Методы поддержания пластового давления

Нефтяные месторождения разрабатываются высокими темпами, достигающими 6-8% отбора нефти в год от промышленных запасов. Однако если при этом не восполнять израсходованный запас пластовой энергии, происходит быстрое падение пластового давления. При падении давления ниже давления насыщения из нефти выделяется газ, увеличивается газовый фактор, напорный режим работы залежей переходит в режим растворенного газа, дебиты скважин резко снижаются. В результате не обеспечивается полнота отбора нефти из залежи и на многие годы затягивается ее разработка.

Наиболее эффективное мероприятие по обеспечению высоких коэффициентов нефтеотдачи при высоких темпах отбора нефти и газа из залежей - искусственное поддержание пластовой энергии путем закачки воды в продуктивные пласты.

В настоящее время это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти.

Чтобы не допустить падения пластового давления ниже давления насыщения, с самого начала разработки залежи применяют различные методы поддержания пластового давления, которые характеризуются определенным размещением нагнетательных скважин, соответствующие геолого-физическим особенностям залежей нефти. В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают следующие методы заводнения:

- законтурное;

- приконтурное;

- внутриконтурное.

Законтурное заводнение применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с однородными коллекторами и хорошей проницаемостью их в законтурных частях. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-500 м от внешнего ряда добывающих скважин.

Добывающие скважины располагают внутри контура нефтеносности параллельно внешнему контуру нефтеносности. Одновременно можно эксплуатировать 2-3 ряда добывающих скважин. Если эксплуатировать одновременно большее число рядов таких скважин, энергия напора краевых и нагнетаемых вод будет экранироваться первыми рядами добывающих скважин, а скважины, расположенные во внутренних рядах, будут эксплуатироваться при режиме растворенного газа.

При низкой проницаемости пород продуктивного пласта нагнетательные скважины размещают на небольшом расстоянии от контура нефтеносности или непосредственно на этом контуре в более проницаемых частях залежи. Такой вариант называется приконтурным заводнением.

При разработке значительных по размерам нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные участки, которые затем разрабатываются как самостоятельные залежи. При закачке воды на линии нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. Очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, со временем увеличиваются, в результате чего они сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать, также как и при законтурном заводнении. Добывающие скважины располагают рядами, параллельными рядам нагнетательных скважин. Расстояние между рядами, а также между отдельными скважинами определяют в зависимости от геолого-физической характеристики залежи. В результате используют различные комбинации метода поддержания пластового давления: центрального, осевого, кольцевого, очагового, блокового, избирательного.

В качестве рабочего агента для закачки в пласт применяются три типа воды: вода альб-сеноманского горизонта (добываемая при помощи водозаборных скважин), сточная вода (получаемая при первичном отделении нефти от попутной воды) и пресная (добываемая из открытых водоемов - рек, озер). На основании проведенных анализов можно сделать выводы о совместимости той или иной воды, используемой для нужд ППД.

Хорошая совместимость у сеноманской и сточной воды, плохо совместимы пресная и сеноманская вода - в связи с наличием в пресной воде свободного кислорода, который способствует окислению содержащихся в сеномане компонентов, в результате чего образуются агрессивные среды (кислоты) и нерастворимые осадки.

На поздней стадии разработки месторождений с целью улучшения выработки неоднородного пласта за счет более полного использования капиллярных и гидродинамических сил применяется циклическое воздействие на пласт, которое включает в себя периодическое изменение объемов закачки рабочего агента в пласт во времени. Применение системы ППД на месторождениях нефти и газа в начальной стадии эксплуатации позволяет рационально вести процесс разработки, достичь конечного коэффициента нефтеотдачи.