Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 [ 56 ] 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

- блочной системы заводнения;

- избирательного заводнения, одним из видов которого является очаговое заводнение.

2. Закачкой газа в повышенные участки залежи.

3. Одновременной закачкой воды и газа.

Крупные нефтяные месторождения платформенного типа могут не иметь регулярного внешнего контура нефтеносности и в этом случае контур будет понятием в значительной степени условным, гго видно из рис. 4.2, Видно, что не существует единой непрерывной линии контакта воды и нефти, вследствие чего юзникают знатательные трудности при организащ1и удовлетворительного законтурного заводнения. Нагнетание воды в залежь приводит не только к повышению темпов отбора нефти, но и к росту пластового и забойного давлений в добывающих скважинах, гго увелитавает период их фонтанирования. С другой стороны, закачка воды в залежь приводит к прорывам воды в добывающие скважины и преждевременному их обводнению.

Потенциал залежи (или месторождения) определяется размерами и конфигурацией, ее строением, физическими свойствами системы (горные породы-1-флюиды), энергетическим состоянием (пластовое давление, давление насыщения, газонасыщенность нефти), давлением на контуре питания и на линии отбора, расстоянием между ними, таслом и системой размещения скважин и др. Кроме того, темп отбора нефти зависит и от отношения площади залежи (нефтенасыщенной) к длине контура нефтенасыщенности На практике это отношение может оказаться таким, чю время разработки залежи будет чрезвычайно большим вследствие консервации ее центральной части даже при законтурном заводнении. Тем не менее, в этом случае время разработки залежи до проектного коэффициента нефтеотдачи может быть существенно сокращено искусственным изменением данного отношения.

Выбор того или другого метода ППД заводнением определяется рядом причин геологического, технологического, технического и экономического порядка. При законтурном заводнении, если нагнетательные скважины размещаются линейными рядами в водо-насыщенной части залежи (области питания), а добывающие - в нефтенасыщенной части, для месторождений платформенного типа расстояние между этими рядами может быть достаточно большим (см. рис. 4.2), и законтурное заводнение станет малоэффективным из-за сравнительно низких дебитов нефти и значительного оттока закачиваемой воды во внешнюю водоносную область.

Повышение давления нагнетания воды приводит к увеличению потери закачиваемой воды во внешнюю водоносную область. Приближение ряда добывающих скважин к нагнетательному опасно тем, что часть добывающих скважин оказывается в обводненной части залежи. При приближении ряда нагнетательных скважин к добывающему часть целиков нефти оказывается за линией нагнетания, и нефть из этих целиков может быть не извлечена.

С целью повышения эффективности управления процессом выработки запасов путем заводнения возможен переход от законтурного заводнения к приконтурному. Максимально приближая нагнетательный ряд к добывающему и рискуя не охватить процессом разработки некоторую часть целиков нефти, можно существенно повысить отбор нефти из ряда (рядов) добывающих скважин. При

Область питания

Нефтенасьпценная область Рис. 4.2. Фрагмент нрикоитурной части месторождения платформенного типа (к понятию внешнего контура нефтеносности): А - нагнетательные

скважины; О - добывающие скважины;

- вода

- нефть

этом ряд нагнетательных скважин следует располагать вблизи внутреннего контура нефтеносности, разделяя всю залежь на две части самостоятельной разработки: чисто нефтяную и водонефтяную.

Для крупных месторождений законтурное или приконтурное заводнение может оказаться недостаточно эффективным вследствие чрезмерного времени выработки запасов. В этом случае возможно разрезание крупного месторождения рядами нагнетательных скважин на отдельные площади, подобные нефтяным залежам небольших размеров с законтурным заводнением (внутриконтурное заводнение).

Опыт разработки ряда крупных месторождений позволил установить, что внутриконтурное заводнение значительно эффективнее законтурного. Определенный практический интерес представляют такие системы внутриконтурного заводнения, как:

- площадное заводнение с равномерно рассредоточенным размещением нагнетательных скважин среди добывающих;

- избирательное заводнение с учетом зональной и послойной неоднородности.

Проф. В.Н. Щелкачев отмечает, что при разработке крупного нефтяного месторождения с внутриконтурным заводнением нельзя его представлять в виде простой суммы небольших и средних нефтяных месторождений с законтурным заводнением без учета нео-днородностей пласта и особенностей его строения.

Расчеты показывают и практика подтверждает, что площадное заводнение может обеспечить увеличение дебита добывающих скважин в сравнении с внутриконтурным рядным заводнением. Еще более высокие дебиты добывающих скважин можно получить при реализации избирательного заводнения.

4.6. ВИДЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПУТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

4.6.1. ЗАКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

Управление процессом выработки запасов в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, пробуренных в виде ряда, расположенного на определенном расстоянии от внешнего контура нефтеносности. Практика реализации законтурного заводнения показала, что это расстояние не должно превышать 800 м. При таком удалении нагнетательного ряда от внешнего контура нефтеносности достигается равномерное воздействие на него, предотв-