Законтурное и внутриконтурное заводнение

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через спе­циальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним кон­туром нефтеносности по периметру залежи (рис. 26). Эксплуатацион­ные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтенос­ности рядами, параллельными контуру.

Наиболее благоприятными объектами для законтурного заводне­ния являются пласты, сложенные однородными песками или песчани­ками, с хорошей проницаемостью и не осложненные нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в таких пла­стах отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.

При добыче высоковязкой нефти процесс закачки воды в пласт также может быть малоэффективным, потому что менее вязкая по сравнению с нефтью вода при движении в пласте будет обгонять нефть, прорываться к отдельным скважинам и преждевременно об­воднять их.

При законтурном заводнении создается искусственный контур питания залежи энергией, прибли­женный к зоне ее разработки, что создает благоприятные условия для повышения отбора нефти из пласта и, следовательно, для ин­тенсификации разработки залежи.

Рис. 26. Схема законтурного завод­нения. 1 — нефтяные скважины; 2 — нагнета­тельные скважины; з — контрольные скважины; 4 — внутренний контур нефте­носности; 5 — внешний контур нефте­носности.

Однако чрезмерное приближе­ние нагнетательных скважин к экс­плуатационным может вызвать бы­строе и неравномерное обводнение залежи закачиваемой водой и ос­тавление в пласте больших коли­честв нефти. Чрезмерное же удаление нагнетательных скважин от эк­сплуатационных, благоприятное с точки зрения равномерности про­движения воды по всему периметру залежи, может сделать искусствен­ный контур питания малоэффективным. Поэтому в практике закон­турного заводнения расстояние от нагнетательного ряда скважин до внешнего ряда эксплуатационных делают равным не более 1—1,5 км.

При плохой проницаемости пород на контуре нефтеносности нагнетательные скважины располагают внутри контура в водонефтя-ной зоне пласта, в более проницаемых частях залежи. Такой вариант носит название приконтурного заводнения.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2—3 близлежащих ряда эксплуатационных скважин. Поэтому на начальной стадии разработки крупных залежей нефти с применением законтурного заводнения бурят только два-три внешних ряда эксплуатационных скважин, оставляя центральную часть залежи неразбуренной. Это делается потому, что скважины внутренних рядов не дадут прироста в добыче нефти, в то же время отбор нефти из них приведет к падению пласто­вого давления в центральной части залежи.

При описанной системе разработки нефтяной залежи с законтур­ным заводнением в чистом виде центральные ряды скважин разбури-

вают по мере обводнения и выхода из строя наружных рядов скважин. Такой порядок разбуривания и разработки залежи, хотя и обеспечи­вает наиболее полное, использование пластовой энергии, но имеет тот недостаток, что центральные части залежи остаются законсерви­рованными на длительное время, и общий срок эксплуатации залежи удлиняется. Поэтому законтурное и приконтурное заводнение может с наибольшим эффектом применяться при разработке только таких залежей, размеры которых позволяют разместить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, но не больше двух-трех и как максимум четырех рядов скважин на каждую линию нагнетания.

При применяемых в на-стоящее время расстояниях между рядами эксплуатаци­онных скважин (500—800 м) для полного одновременного разбуривания всей площади нужно, чтобы ширина залежи в пределах ее внутреннего контура нефтеносности была не больше 4—б км.

Рис.27. Схема внутриконтурного заводне­ния.

Для интенсификации раз­работки нефтяных месторож­дений с применением искус­ственных методов воздействия на пласт, в последнее время стали широко применяться различные комбинации за­контурного заводнения с внутриконтурным.

Наиболее распространенным методом такой интенсификации яв­ляется искусственное «разрезание» залежи на отдельные площади или блоки путем закачки воды в ряды нагнетательных скважин, располо­женных вдоль намеченных линий разрезания внугри естественного контура нефтеносности. Таким образом создаются близкие к эксплуа­тационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно (рис. 27).

При внутриконтурном заводнении на первоначальной стадии осуществления процесса воду нагнетают непосредственно в нефтяную часть залежи. По мере дальнейшего непрерывного нагнетания воды в пласте вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной вал или барьер, разделяющий залежь на части. Напор закачи­ваемой в пласт воды воспринимается рядами эксплуатационных скважин, размещенных по обе стороны от ряда нагнетательных скважин.

Для быстрейшего создания непрерывного водяного вала, т. е. для быстрейшего освоения процесса внутриконтурного заводнения, закачку воды начинают не во все скважины разрезающего ряда, а через одну скважину, промежуточные же скважины ряда временно эксплуатируются как нефтяные с форсированным отбором нефти.

По мере обводнения эти скважины переводятся в категорию нагне­тательных.

Внутриконтурное заводнение впервые было осуществлено на крупнейшем месторождении СССР — Ромашкинском в Татарской АССР, которое разрезано рядами нагнетательных скважин на 20 с лишним обособленных эксплуатационных площадей. Такая система внутриконтурного заводнения в сочетании с законтурным приме­няется сейчас при разработке многих крупных нефтяных месторо­ждений.

лад

д д д д д д д

Рис. 28. Схема централь­ного заводнения.

а — очаговое заводнение; б — внутриконтурное коль­цевое заводнение; в — осе­вое заводнение.

В ряде случаев для интенсификации разработки применяют ком­бинацию законтурного или приконтурного заводнения свнутрикон-турным центральным заводнением. При центральном заводнении в центре площади бурят батарею (рис. 28, а) или кольцевой ряд (рис. 28, б) нагнетательных скважин. Подобные варианты внутри­контурного центрального заводнения могут быть осуществлены и самостоятельно, особенно в случаях значительного уменьшения про­ницаемости пород в периферийных частях нефтяной залежи. Так, одним из вариантов центрального заводнения может явиться осевое заводнение, когда нагнетательные скважины располагаются вдоль оси складки (рис. 28, в).

Для поддержания среднего пластового давления в залежи при­мерно на одном уровне общий объем закачиваемой в пласт воды при заводнении должен равняться объему извлекаемых из пласта жид­кости и газа.

На большинстве месторождений с пластовым давлением, превы­шающим давление насыщения нефти газом, одна тонна извлеченной нефти вместе с попутным газом занимает в пласте объем, равный 1,4—1,6 м³. Это значит, что при извлечении из пласта одной тонны нефти (по замеру на поверхности) в пласт должно быть закачано

6 Заказ 2145 81

1,4—1,6 м³ воды. Только при этом условии отбор нефти и газа из пласта будет компенсироваться нагнетаемой в пласт водой.

Однако, как показала практика, соответствие объемов извлека­емой из пласта и нагнетаемой в пласт жидкости еще не обеспечивает поддержания пластового давления на одном уровне. Это объясняется тем, что из-за больших сопротивлений продвижению нагнетаемой воды в нефтяной части залежи некоторое количество воды уходит в периферийные водяные зоны пласта. При внутриконтурном завод­нении также могут быть потери нагнетаемой воды за счет ухода ее в отдельные непродуктивные пропластки, в верхние или нижние пласты и т. п.

Ориентировочно можно считать, что потери воды при заводнении составляют 15—20% от объема закачиваемой воды. Следовательно, для успешного осуществления заводнения в пласт надо нагнетать от 1,6 до 2,0 м³ воды на каждую тонну извлекаемой нефти, а при извле­чении вместе с нефтью и пластовой воды следует учитывать и ее объем. Если требуется не только поддержать, но и повысить пласто­вое давление до какой-то заданной величины, объем нагнетаемой воды должен быть еще больше.

Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной вели­чине давления нагнетания.

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеюще­гося насосного оборудования. Давление на забое скважины при нагне­тании в нее воды определяется по максимальному или оптимальному давлению, которое могут развивать применяемые насосы,

Рзаб^Рнаг+Лт —Ртр, (55)

^гД^е Рзяб — давление на забое скважины; р_нзг — давление на выкиде насоса; р_ст — давление столба воды в скважине; р_тр — потери давления на трение от насоса до забоя скважины.

Потери давления на трение р_тр определяются по известным фор­мулам гидравлики.

Применение законтурного и внутриконтурного заводнения с целью восполнения пластовой энергии, расходуемой при отборах нефти из пласта, позволило в значительной степени интенсифицировать процессы разработки нефтяных залежей: стало возможным резко увеличить темпы отбора нефти из пластов и тем самым сократить сроки их разработки при обеспечении высоких конечных коэффи­циентов их нефтеотдачи. При этом нефтяные залежи стали разраба­тывать разреженными сетками скважин, т. е. со значительно мень­шим числом скважин на единицу площади, чем при старых системах разработки без применения законтурного заводнения. Если на ста­рых бакинских, грозненских и других месторождениях ранее на одну скважину приходилось от 1 до 4-х, редко до 8 га нефтеносной пло­щади, то сейчас на большинстве новых месторождений степень уплот­нения составляет от 12 до 60 га и выше на одну скважину.

На месторождениях, разрабатываемых при помощи законтурного заводнения, высокий уровень текущей добычи нефти сохраняется длительное время и только на последних этапах разработки сни­жается до минимума.