вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдель ные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые назы вают эксплуатационными полями или блоками. Внутриконтурное заводнение в случае необходимости сочетается с законтур ным или приконтурным заводнением.
В СССР применяется пнутриконтурное заводнение таких ви дов: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки, блоки самостоятельной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное за воднение.
Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных ме сторождениях платформенного типа с широкими водонефтя ными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основ ной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах приме няют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3—4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5—7). Разрезание на отдельные площади и блоки на шло применение на Ромашкинском (23 площади пласта Д i, Та тария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская область), Осинском (Пермская область), Покровском (Орен бургская область), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Си бирь) и других месторождениях. С начала 60-х годов на место рождениях Куйбышевской области (пласт А4 Козловского, пласт Б2 Стрельненского, пласт До Жигулевского и другие месторож дения) и затем Западной Сибири (Правдинское, Мамонтовское, пласты АВ! Советского и Самотлорского месторождений) стали широко использоваться системы блокового заводнения, причем так называемые активные (интенсивные) системы с размеще нием между двумя нагнетательными рядами не более 3—5 ря дов добывающих скважин. Совершенствованием блоковых си стем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.
При небольшой вязкости нефти (до 3—5 мПа • с) для объек тов с относительно однородным строением пластов системы за воднения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5— 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна по вышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2—3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше
26
500 т/(сут«МПа) |
оправдали |
себя пятирядные системы, |
а при |
продуктивности |
10—50 |
т/(сут*М Па)— трехрядные |
(по |
Б. Т. Баишеву и др.). |
|
|
|
При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин раз мещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры за лежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с за контурным. Сводовое заводнение подразделяют на: а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры — кумский горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодар ском крае, пласты группы А Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири); кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса за лежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую пло щади — Миннибаевская' площадь Ромашкинского месторожде ния); центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200—300 м размещают 4—6 наг нетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).
Очаговое заводнение может применяться в качестве само стоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднород ных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного за воднения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Разбуривание осуществляют по равномерной сетке с расположением буровых станков вблизи продуктивных скважин и последующим переходом «от извест ного к неизвестному». Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных так, чтобы они размещались на участках с наилучшей характеристикой пластов и оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. В связи с этим его называют избирательным заводнением. Внедрено очаговое заводнение на месторождениях платформен ного типа в Татарии (периферийные участки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений), Башкирии (месторождения Краснохолмской группы), Коми АССР, Пермской, Оренбург ской обл. и т. д. Оно более эффективно на поздней стадии раз работки.
Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади се нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каж дого элемента залежи с расположенной в его центре одной до бывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя титочечной и линейной системами (рис. 1.2). Линейная си стема — это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном по рядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин со ставляет 1 1. Элементом этой системы может служить прямо-
б
Рис. 1.2. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г)
и линейная (д, |
е) системы заводнения (с выделенными элементами): |
/ — добывающие; |
2 — нагнетательные скважины |
угольник со сторонами 2L и 2ан = 2ад = 2а. Если 2L = 2a, то ли нейная система переходит в пятиточечную с таким же соотно шением скважин (1 1). Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение сква жин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пяти точечная система). В девятиточечной системе на одну добываю щую 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 четырехточеч ную (обращенную семиточечную) и ссмиточечную (или обра щенную четырехточечную) системы с соотношением нагнета тельных и добывающих скважин соответственно 1; 2 и 2 : 1. Воз можны также другие площадные системы. Таким образом, пло щадные системы характеризуются различной активностью воз действия на залежь, выраженной соотношением нагнетатель ных и добывающих скважин (1 3, 1 2, 1 1, 2 ; 1, 3 1).
Результаты исследований, проведенных в ВНиИнефти, Гипровсстокнефти, СибНИИНПи показали, что площадное завод-
ненис эффективно при разработке малопроницаемых пластов [10]. Эффективность площадного заводнения увеличивается с по вышением однородности, толщины пласта, а также с уменьше нием вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение было запроектировано по пласту БС-ю Усть-Балык- ского месторождения и др. Практика применения площадных и избирательных систем разработки, как считает Б. Т. Баишев, показала их явную неэффективность как с точки зрения темпов отбора нефти (не жидкости!), так' и нефтеотдачи. Особенно сложны при этом вопросы регулирования отбора и закачки, борьбы с обводнением скважин и т. д. Поэтому применять пло щадные системы разработки можно только на поздней стадии разработки.
Масштабы применения различных систем заводнения (по данным М. Л. Сургучева) характеризуются следующими величи нами (в % — в числителе число месторождений, в знаменателе добыча нефти): внутриконтурная, блоковая — 50/70; комбини рованная (законтурная, внутриконтурная)— 28/18; избиратель ная, площадная— 18/9; законтурная — 3,3/3. Таким образом, блоковые системы разработки ввиду высокой эффективности на шли наиболее широкое применение.
Системы разработки с закачкой газа в пласт могут приме няться по двум основным вариантам: закачка газа в повышен ные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа. Успешная закачка газа возможна лишь при значительных углах наклона однородных пластов (улучшается гравитационное раз деление газа и нефти), невысоком пластовом давлении (давле ние закачки обычно на 15—20 % больше пластового), близости значений пластового давления и давления насыщения нефти га зом или наличии естественной газовой шапки, малой вязкости нефти. По экономической эффективности она значительно усту пает заводнению, поэтому нашла ограниченное применение на месторождениях Горячий Ключ (Краснодарский край), Битков (Западная Украина), Андижан-Палванташ (Фергана) и др.
Поскольку разработка месторождения начинается с отбора нефти из первых разведочных скважин, то отметим, что система разработки динамична и должна непрерывно совершенство ваться во времени.
§ 1.6. СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
При водонапорном режиме процесс добычи нефти продолжается более 30—50 лет и проходит через ряд стадий, отличающихся новым качественным состоянием залежи. Стадия — это период процесса разработки, характеризующийся определенным зако номерным изменением технологических и технико-экономиче ских показателей. Под технологическими и технико-экономиче-
Рис. 1.3. Типовая динамика темпа до бычи нефти Тдн> жидкости Тдж и обводненности продукции лв при во донапорном режиме с выделением стадий разработки:
/ — освоение |
эксплуатационного объекта; |
|
II — поддержание высокого уровня добычи |
||
нефти; |
III — значительное снижение до |
|
бычи |
нефти; |
IV — завершающая |
скими показателями процесса разработки залежи понимают те кущую (среднегодовую) и суммарную (накрпленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости пв (отношение текущей до бычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накоплен ный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию от бора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продук ции, производительность труда, капитальные вложения, эксплу атационные расходы, приведенные затраты и др.
По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии про цесса разработки залежей пластового типа в гранулярных кол лекторах при водонапорном режиме (рис. 1.3). Графики по строены в зависимости от безразмерного времени т, представ ляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.
Первая стадия — освоение эксплуатационного объекта — ха рактеризуется:
интенсивным ростом добычи нефти до максимального задан ного уровня (прирост составляет примерно 1—2 % в год от ба лансовых запасов);
быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6— 0,8 от максимального;
резким снижением пластового давления (по месторождениям е искусственным водонапорным режимом снижение пластового давления в зоне отбора достигает 30 % от первоначального, так как освоение системы заводнения обычно отстает во времени на 6—8 лет);
небольшой обводненностью продукции п0 (обводненность продукции достигает 3—4 % при вязкости нефти не более 5 мПа-с и 35 % при повышенной вязкости);