Главная страница
Навигация по странице:

  • 1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

  • Рис. 3. Зависимость текущей нефтеотдачи

  • Рис. 4. Схема заводнения слоистого пласта

  • Рис. 5. Зависимости η

  • Рис 6. Зависимости η

  • Рис. 7. Зависимости текущей нефтеотдачи от

  • Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки


    Скачать 2.81 Mb.
    НазваниеЛекция общие принципы проектирования разработки
    АнкорЛекции разработка.doc
    Дата01.06.2018
    Размер2.81 Mb.
    Формат файлаdoc
    Имя файлаЛекции разработка.doc
    ТипЛекция
    #19865
    страница3 из 20
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   20

    Лекция 4.

    РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

    С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ
    1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

    Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вы­теснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пла­стового давления на заданном уровне.

    В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторож­дений. В СССР свыше 90% всей нефти добывают из заводняе­мых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

    Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также оча­говое и избирательное заводнение.

    Технологически заводнение осуществляется следующим об­разом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высо­кого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади неф­теносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (закон­турное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколь­ко скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, назы­вают кустовыми насосными станциями. К каче­ству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие тре­бования. В среднем принято, что количество взвешенных ча­стиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

    Давление на устье нагнетательных скважин в процессе за­воднения пластов поддерживают обычно на уровне 5-10 МПа, а в ряде случаев – 15-20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пла­стов показывает, что расход qBC воды, закачиваемой в нагне­тательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть про­порциональным перепаду давления. Однако фактически, со­гласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависи­мость близка к линейной (рис. 1), но при некотором пере­паде давления ∆рс* расход qBC начинает резко увеличиваться. Это происходит по той причине, что при перепаде давления ∆рс = рс - рк = ∆рс* в призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.



    Рис. 1. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную сква­жину,

    от перепада давления
    При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают прак­тически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если qвз - полный расход во­ды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторожде­ние в целом в единицу времени, qв - количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), a qн - дебит нефти, то имеем следующие выражения.

    1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к мо­менту времени t.

    (IV.1)

    2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени t

    (IV.2)

    3. Накопленное количество добытой из пласта воды

    (IV.3)

    Текущую нефтеотдачу η = Qн/G при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости η от Qв/Vп или η от Qвз/Vп(Vп - поровый объем пласта; G - гео­логические запасы нефти). Типичная зависимость η = η(Qв/Vп), получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 1-5·10-3 МПа·с), с применением заводне­ния показана на рис. 2.



    Рис. 2. Зависимость текущей нефте­отдачи от

    Qв/Vп Нефтеотдача: η0 - безводная; ηк - конечная
    Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

    N= ηкG(IV.4)

    Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения Qвз/Vпв том случае, когда заводнение применяют с начала разработки ме­сторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

    Текущая обводненность ν продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

    (IV.5)

    На рис. 3 показана типичная для месторождений маловяз­ких нефтей зависимость текущей обводненности от Qвз/Vп.

    Как уже было указано в гл. I, коэффициент текущей нефте­отдачи η равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η1 на коэффициент η2охвата пласта процессом вытеснения.

    Коэффициентом вытеснения нефти водой η1 при разработке нефтяных месторождений с применением заводне­ния называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подвер­женной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η2 называется от­ношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологиче­ским запасам нефти в пласте.




    Рис. 3. Зависимость текущей нефтеотдачи

    и обводненности продукции от пласта Qвз/Vп:

    1 - текущая нефтеотдача η; 2 - текущая обводненность v

    Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему завод­нения слоистого прямолинейного пласта (рис. 4). Пласт со­стоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вслед­ствие того, что он прерывается из-за литологического выкли­нивания в области между нагнетательной галереей (х=0) и добывающей галереей (х=l), не разрабатывается - в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте

    G = G1 + G2 + G3 + G4 (IV.6)

    Охваченные заводнением запасы Gохв равны следующей сумме запасов:

    Gохв = G2 + G3 + G4. (IV.7)

    По определению

    (IV.8)

    В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен про­изведению не только двух, но и трех и большего числа коэф­фициентов. Если, согласно рис. 4, в некоторый момент време­ни закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстоя­ние l2, в пласт 3 - на расстояние /3, а в пласт 4 - на расстоя­ние l5, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить Go2, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4Go3 и Go4- Суммарные первоначальные запасы Gзав в заводненной области пласта определяют по формуле

    Gзав = Gо2 + Gо3 + Gо4. (IV.9)

    Тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно на­писать

    (IV.10)

    где η11 - коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта:

    η12 - коэффициент заводнения.




    Рис. 4. Схема заводнения слоистого пласта

    В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произ­ведению коэффициента вытеснения – η1 на коэффициент охвата η2, зависимость их от Qвз/Vп показана на рис. 5, откуда вид­но, что η1 возрастает с увеличением Qвз/Vп, а η2 остается по­стоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.


    Рис. 5. Зависимости η1 и η2 от Qвз/Vп

    Если же η определяют как произведение трех коэффициен­тов согласно формуле (IV. 10), то их зависимости от Qвз/Vп при неизменных системе и технологии разработки пластов бу­дут иметь вид, показанный на рис. 6. Коэффициент вытесне­ния нефти водой из заводненной области η11 (кривая 1) в ка­ком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добываю­щей галерее будет близким к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным и только в водный период он не­сколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» неф­ти.



    Рис 6. Зависимости η11, η12 и η2 от Qвз/Vп

    Поэтому этот коэффициент остается постоянным в началь­ный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводне­ния η12 (кривая 2 на рис. 6) в соответствии с его определе­нием будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличи­вается. Коэффициент охвата η2 (кривая 3) остается постоян­ным при неизменной системе и технологии разработки место­рождения. Коэффициенты η1 и η2 в общем случае, т. е. не только при разработке месторождения с применением заводне­ния, определяют по физико-геологическим свойствам и строе­нию пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре пласта, а также механизму извлечения из него нефти. Коэффи­циент вытеснения часто определяют на основе данных лабора­торных экспериментов вытеснения нефтей из естественных об­разцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Тео­ретические и экспериментальные данные показывают, что коэф­фициент вытеснения η1 в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т. е. при вытеснении нефти из пластов не смешивающейся с нефтью жидкостью - водой, за­висит от следующих основных факторов:

    1) минералогического состава и литологической микрострук­туры пород - коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, - глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т. е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т. д.;

    1. отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

    2. структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

    3. смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;

    4. скорости вытеснения нефти водой.

    Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении η2 зависит главным образом от следующих факторов.

    1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического вы­клинивания пропластков), существования дизъюнктивных раз­рывов и т. д.

    2. Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

    3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих сква­жин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

    4. Применения способов и технических средств эксплуата­ции скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации).

    5. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

    В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения за­висит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой сре­ды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводне­нии, как и при других методах разработки, определяется сте­пенью макронеоднородности месторождения, системой разра­ботки и условиями эксплуатации скважин.

    Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного месторождения при его заводнении, необходимо, помимо модели самого пласта, во многих случа­ях сохраняющейся одинаковой при всех методах извлечения нефти из недр, использовать также модель процесса заводнения пласта и за­тем применительно к конкретной системе разработки - расчетную схему для месторождения в целом или его элемента.

    Как показывают исследования вытеснения нефти водой из образ­цов горных пород-коллекторов, по­сле подхода воды к концу образца начинается извлечение из него нефти вместе с водой, т. е. проис­ходит так называемый водный пе­риод разработки. В одних случаях после начала этого периода из образца добывается незначи­тельное количество нефти (рис. 7, кривая 1), в других в этот период из образцов извлекаются значительные объемы нефти, сравнимые с объемами нефти, извлекаемыми в безводный пери­од (кривая 2).

    Такое несходство между кривыми вытеснения нефти водой из образцов пород в водный период объясняется различием микроструктуры пористых сред, характером проявления в них капиллярных сил, различием вязкостей вытесняемой и вытес­няющей жидкостей и др. Исследования фазовых и относитель­ных проницаемостей пористых сред при вытеснении из них нефти водой показывают, что для многих пластов характерно возникновение в порах раздробленных, дисперсированных мелких глобул нефти, неизвлекаемой из пористой среды даже во время прокачки через нее при одних и тех же перепадах давления неограниченного количества воды, т. е. при так назы­ваемой бесконечной промывке. Таким образом, в этих пластах остаточная нефть находится в виде неподвижных глобул, за­ключенных в тупиковых зонах, в поровых ловушках, т. е. в местах пористых сред, где путь движению нефти преграж­дается плотными скоплениями зерен пород. Раздроблению нефти в процессе вытеснения ее из пористых сред, возникнове­нию неподвижных глобул способствуют также различие вязкостей нефти и воды и наличие неньютоновских свойств у нефти. Дисперсирование нефти в пористых средах происходит недалеко от фронта вытеснения, позади него, где находятся одновременно нефть и вода, так что за водный период из об­разцов рассматриваемых пористых сред добывают небольшое количество нефти. Процесс вытеснения нефти водой из этих сред как раз и описывается кривой 1 (см. рис. 7). Если в по­ристой среде содержится сравнительно небольшое число тупи­ковых зон в единице объема, то нефть, будучи даже раздробленной позади фронта вытеснения ее водой, продолжает дви­гаться в этой среде и извлекаться из нее по мере закачки в образец воды. В таком случае вытеснение нефти из образца пористой среды характеризуется кривой 2 (см. рис. 7).




    Рис. 7. Зависимости текущей нефтеотдачи от Qвз/Vп

    1 к 2- кривые, построенные по данным соответственно при порш­невом

    и нспоршневом вытеснении нефти водой

    Возьмем два образца пористой среды. В образце 1 процес­су вытеснения нефти водой соответствует кривая 1, а в образ­це 2 - кривая 2 (см. рис. 7). Допустим, что к началу водного периода извлечения нефти в эти образцы было закачано по одному и тому же количеству воды Q*вз. Как видно из рис. 74, из образца 1 при Qвз > Q*вз почти не извлекается нефть, а из образца 2 добывается значительное количество нефти. Можно отметить, что для образца 2 существенное значение имеет водный период добычи нефти, в течение которого в пористой среде происходит совместная (двухфазная) фильтрация нефти и воды.

    Кривую 1 можно аппроксимировать двумя прямыми - на­клонной, соответствующей условию 0 ≤ Qвз Q*вз, и параллель­ной оси абсцисс, справедливой при Qвз > Q*вз. Обе прямые на рис. 74 показаны пунктирными линиями. Этой аппроксимации соответствует определенная модель процесса вытеснения неф­ти водой из пористых сред - модель поршневого вытеснения нефти водой.

    Для описания процессов вытеснения нефти водой из пори­стых сред, характеризующихся кривыми типа 2 (см. рис. 7), используют модель совместной (двухфазной) фильтрации неф­ти и воды.

    Обе модели основаны на экспериментальных характеристи­ках процесса вытеснения нефти водой из пористых сред. При поршневом вытеснении экспериментально определяют коэффициент вытеснения η1 и объем закачанной в пористую среду воды Qвз, равный объему извлеченной из нее нефти. При двухфазной фильтрации используют зависимости фазовых или относительных проницаемостей для нефти и воды от насы­щенности пористой среды водой.

    Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы раз­работки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. си­стемы разработки без поддержания пластового давления); си­стемы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения. По методам регулирова­ния баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с за­качкой газа в пласт.

    Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:

    1. Законтурное заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100-1000 м. Его применяют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктивными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропроводностью, при небольшой ширине залежей (до 4-5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). Примерами
      могут служить Туймазинское месторождение (Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР (1948 г.), девонская залежь Бавлинского месторождения (Татария), яснополянская залежь Ярино-Каменоложского месторождения (Пермская обл.) и др. Оно не получило широкого распростра­нения.

    2. Приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины размещают в водонефтянои зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гидродинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяном разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроекти­ровано, например, по пласту СIII Дмитровского месторождения (Куйбышевская обл.).

    3. Внутриконтурное заводнение, которое применяют в основ­ном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдель­ные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые назы­вают эксплуатационными полями или блоками. Внутриконтурное заводнение в случае необходимости сочетается с законтур­ным или приконтурным заводнением.

    В СССР применяется внутриконтурное заводнение таких ви­дов: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки, блоки самостоятельной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное за­воднение.

    Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных ме­сторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основ­ной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах приме­няют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3-4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5-7). Разрезание на отдельные площади и блоки на­шло применение на Ромашкинском (23 площади пласта Д1 Та­тария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская область), Осинском (Пермская область), Покровском (Орен­бургская область), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Си­бирь) и других месторождениях. С начала 60-х годов на место­рождениях Куйбышевской области (пласт А4 Козловского, пласт Б2 Стрельненского, пласт До Жигулевского и другие месторож­дения) и затем Западной Сибири (Правдинское, Мамонтовское, пласты AB1 Советского и Самотлорского месторождений) стали широко использоваться системы блокового заводнения, причем так называемые активные (интенсивные) системы с размеще­нием между двумя нагнетательными рядами не более 3-5 ря­дов добывающих скважин. Совершенствованием блоковых си­стем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.

    При небольшой вязкости нефти (до 3-5 мПа·с) для объек­тов с относительно однородным строением пластов системы за­воднения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5 - 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна по­вышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2-3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше 500 т/(сут-МПа) оправдали себя пятирядные системы, а при продуктивности 10 - 50 т/(сут · МПа) - трехрядные (по Б. Т. Баишеву и др.).

    При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин раз­мещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры за­лежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с за­контурным. Сводовое заводнение подразделяют на: а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры - кумскнй горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодар­ском крае, пласты группы А Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири); кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса за­лежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую пло­щади - Миннибаевская площадь Ромашкинского месторожде­ния); центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200-300 м размещают 4-6 наг­нетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

    Очаговое заводнение может применяться в качестве само­стоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднород­ных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного за­воднения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Разбуривание осуществляют по равномерной сетке с расположением буровых станков вблизи продуктивных скважин и последующим переходом «от извест­ного к неизвестному». Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных так, чтобы они размещались на участках с наилучшей характеристикой пластов и оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. В связи с этим его называют избирательным заводнением. Внедрено очаговое заводнение на месторождениях платформен­ного типа в Татарии (периферийные участки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений), Башкирии (месторождения Краснохолмской группы), Коми АСС, Пермской, Оренбург­ской обл. и т. д. Оно более эффективно на поздней стадии раз­работки.

    Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каж­дого элемента залежи с расположенной в его центре одной до­бывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя­титочечной и линейной системами (рис. 1.2).

    Рис. 1.2. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементами):

    1- добывающие; 2- нагнетательные скважины
    Линейная си­стема - это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном по­рядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1 : 1. Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2σн = 2σд = 2ог. Если 2L = 2σ, то ли­нейная система переходит в пятиточечную с таким же соотно­шением скважин (1 : 1). Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение сква­жин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пяти­точечная система). В девятиточечной системе на одну добываю­щую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3: 1), так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 3. При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточеч­ную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обра­щенную четырехточечную) системы с соотношением нагнета­тельных и добывающих скважин соответственно 1 : 2 и 2 : 1. Воз­можны также другие площадные системы. Таким образом, пло­щадные системы характеризуются различной активностью воз­действия на залежь, выраженной соотношением нагнетатель­ных и добывающих скважин (1: 3, 1 : 2, 1 : 1, 2 : 1, 3 : 1).

    Результаты исследований, проведенных в ВНИИнефти, Гипровестокнефти, СибНИИНПи показали, что площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Эффективность площадного заводнения увеличивается с по­вышением однородности, толщины пласта, а также с уменьше­нием вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение было запроектировано по пласту БС10 Усть-Балык-ского месторождения и др. Практика применения площадных и избирательных систем разработки, как считает Б. Т. Баишев, показала их явную неэффективность как с точки зрения темпов отбора нефти (не жидкости!), так и нефтеотдачи. Особенно сложны при этом вопросы регулирования отбора и закачки, борьбы с обводнением скважин и т. д. Поэтому применять пло­щадные системы разработки можно только на поздней стадии разработки.

    Масштабы применения различных систем заводнения (по данным М. Л. Сургучева) характеризуются следующими величи­нами (в % - в числителе число месторождений, в знаменателе добыча нефти): внутриконтурная, блоковая - 50/70; комбини­рованная (законтурная, внутриконтурная) - 28/18; избиратель­ная, площадная -18/9; законтурная - 3,3/3. Таким образом, блоковые системы разработки ввиду высокой эффективности на­шли наиболее широкое применение.
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   20


    написать администратору сайта