Контрольная работа по "Геологии"

Так, широко применяют физико-химические методы с добавками к воде совместно  полимера и ПАВ, а также методы с добавлением к этим двум компонентам  кислот или щелочей.

Соотношение компонентов  строго дозируется для обеспечения  повышенных вытесняющей и отмывающей способностей нагнетаемой воды в  конкретных геолого-физических условиях.

Нашел признание разработанный  в ТатНИПИнефти метод циклического поочередного нагнетания в пласты воды и добытой из залежи нефти, что  способствует увеличению охвата процессом  вытеснения залежей с повышенной и высокой вязкостью нефти.

Повышению охвата процессом  заводнения пластов с низкой вязкостью нефти при их малой проницаемости и неоднородном строении способствует поочередное циклическое нагнетание в них воды и газа.

Сочетание заводнения с газовым  воздействием может быть обеспечено также путем некоторого, строго регламентированного  выделения в пласте газа из нефти  за счет снижения пластового давления менее давления насыщения. Создание таким способом в пласте режима вытеснения газированной нефти водой способствует лучшему вытеснению нефти из малопроницаемых  коллекторов.

Большого успеха в разработке залежей вязкой и высоковязкой нефти  в сложнопостроенных карбонатных  коллекторах добились нефтяники  Удмуртской Республики. Для таких  залежей малоэффективными оказались  и обычное заводнение, и полимерное заводнение, и даже известные тепловые методы, применяемые каждое в отдельности. Созданы и внедряются принципиально  новые высокоэффективные технологии теплоциклического воздействия  — многократное повторное нагнетание пара и холодной воды через нагнетательные и добывающие скважины, термополимерное  воздействие, основанное на сочетании  двух таких факторов, как температура  и водный раствор полимера (нагнетается  прогретый полимер).

Комбинирование различных  методов открывает широкие возможности  для создания новых технологий разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

§ 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ  ВЫБОРА ВИДА ЗАВОДНЕНИЯ

Применяемые основные виды заводнения приведены на рис. 63. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами  залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью  пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений  и др.

Ниже приводятся краткая  характеристика различных видов  заводнения и геологические условия, для которых они в основном могут рекомендоваться.

Законтурное заводнение. При  этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной  части продуктивного пласта (рис. 63), по всему периметру залежи, как  можно ближе к внешнему контуру  нефтеносности. Механизм вытеснения нефти  из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном  водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при  небольшой ширине залежей (до 4-5 км), в основном при малой относительной  вязкости пластовой нефти (до 5), высокой  проницаемости коллектора (0,4 — 0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемое™ залежи с законтурной областью. Более широко законтурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных геолого-физических условиях получены хорошие результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.

Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60-65%). Добывающие скважины могут  быть расположены в основном в  пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой  водой. Таким путем без существенного  увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин ^л^ разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.

Для разработки нефтяной части  нефтегазовой залежи законтурное заводнение целесообразнее применять при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки.

При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

Законтурное заводнение успешно  применено при разработке залежей  нефти горизонта /\^ Бавлинского месторождения в Татарии, пласта А,, Туймзинского месторождения в Башкирии, пластов Б2 + Б3 Стрельненского месторождения в Самарской области, пласта Б{ Жирновского месторождения Волгоградской области, пласта Д3_1 Соколовского месторож-дения в Саратовской области и других залежей.

Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 64). Применяется  в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической  связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК  или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно ^\ля залежей в карбонатных  коллекторах, где вторичные геохимические  процессы могут приводить к закупорке  пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.

По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу  к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемого неф-теизвлечения приконтурное заводнение приближается к законтурному.

Приконтурное заводнение исследовано при разработке залежей  пласта Д2_у Соколовского месторождения в Саратовской области, пласта XIV месторождения Горское и верхнемелового горизонта месторождения Хаян-Корт в Грозненском районе, горизонта XIV месторождения Кулсары в Эм-бенском нефтеносном районе и др.

Внутриконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные  в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка  воды в пласты производится через  скважины, расположенные рядами, называемыми  разрезающими рядами или линиями  разрезания. Скважины разрезающих рядов  после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при  возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные  зоны пласта и снизить пластовое  давление в ряду, т.е. создает условия ^,ая успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

После обводнения промежуточных  нагнетательных скважин они также  переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин  разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности  заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор  нефти из добывающих скважин и  продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль этого  ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и  нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах  разных размеров при практически  повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Выделяют подвиды этого  вида заводнения — разрезание на площади  и блоковое.

При заводнении с разрезанием  эксплуатационного объекта на площади  разрезающие ряды располагают таким  образом, чтобы выделить площади  самостоятельной разработки, различающиеся  по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством  пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т.д.).

Так, при весьма большой  площади нефтеносности многопластового  эксплуатационного объекта и  общем для всех пластов ВНК  количество нефтенасыщенных пластов  и соответственно нефтенасыщенная  толща объекта уменьшаются от свода залежи к периферии. В этих условиях возможно реализовать разрезание эксплуатационного объекта на площади с разным количеством нефтенасыщенных пластов. Большое

 преимущество такой  системы разработки — возможность  начинать разработку крупного  объекта с площадей наиболее  продуктивных и с наибольшими  запасами. Но применение такого  способа возможно при условии,  что ко времени ввода объекта  в разработку известно положение  внешних и внутренних контуров  нефтеносности по всем его  пластам.

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), размещают  ряды добывающих скважин в таком  же направлении. При вытянутой форме  залежи ряды скважин располагают  обычно перпендикулярно к ее длинной  оси (рис. 65). При “круговой” форме залежей с обширными площадями нефтеносности направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 66). В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечивается большее влияние на них закачки воды. При ином направлении разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной доли нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетания воды.

При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять  обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке.

Решение этого вопроса  диктуется необходимостью обеспечивать влияние нагнетания воды на всю ширину блоков, не допуская консервации их внутренних частей.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта. Уменьшение ширины полос повышает активность системы заводнения, благодаря  возрастанию перепада давления на единицу  ширины блока, что позволяет частично компенсировать пониженную продуктивность залежи. Чтобы избежать значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности), в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль J1 стягивающего”. При повышенной ширине блоков (3,5-4 км) принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине (1,5 —Зкм) — три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пяти-рядным или трехрядным. Количество добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, при пятирядной и трехрядной системах соответственно составляет около 5 и 3.

Систему с узкими блоками  и трехрядным размещением скважин  можно применить и на высокопродуктивном эксплуатационном объекте при необходимости  разработки его высокими темпами  или с целью обеспечения продолжительного периода фонтанной эксплуатации при больших трудностях перевода скважин на механизированный способ подъема жидкости, а также в  некоторых других случаях.

На залежах с широкими водонефтяными зонами всю систему  разработки с разрезанием следует  распространять и на водонефтяную зону, за исключением самых внешних  ее частей с небольшой нефтенасыщенной  толщиной (менее 3-4 м). В некоторых случаях при монолитном строении высокопроницаемых пластов более успешным может быть вариант с комбинированным заводнением, при котором периферийная неразбуренная зона может быть расширена вплоть до изопа-хиты нефтенасыщенной толщины 5-6 м. При этом система разработки с разрезанием залежи, распространенная до этой изопахиты, сочетается с законтурным заводнением, за счет которого в указанных условиях может быть обеспечено вытеснение нефти из неразбуренной периферийной зоны к разбуренной основной части.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реа-лизовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды.

Разрезание нефтяных залежей  на блоки нашло широкое применение практически во всех нефтедобывающих  районах страны - в Самарской области (месторождения Муханов-ское, Кулешовское, Покровское и др.), Арланское месторождение  в Башкирии. Большинство месторождений  Западной Сибири также разрабатываются  с применением блокового заводнения, в том числе Самотлорское, Федоровское, Западно-Сургутское, Правдинское и др.

Обычно внутриконтурное  разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки  или площади применяют для  эксплуатационных объектов с умеренной  неоднородностью строения — при  широком распространении пластов-коллекторов  на площади, при средней проницаемости  более 0,007-0,1 мПа-с, при вязкости пластовой  нефти до 15-20 мПа-с.

На раннем этапе внедрения  заводнения для залежей с умеренными площадями нефтеносности рекомендовалось  так

 называемое сводовое заводнение. При нем предусматривалось расположение нагнетательных скважин в сводовых частях залежей — в виде линейного разрезающего ряда по длинной оси структуры при вытянутой антиклинальной форме залежи или в виде групп из нескольких скважин в своде при брахиантиклинальном строении залежи. Обычно такой вид внутриконтурного заводнения сочетали с законтурной закачкой воды.