Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления

Классификация систем разработки по способу воздействия на пласт

В первую очередь они классифицируются по способам использования энергии.

· под действием естественного напора краевых вод

· путем заводнения

При разработке с использованием естественного напора краевых вод добывающие скважины располагаются таким образом, чтобы фронту продвигающейся краевой воды противостоял фронт скважин. Для этого скважины размещает рядами параллельно контуру воды. Скважины обычно располагают в пределах внутреннего контура нефтеносности. По мере обводнения наружных рядов скважин их отключают.

 

Рис.3.2 — Расположение скважин с учетом водонефтяного и газонефтяного разделов

1 — внешний контур нефтеносности; 2 — внутренний контур нефтеносности; 3 — добывающие скважины; 4 — внешний контур газоносности; 5 —внутренний контур газоносности

 

Согласно теории упруго-водонапорного режима изменение давления в пласте в зависимости от отбора жидкости и времени эксплуатации выражается уравнением:

 

(3.3)

∆P-перепад давления, между давлением на контуре питания и давлением на разрабатываемой площади, кг/см²

Q_ж –текущая добыча жидкости из пласта, см³/сек

μ –вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа*с

κ–проницаемость, мкм²

h –толщина пласта, см

χ – коэффициент пьезопроводности, см²/сек (характеризует скорость перераспределения давления в пласте)

(3.4)

t – время эксплуатации, сек

R_c –радиус разрабатываемой площади, см

Как следует из уравнения, величина депрессии давления зависит от вязкости, проницаемости, пьезопроводности и площади разработки (R²_c). Причем, с возрастанием вязкости и пьезопроводности величина эта возрастает, с увеличением проницаемости и площади снижается. Следовательно, эффективная разработка пластовых нефтяных залежей с использованием естественного напора краевых вод возможна для пластов хорошей проницаемостью, малой вязкостью нефти и пьезопроводностью. (чем больше разница между давлением на КП и на площади, тем хуже для разработки – режим может перейти в менее эффективный – ниже давления насыщения, выделяется газ, что затрудняет приток нефти).

Разработка нефтяных залежей с использованием естественного напора контурных вод характеризуется непродолжительным временем постоянной добычи нефти, после чего она начинает снижаться. Коэффициент нефтеизвлечения при данной системе разработки не может быть высоким.

 

Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

Для принятия решения о проведении поддержания пластово­го давления закачкой воды на конкретной залежи нефти после­довательно прорабатывают следующие вопросы:

- определяют местоположение нагнетательных скважин;

- определяют суммарный объем нагнетаемой воды;

- рассчитывают число нагнетательных скважин;

- устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение нагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение нагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В настоящее время применяются следующие системы заводнения:

1)законтурное

2)приконтурное

3)внутриконтурное, путем разрезания залежи нефти рядами нагнетательных скважин на зоны самостоятельной разработки, различных размеров

4)сочетание законтурного и внутриконтурного

5)площадное

6)очаговое

7)избирательное

Рассмотрим основные особенности и критерии всех систем.

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

Законтурное заводнение целесообразно:

§ при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

§ при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5 - 1,75 км (хотя известны случаи разработки месторождений при иных соотношениях этих величин);

§ при однородном пласте с хорошими коллекторскимп свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

В этих условиях система законтурного заводнения позволяет наиболее полно выработать запасы и вытеснить нефть к центральной возвышенной части пласта, к так называемому стягивающему ряду добывающих скважин или к одной скважине.

Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:

§ повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности п линией нагнетательных скважин;

§ замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания;

§ повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания.

Начинает применяться, как правило, с момента, когда пластовое давление на залежи падает, продуктивность эксплуатационных скважин снижается. (Рис.3.4).

Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

 

Рис.3.3.Схема размещения скважин для законтурного заводнения

1-добывающие скважины

2-нагнетательные скважины

Здесь большую роль играет расстояние нагнетательных скважин от эксплуатационных. Если принять движение жидкости в пласте линейным, то перепад давления по закону Дарси определяется уравнением:

,где

Р₁- давление в пласте на линии нагнетания, кГ/см²

Р₂- давление в пласте в зоне отбора, кГ/см²

μ –вязкость нефти, мПа*с

L– расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин, м

Q– расход жидкости, м³/сут

κ– коэффициент проницаемости, мкм²

A- поперечное сечение пласта, м²

Отсюда следует, чтобы сохранить расход жидкости, при увеличении расстояния в 2 раза, необходимо в 2 раза увеличить перепад давления.

Законтурное заводнение наиболее эффективно для залежей с хорошей проницаемостью коллектора с низкой вязкостью нефти, шириной не более 5 км. Для условий малой проницаемости коллектора и высокой вязкости нефти, закачка воды может оказывать влияние только на ближайший ряд скважин.

Применяя законтурное заводнение можно максимально использовать разведочные скважины, попавшие за контур нефтеносности.

Следующим шагом в развитии заводнения было приконтурное. Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Приконтурное заводнение применяется:

§ при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью. Это может быть обусловлено ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием водонепроницаемого экрана, что характерно для карбонатных коллекторов

§ при сравнительно малых размерах залежи (при ширине площади до 4-5 км);

§ для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения.

§ для коллекторов с высокой проницаемостью коллектора (0,4-0,5 мкм²), насыщенных нефтью малой вязкости (до 5 мПа*с)

Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны некоторые возможные потери нефти вследствие образования целиков между нагнетательными скважинами. Нефть из этих целиков может быть вытеснена только при очень тщательном регулировании процесса выработки, включая бурение дополнительных скважин.

С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

Внутриконтурное заводнение наиболее распространенный вид заводнения. Здесь обширная по площади и большая по запасам залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на самостоятельные площади разработки.

Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения: разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы, кольца, создание центрального разрезающего рядас несколькими поперечными рядами и в сочетании с приконтурным заводненном.

Выбор схемы расположения нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, экономически целесообразными сроками выработки запасов и величиной необходимых капвложений. Как правило, линии нагнетательных скважин располагают в зонах пласта с улучшенными коллекторскими свойствами и перпендикулярно к доминирующему простиранию линз и проницаемых песчаников, что позволяет устранить или уменьшить блокировку нагнетаемой воды и повысить охват пласта воздействием.

Внутриконтур­ное заводнение не отрицает законтурного заводнения. Для крупных залежей нефти законтурное завод­нение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, распо­лагаемых ближе к водонагнетательным.

Законтурное заводнение при наличии внутриконтурного должно предотвратить вытеснение нефти во внешнюю - законтурную область, а также интенсифицировать процесс. С энергетической точки зрения использование внутриконтурного заводнения более эффективно, чем законтурного и приконтурното, так как почти вся нагнетаемая вода используется в этом случае для вытеснения нефти по обе стороны разрезающего ряда. При внутриконтурном заводнении скважины разрезающих рядов эксплуатируются на нефти «через одну» для формирования фронта вытеснения, т. е. полосы водонасыщенной части пласта.

Самым ярким примером внедрения внутриконтурного заводнения является Ромашкинское месторождение, по площади распространенное на большую часть Татарстана (рис.3.4).

 

 

Рис.3.4. Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении

При разрезании месторождения на площади и блоки было учтено сложное литологическое строение основного по запасам пласта Д1, неравномерная геолого-физическая характеристика коллектора, высокая степень его неоднородности. Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных сква­жин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки. В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф­теносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагне­тательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зо­на, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, направленные на вытеснение нефти к забоям эксплуатационных рядов скважин.

С целью ускорения образования единого фронта воды по линии, ряда нагнетатель­ных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуще­ствляют “через одну”. В промежутках проектные нагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобываю­щие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появле­ния в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам нагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с уче­том особенностей геологического строения и физической харак­теристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Большим преимуществом данной системы является возможность начать разработку крупного объекта с любой площади. И в первую очередь вводить в эксплуатацию наиболее богатые по запасам и высокодебитные площади с наилучшими геолого-промысловыми характеристиками.

Частным случаем внутриконтурного заводнения является поперечное разрезание залежей на полосы самостоятельной разработки. Это так называемая блоковая система заводнения.

Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. В этом случае до окончательной разведки месторождения и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагнетательных скважин месторождения на отдельные блоки с самостоятельными сетками эксплуатационных скважин. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами. При окончательной разведке и оконтуривании месторождения блоки, введенные в эксплуатацию раньше, технологически вписываются в общую схему разработки и составляют с ней органически целое.

Блоковые системы разработки находят применение на место­рождениях вытянутой формы с расположением рядов на­гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Прин­ципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые си­стемы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис.3.6 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулешовского нефтяного месторождения (Самарская об­ласть). Как видно из схемы, ряды нагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) раз­работки.

 

 

Рис.3.5. Схема разрезания залежей при использовании блоковой системы

При блоковой системе заводнения нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на блоки, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин размещают перпендикулярно к ее длинной оси.

При круговой форме залежи, особенно с большими площадями нефтеносности, направление рядов скважин располагают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов. А именно, поперек превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной коллекторов и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания, и следовательно наилучшим образом обеспечивается влияние закачиваемой в эти зоны воды.

Нагнетательные скважины перед пуском их под закачку находятся в отработке на нефть. Что дает возможность осуществить выработку запасов в этой зоне, снизить пластовое давление для освоения скважин под закачку воды. При чем, в начальный период скважины пускают под закачку через одну, продолжая в промежуточных добывать нефть до момента их обводнения.

Данные системы (с разрезанием на площади и блоки) предпочтительны для залежей с хорошими геолого-физическими характеристиками – средней или высокой проницаемостью, с вязкостью нефти до 15-20 мПа*с. Ширина полос должна быть более 5 км. Меньшая ширина рекомендуется для залежей нефти с низкой проницаемостью коллектора и высокой вязкостью нефти.

Очень важным элементом блоковой системы является ширина блока и количество рядов добывающих скважин в блоке. Ширина блока выбирается в зависимости от такого параметра, характеризующего фильтрационно-емкостные характеристики пласта, как гидропроводность:

ε=κ*h/μ,где

қ – проницаемость коллектора

Һ – толщина пласта

μ – вязкость пластовой нефти

Понятно, что уменьшение ширины полос при прочих равных условиях повышает активность системы заводнения благодаря возрастанию перепада давления на единицу ширины блока. С целью уменьшения потерь нефти в центральных частях блоков в пределах блока располагается обычно нечетное количество рядов добывающих скважин. При этом центральный ряд играет роль «стягивающего».

Расстояние между рядами эксплуатационных скважин и между скважинами в рядах устанавливаются с учетом особенностей геологического строения залежи и физической характеристики коллектора

При ширине полос 5 км целесообразно размещать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине 3-1 ряд.

В зависимости от количества рядов добывающих скважин различают однорядную, трехрядную, пятирядную системы заводнения. Кроме ранее рассмотренных параметров, при характеристике рядных систем используются понятия – расстояние между рядами (L) и между скважинами (2σ).

 

 

Рис.3.6. Схемы размещения скважин при блоковой системе разработки

Преимуществом систем разработки с блоковым заводнением является то, что они могут реализовываться, когда отсутствуют детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности. Применение этих систем дает возможность регулировать выработку запасов с помощью перераспределения объемов закачки воды.

Площадное заводнение - это так же один из видов разрезания залежи. В следствие того, что при этой системе добывающие скважины находятся под непосредственным влиянием нагнетательных, площадное заводнение является наиболее интенсивной системой воздействия, обеспечивает максимальные темпы разработки.

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

Здесь добывающие и нагнетательный скважины располагаются по правильным пяти-, семи- и девятиточечным схемам.

Рис.3.7.Пятискважинная схема (пятиточечная)

Скважины с одинаковым назначением размещаются в вершинах квадратов.

Рис.3.8.Семискважинная схема (семиточечная)

Добывающие скважины размещаются в вершинах правильных шестиугольников, а нагнетательные в центрах.

Рис.3.9.Девятискважинная схема (девятиточечная)

Рис.3.10.Четырехскважиная схема (четырехточечная)

Является частным случаем семиточечной схемы, в которой нагнетательные и добывающие скважины меняются местами. По этой причине семиточечную систему часто называют «обращенной».

При площадной системе расположение скважин может быть также линейным, когда ряды нагнетательных и добывающих скважин чередуются при шахматном размещении скважин в рядах.

Рис.3.11.Линейная схема размещения

При этом ряды нагнетательных скважин чередуются с рядами нагнетательных. Обязательным условием данной схемы является чередование нагнетательных и добывающих скважин в шахматном порядке, но расстояния между скважинами в рядах могут быть отличными от расстояния между рядами скважин.

Рассмотренные нами схемы размещения отличаются соотношением числа нагнетательных и добывающих скважин. При линейной и пятиточечной схеме на одну нагнетательную в среднем приходится одна добывающая скважина. При семиточечной – две добывающие. При девятиточечной – три. Таким образом, при линейной и 5-титочечной схеме закачка воды осуществляется более интенсивно.

Учитывая, что нагнетательные скважины не дают продукцию, становится очевидным, что девятиточечная схема экономически выгоднее, однако интенсивность воздействия на залежь при этом меньше и вероятность существования целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины больше. Исторически сложилось так, что площадное заводненне использовали на последних стадиях разработки как вторичные методы добычи нефти. Однако система площадного заводнения имеет самостоятельное значение, может эффективно использоваться на ранних этапах разработки при хорошей изученности пласта.

Применяется для разработки терригенных и карбонатных коллекторов, с любой проницаемостью и повышенной вязкостью нефти.

Площадные системы заводнения предпочтительны для разработки залежей нефти, расположенных в сильно неоднородных коллекторах, т.к. они рассредоточены по всей площади нефтеносности и каждый элемент охвачен системой воздействия на пласт. Но с этим связан основной недостаток системы, т.к. выработка запасов нефти каждого элемента зависит от эффективности работы единственной нагнетательной скважины элемента.

Недостатком системы является также невозможность регулирования продвижения воды к разным добывающим скважинам путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возникает вероятность преждевременного обводнения некоторых скважин.

Избирательная системазаводнения применяется при разработке зонально неоднородных прерывистых залежей. Сущность ее заключается в целенаправленном выборе местоположения нагнетательных скважин, с учетом детального изучения геологических условий распространения продуктивного пласта, его связей с забоями ближайших добывающих скважин и таким образом, чтобы обеспечить максимально возможную интенсивность вытеснения нефти водой. При этом создаются максимальные условия для интенсификации процесса разработки и сводится к минимуму влияние зональной неоднородности, прерывистости пласта. Нагнетательные скважины располагаются хаотично, в зонах максимальной продуктивности. Это осложняет систему водоснабжения нагнетательных скважин. На первых этапах разработки, когда геологическая информация ограничена или просто недостаточна, эта система не может быть применена. Она эффективна лишь на последующих этапах, когда выявляются детали строения пласта н результаты влияния на скважины закачки основной системы заводнения.

Метод может эффективно применяться на месторождениях с резкой зональной неоднородностью коллектора, самыми разными геолого-физическими характеристиками, при всех типах коллекторов, в большом диапазоне вязкости нефти. А также при дизъюнктивных нарушениях.

Очаговое заводнение. Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяются влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

При достаточно детальной геологической изученности объекта разработки очаговое заводненне может применяться и как самостоятельное на всех этапах разработки и доразработки месторождения (например, когда на залежи имеется значительное количество зон замещения коллекторов и организовать какую-то строго выдержанную систему не представляется возможным).

По сути является разновидностью избирательного. Цель – интенсификация процесса разработки и увеличение нефтеотдачи. Очаговые нагнетательные скважины располагаются в участках залежи, которые либо в недостаточной степени охватываются основной системой заводнения, либо характеризующются ухудшенными свойствами и наименьшей выработкой запасов нефти. Выбираются из числа отработанных добывающих скважин.

Головное заводнение. Это нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.

Барьерное заводнение. Применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой или газоконденсатной части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате закачки образуется водяной барьер. Применение такого типа заводнения позволяет осуществлять одновременный отбор нефти и газа без консервации газовой шапки.

Впервые барьерное заводнение внедрялось на газонефтяном месторождении Карадаг Азербайджанской ССР.

Таким образом, при проектировании систем разработки для залежи могут быть выбрано несколько типов. Выбор той или иной системы заводнения определяют в конечном итоге в результате гидродинамических и технико-экономических расчетов.

Обобщая все вышесказанное, следует отметить, что основными элементами систем заводнения являются:

· размер площади, полосы или блока, находящихся под воздействием

· расстояние от линии нагнетания до первого ряда добывающих скважин

· количество рядов и соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин

· плотность сетки скважин

· перепад давления между забоями добывающих и нагнетательных скважин