Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти

Кратко о главном

Вода в пласте делает две работы: занимает место отобранных флюидов — давление не падает, нефть остаётся однофазной, скважины сохраняют продуктивность, — и вытесняет нефть к добывающим скважинам.
Коэффициент извлечения — произведение $E_D E_A E_V$ : доли нефти, вытесненной из промытых пор, и долей площади и толщины пласта, через которые прошла вода. $E_D$ ограничен остаточной нефтью, охват — неоднородностью, соотношением подвижностей, силой тяжести и расстановкой скважин; все три растут с объёмом прокачанной воды.
При соотношении подвижностей $M' \le 1$ фронт вытеснения устойчив; при $M' > 1$ вода прорывается языками, охват к прорыву меньше, и значительную часть нефти добывают уже после прорыва, при растущей обводнённости.
Закачку сравнивают с отбором в пластовых условиях. Компенсация отбора закачкой (VRR, voidage replacement ratio) — их отношение; при VRR < 1 давление замкнутой залежи падает: на каждый мегапаскаль снижения приходится объём $c_tV_p$ .
Ниже давления насыщения свободный газ резко увеличивает пластовый объём отбора и уносит энергию; поэтому недонасыщенные залежи обычно заводняют, пока давление выше давления насыщения. При позднем начале закачки вода сначала заполняет объём свободного газа.
Систему заводнения выбирают по размерам и строению залежи, проницаемости, вязкости нефти, наклону пласта и направлению трещин: законтурное и приконтурное — для небольших залежей с хорошей проводимостью, внутриконтурное (рядное, площадное) — для крупных и низкопроницаемых.

Ключевые соотношения

E_R = E_D\,E_A\,E_V

коэффициент извлечения: вытеснение, охват по площади, охват по разрезу

E_D = \dfrac{1 - S_{wi} - S_{or}}{1 - S_{wi}}

предельный коэффициент вытеснения из промытых пор

M' = \dfrac{k_{rw}'/\mu_w}{k_{ro}'/\mu_o}

соотношение подвижностей в концевых точках

\mathrm{VRR} = \dfrac{q_{wi}B_w}{q_oB_o + q_o(R - R_s)B_g + q_wB_w}

текущая компенсация отбора закачкой, пластовые объёмы

\Delta\bar p = -\dfrac{(1 - \mathrm{VRR})\,Q\,\Delta t}{c_tV_p}

снижение давления замкнутой залежи выше давления насыщения

Где чаще всего ошибаются

Сравнивать закачку с отбором в поверхностных кубометрах: кубометр нефти занимает в пласте $B_o$ кубометров, а газ, добытый сверх растворённого, — ещё больше.
Принимать коэффициент вытеснения по керну за коэффициент извлечения: охват неоднородного пласта всегда меньше единицы.
Откладывать закачку, пока не станет ясна сила водоносного горизонта, если давление уже подходит к давлению насыщения.
Держать компенсацию заметно выше 100 % «на всякий случай»: давление выше начального грозит трещинами, перетоками и прорывом воды.
Считать, что после прорыва воды заводнение закончилось: значительную часть нефти добывают при растущей обводнённости.

После урока вы сможете

объяснить две задачи закачки воды — поддержание давления и вытеснение нефти — и почему вместе они дают больше нефти, чем естественный режим истощения;
разложить коэффициент извлечения на коэффициенты вытеснения, охвата по площади и охвата по разрезу и назвать, от чего зависит каждый;
рассчитать соотношение подвижностей и объяснить, как оно влияет на устойчивость фронта, время прорыва воды и приёмистость;
составить баланс закачки и отбора в пластовых условиях, рассчитать компенсацию отбора закачкой и оценить, как её недостаток скажется на пластовом давлении;
обосновать момент начала закачки и выбрать систему размещения нагнетательных скважин на уровне обзора.

Две задачи закачки: давление и вытеснение

Отбор из залежи без притока извне всегда сопровождается снижением давления: место отобранных флюидов занимает расширение оставшихся и уменьшение объёма пор (Общее уравнение материального баланса нефтяной залежи). Выше давления насыщения расширяются только нефть, вода и порода, и давление падает быстро. Ниже из нефти выделяется газ; став подвижным, он уходит к скважинам и уносит пластовую энергию (Естественные режимы работы залежей). Закачка воды меняет этот баланс: место отобранного занимает закачанная вода, а не расширение пластовых флюидов.

Поддержание давления (pressure maintenance): вода возмещает пластовый объём отбора. Давление остаётся выше давления насыщения, нефть — однофазной и маловязкой, газ — растворённым в ней, а скважины сохраняют продуктивность и дольше фонтанируют (Приток к скважине: диаграмма работы скважины).
Вытеснение (displacement): вода движется от нагнетательных скважин к добывающим и занимает место нефти в порах. Там, где она прошла, остаётся лишь остаточная нефть $S_{or}$ (Насыщенность пласта флюидами); остальная нефть промытой зоны уходит к добывающим скважинам.

Обе задачи решаются одновременно, но не всегда в равной мере. В залежи с сильным водоносным горизонтом закачка бывает нужна лишь в блоках, отрезанных от него разломами. В замкнутой недонасыщенной залежи без закачки давление дойдёт до давления насыщения после отбора нескольких процентов запасов.

Раньше закачку начинали, когда залежь уже истощалась на естественном режиме, и называли её вторичным методом добычи (secondary recovery). Сейчас её обычно закладывают в проект с самого начала, и это название скорее историческое. Способы, которые снижают остаточную нефтенасыщенность или выравнивают охват сверх обычного заводнения, — полимеры, поверхностно-активные вещества (ПАВ), газ, тепло — называют методами увеличения нефтеотдачи (МУН, enhanced oil recovery).

Почему именно вода. Её много — морская, из неглубоких водоносных горизонтов, попутная, добытая вместе с нефтью, — она дешёвая и почти несжимаемая. Во многих коллекторах порода гидрофильна или смешанно смачиваема, и вода вытесняет нефть эффективно (Смачиваемость и межфазные явления). Вязкость воды в пласте обычно 0,3–1 мПа·с — того же порядка, что у лёгкой нефти; газ же в десятки раз подвижнее нефти и легко прорывается к скважинам (Вытеснение нефти газом). Минусы тоже есть: вода тяжелее нефти и стремится стекать к подошве пласта, а рано или поздно её приходится добывать, отделять и снова закачивать.

Коэффициент извлечения: вытеснение и охват

Сколько нефти даст заводнение, удобно разложить на множители. Вода вытесняет нефть не везде: она обходит часть площади между скважинами и часть толщины пласта, а там, где прошла, оставляет остаточную нефть. Поэтому коэффициент извлечения нефти (КИН) записывают как произведение.

Коэффициент извлечения при заводнении

E_R = E_D\,E_A\,E_V

где:

$E_R$ коэффициент извлечения нефти — доля начальных геологических запасов, добытая к данному моменту, доли единицы
$E_D$ коэффициент вытеснения — доля начальной нефти, вытесненная из промытых пор; не больше $(1 - S_{wi} - S_{or})/(1 - S_{wi})$ , доли единицы
$E_A$ коэффициент охвата по площади — доля площади пласта, по которой прошла вода, доли единицы
$E_V$ коэффициент охвата по разрезу (по толщине) — доля толщины пласта на охваченной площади, через которую прошла вода, доли единицы

Единицы: безразмерные доли единицы

Справедливо, если

разложение условное: множители зависят друг от друга и от объёма прокачанной воды, и все три растут со временем закачки;
$E_R$ и $E_D$ относятся к нефти в стандартных условиях; если объёмный коэффициент нефти за время заводнения заметно меняется, насыщенности пересчитывают через $S_o/B_o$ ;
произведение $E_AE_V$ называют коэффициентом охвата (volumetric sweep efficiency); в отечественной записи КИН — произведение коэффициентов вытеснения и охвата.

Коэффициент вытеснения — свойство пары «порода — флюиды» и процесса; его измеряют на керне. Коэффициенты охвата — свойство пласта и системы разработки: их задают неоднородность, соотношение подвижностей, сила тяжести, расстановка скважин и объём прокачанной воды. Поэтому две залежи с одинаковым керном могут различаться по КИН в полтора-два раза.

СхемаТри множителя коэффициента извлечения (схема, не в масштабе). Вверху слева — поры промытой зоны: вода обтекает зёрна, в крупных порах защемлены капли остаточной нефти (

E_D

). Вверху справа — четверть пятиточечного элемента в плане к моменту прорыва воды: охвачена область вдоль линии между скважинами, два угла остались нефтенасыщенными (

E_A

). Внизу — разрез слоистого пласта: по проницаемому прослою вода дошла до добывающей скважины, по плотным едва отошла от нагнетательной (

E_V

Что ограничивает каждый множитель и чем его увеличивают

Множитель: $E_D$
Что ограничивает: нефть, защемлённая в порах капиллярными силами; смачиваемость; объём прокачки
Чем увеличивают: большим объёмом прокачки; методами увеличения нефтеотдачи: ПАВ, изменение смачиваемости

Множитель: $E_A$
Что ограничивает: расстановка скважин, соотношение подвижностей, неоднородность по площади, трещины
Чем увеличивают: уплотнением сетки, переводом и добавлением нагнетательных скважин, перераспределением закачки

Множитель: $E_V$
Что ограничивает: слоистость и высокопроницаемые прослои, сила тяжести, соотношение подвижностей
Чем увеличивают: выравниванием профиля приёмистости, раздельной закачкой по пластам, изоляцией промытых интервалов, полимерами

Множитель	Что ограничивает	Чем увеличивают
$E_D$	нефть, защемлённая в порах капиллярными силами; смачиваемость; объём прокачки	большим объёмом прокачки; методами увеличения нефтеотдачи: ПАВ, изменение смачиваемости
$E_A$	расстановка скважин, соотношение подвижностей, неоднородность по площади, трещины	уплотнением сетки, переводом и добавлением нагнетательных скважин, перераспределением закачки
$E_V$	слоистость и высокопроницаемые прослои, сила тяжести, соотношение подвижностей	выравниванием профиля приёмистости, раздельной закачкой по пластам, изоляцией промытых интервалов, полимерами

Ориентиры для обычного заводнения: $E_D$ около 0,5–0,7; $E_AE_V$ от 0,4 до 0,9 — в зависимости от неоднородности и системы разработки; КИН чаще всего 30–50 %, в лучших пластах с маловязкой нефтью — до 60 % и выше. Конкретные значения дают керн, модель пласта и история разработки.

Расчётный примерЧто даёт заводнение той же залежи

Исходные данные (условные)

Залежь: замкнутая нефтяная часть уроков Естественные режимы работы залежей и Прогноз работы залежи с режимом растворённого газа: геологические запасы $N$ = 9,06 млн м³, начальное давление 30 МПа, давление насыщения 18 МПа, $S_{wi}$ = 0,25
Без закачки (прогноз на режиме растворённого газа): к 5 МПа добыто 1,57 млн м³, или 17,3 % запасов
Остаточная нефтенасыщенность после вытеснения водой (опыты на керне): $S_{or}$ = 0,25
Охват при площадной системе (оценка по модели пласта): $E_A$ = 0,85; $E_V$ = 0,70

Решение

Коэффициент вытеснения: $E_D = (1 - 0{,}25 - 0{,}25)/(1 - 0{,}25) = 0{,}50/0{,}75 = 0{,}667$ . Давление поддерживается около 24 МПа, объёмный коэффициент нефти меняется лишь на 1 %, поэтому считать по насыщенностям можно: в стандартных объёмах $E_D$ получился бы 0,670 — чуть больше.
Коэффициент извлечения: $E_R = 0{,}667\cdot0{,}85\cdot0{,}70 = 0{,}397$ .
Добыча нефти: $0{,}397\cdot9{,}06 = 3{,}60$ млн м³ против 1,57 млн м³ при истощении — в 2,3 раза больше; прирост 2,03 млн м³.
Если охват по разрезу окажется 0,50, а не 0,70: $E_R = 0{,}667\cdot0{,}85\cdot0{,}50 = 0{,}283$ .

Ответ: Заводнение может дать около 40 % запасов (3,60 млн м³) против 17,3 % при истощении до 5 МПа.

Что это значит. Самый неопределённый множитель — охват. $E_D$ измеряют на керне, а $E_A$ и $E_V$ задают неоднородность пласта, расстановка скважин и то, сколько воды удастся прокачать до предельной обводнённости. Даже при $E_V$ = 0,50 заводнение даёт заметно больше истощения. И даже идеальный охват оставил бы в пласте треть нефти — остаточную, которую извлекают только методы увеличения нефтеотдачи. Прогноз истощения взят из урока о режиме растворённого газа; данные примера условные.

Соотношение подвижностей

Насколько устойчиво вода вытесняет нефть, определяет соотношение подвижностей (mobility ratio) — отношение подвижности воды за фронтом вытеснения к подвижности нефти перед ним: $M' = (k_{rw}'/\mu_w)/(k_{ro}'/\mu_o)$ . За фронтом течёт вода при остаточной нефти, с концевой относительной фазовой проницаемостью (ОФП) $k_{rw}'$ ; перед фронтом — нефть при связанной воде, с $k_{ro}'$ (концевые точки ОФП).

Почему это важно. Пусть на ровном фронте случайно образовался выступ: в одном месте вода продвинулась чуть дальше. Если вода подвижнее нефти ( $M' > 1$ ), участок, занятый ею, проводит лучше, чем вытесненная нефть: сопротивление вдоль выступа падает, поток к нему растёт, и выступ вытягивается в «язык» (viscous fingering). Если $M' < 1$ , выступ встречает большее сопротивление, отстаёт, и фронт выравнивается. Поэтому при $M' \le 1$ фронт остаётся резким и основную часть подвижной нефти добывают до прорыва воды (Теория Баклея–Леверетта и метод Уэлджа), а при $M' > 1$ вода приходит к добывающим скважинам раньше, охват к прорыву меньше, и значительную часть нефти добывают уже при высокой обводнённости.

Соотношение подвижностей при разной вязкости нефти

Вязкость нефти в пласте, мПа·с: 1
$M'$: 0,63
Чего ждать: фронт устойчив и резкий, основная часть подвижной нефти добывается до прорыва воды

Вязкость нефти в пласте, мПа·с: 5
$M'$: 3,1
Чего ждать: вода прорывается раньше, заметная часть нефти добывается после прорыва

Вязкость нефти в пласте, мПа·с: 20
$M'$: 12,5
Чего ждать: ранний прорыв; значительную часть нефти добывают при обводнённости выше 90 %

Вязкость нефти в пласте, мПа·с: 100
$M'$: 62,5
Чего ждать: обычное заводнение малоэффективно: нужны загущённая вода (полимеры) или тепловые методы

Вязкость нефти в пласте, мПа·с	$M'$	Чего ждать
1	0,63	фронт устойчив и резкий, основная часть подвижной нефти добывается до прорыва воды
5	3,1	вода прорывается раньше, заметная часть нефти добывается после прорыва
20	12,5	ранний прорыв; значительную часть нефти добывают при обводнённости выше 90 %
100	62,5	обычное заводнение малоэффективно: нужны загущённая вода (полимеры) или тепловые методы

Концевые точки ОФП приняты одинаковыми: $k_{rw}'$ = 0,20, $k_{ro}'$ = 0,80; вязкость воды 0,40 мПа·с (около 85 °C). Данные условные. Как именно растёт доля воды в потоке и когда наступает прорыв, рассчитывают по функции доли воды (Функция доли воды в потоке и соотношение подвижностей).

Нефть залежи из примера выше маловязкая: при 24 МПа около 1,1 мПа·с, и с теми же концевыми точками $M' \approx 0{,}69$ — условия для заводнения благоприятные. Если давление опустить до 10 МПа, нефть, потерявшая газ, загустеет примерно до 1,45 мПа·с и $M'$ вырастет до 0,91; у вязких нефтей этот эффект гораздо сильнее.

От соотношения подвижностей зависит и приёмистость нагнетательной скважины (injectivity) — расход воды, который она принимает при данном перепаде давления. По мере того как вокруг неё растёт зона воды, сопротивление на пути к добывающим скважинам меняется: при $M' > 1$ закачка со временем идёт легче, при $M' < 1$ — тяжелее. Поэтому давление закачки по одной и той же скважине на разных стадиях разное.

Компенсация отбора закачкой

Чтобы давление не падало, закачка должна возмещать пластовый объём отбора — тот объём, который нефть, газ и вода занимали в пласте. Отношение закачки к отбору в пластовых условиях называют компенсацией отбора закачкой (voidage replacement ratio, VRR) и в отечественной практике выражают в процентах. Баланс до прорыва воды, когда добывается одна нефть, и расчёт числа нагнетательных скважин разобраны в уроке Приток к скважине: диаграмма работы скважины; здесь — общий случай с попутной водой и свободным газом.

Текущая компенсация отбора закачкой

\mathrm{VRR} = \frac{q_{wi}B_w}{q_oB_o + q_o\,(R - R_s)\,B_g + q_wB_w}

где:

$\mathrm{VRR}$ текущая компенсация отбора закачкой, доли единицы (или %)
$q_{wi}$ расход закачиваемой воды в стандартных условиях, м³/сут
$q_o,\ q_w$ дебиты нефти и воды в стандартных условиях, м³/сут
$R$ мгновенный (текущий) газовый фактор — весь добытый газ на кубометр нефти, м³/м³
$R_s$ газосодержание нефти при текущем среднем пластовом давлении, м³/м³
$B_o,\ B_g,\ B_w$ объёмные коэффициенты нефти, газа и воды при текущем среднем пластовом давлении (поверхностные объёмы — при 0,101325 МПа и 20 °C), м³/м³

Единицы: любые одинаковые единицы расхода; газовый фактор и газосодержание — м³ газа на м³ нефти в стандартных условиях

Справедливо, если

$q_o(R - R_s)$ — свободный газ, добытый сверх растворённого в нефти; выше давления насыщения $R = R_s$ , и это слагаемое исчезает;
закачанный газ, если он есть, добавляют в числитель как $q_{gi}B_g$ ; приток законтурной воды в VRR не входит — это естественная компенсация, её учитывают в балансе отдельно;
накопленную компенсацию считают как отношение сумм закачки и отбора за весь период, переведённых в пластовые объёмы на свои даты.

При VRR = 1 закачка возмещает отбор, и давление замкнутой залежи стабильно. При VRR < 1 недостающий объём дают расширение флюидов и уменьшение объёма пор — давление снижается; при VRR > 1 — растёт. Знаменатель считают в пластовых условиях: кубометр добытой нефти освобождает в пласте $B_o$ кубометров, а газ, добытый сверх растворённого, — $B_g$ кубометров на каждый кубометр на поверхности; при высоком газовом факторе таких кубометров сотни.

Изменение давления при неполной компенсации (замкнутая залежь)

\Delta\bar p = -\frac{(1 - \mathrm{VRR})\,Q\,\Delta t}{c_t V_p}

где:

$\Delta\bar p$ изменение среднего пластового давления за время $\Delta t$ , МПа
$Q$ пластовый объём отбора в единицу времени — знаменатель VRR, м³/сут
$\Delta t$ время, сут
$c_t$ общая сжимаемость пород и флюидов $S_oc_o + S_wc_w + c_f$ при текущих насыщенностях (Режимы фильтрации), 1/МПа
$V_p$ поровый объём залежи, м³

Единицы: МПа, м³/сут, сут, 1/МПа, м³

Справедливо, если

залежь замкнута — водоносного горизонта нет, — и давление выше давления насыщения: свободного газа нет;
давление выравнивается по залежи быстрее, чем меняется (модель «бака»), сжимаемость в интервале давлений постоянна;
со свободным газом сжимаемость системы во много раз больше, и на тот же дефицит давление откликается слабее — зато газ уходит в скважины.

Произведение $c_tV_p$ — объём, который залежь «отдаёт» на каждый мегапаскаль снижения давления. Недостаток компенсации в несколько процентов кажется малым, но в замкнутой залежи он копится год за годом. Это частный случай материального баланса (Общее уравнение материального баланса нефтяной залежи); вывод — в разделе для углублённого изучения.

Расчётный примерБаланс закачки и отбора за месяц

Исходные данные (условные)

Залежь: та же, что в примере выше: поровый объём 16,0 млн м³; давление поддерживается около 24 МПа — выше давления насыщения 18 МПа
Добыча, средняя за месяц: нефть 1200 м³/сут, вода 650 м³/сут; газовый фактор 110 м³/м³ — равен газосодержанию
Закачка: 2100 м³/сут
Объёмные коэффициенты при 24 МПа: $B_o$ = 1,337; $B_w$ = 1,02
Сжимаемости нефти, воды и пор; средняя водонасыщенность: $1{,}6\cdot10^{-3}$ , $0{,}45\cdot10^{-3}$ и $0{,}8\cdot10^{-3}$ МПа⁻¹; $S_w$ = 0,35

Решение

Пластовый объём отбора: нефть $1200\cdot1{,}337 = 1604{,}4$ м³/сут, вода $650\cdot1{,}02 = 663{,}0$ м³/сут; свободного газа нет ( $R = R_s$ ). Всего $Q = 2267{,}4$ м³/сут.
Закачка в пластовых условиях: $2100\cdot1{,}02 = 2142{,}0$ м³/сут; $\mathrm{VRR} = 2142{,}0/2267{,}4 = 0{,}945$ , или 94,5 %.
Недостаёт 125,4 м³/сут; за год — $125{,}4\cdot365 = 45{,}8$ тыс. м³.
Общая сжимаемость: $c_t = (0{,}65\cdot1{,}6 + 0{,}35\cdot0{,}45 + 0{,}8)\cdot10^{-3} = 2{,}00\cdot10^{-3}$ МПа⁻¹; на 1 МПа залежь отдаёт $c_tV_p = 2{,}00\cdot10^{-3}\cdot16{,}0\cdot10^6 = 32{,}0$ тыс. м³. За год давление снизится на $45{,}8/32{,}0 = 1{,}43$ МПа.
Для полной компенсации закачку нужно поднять до $2267{,}4/1{,}02 = 2223$ м³/сут — на 123 м³/сут.
Для сравнения: если бы давление упало до 14 МПа, а газовый фактор вырос до 262 м³/м³ (прогноз урока Прогноз работы залежи с режимом растворённого газа), каждый кубометр нефти освобождал бы в пласте $B_o + (R - R_s)B_g = 1{,}289 + (262 - 87{,}7)\cdot0{,}00769 = 2{,}63$ м³ вместо 1,337 м³ — в 2,0 раза больше.

Ответ: Компенсация 94,5 %: недостаёт 125,4 м³/сут, и давление замкнутой залежи будет падать примерно на 1,43 МПа в год.

Что это значит. Компенсация 94,5 % выглядит почти полной, но при таком дефиците давление дойдёт от 24 МПа до давления насыщения примерно за 4,2 года, а дальше в пласте начнёт выделяться газ. Поэтому компенсацию ведут помесячно и по участкам залежи и сверяют с замерами давления. Если давление падает при расчётной компенсации 100 %, неверны объёмные коэффициенты или учёт закачки, либо вода уходит за пределы залежи; если растёт при компенсации меньше 100 % — работает водоносный горизонт. Последний шаг показывает, почему давление держат выше давления насыщения: свободный газ почти вдвое увеличивает пластовый объём отбора на кубометр нефти. Данные примера условные.

После прорыва воды тот же баланс показывает другое. Чтобы держать давление, закачивать приходится и под добываемую воду. Если закачку ограничивает мощность насосов и водоподготовки, рост обводнённости при полной компенсации неизбежно снижает добычу нефти.

Дебит нефти при постоянной закачке и полной компенсации

q_o = \frac{Q_i}{B_o + B_w\,\dfrac{\text{WC}}{1 - \text{WC}}}

где:

$q_o$ дебит нефти в стандартных условиях, м³/сут
$Q_i$ закачка в пластовых условиях, $q_{wi}B_w$ , м³/сут
$\text{WC}$ обводнённость продукции (water cut) — доля воды в добытой жидкости в стандартных условиях, доли единицы
$B_o,\ B_w$ объёмные коэффициенты нефти и воды, м³/м³

Единицы: м³/сут; объёмные коэффициенты — м³/м³

Справедливо, если

VRR = 1, водоносного горизонта нет;
давление выше давления насыщения: свободного газа нет;
закачка ограничена мощностью насосов и водоподготовки.

На кубометр нефти приходится $\text{WC}/(1 - \text{WC})$ кубометров воды: при обводнённости 50 % — один, при 90 % — девять, при 95 % — девятнадцать. Без наращивания закачки добыча нефти на поздней стадии падает в разы, поэтому мощность закачки и подготовки воды закладывают по прогнозу обводнённости.

РасчётДебит нефти при постоянной закачке и полной компенсации в зависимости от обводнённости продукции. Закачка — 2223 м³/сут, как нужно для полной компенсации в примере выше;

B_o

= 1,337,

B_w

= 1,02. Отмечены состояние примера и обводнённость 90 %.

Когда начинать закачку

Момент начала закачки выбирают по трём обстоятельствам: сколько естественной энергии у залежи, насколько начальное давление выше давления насыщения и что известно о водоносном горизонте (Естественные режимы работы залежей, Модели притока законтурной воды).

Варианты

1
С начала разработки
Типично для недонасыщенных залежей без сильного водоносного горизонта и для морских месторождений, где систему закачки трудно и дорого достраивать потом. В нефтяной части из примера упругий запас до давления насыщения — около 3,3 % запасов: при полке 1200 м³/сут его хватило бы примерно на восемь месяцев.
2
После периода наблюдения
Если начальное давление намного выше давления насыщения — например, в залежи с аномально высоким давлением (Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание) — или ожидается приток законтурной воды, сначала добывают без закачки и следят за давлением. Темп его снижения на единицу отбора показывает силу водоносного горизонта, а замеры давления по разрезу в новых скважинах — какие пропластки истощаются и сообщаются ли они между собой (Замеры давления опробователем пластов на кабеле). Систему закачки затем строят под фактический режим.
3
После истощения
Если давление уже ниже давления насыщения, в пласте есть свободный газ. Закачанная вода сначала заполняет занятый им объём, и добывающие скважины откликаются не сразу. Нефть, потерявшая газ, вязче, соотношение подвижностей хуже, а энергия, унесённая газом, потеряна безвозвратно.

Расчётный примерСколько воды уйдёт на заполнение газонасыщенного объёма

Исходные данные (условные)

Состояние залежи: давление снизилось до 14 МПа, добыто 909 тыс. м³ нефти; поровый объём с учётом сжатия пор 15,79 млн м³, газонасыщенность 0,080 (урок Прогноз работы залежи с режимом растворённого газа)
Закачка: превышает пластовый объём отбора на 1500 м³/сут

Решение

Объём свободного газа в пласте: $0{,}080\cdot15{,}79 = 1{,}26$ млн м³.
Пока этот объём не заполнен водой — газ частично добывается, частично сжимается и растворяется в нефти, — давление растёт медленно, и добывающие скважины почти не чувствуют закачки. Время заполнения: $1{,}26\cdot10^6/1500 = 840$ сут, около 2,3 года.
Если бы закачку начали до снижения давления ниже 18 МПа, заполнять было бы нечего: газ остался бы растворённым в нефти.

Ответ: На заполнение газонасыщенного объёма уйдёт около 1,26 млн м³ воды — при превышении закачки над отбором на 1500 м³/сут это около 2,3 года.

Что это значит. Поздняя закачка не только откладывает отклик. За время истощения пласт потерял газ — главный источник своей энергии, — а нефть стала вязче. Поэтому залежи с недонасыщенной нефтью обычно начинают заводнять раньше, чем давление дойдёт до давления насыщения. Оценка грубая и с запасом: часть газа останется защемлённой в порах, и фактический объём заполнения будет несколько меньше. Данные примера условные.

Перекомпенсация — не запас прочности

Компенсация немного выше 100 % помогает восстановить давление после отставания закачки. Устойчивое превышение опасно: давление выше начального может раскрыть трещины и нарушить герметичность покрышки, вода уходит в соседние пласты или по заколонному пространству, а забойное давление нагнетательных скважин приближается к давлению разрыва (Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение, Механика горных пород для гидроразрыва).

Системы размещения нагнетательных скважин

Где ставить нагнетательные скважины, зависит от размеров и строения залежи. В отечественной классификации систем заводнения различают законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение; внутриконтурное бывает рядным (блоковым), площадным, избирательным, очаговым и барьерным.

СхемаСистемы заводнения в плане (схема, не в масштабе): законтурная, трёхрядная, пятиточечная и девятиточечная с нагнетательной скважиной в центре элемента. Линия — внешний контур нефтеносности; треугольники — нагнетательные скважины, точки — добывающие; штрихом выделен элемент площадной системы.

Системы заводнения

Система: Законтурная
Где нагнетательные скважины: кольцом за внешним контуром нефтеносности
Когда применяют: небольшие и узкие залежи с хорошей проницаемостью и связью с законтурной зоной

Система: Приконтурная
Где нагнетательные скважины: в водонефтяной зоне у контура
Когда применяют: связь с законтурной зоной плохая

Система: Рядная (блоковая)
Где нагнетательные скважины: рядами поперёк залежи; между рядами один, три или пять рядов добывающих
Когда применяют: крупные вытянутые залежи; чем ниже проницаемость, тем меньше рядов в блоке

Система: Площадная
Где нагнетательные скважины: в элементах сетки: пяти-, семи-, девятиточечных
Когда применяют: низкопроницаемые и неоднородные пласты, вязкая нефть — когда нужна интенсивная закачка

Система: Избирательная, очаговая
Где нагнетательные скважины: в выбранных точках, в дополнение к основной системе
Когда применяют: неоднородные пласты: туда, куда вода от основной системы не доходит

Система: Барьерная
Где нагнетательные скважины: рядом вдоль газонефтяного контакта
Когда применяют: залежи с газовой шапкой: вода отсекает шапку от нефти

Система	Где нагнетательные скважины	Когда применяют
Законтурная	кольцом за внешним контуром нефтеносности	небольшие и узкие залежи с хорошей проницаемостью и связью с законтурной зоной
Приконтурная	в водонефтяной зоне у контура	связь с законтурной зоной плохая
Рядная (блоковая)	рядами поперёк залежи; между рядами один, три или пять рядов добывающих	крупные вытянутые залежи; чем ниже проницаемость, тем меньше рядов в блоке
Площадная	в элементах сетки: пяти-, семи-, девятиточечных	низкопроницаемые и неоднородные пласты, вязкая нефть — когда нужна интенсивная закачка
Избирательная, очаговая	в выбранных точках, в дополнение к основной системе	неоднородные пласты: туда, куда вода от основной системы не доходит
Барьерная	рядом вдоль газонефтяного контакта	залежи с газовой шапкой: вода отсекает шапку от нефти

Названия «прямая» и «обращённая» для семи- и девятиточечных систем в разных источниках употребляют по-разному: проверяйте, какая скважина стоит в центре элемента.

Интенсивность системы показывает соотношение нагнетательных и добывающих скважин. В пятиточечной системе оно один к одному, в семиточечной с нагнетательной скважиной в центре элемента — один к двум, в девятиточечной с нагнетательной в центре — один к трём. В рядной системе на ряд нагнетательных приходится один, три или пять рядов добывающих. Чем больше нагнетательных скважин на добывающую, тем быстрее система восполняет отбор, но тем она дороже.

Размер залежи. Влияние законтурной закачки затухает к центру широкой залежи, и центральные скважины остаются без поддержки; там нужна внутриконтурная закачка.
Проницаемость и приёмистость. В низкопроницаемом пласте нагнетательная скважина принимает мало воды и влияет на небольшую площадь — нужна плотная площадная сетка. Если приёмистость нагнетательных скважин ниже продуктивности добывающих, нагнетательных нужно больше.
Наклон пласта и сила тяжести. В крутых пластах воду закачивают в пониженную часть: вытесняя нефть снизу вверх, она движется устойчивее.
Трещины и напряжения. Ряды нагнетательных скважин ориентируют вдоль направления максимального горизонтального напряжения и естественных трещин, чтобы трещины соединяли нагнетательные скважины между собой, а не с добывающими (Механика горных пород для гидроразрыва).
Неоднородность. Систему уточняют по мере разбуривания и разработки: добавляют очаговые нагнетательные скважины, переводят под закачку обводнившиеся добывающие, отключают промытые интервалы.

Что мешает заводнению

Высокопроницаемые прослои и трещины. Вода идёт по пути наименьшего сопротивления, прорывается к добывающим скважинам по лучшему прослою и обходит остальные. Затем она циркулирует по промытому пути, почти не вытесняя нефть (Неоднородность пласта и осреднение проницаемости).
Сила тяжести. Вода тяжелее нефти и при медленном продвижении стекает к подошве пласта, оставляя нефть у кровли.
Приёмистость. Взвесь, капли нефти и бактерии в закачиваемой воде, несовместимость её солей с пластовой водой (осадки сульфатов), набухание глин снижают приёмистость. Требования к воде и её подготовка — тема урока Системы закачки воды.
Холодная вода. Охлаждение породы у нагнетательной скважины снижает напряжения в ней, и трещины раскрываются при меньшем давлении: приёмистость растёт, но трещина может довести воду до добывающей скважины (Механика горных пород для гидроразрыва). Если температура начала кристаллизации парафина в нефти близка к пластовой, охлаждение грозит выпадением парафина в порах; такие пласты заводняют подогретой водой.
Изолированные блоки. Разломы и непроницаемые перемычки отделяют части залежи от нагнетательных скважин: давление там продолжает падать, хотя общая компенсация — 100 %. Это видно по замерам давления в новых скважинах.
Попутная вода. Рано или поздно вода приходит к добывающим скважинам, и её нужно поднимать, отделять, очищать и закачивать обратно. Мощность этих систем закладывают по прогнозу обводнённости: ранний прорыв при ограниченной мощности оборачивается потерей добычи нефти (рисунок в разделе о компенсации).

За заводнением следят по компенсации на участках, картам пластового давления, профилям приёмистости нагнетательных скважин — какие интервалы принимают воду, — индикаторным (трассерным) исследованиям, показывающим, с какими добывающими скважинами связана каждая нагнетательная, и по росту обводнённости. Расхождения этих данных с прогнозом — главный повод менять закачку по скважинам.

Термины и обозначения

Заводнение: закачка воды в пласт для поддержания давления и вытеснения нефти.
ППД: поддержание пластового давления: так называют и закачку, и её систему — водозабор, подготовку воды, насосные станции, водоводы, нагнетательные скважины.
$E_D$ , $E_A$ , $E_V$: коэффициенты вытеснения, охвата по площади и охвата по разрезу; их произведение — коэффициент извлечения нефти.
$M'$: соотношение подвижностей воды и нефти в концевых точках ОФП; при $M' > 1$ фронт вытеснения неустойчив.
VRR: компенсация отбора закачкой — отношение закачки к отбору в пластовых условиях.
Приёмистость: расход воды, который нагнетательная скважина принимает при данном перепаде давления; коэффициент приёмистости — расход на единицу перепада.
Заполнение газонасыщенного объёма (fill-up): период после поздно начатой закачки, когда вода занимает объём свободного газа и давление восстанавливается.
Система заводнения: расположение нагнетательных скважин относительно добывающих и контуров залежи.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Закачали столько же кубометров воды, сколько добыли нефти, — давление поддержано».

На самом деле

Сравнивать нужно пластовые объёмы: нефть занимает в пласте в $B_o$ раз больше, добытая вода тоже требует возмещения, а газ, добытый сверх растворённого, — многих кубометров воды на кубометр нефти.

Неверно

«Коэффициент вытеснения по керну 0,67 — значит, КИН будет 67 %».

На самом деле

Керн показывает, сколько нефти вытесняется там, где вода прошла. КИН равен произведению коэффициента вытеснения на охват по площади и по разрезу; в неоднородном пласте охват заметно меньше единицы.

Неверно

«Чем больше закачиваем, тем лучше».

На самом деле

Компенсация заметно выше 100 % поднимает давление выше начального: растёт риск трещин, перетоков в соседние пласты и прорыва воды по трещинам. Закачку держат около полной компенсации и распределяют по участкам.

Неверно

«Вода прорвалась — заводнение закончено».

На самом деле

После прорыва вода продолжает вытеснять нефть, охват растёт; при неблагоприятном соотношении подвижностей большую часть нефти и добывают при растущей обводнённости. Останавливаются при предельной экономически оправданной обводнённости.

Неверно

«Раз за контуром есть водоносный горизонт, закачка не нужна».

На самом деле

Сила горизонта до начала добычи почти никогда не известна, часть залежи может быть отрезана разломами, а при высоком отборе приток воды не успевает. Нужна ли закачка, решают по замерам давления и материальному балансу (Естественные режимы работы залежей).

Подробно: для продвинутых

Компенсация и материальный баланс

Формула изменения давления из основного раздела — частный случай общего уравнения материального баланса (Общее уравнение материального баланса нефтяной залежи). С закачкой воды и газа оно записывается так:

Материальный баланс с закачкой

F = N\,(E_o + mE_g + E_{fw}) + W_e + W_{inj}B_w + G_{inj}B_g

где:

$F$ пластовый объём накопленного отбора $N_p[B_o + (R_p - R_s)B_g] + W_pB_w$ ; $R_p$ — накопленный газовый фактор, м³
$N$ геологические запасы нефти, м³
$E_o,\ E_g,\ E_{fw}$ расширение нефти с её газом, газовой шапки (при $m = 1$ ) и связанной воды с порами на кубометр запасов, м³/м³
$m$ отношение пластового объёма газовой шапки к пластовому объёму нефти, —
$W_e$ накопленный приток законтурной воды, м³
$W_{inj},\ G_{inj}$ накопленные закачка воды и газа в стандартных условиях, м³

Единицы: м³ (нефть и газ — в стандартных условиях, остальное — в пластовых)

Справедливо, если

допущения материального баланса «бака»;
закачанные объёмы переведены в пластовые при текущем среднем давлении.

Отношение $(W_{inj}B_w + G_{inj}B_g)/F$ — накопленная компенсация. Чем она ближе к единице, тем меньше давление отходит от начального и тем меньше работают остальные слагаемые — расширение флюидов и приток воды.

Выше давления насыщения, без газовой шапки и притока воды, $E_o + E_{fw} \approx B_{oi}\,c_e\,\Delta p$ , где $c_e$ — эффективная сжимаемость нефтенасыщенной части (Естественные режимы работы залежей). Произведение $NB_{oi}$ — нефтенасыщенный поровый объём $S_oV_p$ , поэтому $NB_{oi}c_e = V_p(S_oc_o + S_wc_w + c_f) = c_tV_p$ . Баланс превращается в $F - W_{inj}B_w = c_tV_p\,\Delta p$ : снижение давления пропорционально некомпенсированному отбору. Для короткого интервала времени, с текущими насыщенностями в $c_t$ , это и есть формула основного раздела.

Охват по площади: от чего он зависит

Даже в однородном пласте вода охватывает площадь элемента неравномерно: быстрее всего она идёт по прямой между нагнетательной и добывающей скважинами, медленнее — к углам элемента. Для пятиточечного элемента однородного пласта при $M' = 1$ к моменту прорыва охвачено около 72 % площади. С ростом $M'$ охват к прорыву уменьшается, при $M' < 1$ — увеличивается.

После прорыва охват продолжает расти: каждый следующий прокачанный поровый объём воды расширяет охваченную область, но всё медленнее и при всё большей обводнённости. Зависит охват и от системы: в рядной системе он тем выше, чем дальше ряды друг от друга по сравнению с расстоянием между скважинами в ряду — поток ближе к линейному.

Эти закономерности получены на моделях однородных пластов — физических и численных. В реальном пласте охват по площади сильнее зависит от расположения высокопроницаемых зон, трещин и разломов, поэтому его уточняют по модели пласта и по истории разработки (Адаптация модели к истории разработки).

Связь с другими темами

Естественные режимы работы залежей — естественные режимы и почему их энергии часто не хватает.
Общее уравнение материального баланса нефтяной залежи — баланс отбора, расширения и закачки в пластовых объёмах.
Прогноз работы залежи с режимом растворённого газа — прогноз истощения той же залежи — точка сравнения для заводнения.
Относительная проницаемость — концевые точки ОФП и соотношение подвижностей.
Насыщенность пласта флюидами — остаточная нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения.
Приток к скважине: диаграмма работы скважины — баланс закачки до прорыва воды и число нагнетательных скважин.
Неоднородность пласта и осреднение проницаемости — почему вода идёт по лучшим прослоям и как описать неоднородность.
Функция доли воды в потоке и соотношение подвижностей — доля воды в потоке и рост обводнённости.
Системы закачки воды — подготовка воды и оборудование системы ППД.

Проверьте себя

1
Залежь недонасыщена: начальное давление 26 МПа, давление насыщения 21 МПа, водоносный горизонт слабый. Почему закачку воды планируют с начала разработки?
1. А.Без закачки нельзя измерить пластовое давление
2. Б.Чтобы сразу вытеснить остаточную нефть
3. В.Упругого запаса хватит лишь на малую долю нефти, а ниже давления насыщения выделится газ: он унесёт энергию и снизит нефтеотдачу
4. Г.Закачанная вода снижает вязкость нефти
Показать ответ
Правильный ответ: В. Упругого запаса хватит лишь на малую долю нефти, а ниже давления насыщения выделится газ: он унесёт энергию и снизит нефтеотдачу
Выше давления насыщения расширяются только нефть, вода и порода — это лишь 1–2 % запасов при снижении давления на 5 МПа. Дальше начнётся режим растворённого газа с быстрым падением давления и ростом газового фактора. Закачка с начала держит давление выше давления насыщения, нефть остаётся однофазной, а вода ещё и вытесняет её.
2
За месяц в среднем добыто 800 м³/сут нефти ( $B_o$ = 1,25) и 400 м³/сут воды ( $B_w$ = 1,02), давление выше давления насыщения; закачано 1300 м³/сут воды. Чему равна компенсация и что будет с давлением, если водоносного горизонта нет?
Показать ответ
Отбор в пластовых условиях: $800\cdot1{,}25 + 400\cdot1{,}02 = 1000 + 408 = 1408$ м³/сут. Закачка: $1300\cdot1{,}02 = 1326$ м³/сут. VRR = 1326/1408 ≈ 0,94, то есть 94 %. Недостаёт 82 м³/сут, и давление будет медленно снижаться; для полной компенсации нужно закачивать около 1380 м³/сут.
3
Вязкость нефти в пласте 12 мПа·с, воды 0,5 мПа·с, концевые точки ОФП: $k_{rw}' = 0{,}25$ , $k_{ro}' = 0{,}75$ . Каково соотношение подвижностей и чего ждать при заводнении?
1. А.8 — фронт неустойчив, ранний прорыв воды
2. Б.1 — поршневое вытеснение
3. В.Нельзя определить без проницаемости пласта
4. Г.0,125 — фронт устойчив
Показать ответ
Правильный ответ: А. 8 — фронт неустойчив, ранний прорыв воды
$M' = (0{,}25/0{,}5)/(0{,}75/12) = 0{,}5/0{,}0625 = 8$ . Вода в восемь раз подвижнее нефти: фронт вытягивается языками, вода прорывается рано, и значительную часть нефти добывают при высокой обводнённости. Проницаемость пласта в отношение не входит: она одинакова для обеих фаз и сокращается.
4
По керну коэффициент вытеснения 0,62, по модели пласта охват по площади 0,80, по разрезу 0,55. Оцените коэффициент извлечения. Какой множитель стоит уточнять в первую очередь и чем?
Показать ответ
$E_R = 0{,}62\cdot0{,}80\cdot0{,}55 \approx 0{,}27$ . Наименьший и самый неопределённый множитель — охват по разрезу: его задают слоистость и высокопроницаемые прослои. Уточняют его по детальному описанию разреза (керн, каротаж), профилям приёмистости и притока, замерам давления по пропласткам и адаптации модели к истории разработки.
5
В площадной системе нагнетательная скважина стоит в центре девятиточечного элемента. Сколько добывающих скважин приходится на одну нагнетательную?
1. А.Одна
2. Б.Три
3. В.Восемь
4. Г.Две
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Три
Вокруг нагнетательной скважины восемь добывающих, но они общие для соседних элементов: каждая угловая принадлежит четырём элементам, каждая на середине стороны — двум. На элемент приходится $4\cdot\tfrac14 + 4\cdot\tfrac12 = 3$ добывающие скважины на одну нагнетательную.
6
Насосы закачки рассчитаны на полную компенсацию при обводнённости 50 %. Во сколько раз упадёт добыча нефти, если обводнённость вырастет до 80 %, а закачку увеличить нельзя? $B_o$ = 1,3, $B_w$ = 1,0; давление выше давления насыщения.
Показать ответ
При полной компенсации $q_o = Q_i/(B_o + B_w\,\text{WC}/(1 - \text{WC}))$ . При 50 % знаменатель $1{,}3 + 1 = 2{,}3$ , при 80 % — $1{,}3 + 4 = 5{,}3$ . Дебит нефти упадёт в $5{,}3/2{,}3 \approx 2{,}3$ раза — до 43 % прежнего. Поэтому мощность закачки и подготовки воды закладывают по прогнозу обводнённости.

Обновлено: 19 октября 2026 г.