Стратиграфия и тектоническое строение Южно-Ягунского месторождения.

     Содержание
     ВВЕДЕНИЕ   6
     1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ     8
     1.1 Стратиграфия и тектоническое строение Южно-Ягунского нефтяного месторождения                                                                                       8
     1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов    16
     1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов    18
     2 СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМЗАВОДНЕНИЯ20
     2.1Законтурное заводнение                   23
     2.2 Приконтурное заводнение                     26
     2.3 Внутриконтурное заводнение              26
     3РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ      31
     3.1 Обоснование технологии применения внутриконтурного заводнения на Южно-Ягунском месторождении31
     3.2 Проектирование поддержания пластового давления методом закачки воды в пласт и расчет нагнетательных скважин32
     ЗАКЛЮЧЕНИЕ         36
     СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ          37

     ВВЕДЕНИЕ
     
     
     Южно-Ягунское месторождение находится в центральной части Западно - Сибирской равнины. На месторождении наблюдаются низкие темпы отбора нефти, коэффициент нефтеизвлечения и технико-экономические показатели. Применение заводнения нередко приводит к двукратному и более увеличению КИН. На Южно-Ягунском месторождении доля трудноизвлекаемых запасов возросла до 80 %, извлечение остаточных запасов традиционными методами заводнения часто характеризуется низкими технико-экономическими показателями из-за снижения эффективности воздействия заводнением. Поскольку эти запасы достаточно велики, актуальным является повышение эффективности извлечения нефти за счет совершенствования систем. Основным методом регулирования процесса разработки нефтяных месторождений является поддержание пластового давления разрабатываемых пластов путём их искусственного заводнения. Эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, повышать конечное нефтеизвлечение, является внутриконтурное заводнение. При таком заводнении нагнетательные скважины бурятся внутри контура нефтеносности. 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 через одну скважину, а промежуточные скважины ряда, эксплуатируются временно как добывающие. По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные.
     Целью данного курсового проекта является расчет основных показателей процесса закачки воды и числа нагнетательных скважин на Южно-Ягунском нефтяном месторождении.
     Поставленная цель определяет задачи исследования:
     - рассмотреть теоретические методы разработки скважин с использованием заводнения;
     -     рассчитать количество нагнетательных скважин.
     
     
     

     1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     
     1.1 Стратиграфия и тектоническое строение Южно-Ягунского месторождения
     
     
     Южно-Ягунское нефтяное месторождение расположено в 75 км к северо-востоку от г. Сургут и в 60 км на юго-запад от города Ноябрьска в Ханты-Мансийском автономном округе Российской Федерации. В непосредственной близости от месторождения проходят железная дорога Сургут - Уренгой и трасса газопровода Уренгой - Челябинск. Месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района и приурочено к Ягунскому и Южно-Ягунскому локальным поднятиям Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
     Южно-Ягунское месторождение было открыто в 1978 году, а первая скважина № 55 «Главтюменьгеологии» была пробурена в 1979 году. Освоение началось в 1982 году. По отражающему горизонту «Б» поднятие оконтурено нзогипсой - 2740 м и имеет площадь 96 км2. Фундамент не вскрыт. Основной платформенный разрез стожен юрскими и меловыми отложе­ниями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олнгоценом. Толщина четвертичных отложений достигает 50 м. Подошва многолетнемёрзлых пород залегает на глубине 300 м, кровля - на глубине 160 м. В пределах месторождения выявлены 8 нефтяных залежей массивного, пластовосводового, литологически экранированного типов. Коллектором служат гранулярные песчаники с прослоями глин. Геолого-физическая характеристика основных объектов разработки месторождения приведена в таблице 1.
     
     Таблица 1 – Геолого-физическая характеристика основных объектов разработки месторождения
      Показатели
       Продуктивные пласты

 БС10-1
БС10-2
БС11-1
БС11-2
 ЮС1
Глубина залегания. м
 2540
 2555
 2427
 2460
 2870
Площадь нефтеносности, м2. 
 121696
286842
 62129
349955
104490
Нефтенасыщенная толщина пласта, м.
 2,6
 3,94
 3
 5,56
 3,37
Пористость, %
 19
 22
 20
 22
 16
Проницаемость, мкм2
 0,035
 0,106
 0,032
 0,121
 0,08
Нефтенасыщенность
 0,47
 0,55
 0,44
 0,57
 0,58
Коэф. песчанистости
 0,7
 0,83
 0,57
 0,68
 0,64
Коэф. расчлененности
 1,92
 1,04
 1,2
 2,29
 0,88
Начальное пластовое давление, МПа
 23,5
 23,5
 23,6
 24,5
 30,3
Пластовая температура, ?С
 80
 80
 80
 88
 90
     
     Как видно из таблицы 1, коллекторские свойства характеризуются следующими значениями: открытая пористость - 17 %, проницаемость - 0,014 мкм2, нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2 до 4,8 м., средняя толщина составляет 3,3 м. В целом для продуктивных пластов месторождения характерны следующие литолого-петрографические особенности: состав алеврито-песчаных пород-коллекторов - аркозовый; цемент преимущественно порово-пленочный и пленочный; гранулометрический состав песчаников преимущественно мелкозернистый. Представление о сложности строения продуктивных пластов дают определенные показатели, характеризующие их неоднородность. Из представленных результатов песчанистости и расчлененности видно, что наибольшей песчанистостью характеризуется пласт БС10-2, а наименьшей - пласт БС11-1. По коэффициенту расчлененности выделяют две группы пластов: пласты БС11-1 и БС10-1 с одним пропластком; пласты БС10-2 и БС11-2 с двумя и более пропластками, определяющими сложность строения этой группы.
     Геологический разрез Южно-Ягунского месторождения представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований, указанный на рисунке 1.
     
     Рисунок 1 - Схема размещения нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений Сургутского нефтегазоносного района.
     Палеозойский фундамент. На Южно-Ягунском месторождении породы фундамента не вскрыты. В целом по Сургутскому своду породы вскрытой части фундамента представлены эффузивами. Зеленоватые и вишнево-бурые миндалекаменные диабазовые порфириты предположительно триассового возраста вскрыты Сургутской и Федоровской скважинами. В верхней части эффузивов залегает кора выветривания, толщина которой несколько десятков метров.
     Юрская система. Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлен чередующимися прослоями сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов с обилием обугленного растительного детрита. Отдельные прослои и пачки аргиллитов, сильно обогащенные углистым детритом, переходят в прослои бурых углей. Нефтеносность отложений тюменской свиты на данном месторождении не установлена. По спорово-пыльцевым комплексам возраст пород определяется как триассовый. Вскрытая толщина тюменской свиты около 400 м.
     Верхнеюрский отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты). Нижняя подсвита васюганской свиты представлена аргиллитами темно-серого цвета, тонкослоистыми, известковистыми до переходящими в известняк, иногда здесь встречаются прослои битуминозных аргилитов. Верхняя часть васюганской свиты сложена песчаниками и алевролитами темно-серыми, мелко-зернистыми, слюдистыми глинистыми, слабоизвестковистыми с подчиненными прослоями аргилитов.
     Меловая система. Нижнемеловый отдел (мегионская, вартовская, алымская и нижняя часть покурской свиты).
     Мегионская свита имеет пятичленное строение. Низы свиты образовывает подачимовская пачка темно-серых, почти черных аргиллитов, участками битуминозных. Выше залегает ачимовская толща, не имеющая повсеместного распространения, представленная песчаниками светло-серыми, мелко-зернистыми, карбонатными. Толщина свиты 470-510 м.
     Вартовская свита представляет собой толщу переслаивания песчаников и алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобныхглин.Свита делится на две части: нижнюю, включающую пласты группы БС1-БС9, и верхнюю – с пластами АС4 – АС11. Все эти пласты на Южно-Ягунском месторождении водонасыщены. Раздел между ними – пимская пачка темно-серых, однородных аргиллитоподобных глин. Мощность вартовской свиты достигает 400 м.
     Алымская свита представлена глинистыми породами темно-серыми, почти черными. Мощность свиты 120 м.
     Покурская свита объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделов меловой системы. В покурской свите выделяются две подсвиты. Нижняя – наиболее глинистая и верхняя – с преобладанием песчано-алевритовых пород. Фауной отложения не охарактеризованы. На крайнем западном и юго-западном склонах Сургутского свода аналогом возрастным покурской свиты являются две свиты - нижняя, преимущественно глинистая альбского возраста (ханты-мансийская) и верхняя - в основном песчано-алевритовая (уватская), относимая к сеноману. Толщина свиты 800 м.
     Палеогеновая система. Палеогеновый отдел (талицкая свита) сложен монтмориллонитовыми глинами, темно-серыми, плотными, аргиллитоподоб-ными. Толщина свиты 80 – 100 м.
     Эоценовый отдел (люлинворская свита) представляет собой толщу глин, в нижней части опоковидных, в верхней диатомовых, переходящих в диатомиты. По возрасту эти отложения относятся к нижнему-среднему эоцену, толщина отложений свиты 180 – 210 м.
     Верхний эоценовый – нижний олигоценовый отделы (тавдинская свита) сложены глинами алевритистыми. Толщина свиты до 180 м.
     Средний олигоценовый отдел (атлымская, новомихайловская свиты). Атлымская свита представлена песками кварцевыми, разнозернистыми с прослоями линзовидных включений песчанистых глин. Толщина свиты до 50м.
     Новомихайловская свита представлена глинами серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми, с включениями слабоуплотненных алевролитов и бурых углей. Толщина отложений свиты до 30 – 60 м.
     Верхний олигоцен (туртасская свита) представлен алевритами, песками и глинами. Пески и алевриты кварцевые с включениями зерен глауконита. Толщина свиты 40 – 70 м.
     Неогеновая система. Отложения неогена развиты не повсеместно и керном не охарактеризованы.
     Четвертичная система. Отложения системы развиты повсеместно и представлены суглинками, супесями, песками и глинами пойменных и озерно-болотных фаций. Толщина отложений 15 – 30 м.
     Средний гидрогеологический этаж объединяет водоносные комплексы разреза, подземные воды которых имеют гидравлическую связь с поверхностью только на периферии структуры бассейна, а на большей части бассейна, в т.ч. и на площади Южно-Ягунского месторождения, мощными регионально выдержанными водоупорными породами изолирует подземные воды от поверхности. В разрезе в интервале глубин 970 – 2800 м выделяются:
     - апт-альб-сеноманский водоносный комплекс;
     - подземные воды песчаных отложений вартовской свиты (пласты АС);
     - водоносный комплекс нижней части вартовской свиты и верхней части мегионской свиты (пласты БС 8 – 12).
     Все они относятся к гидродинамической зоне затрудненного водообмена. Общий уклон пьезометрической поверхности – на север, в сторону Карского моря. Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс содержит хлоридно-натриевые воды с минерализацией до 20 г/л. Дебиты скважин 30 л/сек (2000 м3 /сут.). Подземные воды комплекса широко используются для поддержания пластового давления. Водоносный комплекс нижней части вартовсой свиты содержит продуктивные пласты БС 10 – 11. Воды напорные, производительность скважин несколько сот кубических метров в сутки, воды также хлоридные натриевые. Минерализация вод изменяется от 18,2 до 26,1 г/л, содержание ионов хлора в среднем составляет 14,6 г/л, ионов натрия и калия – 9,1 г/л, эти данные указаны в таблице 2. Хлор-иона содержится 13475 мг/л; натрий – иона 532 мг/л. Вязкость воды рассматриваемых объектов 0,5 МПа·с. Углекислый газ, сероводород отсутствуют, сульфат-ион присутствует в незначительном количестве. 
     
     Таблица 2 – Свойства пластовых вод продуктивных горизонтов месторождения.
      Показатели
      Продуктивные пласты
      
БС10-1
БС10-2
БС11-1
БС11-2
ЮС1
      Плотность, кг/м3
      Общая минерализация, г/л
      Вязкость, МПа·с
1015
20,1
0,5
1015
21,1
0,5
1014
20,6
0,5
1015
20,8
0,5
1018
25,4
0,5
     
     Нижний гидрогеологический этаж осадочного чехла включает водоносные горизонты и комплексы, не имеющие гидравлической связи с современной поверхностью и относится к зоне весьма затрудненного водообмена. В разрезе осадочной толщи этажа выделяются:
     * водоносный комплекс ачимовской толщи мегионской свиты;
     * водоносный комплекс верхней части васюганской свиты;
     * водоносный комплекс тюменской свиты и коры выветривания пород фундамента.
     Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области. Промышленная нефтегазоносность Сургутского НГР - одного из основных по запасам нефти в Западной Сибири, подтверждена открытием таких крупнейших месторождений, как Усть-Балыкское, Мамонтовское, Федоровское и др.
      На месторождении базисным объектом разработки является группа продуктивных горизонтов БС10 и БС11 (валанжин). Подчиненную роль имеет залежь пласта Ю (верхняя юра). Из ачимовской толщи (берриас-валанжин, пласты БС16 и БС18) получены небольшие притоки нефти и нефти с водой (соответственно скв.103 и 110), что указывает на ее нефтеносность.
     На кривой ГСР в разрезе горизонта БС10 можно выделить два пласта (БС10-1 и БС10-2), тоже и в горизонте БС11, индексируемые как БС11-1 и БС11-2 Об особенностях взаиморасположения пластов можно судить по геологическим профилям рисунке 2 и рисунке 3
     Рисунок 2 – Геологический профиль С – Ю пластов БС10 и БС11:
     1 – нефтенасыщенный песчаник;
     2 – водонасыщенный песчаник;
     3 – глинистые прослои
     Рисунок 3 – Геологический профиль З – В пластов БС10 и БС11.
1 – нефтенасыщенный песчаник;
2 – водонасыщенный песчаник;
3 – глинистые прослои
     Продуктивные горизонты БС11 и БС10 отделяются друг от друга пачкой глин толщиной 36 - 40 м. В горизонте БС11 выделяются пласты БС 11-1 и БС11-2, разделенные между собой глинистым прослоем, толщина которого колеблется от 1 до 10 м.
     
     
     1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов
     
     
     Характеристика изменения общих, нефтенасыщенных и эффективных толщин продуктивных пластов месторождения получены в результате обработки разрезов разведочных и эксплуатационных скважин.
     При определении коллекторских свойств и характеристики насыщения продуктивных пластов использовались данные промыслово – геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований кернового материала. Свойства пород по керну изучались по общепринятым методикам в ЦЛ «Главтюменьгеологии».
     Открытая пористость (Кп) определялась методом насыщения, проницаемость (Кпр) фильтрацией газа на установке ГК-5. Данные о водонасыщенности получены косвенным методом центрифугирования на определенном режиме, применяемом при изучении коллекторов Западной Сибири. Полученные при этом значения связанной воды, или водоудерживающей способности пород (Квс), является комплексной характеристикой свойств пород как возможных коллекторов.
     Коллекторские свойства продуктивных пластов в значительной степени определяются как вещественным составом, так и структурой порового пространства слагающих пород.
     Породы-коллекторы Южно-Ягунского месторождения представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами аркозового состава; в пластах БС10 и БС11 доминируют крупнозернистые алевролиты, а в пластах 2БС10, 2БС11 и ЮС1 мелкозернистые песчаники.
     Продуктивный пласт ЮС1 представляет собой пачку переслаивающихся песчаников и аливролитов с прослоями аргиллитов.
     Состав породообразующей части аркозовый с преобладанием полевых шпатов (55-60%) над кварцем (35-40%), невысоким содержанием обломков пород (10-12%) и примесным содержанием слюд (2-3%). Гранулометрический состав коллекторов широко варьирует в плане и по разрезу пласта. Доминируют мелкозернистые песчаники (Мd=0,12 мм), хорошо отсортированные (Sо=1,64) умеренноглинистые (Кгл=8,7%) и малокарбонатные (1,1%). 
     Продуктивный горизонт БС11 - пласты 1БС11 и 2БС11 представляют собой толщу песчано-глинистых пород. Проницаемые разности представлены мелкозернистыми песчаниками и крупно-зернистыми алевролитами, серыми, буровато-серыми, однородными с горизонтальной, наклонной и линзовидно-волнистой слоистостью, обусловленной намывами углисто-растительного и слюидистого материала по плоскостям наслоения. Состав породообразующей части аркозовый, с преобладанием полевых шпатов (50-55%) над кварцем (35-40%) и невысоким содержанием обломков пород (10-13%).
     Пласт 2БС11 сложен мелкозернистыми песчаниками (Мd=0,12), хорошо отсортированными (Sо=1,46), умеренно глинистыми и малокарбонатными.
     Коллекторские свойства пород пласта 2БС11 изучены по 50 скважинам с высокой плотностью – 5,6 образцов на 1 метр изученной площади. 
     Продуктивный горизонт БС10 включает 2 продуктивных пласта: 1БС10 и 2БС10. Для пласта 2БС10 характерна тенденция уменьшения нефтенасыщенной толщины по направлению с севера на юг, а также уменьшение толщины по мере приблежения к внешнему контору нефтеносности.
     В пласте выделено две залежи: Ягунская 36·11 км, и Южно-Ягунская 21,5·8,7 км. По составу обломочной части породы горизонта БС10 – аркозы, с преобладанием в них полевых шпатов (45-50%) над кварцем (35-45%).
     Коллекторские свойства пласта 2БС10 исследованы керном по разрезу 26 скважин. Плотность анализов высокая и составляет по пористости 5.8, проницаемости 3,6 водоудерживающей способности 2,6 определений на 1 метр толщины.
     
     
     1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
     
     
     Свойства пластовой нефти и газа Южно-Ягунского месторождения были изучены по данным исследования поверхностных и глубинных проб.
     Отбор глубинных проб является наиболее ответственной операцией при исследовании скважин. Отбор проб производился после исследования скважины на различных режимах с замерами пластового, забойного и устьевого давлений, температуры, дебитов нефти и газа.
     Данные свойств пластовой нефти по пластам приведены в таблице3.
     
     Таблица 3 – Свойства пластовой нефти
Показатели
1БС10
2БС10
1БС11
2БС11
ЮС1
Давление насыщениягазом, МПа
10,42
10,65
6,3
8,6
9,0
Газосодержание, м3/т
69,64
70,32
68,6
107,3
106,9
Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т
56,4
57,1
52,6
87,74
106,8
Обьемный коэффициент нефти
1,19
1,18
1,22
1,316
1,284
Плотность, г/см3
0,777
0,799
0,77
0,774
0,842
Обьемный коэффициентнефти в условиях сепарации
1,133
1,128
1,14
1,206
1,454
Вязкость,Мпа·сек
1,35
1,181
1,19
1,08
1,34
  
     В поверхностных условиях наблюдается тенденция наличия более легких нефтей в центральной сводовой части залежи.
     В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что вниз по разрезу нефть становится легче, с соответственным уменьшением вязкости, содержания асфальтенов, смол силикагелевых, серы и увеличением растворенного газа в нефти.

     2СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ
     
     
     Системы разработки залежей подразделяют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, перемещающей флюиды в пластах.
     Под размещением скважин понимают форму ее сетки, расстояния между скважинами, темп и порядок ввода скважин в работу. 
     Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. При треугольной сетке на площади размещается на 15,5 % скважин больше, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.
      Размещают скважины по равномерной или по неравномерной сетке (преимущественно рядами).
     Понятия большей или меньшей плотностей размещения скважин весьма условны и различны для разных нефтепромысловых районов и периодов развития нефтяной промышленности. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, была самой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности. 
      В реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин существенно влияет на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и подгазовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин относительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей более (25 –30)104 м2/скв. В диапазоне меньших плотностей сеток влияние не столь существенное. Выбор плотности сетки должен определяться с учетом конкретных условий.
     Применяют двухстадийное разбуривание. Первоначально ведут бурение по редким сеткам скважин и в последующем избирательно уплотняют их для повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. В первую стадию бурят основной фонд скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования этих скважин уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате изменяют плотность сетки скважин, которые разбуривают во вторую стадию и называют резервными. Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда. Число резервных скважин (до 30 % и более от основного фонда) обосновывается с учетом характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30% от основного фонда. Проектируют также 10-20% скважин-дублеров (аварийные, неудачно отремонтированные).
     Темп ввода скважин в работу за 1-3 года разработки называют быстрым. При большом сроке разбуривания систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в работу подразделяют на сгущающуюся или ползущую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползущую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. Обычно на крупных месторождениях ползущая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке различают: по плотности сетки; по темпу ввода рядов скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу. В зависимости от вида энергии используемой для перемещения нефти, различают: 
     -системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (без поддержания пластового давления), они применялись на небольших неглубоко расположенных залежах с однородным высокопроницаемым коллектором.
     -системы разработки с поддержанием пластового давления, когда пластовая энергия восполняется заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт.
     До 40-х годов ХХ века залежи нефти разрабатывались на режимах истощения, извлекая до 25 % нефти от начальных запасов. С конца 40-х годов начался качественно новый этап в развитии технологии нефтедобычи – интенсивное внедрение заводнения как на энергетически истощенных (вторичный метод добычи нефти), так и на вводимых в разработку (первичный метод) месторождениях.
     Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и эффективности вытеснения нефти водой различные методы заводнения стали основным способом воздействия на пласты при разработке нефтяных месторождений.
     В настоящее время заводнение наиболее интенсивный и эффективный способ воздействия на залежь, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти. С его помощью в СССР в начале 80-х годов было добыто свыше 90 % нефти.
     Системы разработки с искусственным заводнением пластов осуществляются следующими основными методами: законтурным, приконтурным и внутриконтурным заводнением.


     2.1 Законтурное заводнение
     
     
      При законтурном заводнении закачивали воду в нагнетательные скважины за внешним контуром нефтеносности, согласно рисунку 4, то есть в водоносной части на расстоянии от него 100 – 1000 м. Его применяли на объектах с мало расчлененными по толщине продуктивными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропроводностью, на малых и средних залежах при небольшой их ширине (до 4 – 5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). 
     
     Рисунок 4 –  Расположение скважин при законтурном заводнении:
     1 – добывающие скважины; 2 – нагнетательные скважины;
     3 и 4 – соответственно внешний и внутренний контуры нефтеносности
     Недостаточное продвижение естественных контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения
     Линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Оно зависит от:
     * разведанности залежи – степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, от числа пробуренных скважин, от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;
     * предполагаемого расстояния между нагнетательными скважинами;
     * расстояния между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.
     Значение этих факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта, так как их действие сильно сказывается на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтеносности. Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают расстоянии 200 – 300 м от внешнего контура нефтеносности в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин.
     При законтурном заводнении до 50 процентов закачиваемой воды уходит за пределы залежи. Поэтому целесообразность его применения для подавляющего большинства нефтяных залежей ставится под сомнение. Но оно приемлемо при необходимости утилизации подтоварных вод. Используется если нефти маловязкие; К = 500-1000 мД; h> 10 м (большой мощности).
     Широкое применение гидравлических разрывов пласта и кислотных обработок, и главным образом, использование повышенных давлений нагнетания привели к увеличению приемистости нагнетательных скважин, к решению проблемы их освоения.
     Положительный эффект системы законтурного заводнения при разработке залежей малых и средних размеров, когда имеется не более четырех рядов добывающих скважин.
     Благоприятными геологическими условиями являются:
     – однородные коллекторские свойства пласта;
     – небольшая вязкость нефти в пластовых условиях (1 – 5 мПа?с);
     – высокая проницаемость коллектора (0,4 – 0,5 мкм2 и более);
     – небольшая ширина залежи (4 – 5 км).
     При этих условиях эксплуатационные скважины располагают вдоль контура нефтеносности рядами. При нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта.
     При законтурном заводнении естественное течение процесса интенсифицируется, приближая область питания к залежи. Причем возможно поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне и превышать его. Использование законтурного заводнения позволяет доводить темп разработки месторождений до 5 – 7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с малой плотностью сетки скважин (20 –60)·104 м2/скв. при высокой конечной нефтеотдаче (0,50 – 0,55) в сравнительно однородных пластах и при небольшой вязкости нефти в пластовых условиях (1 – 5 мПа?с).
     Отрицательные стороны применения законтурного заводнения при разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части. В результате добыча нефти из них оказывается низкой. Темп разработки крупных месторождений не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.
     Законтурное заводнение не эффективно воздействует на слабопроницаемые участки залежи. Поэтому из них слабовымывается нефть.
     К недостаткам законтурного заводнения относится необходимость строительства системы водоводов большой протяженности по периметру месторождения.





     2.2 Приконтурное заводнение 
     
     
     Нагнетательные скважины размещают в водонефтяной зоне вблизи от внешнего контура нефтеносности. Его применяют на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне
     Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Но это обуславливает необходимость самостоятельной разработки водонефтяных зон крупных залежей.
     Однако, части залежей от ряда нагнетательных скважин до внешнего контура нефтеносности, имеют малые толщины нефтеносных пород. На крупных платформенных залежах добывающие скважины даже не закладываются в зонах малых мощностей (1 – 3 м).
     Приконтурное заводнение не может быстро обеспечить достижение максимальной добычи, но позволяет сохранять ее достаточно высокий уровень.
     
     
     2.3 Внутриконторное заводнение
     
     
      Внутриконтурное заводнение применяют в основном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При нем одновременно может работать не более трех – четырех рядов скважин вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними. Поэтому для обеспечения отбора нефти и из центральной части крупные объекты с помощью «разрезающих» рядов нагнетательных скважин делят на отдельные, самостоятельно разрабатываемые участки (поля или блоки). Внутриконтурное заводнение в случае необходимости сочетается с законтурным или приконтурным заводнением.
     При внутриконтурном заводнении возможны блоки самостоятельной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное заводнение.
     При внутриконтурном заводнении широкие водонефтяные зоны «отрезают» от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельным системам. Средние и небольшие залежи разрезают рядами нагнетательных скважин поперек. Совершенствованием блоковых систем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.
     При 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 уменьшаться до 2 – 3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше 50 т/(сут?МПа) применимы пятирядные системы, а при продуктивности 10 – 50 т/(сут?МПа) – трехрядные.
     При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Это заводнение может сочетаться с законтурным.
     Очаговое (избирательное) заводнение применяется 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, обычно на поздней стадии разработки. Очаговое заводнение применяется на слабо выработанных участках залежи, с целью повышения темпов разработки и для повышения нефтеотдачи. Оно связано с изменением существующей системы заводнения.  По сути это переход к более интенсивным системам нагнетания. Однако внедрение очагового заводнения требует капитальных затрат на бурение и обустройство скважин, на прокладку водоводов, расширение насосных станций и поэтому необходимость его организации должна обосновываться в проектных документов или при анализе разработки.
     Эффективность очагового заводнения может выражаться как в дополнительной добыче нефти и повышении технико-экономических показателей, так и в улучшении условий эксплуатации добывающих скважин. Так увеличение пластового давления при очаговом заводнении ведет к улучшению условий фонтанирования скважин; возможности эксплуатации скважин при более высоких забойных давлениях и, следовательно меньших газовых факторах; повышении статических уровней в добывающих скважинах и т. д. Эффективность от применения очагового заводнения становится заметной, когда количество нагнетаемой воды превышает 10 ? 20 % и более от общего закачиваемого объема.
     При площадном заводнении закачка воды в залежь рассредоточена по всей площади ее нефтеносности.
     Элемент пятиточечной системы площадного заводнения представляет из себя квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре – нагнетательная скважина. Самая интенсивная система площадного заводнения – пятиточечная, она изображена на рисунке 5 б. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин 1: 1. 
     Элемент семиточечной системы представляет из себя  шестиугольник,  в  углах которого находятся добывающие, а в центре – нагнетательная скважина, представлена на рисунке 5 в. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин – 1 : 2.
     В элементе девятиточечной системы на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных, из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента, в соответствии с рисунком 5, г.
     
     Рисунок 5 – Площадные системы заводнения:
     Четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейное (д, е) системы заводнения (с выделенными элементам) 1 – добывающие, 2 – нагнетательные скважины
     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.
     Линейная система – это однорядная система блокового заводнения, с размещением скважин не друг против друга, а в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин в ней 1:1. При однорядной системе используют ряд добыв.......................