Заводнение нефтяных пластов

В 1948 г. на Туймазинском нефтяном месторождении» (Баш­кортостан) впервые в отечественной практике был осуществлен промышленный эксперимент по закачке воды в пласт, имеющий целью не только восстановить пластовое давление до первона­чального уровня, но и несколько повысить его, создав тем самым условия для увеличения отборов. Метод получил название «под­держание пластового давления» (ППД).

При организации ППД наиболее сложным из вопросов и до сих пор решенных не полностью, является достижение максималь­ного вытеснения нефти из пласта при эффективным контроле и регулировании процесса.

При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками -плотностью, вяз­костью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемо­стью.
 

Чем больше различие между этими показателями, тем слож­нее идет процесс вытеснения.

Извлечение нефти из пористой среды не является простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешивание аген­тов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередую­щихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и тре­щинам, и образование застойных и тупиковых зон.

Механизм вытеснения нефти из пор пласта схематично пред­ставлен. Здесь показан разрыв потока нефти, образова­ние капель, уносимых водой, прилипание нефти к породе и ее со­противление напору воды.
 

Поддержание пластового давления, появившиеся у нас в стра­не вначале под названием законтурного заводнения, получило по­всеместное распространение. Сегодня оно является не вторич­ным способом добычи нефти, каким оно именовалось вначале, а непременным условием рациональной разработки залежи с перо­вых дней, закладывается в проекты разработки и осуществляет­ся более чем на 90% месторождений.

Если процесс ППД ведется с начала разработки месторожде­ния, объем закачиваемой воды устанавливается соотношением:

Qh =Qx

где: Qh — объем нагнетаемой воды; Qx — объем добываемой жидкости.

При организации ППД после некоторого времени разработки залежи, объем закачиваемой воды 0, должен превышать объем отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсив­ный прирост пластового давления. Необходимо также предусмот­реть компенсацию потерь закачиваемой жидкости на различные виды утечек.

Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которое должно иметь тен­денцию к росту или стабилизации.
 

Законтурное заводнение

Законтурное заводнение предполагает закачку воды в на­гнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы наибо­лее оптимального удаления нагнетательных скважин от эксплуа­тационных, величины давления нагнетания и объема закачки. По мере удаления контура нефтеносности от нагнетательных сква­жин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронт нагнетания переносится.
 

Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов:

• небольшие размеры залежи (отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности 1,5-1,75 км);
• пласт однородный с хорошими коллекторскими свойства­ми по толщине и по площади;
• нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300-800 м, что обеспечит более равномерное продвижение фронта воды и предотвратит образование языков обводнения;
• существует хорошая гидродинамическая связь между зо­ной отбора и зоной нагнетания.

Схема законтурного заводнения:

1- внешний контур нефтеносности; 2 — внутренний контур; 3 — нагне­тательные скважины; 4 — эксплуа­тационные скважины; 5 — конт­рольные скважины.

 

К недостаткам законтурного заводнения можно отнести:

а)  большие потери закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии;

б)    удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что
требует значительных затрат энергии на преодоление гидравлических потерь;

в)  замедленная реакция фронта отбора, на изменение условий на линии нагнетания:

г)  необходимость сооружения большого количества нагнетательных скважин, их удаленность от основных объектов закачки, что удорожает систему.

Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины рас­полагаются вблизи эксплуатационных или между внешним и внут­ренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью, при не­больших размерах залежи.

Внутриконтурное заводнение

Внутри контурное заводнение предполагает закачку воды не­посредственно в нефтяную зону, организацию одного или несколь­ких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осу­ществлено на полосы, прямоугольники, квадраты и т.д. Эконо­мичность данного метода заводнения очевидна: повышается ко­эффициент полезного действия системы за счет исключения от­тока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора.

 

Схема внутриконтурного заводнения:

1 — законтурные нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины; 3 — разрезающие ряды нагнетательных скважин; 4 — кон­тур нефтеносности.

Разновидностями внутриконтурного заводнения являются пло­щадное, очаговое, избирательное, блочное.

Площадное заводнение предусматривает размещение нагне­тательных скважин на площади месторождения. Площадное наводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цеди. Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти-, семи- или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину приходится при пятиточечной схеме одна эксплуатационная, при семиточечной — две, девятиточеч­ной — три.

Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, распола­гаемых в центре залежи и некоторого количества эксплуатацион­ных на периферии. Такой способ заводнения характерен для не­больших по площади, локализованных залежей (линзы, застойные зоны). 
 

Избирательное заводнение применяют для вытеснения не­фти из отдельных, плохо дренированных пластов, неоднородных по простиранию. 

Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пла­ста с другими. Такие данные можно иметь после некоторого вре­мени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение при­меняют на поздней стадии разработки.
 

Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдель­ные части и оконтурировании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого блока бурят добывающие скважи­ны, число и порядок расположения которых определяют расчета­ми. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку место­рождение сразу до его полного изучения и таким образом сокра­тить время разработки. Это эффективно для больших месторож­дений.

Опыт применения заводнения на месторождениях

Основываясь на 55-летнем эксплуатации Туймазинского мес­торождения, можно сказать, что технология заводнения оправ­дала себя. Вопросы, которые пришлось решать здесь, касались массы проблем: это и наиболее целесообразное расположение нагнетательных скважин, и освоение их под закачку, подготовка пресных и сточных вод и их нагнетание в пласт.
 

Нельзя сказать, что все проблемы к сегодняшнему дню ре­шены, однако являются очевидными такие факты, что разработ­ка месторождения по предложенной технологии оказалась эффек­тивной, что подтверждается графиками.

По ним можно установить:

• пластовое давление, которое в первые годы после ввода ме­сторождения в разработку катастрофически падало, после нача­ла заводнения начало подниматься и вскоре достигло первона­чального, а затем и превысило его;
• отбор жидкости интенсивно нарастал;
• объем добытой нефти продолжал увеличиваться, достигнув к 1966 г. наибольшего значения;

-добыча нефти фонтанным способом до 1960 г. была преоб­ладающей в общей добыче всеми способами, т.е. в течение бо­лее 16 лет после открытия Девона.

График разработки Туймазинского нефтяного месторождения.

Негативными последствиями заводнения можно считать сле­дующие:

• интенсивное обводнение месторождения, темп роста кото­рого с 1955 по 1970 г.г. составлял около 10% — ежегодно;
• невысокие отмывающие свойства заканчиваемой в пласт воды;
• большое количество осложнений, вызываемых возвращени­ем в пласт добываемых вместе с нефтью пластовых вод;
• последнее сопровождается разрушением водоводов, засолонением водоисточников питьевого водоснабжения, нарушением экологического равновесия.

Система ППД постоянно совершенствуется по следующим направлениям:

• разработка новых технологических жидкостей или добавок к воде, улучшающих ее отмывающие свойства и обладающих меньшей агрессивностью по отношению к оборудованию и к при­роде;
• разработка надежного контроля за движением жидкости в пласте;
• разработка методов регулирования фильтрационных потоков в пласте и исключение образования тупиковых и невыработанных зон;
• в настоящее время заводнение проектируется с начала разработки с разрезанием крупных месторождений на блоки;
• внедряются новые технологии: нестационарное и цик­лическое наводнение и другие.

Нестационарное заводнение — технология, при которой объе­мы закачки воды и номера нагнетательных скважин изменяются во времени.

Циклическое заводнение — разновидность нестационарного заводнения, идея которого состоит в том, что нагнетание воды ведется в виде определенных циклов по схеме «нагнетание-оста­новка».

Циклическое заводнение

Метод циклического заводнения основан на представлении о том, что периодическая закачка воды в пласт взамен непрерыв­ной может вызвать перераспределение давлений в пропластках различной проницаемости. Это значит, что из зон, насыщенных нефтью и имеющих низкую проницаемость, при снижении давле­ния, вызванного прекращением закачки, начнется переток нефти в зоны повышенной проницаемости. Последние, как правило, бо­лее обводнены и, вследствие лучшей характеристики, в них быс­трее снижается давление. Кроме того, капиллярные силы созда­ют дополнительное сопротивление для перемещения воды в низ­копроницаемых поровых каналах, что благоприятствует переме­щению нефти.

По разным данным рекомендуемый цикл «закачка-останов­ка» может составлять от 10 до 80 суток, и он должен отрабаты­ваться непосредственно в условиях месторождения.
 

Следует учесть, что при увеличении срока работы залежи в условиях отсутствия закачки, могут наступить необратимые про­цессы, связанные с резким падением пластового давления, отка­зами скважинных насосов и т. д. поэтому здесь выступает на первый план контроль за работой скважины и системы в целом.

Прекращение закачки может вызвать снижение пластового давления до критических величин, и оно может быть восстанов­лено за счет ограниченных мощностей системы ППД.

Похожие статьи:

РЭНГМ → Справочник по добыче нефти. В.В. Андреев

РЭНГМ → Вскрытие продуктивных пластов перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации. Н. Гайворонский

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. Бояров А.И.

РЭНГМ → Скважинная добыча нефти. Статическое и динамическое давление.

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. В.М. Муравьев