – нагнетательная скважина; 2 – пропласток 1; 3 – добывающая скважина; 4 – пропласток 2, вклинивающийся между первым и вторым рядом добывающих скважин; 5 – добывающая скважина второго ряда; 6 – пропласток 3

 

Решение проблемы охвата пластов:

1)    путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин;

2)    повышения давлений нагнетания;

3)    методами регулирования разработки;

4)    выбором наиболее подходящей систе- мы разработки.

Почему могут спускать колеса авто смотрите тут kamael.com.ua
Предложения строителей смотрите здесь
Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

Статистика



Яндекс.Метрика