книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

дыдущем случае, необходимо задаться рядом приемлемых сроков разработки

иопределить соответствующий уровень добычи нефти. Затем рассчитывают изме­ нение во времени давления в газовой шапке, в зоне эксплуатационных скважин

ина их забоях. Если в залежи содержится газовая шапка и действует напор краевых вод, необходимо определить возможность разработки залежи за счет

одновременного влияния и того, и другого фактора — вытеснения нефти газом со стороны газовой шапки и вытеснения нефти водой из законтурной области. При этом необходимо учитывать, что определение коэффициента Z в таких усло­ виях несколько усложняется. Чтобы найти" добычу нефти за счет энергии закон­ турной области, нужно из фактической добычи вычесть то количество нефти, которое получено за счет энергии упругого расширения газовой шапки (Qm). Значение Qm можно определить по формуле фш = V0 (А/?//?), нодля этого должны быть достаточно точные и достоверные данные о первоначальном объеме газовой шапки V0 и об изменении в ней давления Ар = р0 — р (р0 — первоначальное, а р — среднее текущее давление в газовой шапке).

Во всех описанных случаях расчеты сначала выполняют для самого корот­

кого и самого длинного срока разработки, а для среднего лишь при необходи­ мости.

Результаты, полученные указанными расчетами, можно подразделить на три типичных случая.

1. Падение пластового давления к концу самого короткого срока разработки меньше допустимого снижения давления. Тогда разработку можно вести без поддержания пластового давления.

2.Падение пластового давления уже через небольшой промежуток времени при самых низких темпах разработки (самом большом сроке разработки) больше допустимого падения давления. Тогда необходимо проектировать поддержание пластового давления (с самого начала разработки или же допустив некоторое снижение давления; как именно — уточняется в дальнейшем).

3.Падение пластового давления совпадает с допустимым снижением давле­ ния при сроках разработки, укладывающихся в указанные выше пределы. Вопрос

онеобходимости (или ненужности) поддержания давления не решается безаппеляционно указанными расчетами. Необходимо более детальное исследование рассматриваемого вопроса. Поэтому нужно наметить расчетные варианты для выполнения более подробных и более точных гидродинамических расчетов как при отсутствии поддержания давления, так и с применением закачки воды в за­

контурную или внутриконтурную область или нагнетания газа, с последующей экономической оценкой различных вариантов. Более детальное исследование необходимо и тогда, когда пластовое давление снижается до допустимого не­ сколько ранее истечения срока разработки при наиболее медленных темпах добычи нефти.

Для тех случаев, когда можно обойтись без поддержания давления, выбор принципиальной схемы разработки на этом заканчивается. После чего пере­ ходят к установлению расчетных вариантов. Если необходимо поддерживать пластовое давление искусственным путем, решают вопрос о принципиальной схеме поддержания давления — о принципиальной схеме воздействия на пласт.

Здесь в первую очередь необходимо установить вид закачиваемого агента в пласт (воды или газа) и схему воздействия (закачка воды за контур или же внутрь контура нефтеносности).

Необходимо учитывать, что при законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к самой залежи. При законтурном заводнении стягива­ ние контуров нефтеносности в тех случаях, когда пласт в основном представлен непрерывным и хорошо проницаемым коллектором и если наклон его значителен, может проходить наиболее правильно и коэффициент нефтеотдачи будет наиболее

высоким.

Однако далеко не всегда можно ограничиться применением законтурного заводнения. Для залежей, размер которых сравнительно невелик и разработка которых может быть осуществлена за приемлемые сроки при поддержании давле­ ния только за контуром, вопрос о целесообразности внутриконтурной закачки вместо законтурной решается с учетом проницаемости законтурной области,

111

которая в свою очередь определяет приемистость нагнетательных скважин. При низкой и весьма низкой проницаемости за контуром нефтеносности для эффек­ тивности процесса поддержания давления следует наметить закачку во внутрен­ нюю часть залежи — запроектировать внутриконтурное заводнение.

В отдельных случаях можно вести закачку воды непосредственно на контуре нефтеносности — осуществить так называемое приконтурное заводнение.

Для крупных залежей может оказаться, что одно только законтурное завод­ нение, если оно и возможно, не может обеспечить разработку залежи в приемле­ мые сроки. Тогда помимо законтурного необходимо запроектировать и внутри­ контурное заводнение. Причем в этом случае залежь должна «разрезаться» или «надрезаться» рядами нагнетательных скважин на отдельные площади-участки, разработка которых может быть закончена в достаточно сжатые сроки. На неко­ торых залежах с низкими коллекторскими свойствами, где даже наиболее интен­ сивные системы воздействия с внутриконтурным «разрезанием» не в состоянии обеспечить нужных темпов разработки, с самого начала их эксплуатации проек­ тируется площадное заводнение. Применение этого метода обеспечивает нужные темпы разработки даже при самых плохих коллекторских свойствах залежи.

Гидродинамические расчеты показывают, что максимальные дебиты добы­ вающих и нагнетательных скважин можно получить при их размещении по сет­ кам площадного заводнения. В этом случае эксплуатационные и нагнетательные скважины как бы «переплетаются» друг с другом, максимально приближаясь (при равной средней плотности сетки скважин), и фильтрационные сопротивления между их забоями сокращаются до минимума.

Достаточно сказать, что, разместив тр же общее число скважин на той же площади по четырех-, пятиили семиточечной системе площадного заводнения, можно получить в 2,5—3,5 раза большую добычу нефти, чем при системе внутриконтурного заводнения, когда между двумя линейными рядами нагнетательных скважин располагается пять рядов добывающих скважин. Следовательно, при­ менение площадного заводнения с начала разработки может резко повысить эффективность добычи нефти и ощутимо снизить расход металла на каждую тонну добытой нефти.

Естественно возникает вопрос: почему же в настоящее время мы не приме­ няем повсеместно площадного заводнения с самого начала разработки место­ рождений, дающих основную добычу нефти в стране?

Дело, по-видимому, в том, что принято считать: если площадное заводнение используется с начала разработки, то получают меньшую конечную нефтеотдачу и большое количество попутной воды. Возникает второй вопрос — насколько обоснованно это широко распространенное (почти всеобщее) мнение?

Внимательное теоретическое изучение этого вопроса и учет практики при­ менения внутриконтурного заводнения в СССР в последние годы все больше сви­ детельствуют о необоснованности этого мнения.

Действительно, рассмотрим сначала идеальный однородный пласт при соот­ ношении вязкостей нефти и воды от 1 до 5—8. Анализ показывает, что в таком пласте при пятирядной системе вода в первом ряду добывающих скважин по­ явится после того, как будет отобрано 30—40 % извлекаемых запасов нефти. При площадной системе заводнения до появления воды из рассматриваемого пласта удастся отобрать 60—70 % запасов нефти.

Несколько отлично будет протекать процесс обводнения в пятирядной си­ стеме. При определенном проценте воды в скважинах первого ряда целесооб­ разно отключить этот ряд. В результате этого обводненность продукции резко снизится. Однако затем, после извлечения 60—75 % промышленных запасов нефти, начнет обводняться второй ряд, и содержание воды в добываемой продук­ ции будет резко возрастать. В какой-то момент времени будет выключен второй ряд добывающих скважин, что позволит опять снизить обводненность продук­ ции. Но только временно, так как после извлечения 85—95 % промышленных запасов нефти снова начнется неуклонное, на этот раз окончательное обводне­ ние последних добывающих скважин. Таким образом, в однородном пласте до того, как будет отобрано 75—85 % промышленных запасов нефти, площадное заводнение имеет явные преимущества перед пятирядной системой внутрикон­ турного заводнения: дебит нефти и жидкости гораздо дольше поддерживается

112

основного периода разработки неболь­ шое преимущество имеет однорядная система разработки.

Так как реальные пласты, как правило, прерывисты (отдельные слои выклиниваются), то при удалении на­ гнетательных скважин отдобывающих снижаются как коэффициент воздейст­ вия на пласт, так и коэффициент охва­ та процессом вытеснения. Не случайно на многих месторождениях стали сбли­ жать эти ряды или переносить фронт нагнетания, а также бурить дополни­ тельные нагнетательные скважины. В проектах разработки стали преду­ сматривать большой резервный фонд скважин, предназначенных для повы­

шения коэффициента охвата процессом вытеснения и коэффициента воздействия на пласт в процессе разработки по мере выявления и уточнения особенностей геологического строения месторождения. При площадном заводнении нагнета­ тельные и добывающие скважины максимально приближены друг к другу и настолько «переплетены», что каждый участок, дренируемый одной добываю­ щей скважиной, находится под воздействием нескольких нагнетательных, расположенных по разные стороны от нее. В этом случае воздействие на пласт происходит гораздо интенсивнее при более полном охвате его процессом вытес­ нения. Какой-то фонд резервных скважин следует предусматривать и в этом случае, но он может быть существенно сокращен по сравнению с пятирядной или трехрядной системами. Иногда при сильно прерывистом и неоднородном пласте и площадном заводнении целесообразно иметь большой фонд резервных скважин. В таком случае заметно повышается нефтеотдача.

Следует отметить, что в неоднородных прерывистых пластах коэффициент воздействия и охвата процессом вытеснения при площадном заводнении выше, чем при широко распространенных многорядных системах внутриконтурного заводнения.

Значительно труднее определить систему разработки в условиях неоднород­ ных пластов, при которой охват заводнением по площади залежи будет наиболее рациональным. Если в условиях однородного пласта при определенном высоком проценте обводнения эксплуатационных скважин эксплуатировать их дальше нерентабельно, то коэффициент охвата заводнением по площади будет несколько выше для многорядной системы. Но это при неизменной системе разработки. Если же на заключительной стадии разработки при площадном заводнении часть добывающих скважин перевести под нагнетание, то можно повысить коэффи­ циент охвата заводнением и приблизить его к значению соответствующего коэф­ фициента для многорядной системы. Это, по-видимому, относится и к неоднород­ ному пласту, причем коэффициент охвата заводнением по площади будет еще выше.

Если даже предположить, что конечный охват пласта заводнением по пло­ щади при площадном заводнении будет хуже, чем при многорядной системе, то следует учитывать, что это скажется на конечной нефтеотдаче в значительно меньшей степени, чем улучшение охвата по разрезу пласта.

Вкачестве примера приведем данные геолого-гидродинамического анализа

ирасчетов, проведенных во ВНИИ для одного из месторождений Западной Си­ бири (рис. II 1.2). Как можно видеть из приведенных кривых, наиболее высокая нефтеотдача (58 %) и к тому же за самый короткий срок достигается при площад­ ной системе заводнения. Меньшую нефтеотдачу получают при однорядной си­ стеме (на 1,5 % меньше за срок на 10 % больший). На 4 % ниже, чем при пло­ щадном заводнении, нефтеотдача при трехрядной системе, и на 9 % .при пяти­ рядной. Если принять накопленную добычу нефти к концу разработки при площадном заводнении за 100 %, то при однорядной системе будем иметь

97,5%, при трехрядной и пятирядной — 93 и 85 % соответственно.

114

В настоящее время нет никаких оснований утверждать, что нефтеотдача при площадном заводнении хуже, чем при многорядной системе. Наоборот, для

заводнения с начала разработки экономически более эффективно, чем многоряд­ ных систем.

Возникает вопрос, чем же тогда объяснить тот факт, что применение пло­ щадного Заводнения с самого начала разработки проектируется и осуществляется лишь в вынужденных условиях, т. е. только тогда, когда пласт имеет настолько плохие коллекторские свойства, что ни одна другая система не обеспечивает не­ обходимых темпов разработки?

Вероятно, в первую очередь это объясняется тем, что, как правило, там, где средняя проницаемость мала, она очень сильно меняется по площади и по разрезу, а сами продуктивные пласты имеют множество зон выклинивания и замещения их непроницаемыми породами. В таких пластах должно наблюдаться и наблюда­ ется в действительности более неравномерное, чем в обычных условиях, продви­ жение водонефтяного контакта и как следствие этого более ранний прорыв воды в эксплуатационные скважины и пониженная конечная нефтеотдача. Это поло­ жение усугубляется при повышенной вязкости нефти. Однако ухудшение нефте­ отдачи й повышение добычи попутной воды в таких пластах обусловлено не по­ роками системы площадного заводнения, а природными свойствами этих пластов. При применении площадного заводнения с самого начала разработки в пластах со средней степенью неоднородности или в более однородных по проницаемости пластах (непрерывных или прерывистых), содержащих к тому же нефть невысо­ кой вязкости (1—3 мПа*с), т. е. там, где используют многорядные системы внутриконтурного заводнения, будут достигнуты сравнительно высокая конечная нефтеотдача и сравнительно небольшая добыча попутной воды.

В последние годы теоретические исследования и промысловые испытания показали возможность повышения охвата процессом заводнения сильно неодно­ родных пластов путем периодического изменения давления в отдельных зонах пласта в результате изменения режимов работы нагнетательных и эксплуатаци­ онных скважин (речь идет о так называемом циклическом воздействии на пласт). Именно при площадном заводнении создаются наиболее благоприятные условия для интенсивного и быстрого изменения давления в любой точке пласта и, следо­ вательно, для применения метода циклического воздействия на пласт.

В последние годы начинают внедрять методы теплового воздействия путем закачки горячей воды и пара не только на месторождениях с высоковязкими нефтями, но и на залежах с маловязкими нефтями в сочетании с заводнением. Именно при площадном заводнении легче охватить тепловым воздействием боль­ шую часть пласта.

Лабораторные и промысловые эксперименты по улучшению нефтеотдачи при заводнении путем добавки в закачиваемую воду небольшого количества поли­ меров показали, что при этом резко повышается вязкость воды. Очевидно, этот метод будет эффективнее при площадной системе заводнения.

Возможности эффективного регулирования процесса разработки месторо­ ждений путем раздельной закачки воды в различные прослои под разным давле­ нием также возрастают при системе площадного заводнения.

Применяя площадное заводнение на труднодоступных и трудноосваиваемых площадях, можно получить намеченный уровень добычи нефти при одновременной работе на меньшем числе объектов, концентрируя на них усилия строительных организаций и сразу более капитально их обустраивая. Это в свою очередь при­ ведет к дополнительной экономии средств и улучшению условий труда нефтяни­ ков в трудных для освоения районах.

При бурении и добыче с эстакад или с индивидуальных оснований с приме­ нением наклонно-направленных скважин площадное заводнение также дает ряд преимуществ, так как позволяет более независимо вводить отдельные участки залежи и иметь стандартные ячейки для разбуривания и обустройства.

В ряде случаев (при значительной газовой шапке, отсутствии напора крае­ вых вод, недостатке воды в районе залежи и наличии на том же или на соседнем месторождении горизонтов, богатых газом, особенно газом высокого давления)

115

необходимо рассмотреть целесообразность поддержания давления путем, нагне­ тания газа. Хотя полнота вытеснения нефти из пласта газом несколько ниже, чем водой, тем не менее при условиях, особо благоприятных для нагнетания в пласт газа и неблагоприятных для закачки воды, этот, метод может оказаться экономически более эффективным, чем заводнение. Наконец, в отдельных слу­ чаях закачка воды в пласт может оказаться и просто неосуществимой, как напри­ мер, при большой глинизации коллектора, разбухающего и самозакупоривающегося при нагнетании воды.

Для поддержания пластового давления газ можно закачивать либо концен­ трированно (в наиболее повышенную часть залежи), либо по всей площади (пло­ щадная закачка газа).

Если на залежи имеется газовая шапка, газ закачивают непосредственно в эту «шапку» с целью поддержания в ней давления на уровне начального дав­ ления или с целью замедления его падения по мере расширения газовой шапки

впроцессе разработки.

Вслучае отсутствия газовой шапки, но при наличии условий, благоприятных для закачки газа и неблагоприятных для нагнетания воды, следует создать ис­ кусственную газовую шапку, нагнетая газ в группу или цепочку скважин (в за­ висимости от формы залежи), расположенных в своде структуры или другом на­ иболее повышенном месте залежи.

При крайне низкой проницаемости пласта может оказаться целесообразным площадная закачка газа с самого начала разработки. При этом необходимо учи­ тывать, что поскольку вязкость газа значительно меньше вязкости нефти, то степень вытеснения нефти газом при площадной закачке будет ниже, чем при площадном заводнении и при закачке газа в естественную или искусственную газовую шапку. По той же причине при площадной закачке удельный расход газа

больше удельного расхода воды. Поэтому площадное нагнетание газа, как пра­ вило, следует применять лишь на пластах с очень низкой проницаемостью, для которых к тому же установлена невозможность площадного заводне­ ния.

Площадное нагнетание газа может быть также целесообразно, если есть возможность обогатить его промежуточными компонентами и (или) нагнетать под высоким давлением, обеспечив сместимость закачиваемого агента с нефтью и достижение высокой нефтеотдачи.

Иногда энергии напора краевых вод или газовой шапки недостаточно для разработки месторождения на напорном режиме, а никакие методы воздей­ ствия на пласт невозможны или нерентабельны. Например, в коллекторах с двумя видами рористого пространства: между зернами породы и в трещинах; когда основные запасы нефти сосредоточены в порах между зернами, но прони­ цаемость этих пор ничтожна и, во всяком случае, значительно ниже проница­ емости трещин, в которых сосредоточена незначительная часть запасов нефти. В этом случае, если отсутствует или мала капиллярная пропитка, вытеснение нефти водой приведет к извлечению только той части нефти, которая находится в трещинах. Основная же масса нефти в межзерновых порах останется неизвлеченной. Неэффективно в этом случае и нагнетание газа. Другим примером неэф­ фективности применения закачки воды или газа, даже в форме площадной за­ качки, может служить месторождение нефти с пластом, имеющим многочислен­ ные, расположенные очень близко (в десятках и сотне метров) друг от друга тектонические и литологические границы, т. е. залежи, разбитые тем пли иным путем на множество мелких блоков. На таком месторождении для более или ме­ нее полного охвата залежи процессом разработки на напорных режимах приш­ лось бы пробурить большое число скважин, так как на каждый блок для его раз­ работки в этом случае необходимо иметь, по крайней мере, одну нагнетательную скважину, что может привести к нерентабельности применения методов воздей­ ствия на пласт.

Во всех этих случаях придется также предусмотреть принципиальную тех­ нологическую схему разработки без воздействия на пласт, но уже не потому, что оно излишне, а потому, что оно невозможно или нецелесообразно. Процесс разработки придется осуществлять не при напорном вытеснении нефти водой или газом, а при режиме истощения — режиме растворенного газа.

116

§ 3. ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ

ДЛЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА И ИХ ОБОСНОВАНИЕ

После того как выбран ряд вариантов принципиальных схем разработки и воздействия на пласт (среди них могут быть также и схемы без какого бы то ни было воздействия), необходимо наметить расчетные варианты разработки залежи. Эти варианты должны охватывать все практически доступные возможности и разновидности процесса разработки в пределах каждой из выбранных прин­ ципиальных схем, за исключением, конечно, явно не рентабельных.

Расчетные варианты должны варьировать в достаточно широком диапазоне изменением числа добывающих и нагнетательных скважин, режимами их работы, а в некоторых случаях и схемой их размещения. Причем набор расчетных вариан­ тов, по которым в дальнейшем проводятся гидродинамические и экономические расчеты и последующий анализ, зависит от выбора принципиальной схемы раз­ работки.

О т с у т с т в и е п о д д е р ж а н и я д а в л е н и я . Наиболее просто наметить расчетные варианты в тех случаях, когда залежь может быть разрабо­ тана за счет запаса естественной плэстоеой энергии: напора краевых вод, газа газовой шапки или, наконец, за счет режима растворенного газа.

В этом случае сразу отпадают все варианты, отличающиеся числом и разме­ щением нагнетательных скважин, и остается выявить влияние на основные по­ казатели системы разработки числа добывающих скважин, их размещения и изменения режима работы.

В большинстве случаев вопрос о размещении того или иного заданного числа добывающих скважин решается в общем виде, т. е. заданное число скважин ос­ новного фонда размещается наилучшим образом (как это описано в следующей главе). Тогда расчетные варианты будут отличаться: 1) числом добывающих скважин; 2) режимом работы добывающих скважин.

Для выбора расчетного числа скважин необходимо прежде всего наметить центральный вариант, при котором расстояния между скважинами наиболее удачны, как об этом можно судить на основании имеющегося опыта проектиро­ вания разработки залежей со сходными условиями или, в крайнем случае, на основании интуитивных представлений. Помимо основного варианта необходимо наметить еще один-два варианта с более редкой сеткой скважин — с меньшим их числом и один-два варианта с более плотной сеткой (всего три-пять вариантов отличающихся числом добывающих скважин). Причем крайние варианты с наибольшим и с наименьшим числом скважин должны заведомо выходить за пределы, в которых может находиться наилучший вариант.

Выполнение расчетов по намеченным вариантам при указанном выборе числа скважин в каждом из них позволяет получить зависимость основных показателей разработки в широких диапазонах их изменения.

Составляя расчетные варианты размещения скважин для разработки при ре­ жимах вытеснения нефти водой или газом газовой шапки, необходимо помнить, что при одновременной работе нескольких рядов происходит экранизация их друг от друга. Как показали специальные исследования, в большинстве случаев целесообразно, чтобы с одной стороны от того или иного источника питания (ес­ тественного или искусственного) не было бы более трех одновременно работающих рядов.

Необходимо также наметить расчетные варианты, отличающиеся режимом работы добывающих скважин. Критерием для выбора расчетных режимов работы скважин являются минимальное забойное давление, необходимое для фонтани­ рования скважин; давление насыщения пластовой нефти газом; минимальное давление, необходимое для нормальной работы центробежного или плунжерного глубинного насоса; предельный максимально допустимый дебит скважины (или предельный удельный дебит с одного метра толщины пласта).

Не всегда все эти критерии могут быть приемлемыми. Например, для зале­ жей, пласты которых сложены прочными устойчивыми породами (хорошо сце­ ментированными песчаниками, известняками и т. п.), отпадает ограничение в де­ бите, так как с этой точки зрения дебит скважин, эксплуатирующихся в подоб­

117

ных условиях, практически неограничен. Напротив, для пород очень слабых и неустойчивых могут оказаться излишними все предельные критерии по забой­ ным давлениям, так как их нельзя достичь в результате ограничения дебита.

Во всех случаях необходимо как можно полнее исследовать все возможности интенсификации нефтедобычи за счет установления высоких дебитов каждой скважины, т. е. исследовать возможности наиболее эффективного использования скважин и устанавливаемого на них оборудования.

В зависимости от конкретных условий можно выбрать два-три расчетных ре­ жима работы скважин. Если анализировать влияние этих режимов при каждой из рассматриваемых сеток скважин, то придется рассмотреть от 6 до 15вариантов. Чтобы уменьшить объем расчетной работы, во многих случаях можно рассмотреть крайние варианты по числу скважин лишь при одном или двух режимах работы скважин, которые кажутся наиболее предпочтительными. При этом должна быть уверенность, что исключенные из анализа сочетания режимов работы и сеток скважин не обеспечивают более высокие показатели разработки. Иногда при проектировании разработки небольших залежей с высокопроницаемым коллек­ тором и обширной или высоконапорной пластовой системой возникают несколько другие задачи.

Залежь небольшая, поэтому сроки ее разработки при использовании пол­ ностью добывных возможностей скважин даже при отсутствии какого-либо воз­ действия на пласт могут оказаться очень короткими. Кроме того, кривая добычи при поддержании на забоях скважин постоянного минимально допустимого дав­ ления будет резко падать во времени. Поэтому возникают такие вопросы: какой может быть допустимый минимальный срок разработки; нужно ли в первый пе­ риод ограничивать дебиты скважин, чтобы получать примерно постоянный уро­ вень добычи нефти с залежи; какое минимальное число скважин допустимо с то­ чки зрения обеспечения полноты извлечения нефти из пласта?

В этом случае число скважин можно установить лишь путем исследования влияния на коэффициент нефтеотдачи плотности сетки скважин в условиях данной залежи. По этим же соображениям определяют рациональное размещение сква­ жин. Затем намечают несколько вариантов режимов работы, исходя не из воз­ можностей одной скважины по дебиту или забойному давлению, а по сроку раз­ работки залежи и по дебиту нефти со всей залежи. Если же выбранное таким путем число скважин не может обеспечить желательного темпа разработки даже при наиболее интенсивных режимах их эксплуатации, то необходимо дополни­ тельно рассмотреть варианты с большим числом скважин, которое позволит до­ стигнуть не только сравнительно высокую отдачу, но и желательный уровень текущей добычи нефти.

З а к о н т у р н о е з а в о д н е н и е . В случае применения законтурного заводнения, точно так же, как и при его отсутствии, должны быть рассмотрены от одного до трех различных вариантов по режиму работы добывающих скважин и три—пять вариантов по числу скважин. Кроме того, необходимо исследовать различные варианты расположения нагнетательных скважин и их числа при раз­ личных давлениях, поддерживаемых на линии расположения нагнетательных скважин.

При законтурном заводнении нагнетательные скважины, располагают за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности).

Линию нагнетания (так принято именовать линию, проходящую через на­ гнетательные скважины и связывающую их) намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

а) степень разведанности залежи — степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но также и от угла падения продуктив­ ного пласта и его постоянства;

б) предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами; в) расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности

и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

118

Чем лучше степень разведанности, чем достовернее определено местоположе­ ние внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем бли­ же к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования за­ ключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии на­ гнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы кон­ туров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта против нагнетательных скважин. Чем больше расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, тем большие расстояния можно установить между нагнетательными скважинами, так как при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в меньшей мере будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодей­ ствия линий нагнетания и отбора. Смысл этого требования также заключается в достижении равномерности перемещения водонефтяного контакта.

Необходимо отметить, что в этом отношении невозможно заранее установить местоположение линий нагнетательных скважин. Значение всех вышеперечислен­ ных факторов, хотя, вообще говоря, и сохраняется, но в значительной мере те­ ряет свою силу по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Это происходит потому, что из­ менения толщины и в особенности проницаемости пласта начинают сильнее ска­ зываться на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтеносности, чем на расположении нагнетательных скважин. В ре­ зультате в пластах с большой степенью изменчивости проницаемости по площади роль вышеперечисленных факторов может оказаться весьма малой. Остается единственный фактор — чем ближе расположена линия нагнетания к линии от­ боров, тем меньше будут фильтрационные сопротивления и тем, следовательно, эффективнее будет нагнетание. Поэтому обычно нагнетательные скважины распо­ лагают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности — на расстоянии от нуля до 200—300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин, обеспечивая по существу только непопадание на­ гнетательных скважин в нефтенасыщенную часть пласта.

Число нагнетательных скважин в большинстве случаев определяется путем гидродинамических расчетов, которые приведены в гл. VIII. При значительной приемистости скважин, когда по расчетным данным получают небольшое число нагнетательных скважин, число скважин устанавливают с учетом обеспечения сравнительно равномерного охвата всей залежи процессом поддержания давления и обеспечения сравнительно равномерного перемещения водонефтяного контакта. Таким образом, наметив местоположение линии нагнетательных скважин, опре­ деление их числа следует отложить до соответствующих расчетов.

Для эффективности разработки необходимо правильно выбрать давление, которое будет затем поддерживаться в процессе разработки на линии нагнетания. С этой Целью необходимо рассмотреть несколько расчетных вариантов, отлича­ ющихся Давлением на линии нагнетания. В основном варианте обычно принимают давление на линии нагнетания равным первоначальному давлению в пласте. При этом полностью соблюдается баланс отбираемой и закачиваемой в пласт жидкости. Кроме того, необходимо рассмотреть возможности интенсификации процесса разработки путем повышения давления на линии нагнетания выше на­ чального пластового, а в некоторых случаях и возможность поддержания на линии нагнетания давления ниже начального пластового, благодаря чему объем закачиваемой воды можно сократить за счет поступления воды из законтурной области Под действием естественного напора краевых вод. Таким образом, помимо основного варианта необходимо в расчеты включить варианты с пониженным или повышенным давлением на линии нагнетания (обычно один-два варианта при по­ ниженном или повышенном давлении в зависимости от возможного диапазона его изменения на линии нагнетания).

После расчетов по нескольким вариантам интенсивности поддержания (или повышения) давления можно определить характеристику зависимости основных показателей разработки от давления на линии нагнетания. Чтобы сэкономить время, необходимое для выполнения расчетов, следует несколько сократить число

119

расчетных вариантов, рассматривая влияние давления на линии нагнетания не при всех сетках добывающих скважин и не при всех режимах их работы, а при одном-двух и, в особых случаях, трех основных вариантах.

В н у т р и к о н т у р н о е з а в о д н е н и е . При внутриконтурном за­ воднении, точно так же как и в рассмотренных выше случаях, необходимо наме­ тить три—пять расчетных вариантов с различным числом добывающих скважин и один-три варианта с различными режимами эксплуатации этих скважин. Так же как и при законтурном заводнении, следует исследовать эффективность поддер­ жания давления на линии нагнетания на различном уровне по меньшей мере при трех вариантах с различным давлением. Однако прежде всего необходимо исследовать различные возможности в отношении местоположения нагнетатель­ ных скважин.

При определении мест, где нужно будет пробурить нагнетательные скважины, необходимо в первую очередь учитывать особенности геологического строения продуктивного пласта, изменение его толщины и проницаемости, абсолютные зна­ чения этих параметров, степень монолитности или, наоборот, расчлененность пласта на отдельные прослои (фациальную изменчивость пласта) и характер из­ менения насыщенности пласта нефтью и водой (возможное наличие воды внутри

Намечаемое расположение нагнетательных скважин должно преследовать следующие цели.

1. Обеспечение во всех точках нефтяной залежи эффективного поддержания пластового давления. Поэтому нагнетательные скважины должны вскрывать

2. Получение максимальной нефтеотдачи. Для этого процессом вытеснения нефти водой должны сразу или последовательно охватываться все точки пласта. При этом по возможности не должны оставаться различные тупиковые и застой­ ные области, в которых могли бы остаться не промытые водой участки продуктив­ ного пласта.

3.Продолжительность разработки отдельных зон, участков или площадей,

атакже всей залежи в целом не должна превышать сроков, удовлетворяющих потребности народного хозяйства.

Необходимо отметить, что внутриконтурное заводнение можно эффективно применять в следующих двух принципиально отличных друг от друга случаях:

1)при разработке крупных залежей с целью интенсификации процесса разра­ боткиji 2) для небольших залежей в случае: а) невозможности или малой эффек­

тивности применения законтурного заводнения из-за плохой проницаемости в законтурной части (выклинивание пласта и т. п.) и б) в помощь законтурному заводнению (при низкой проницаемости, наличии зон выклинивания и т. п. в пре­ делах нефтяной залежи, плохом охвате пласта воздействием законтурными нагнетательными скважинами и т. д.).

В первом случае залежь либо «разрезается» на отдельные площади или участ­ ки, каждый из которых разрабатывается как относительно самостоятельная за­ лежь, либо ряды нагнетательных скважин не везде соединяются друг с другом, а проводятся таким образом, чтобы поблизости от них можно было бы располо­ жить возможно большее число добывающих скважин (залежь как бы «надрезается» рядами нагнетательных скважин).

Исходя из этого, «разрезающие» и «надрезающие» ряды нагнетательных сква­ жин должны проектироваться:

1) вдоль контуров нефтеносности по отдельным пластам и пропласткам, разрабатываемым единой сеткой добывающих скважин;

2) в местах с достаточно хорошими коллекторскими свойствами продуктивных пород, что облегчает освоение нагнетательных скважин;

3) в местах наиболее пониженных (по линиям естественного разрезания залежи водяными зонами, вклинивающимися в чисто нефтяную залежь);

120