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.

         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.

       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