Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт (в производственной литературе этот метод называют заводнением). В России более 80% залежей нефти разрабатываются с использованием заводнения.
Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения. Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения.
В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.
При законтурном заводнении (рис.24) закачка воды в пласт осуществляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схеме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400–800 м от внешнего контура нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.
Законтурное заводнение обычно применяется на небольших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в залежах с хорошими коллекторскими свойствами, как по толщине пласта, так и по площади. При таких условиях законтурное заводнение обеспечивает более полную выработку запасов, вытесняя нефть к стягивающим рядам добывающих скважин. К недостаткам законтурного заводнения можно отнести повышенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания; замедленное реагирование на залежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин и т.д.
Рис. 24 Законтурное заводнение
Более эффективное воздействие на залежь нефти достигается, когда нагнетательные скважины размещаются (бурятся) внутри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта, в более проницаемых участках залежи. Такое заводнение называют приконтурным заводнением.
Приконтурное заводнение применяется:
– на небольших по размерам залежах;
– при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью;
– с целью интенсификации процесса добычи нефти
Более эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, сокращать сроки выработки запасов и повышать конечное нефтеизвлечение, является внутриконтурное заводнение (рис.25).
При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются (бурятся) внутри контура нефтеносности. Выбор схемы расположения и сетки нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, физико-химическими свойствами нефти т.д.
Рис. 25 Внутриконтурное заводнение
В последние годы для интенсификации разработки нефтяных месторождений распространенным методом стал метод искусственного «разрезания» залежи на отдельные площади или блоки за счет закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естественного контура нефтеносности. При этом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно В начальный период при внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания воды в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого освоения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ведут не во все нагнетательные скважины разрезающего ряда, а через одну скважину, а промежуточные скважины ряда эксплуатируются временно как нефтяные с форсированным отбором нефти.
По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. Впервые в нашей стране внутриконтурное заводнение было осуществлено на крупнейшем нефтяном месторождении в Татарстане – на Ромашкинском месторождении, которое было разрезано рядами нагнетательных скважин на 26 обособленных эксплуатационных площадей.
Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличивать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсификации разработки нефтяного месторождения используют комбинированное воздействие, т.е. законтурное (приконтурное) заводнение с внутриконтурным центральным заводнением.
В настоящее время применяется несколько систем внутриконтурного заводнения, которые отличаются друг от друга расположением нагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также отборами нефти из нефтедобывающих скважин.
При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины.
Применяется также избирательная система внутриконтурного заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются. С целью интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения в продуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществляют попеременную закачку воды и газа в пласт.
Усовершенствованной системой воздействия на залежь нефти со сложным строением является попеременное нагнетание воды и газа в пласт. В конце 1971 года на основе анализа разработки Журавлевско–Степановского месторождения Оренбургской области был обоснован и прошел промышленное испытание метод попеременного нагнетания в нефтяную залежь воды и газа с целью повышения эффективности процесса вытеснения и повышения конечного нефтеизвлечения. Сущность этого метода заключается в следующем. Газ, при нагнетании его в продуктивный пласт, внедряется, прежде всего, в высокопроницаемые пропластки, снижает в них фазовую проницаемость для воды, вследствие чего при последующем нагнетании воды в продуктивный пласт выравнивается фронт вытес-
нения и тем самым повышается охват пласта воздействием. Нагнетаемая вслед за газом вода проталкивает его за счет меньшей вязкости в малопроницаемые плотные пропластки, откуда вытеснение нефти будет происходить в результате поршневого и увлекающего вытеснения газа. Метод попеременной закачки воды и газа в пласт является вариантом импульсного воздействия на пласт, так как в этом случае создаются более благоприятные условия для проявления капиллярных сил вследствие двукратного увеличения поверхностного натяжения воды на границе с нефтью. Частичное растворение газа в нефти, уменьшая ее вязкость, также способствует повышению эффективности процесса вытеснения нефти водой. В условиях трещиноватого пласта эти процессы будут идти эффективнее, так как растворимость газа и гравитационное перераспределение вытесняющего агента в нефти усиливаются: растворимость – вследствие увеличения поверхности контакта, а гравитационное перераспределение – за счет свободы потоков в открытых трещинах. Гравитационное перераспределение по мощности пласта нефти и нагнетаемого газа создает условие, препятствующее опережающему обводнению пласта по подошве в залежах с высокой вязкостью нефти. Кроме того, утилизация попутного газа на ранней стадии разработки, ввиду отсутствия потребителей, решает одну из важных задач охраны окружающей среды и недр. Опытно-промышленные работы по данному методу были проведены на Журавлевско–Степановском месторождении Оренбурга в 1971–1974 годы (авторы В.И. Кудинов, И.А. Поворов) и дали хорошие результаты. По данным исследовательских и опытно-промышленных работ конечное нефтеизвлечение при попеременной закачке воды и газа в пласт увеличивается на 8–10%. Дальнейшее промышленное внедрение этого метода сдерживается отсутствием малогабаритных на высокое давление и производительность компрессоров.
Закачка в нефтяной пласт воды – наиболее популярный метод разработки нефтяных месторождений. Этот метод позволяет поддерживать высокие текущие дебиты нефтяных скважин, и в итоге достичь высокого процента отбора извлекаемых запасов нефти.
Основной целью закачки воды в пласт является эффективное вытеснение нефти к добывающим скважинам и увеличение экономической эффективности разработки месторождения благодаря повышению коэффициента извлечения нефти из залежи.
Популярность этого метода разработки нефтяных залежей объясняется:
Заводнение обеспечивает высокий коэффициент извлечения нефти благодаря двум факторам:
Разновидности метода заводнения включают закачку растворителей, суспензий, различных реагентов. В некоторых случаях воду загущают добавлением в нее полимеров, мицелярных растворов. Но все эти методы уже относятся к, так называемым, методам увеличения нефтеотдачи (МУН) или третичным методам разработки нефтяных месторождений.
Чтобы ответить на этот вопрос, давайте вспомним, какие естественные режимы работы залежей существуют. И рассмотрим целесообразность организации заводнения в тех или иных геологических условиях.
Как это работает:
Возможные проблемы:
Коэффициент нефтеотдачи:
Высокий при умелом управлении разработкой залежи (60-70%)
Высоконапорный, мощный аквифер может обеспечить достаточно энергии для вытеснения нефти
Слабый аквифер требует поддержки пластового давления закачкой воды. В этом случае:
Как это работает
Возможные проблемы
Коэффициент нефтеотдачи
Очень низкий (10-30%)
Имеет ли смысл организация заводнения?
Хороший кандидат для организации заводнения
Заводнение лучше проводить при пластовом давлении близком давлению насыщения, так чтобы выделение газа из нефти было ниже критического уровня
Как это работает
Возможные проблемы
Коэффициент нефтеотдачи
Очень высокий (50-70%)
Имеет ли смысл организация заводнения?
Может оказаться хорошим кандидатом под заводнение принимая во внимание низкие темпы отборов на естественном режиме
Как это работает
Возможные проблемы
Коэффициент нефтеотдачи
Имеет ли смысл организация заводнения?
Не подходящий кандидат под заводнение
Экономическая эффективность метода заводнения зависит от прироста коэффициента нефтеотдачи.
Затраты на закачку воды, строительство нагнетательных скважин, и специальных сооружений по подготовке воды должны быть меньше, чем доход от реализации дополнительно добытой нефти.
Распространенный метод воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.
Закачка через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.
Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения.
Заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, и внутриконтурное.
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 нарушений и др.
1. 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 мПа*с), высокой проницаемости коллектора (0,4–0,5 мкм 2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью.
Рис. 63. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением. Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие.
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 для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.
При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.
2. 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.
Рис. 64. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением. Условные обозначения см. на рис. 63
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.
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 для 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.
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.
Виды внутриконтурного заводнения:
3.1. 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).
Рис. 65. Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением. Условные обозначения см.на рис. 63
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).
Рис. 66. Система разработки крупной «круговой» нефтяной залежи с блоковым заводнением. Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 1 – высокими, 2 – низкими; остальные условные обозначения см. на рис. 63
При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке.
Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта.
Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, 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. Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади применяют для эксплуатационных объектов – при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007–0,1 мД, при вязкости пластовой нефти до 15–20 мПа⋅с.
3.2. Площадное заводнение – также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин – треугольной или квадратной – нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.
Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной соотношения количеств добывающих и нагнетательных скважин.
Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семиточечной прямой – 0,5, обращенной – 2; для девятиточечной прямой – 0,33, обращенной – 3; для ячеистой – 4–6.
Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рис. 67.
Рис. 67. Системы разработки с площадным заводнением. Формы сетки скважин: а – пятиточечная, б – семиточечная обращенная, в – девятиточечная обращенная,г– ячеистая; пунктиром выделен элемент системы; остальные условные обозначения см. на рис. 63
Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью.
3.3. Избирательное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения – предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68).
Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д..
3.4. Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнений (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках заводнения бурят дополнительные скважины.
3.5. Барьерное заводнение . Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной.
Наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.
При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.
Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе -1:1, при семиточечной системе -1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким образом, наиболее интенсивными среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.
Рисунок 2.5 Основные схемы площадного заводнения.
а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная;
1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.
Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.
В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов на последних стадиях разработки месторождений.
Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.
При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную.
При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.
Рис.1.2.1. Схема разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения:
1-внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – добывающие скважины; 4 –нагнетательные скважины; 5 – контур нагнетательных скважин
Наиболее благоприятные объекты для осуществления законтурного заводнения- пласты, сложенные однородными песками и песчаниками с хорошей проницаемостью и не осложненные нарушениями.+
Пласты, сложенные известняками не всегда могут дать положительные результаты при законтурном заводнении, т. к. в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.
При добыче высоковязкой нефти процесс закачки воды в пласт также может быть малоэффективным, т.к. менее вязкая вода при движении в пласте будет обгонять нефть, прорываясь к отдельным скважинам.
Чрезмерное приближение нагнетательных скважин к эксплуатационным может вызвать быстрое и неравномерное обводнение залежи, вследствие чего в ней остается большой объем нефти. Чрезмерное удаление нагнетательных скважин от эксплуатационных может сделать искусственный контур питания малоэффективным. Для однородных пластов расстояние от ряда нагнетательных скважин до внешнего ряда эксплуатационных принимают не более 1000-1200 м, а для неоднородных пластов с низкой проницаемостью - 600 - 700 метров. При плохой проницаемости пород нагнетательные скважины располагают в водонефтяной зоне пласта внутри контура в более проницаемых частях залежи. Такой вариант носит название приконтурного заводнения.
Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2-3 близлежащих ряда эксплуатационных скважин. Поэтому законтурное и приконтурное заводнение можно с наибольшим эффектом применять при разработке месторождений относительно небольших размеров, которые позволяют разместить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, но не более двух-трех рядов скважин на каждую линию нагнетания. При применяемых в настоящее время расстояниях между рядами эксплуатационных скважин (500-800м) для одновременного разбуривания всей площади залежи нужно, чтобы ее ширина в пределах внутреннего контура нефтеносности была не больше 4-5 км.
При разработке значительных по площади нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи разрезается на отдельные участки рядами нагнетательных скважин.
Рис.1.2.2. Схема внутриконтурного заводнения.
При закачке воды в пласте по линии размещения нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки отдельные очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт, продвижение которого можно регулировать.
Эксплуатационные скважины располагают рядами так, чтобы фронту наступающей воды противостоял фронт ее отбора. Расстояние между рядами эксплуатационных скважин и между скважинами в рядах устанавливают с учетом особенности геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной площади.
Внутриконтурное заводнение впервые было осуществлено на Ромашкинском месторождении в Татарии, разработка которого началась в 1952 г. Девонская залежь этого месторождения была расчленена рядами нагнетательных скважин более чем на 20 обособленных эксплуатационных площадей.
В процессе разработки Ромашкинского месторождения увеличение давления нагнетания на некоторых площадях позволило использовать более редкие сетки скважин, чем это было предусмотрено проектом, и разбурить данное месторождение с меньшим числом эксплуатационных скважин.
В Куйбышевской области на Мухановском и Покровском месторождениях законтурное заводнение оказалось малоэффективным. Поэтому был осуществлен переход на внутриконтурное заводнение с разрезанием залежи на отдельные блоки. Этот способ в дополнение к законтурному осуществлен на Туймазинском, Серафимовском, Шкаповском и Арланском месторождениях в Башкирии и практически на всех вводимых в разработку месторождениях в Западной Сибири и Западном Казахстане. Среди систем центрального заводнения, применяемых для интенсификации разработки меньших площадей, различают осевое и кольцевое заводнение.
Рис.1.2.3. Схема внутриконтурного заводнения:
а - Очаговое заводнение; б –внутриконтурное кольцевое заводнение; в – осевое заводнение.
Очаговое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин на участках с линзовидными пропластками, в которых имеются неизвлеченные запасы нефти.
Кольцевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по кольцу, причем залежь нефти расчленяется на две неравные площади: меньшую - центральную и большую - кольцевую.
Осевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по оси структуры.
Для поддержания пластового давления в залежи на одном уровне объем закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объема извлекаемых из пласта жидкости и газа.
При расчете объема воды, необходимой для закачки, учитывают ее объем, перетекающий в законтурную часть пласта.
Практикой установлено, что для большинства нефтяных месторождений в пласт следует нагнетать от 1,6 до 2 м 3 воды на каждую тонну извлекаемой нефти.
Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачиваемой воды зависит от поглотительной способности каждой скважины при данном давлении нагнетания.
Общее число нагнетательных скважин при законтурном заводнении определяется из соотношения (1.1)
где L- общая длина контура нагнетания, м;
R - среднее расстояние между скважинами, м.
Приемистость нагнетательной скважины может быть определена из формулы Дюпюи, м 3 / сут.
где k -эффективная проницаемость пласта для воды, Дарси:;
h - мощность пласта, м;
Перепад давления на забое, МПа;
Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины;
Вязкость воды, спз;
R K - радиус контура действия нагнетательной скважины, м;
r - радиус скважины, м.
Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования
P ЗАБ = P НАГ + P СТ -P ТР (1.3)
где P ЗАБ - давление на забое скважины;
Р НАГ - давление на выкиде насоса;
Р СТ - давление столба воды в скважине;
Р ТР - потери давления на трение от насоса до забоя.
Нефтяные залежи при законтурном и внутриконтурном заводнении стали разрабатывать разреженными сетками скважин. Если на старых бакинских, грозненских и других месторождениях на одну скважину приходилось от 1 до 4 (200х200м.), редко до 8 га нефтяной площади, то сейчас на большинстве новых месторождений степень уплотнения составляет от 12 до 60 га на одну скважину(400х400м).
