Какую воду закачивают для поддержания пластового давления

Поддержание пластового давления. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента.

В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважинах.

С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие:

I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, которое подразделяется на:

1. Законтурное заводнение;

2. Приконтурное заводнение;

3. Внутриконтурное заводнение;

4. Циклическое заводнение;

5. Внутриконтурное заводнение подразделяется на:

— разрезание залежи рядами нагнетательных скважин;

— блочное заводнение;

— очаговое заводнение;

— избирательное заводнение;

— площадное заводнение.

II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт:

— закачка сухого газа;

— закачка воздуха;

— попеременная закачка воды и газа.

III. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимерами:

— полимерное воздействие;

— термополимерное воздействие;

— биополимерное воздействие.

IV. Закачка в пласт оторочек оксидата (продукт окисления жидких легких углеводородов кислородом воздуха).

V. Закачка углекислоты, поверхностно-активных веществ (ПАВ), растворителей и т.д.

VI. Тепловые методы воздействия:

— паротепловое воздействие (ПТВ);

— воздействие горячей водой (ВГВ);

— импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ);

— импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П));

— термоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП);

— тепловая обработка призабойной зоны пласта.

VII. Внутрипластовое горение.

Технология поддержания пластового давления закачкой воды в пласт.Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.

Чтобы удерживать среднее пластовое давление в нефтяной залежи на одном уровне, объем воды, закачиваемый в пласт при заводнении, должен быть равным объему, добываемому из пласта жидкости и газа. На многих нефтяных месторождениях с пластовым давлением, превышающим давление насыщения нефти газом, одна тонна извлеченной нефти вместе с попутным газом занимает в пластовых условиях объем, равный 1,4-1,6 м3. Это означает, что для извлечения из пласта одной тонны нефти в пласт необходимо закачать 1,4-1,6 м3 воды. В то же время, как показывает практика, соответствие объемов извлекаемой из пласта на поверхность и нагнетаемой в пласт жидкости не обеспечивает поддержания пластового давления на одном уровне. Это является следствием того, что при внутриконтурном заводнении часть закачиваемой воды уходит в периферийные водяные зоны пласта, отдельные непродуктивные пропластки, в верхние или нижние пласты и т.п. Необходимо учитывать и то, что некоторое количество воды теряется на поверхности (порывы водоводов и т.д.).

В среднем, ориентировочно, принято считать, что непроизводительные потери воды при внутриконтурном заводнении составляют 15-20% от общего закачиваемого объема воды. Отсюда следует, что для эффективного внутриконтурного заводнения необходимо на извлечение из пласта 1 тонны нефти с газом закачивать от 1,6 до 1,8 м3 воды. Если требуется повысить пластовое давление, то объем закачиваемой воды должен быть еще выше.

По мере разработки залежи пластовое давление снижается (если только режим работы залежи не остается естественный упруговодонапорный). В этом случае для поддержания пластового давления применяют искусственные методы, чтобы сохранить этот режим. Целями воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи, что обуславливается приближением зоны повышенного Рпл, созданного за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим. Доминирующим методом является ППД закачкой в пласт воды.

Для принятия решения о проведении ППД на конкретной залежи необходимо проработать следующие вопросы:

· определить местоположение водонагнетательных скважин;

· определить суммарный объем нагнетаемой воды;

· рассчитать число водонагнетательных скважин;

· установить основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение водонагнетательных скважин определяется особенностями геологического строения залежи. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наибольшая эффективная связь между зонами нагнетатния воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин различают:

· законтурное;

· внутриконтурное;

· приконтурное.

Законтурное — для залежей нефти с небольшими запасами, водонагнетательные скважины расположены в законтурной водоносной части пласта. Применение законтурной системы заводения возможно при перемещении ВНК при достижимых перепадах Рпл.

Внутриконтурное — применяется при разработке залежи с очень большими площадями. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную систему разработки одновременно. Для этого площадь разрезают рядами нагнетательных скважин. При закачке в них воды образуются зоны повышенного давления, которые препятствуют перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной свкажины, увеличиваются в размерах, затем сливаются и образуют единый фронт воды. С целью ускорения образования единого фронта по линии ряда нагнетательных скважин освоение под нагнетатение осуществляется через одну. В промежутках проектные нагнетательные скважины работают в отработке на нефть, осуществляя в них форсированный отбор нефти и по мере обводненности переводятся под закачку.

Есть несколько его разновидностей внутриконтурного заводнения.

Блоковая система применяется на месторождениях вытянутой формы с расположением нагнетательных скважин в поперечном направлении. Отличие блоковой системы от внутриконтурной в том, что блоковая система предполагает отказ от законтурного заводнения. Преимущество — отказ от расположения нагнетательных скважин в законтурной зоне (исключается риск бурения); более полное использованиеестественных сил гидродинамической области законтурной части пласта; существенное сокращение площади, подлежащей обустройству объектами ППД; упрощается система обслуживания ППД.

Площадное заводнение применяется пластов с низкой проницаемостью. нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Бывают пяти,семи и девяти точечная система. В этих системах каждая нагнетательная и окружающие ее добывающие скважины образуют элемент системы.

Очаговое заводнение. Очаги заводнения(нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин)обычно создают на участках ,не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, которые свою задачу уже выполнили. Или бурят специальные дополнительные скважины.

Барьерное заводнение применяют для газонефтяных залежей с дольшими запасами газа в газовой шапке. Нагнетательные скважины распологают в зоне ГНК, а закачку воды и отбор нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение газа и нефти водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть пласта и наоборот.

Приконтурное. В этом случае нагнетательные скважины расположены на контуре нефтеносности. По мере выработки пласта добывающие скважины переводят в нагнетательные и сужают контур нефтеносности. Применяют при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью и при сравнительно малых размерах залежи.

Подготовка воды. Вода, используемая для ППД должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивается по:

1) количество мех.примесей,нефтепродуктов, железа и его соединений, дающие при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры, сероводорода, солей. Если размер пор более 0,1мкм2,то размер частиц мех. примесей должен быть менее 5мкм,а если поры менее 0,1мкм2,то менее 1мкм.Если коррозионная активность воды более

0,1мм в год, то необходима дополнительная защита труб и добавление ингибитора коррозии.

Отстой воды осуществляется в РВС (резервуарах вертикальных стальных).Затем через фильтра насосами внутренней перекачки подается на прием насосов системы ППД.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

Источник

Поддержание пластового давления

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Основные виды заводнения скважин

Технология поддержания пластового давления закачкой воды в пласт. Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения. Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения.

В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.

При законтурном заводнении (рис. 1) закачка воды в пласт осуществляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схеме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400-800 м от внешнего контура нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.

Законтурное заводнение обычно применяется на небольших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в залежах с хорошими коллекторскими свойствами, как по толщине пласта, так и по площади. При таких условиях законтурное заводнение обеспечивает более полную выработку запасов, вытесняя нефть к стягивающим рядам добывающих скважин.

К недостаткам законтурного заводнения можно отнести повышенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания; замедленное реагирование на залежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин и т.д.

Рисунок 1 — Законтурное заводнение

Более эффективное воздействие на залежь нефти достигается, когда нагнетательные скважины размещаются (бурятся) внутри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта, в более проницаемых участках залежи. Такое заводнение называют приконтурным заводнением.

Приконтурное заводнение применяется:

— на небольших по размерам залежах;

— при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью;

— с целью интенсификации процесса добычи нефти

Более эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, сокращать сроки выработки запасов и повышать конечное нефтеизвлечение, является внутриконтурное заводнение (рис. 2). При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются (бурятся) внутри контура нефтеносности. Выбор схемы расположения и сетки нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, физико-химическими свойствами нефти т.д.

Рисунок 2 — Внутриконтурное заводнение

В последние годы для интенсификации разработки нефтяных месторождений распространенным методом стал метод искусственного «разрезания» залежи на отдельные площади или блоки за счет закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естественного контура нефтеносности. При этом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно.

В начальный период при внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания воды в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной вал, разделяющий залежь на части.

Для более быстрого освоения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ведут не во все нагнетательные скважины разрезающего ряда, а через одну скважину, а промежуточные скважины ряда эксплуатируются временно как нефтяные с форсированным отбором нефти.

По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. Впервые в нашей стране внутриконтурное заводнение было осуществлено на крупнейшем нефтяном месторождении в Татарстане — на Ромашкинском месторождении, которое было разрезано рядами нагнетательных скважин на 26 обособленных эксплуатационных площадей.

Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличивать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсификации разработки нефтяного месторождения используют комбинированное воздействие, т.е. законтурное (приконтурное) заводнение с внутриконтурным центральным заводнением.

В настоящее время применяется несколько систем внутриконтурного заводнения, которые отличаются друг от друга расположением нагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также отборами нефти из нефтедобывающих скважин.

При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины.

Применяется также избирательная система внутриконтурного заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются. С целью интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения в продуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществляют попеременную закачку воды и газа в пласт.

Усовершенствованной системой воздействия на залежь нефти со сложным строением является попеременное нагнетание воды и газа в пласт. В конце 1971 года на основе анализа разработки Журавлевско-Степановского месторождения Оренбургской области был обоснован и прошел промышленное испытание метод попеременного нагнетания в нефтяную залежь воды и газа с целью повышения эффективности процесса вытеснения и повышения конечного нефтеизвлечения. Сущность этого метода заключается в следующем. Газ, при нагнетании его в продуктивный пласт, внедряется, прежде всего, в высокопроницаемые пропластки, снижает в них фазовую проницаемость для воды, вследствие чего при последующем нагнетании воды в продуктивный пласт выравнивается фронт вытеснения и тем самым повышается охват пласта воздействием.

Нагнетаемая вслед за газом вода проталкивает его за счет меньшей вязкости в малопроницаемые плотные пропластки, откуда вытеснение нефти будет происходить в результате поршневого и увлекающего вытеснения газа.

Метод попеременной закачки воды и газа в пласт является вариантом импульсного воздействия на пласт, так как в этом случае создаются более благоприятные условия для проявления капиллярных сил вследствие двукратного увеличения поверхностного натяжения воды на границе с нефтью. Частичное растворение газа в нефти, уменьшая ее вязкость, также способствует повышению эффективности процесса вытеснения нефти водой.

В условиях трещиноватого пласта эти процессы будут идти эффективнее, так как растворимость газа и гравитационное перераспределение вытесняющего агента в нефти усиливаются: растворимость — вследствие увеличения поверхности контакта, а гравитационное перераспределение — за счет свободы потоков в открытых трещинах.

Гравитационное перераспределение по мощности пласта нефти и нагнетаемого газа создает условие, препятствующее опережающему обводнению пласта по подошве в залежах с высокой вязкостью нефти. Кроме того, утилизация попутного газа на ранней стадии разработки, ввиду отсутствия потребителей, решает одну из важных задач охраны окружающей среды и недр. Опытно-промышленные работы по данному методу были проведены на Журавлевско-Степановском месторождении Оренбурга в 1971-1974 годы (авторы В.И. Кудинов, И.А. Поворов) и дали хорошие результаты. По данным исследовательских и опытно-промышленных работ конечное нефтеизвлечение при попеременной закачке воды и газа в пласт увеличивается на 8-10%. Дальнейшее промышленное внедрение этого метода сдерживается отсутствием малогабаритных на высокое давление и производительность компрессоров.

Нестационарное (циклическое) заводнение.

Нестационарное (циклическое) заводнение. Анализ многолетнего опыта разработки нефтяных месторождений в различных геологических условиях и на разных режимах заводнения позволил выявить влияние периодической остановки и последующего возобновления закачки воды на повышение продуктивности скважин и их обводненность.

Исследования нестационарного заводнения были проведены М.Л. Сургучевым, анализируя состояние разработки нефтяных залежей с терригенными коллекторами бобриковского горизонта на месторождениях Яблоневый овраг и Новостепановского участка Калиновского месторождения Самарской области. Заводнение на этих месторождениях носило нестационарный характер по природно-климатическим условиям. Нестационарное заводнение на этих месторождениях положительно влияло на снижение обводненности скважин и увеличение нефтеизвлечения. Изучением нестационарного заводнения занимались М.Л. Сургучев, В.Г. Огаджанянц, А.А. Боксерман, А.Т. Горбунов и другие.

Было установлено, что физический смысл нестационарного (циклического) заводнения определяется «увеличением упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды», что создает внутри пласта нестационарные перепады давления и перетоки жидкости между слоями разной проницаемости. Это способствует перераспределению жидкости в пласте за счет капиллярных сил. Установлено, что наибольший эффект от применения нестационарного заводнения наблюдается в неоднородных продуктивных коллекторах.

Периодическое изменение по величине и направлению перепадов давления в пропластках различной проницаемости приводит к проникновению закачиваемой воды в участки продуктивного пласта, неохваченные обычной закачкой, то есть в застойные нефтяные зоны.

Образовавшиеся градиенты гидродинамических давлений между неоднородными по проницаемости слоями способствуют интенсификации перетоков жидкости из одних слоев в другие. Одновременно с этим происходит и изменение направления потоков воды. Все это способствует расширению границ вытеснения по толщине и простиранию продуктивных пластов.

Таким образом, вовлекаются в разработку запасы нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных слоев, зон и блоков. Установлено, что чем выше сжимаемость пластовой системы, тем больше по величине должны быть градиенты давления и, соответственно, интенсивнее перетоки жидкости между неоднородными по проницаемости слоями нефтенасыщенных пород. На гидродинамические перетоки существенное влияние оказывают капиллярные силы. Оба эти процесса взаимосвязаны и дополняют друг друга.

Отсюда делается вывод о том, что эффективность нестационарного (циклического) заводнения определяется двумя неразрывно связанными процессами — гидродинамическим внедрением закачиваемой воды в низкопроницаемые коллекторы под действием перераспределения давления из-за неоднородности среды и капиллярной пропиткой (замещением) нефти водой в низкопроницаемых зонах пласта, вызываемой высокой неоднородностью среды.

Эффективность нестационарного заводнения с изменением на правления фильтрационных потоков жидкости в пласте зависит не только от степени неоднородности продуктивного пласта, режима воздействия и других технологических факторов, но и от реологических свойств пластовых флюидов.

На месторождениях с повышенной и высокой вязкостью нефти в пластовых условиях из-за, так называемого, явления вязкостной неустойчивости происходят опережающие, преждевременные прорывы воды к забоям добывающих скважин. При этом остаются (создаются) большие невыработанные нефтенасыщенные зоны. Применение циклического заводнения в этих условиях дает большой эффект.

По режимам закачки воды циклическое (нестационарное) заводнение подразделяется на активное и пассивное. К активному воздействию относится попеременное прекращение закачки воды в отдельные группы скважин и целые ряды при рядной системе разработки месторождений, а также прекращение закачки воды на более длительное (до года) время.

К числу пассивных вариантов нестационарного воздействия на продуктивные пласты относятся: временная остановка некоторых нагнетательных скважин, уменьшение объемов закачки, остановка высокообводненных скважин и другое.

Периоды времени и уровни снижения объемов закачки так же, как и для активной категории воздействия, могут изменяться в широких пределах. Одним из прогрессивных методов нестационарного заводнения в настоящее время является метод, основанный на временном отключении в чередующейся последовательности добывающих (во время закачки воды) и нагнетательных скважин (во время работы добывающих скважин). При этом варианте нестационарного заводнения максимально используется возможность накопленного запаса упругой энергии пласта во время закачки воды.

В этом случае приток жидкости происходит не только по установившимся направлениям гидродинамических связей в пласте, но и за счет притока нефти из ранее недренируемых зон пласта. Это позволяет подключать в разработку низкопроницаемые участки пласта. Преимущество этого метода состоит в том, что во время работы добывающих скважин закачка воды в пласт полностью отсутствует, что исключает передачу давления на объект разработки даже через зоны слияния отдельных пластов и пропластков.

Обязательным условием нестационарного заводнения является систематический контроль за пластовым давлением по разрабатываемой площади или месторождению в целом, контроль за перераспределением давления в пласте с периодическим построением карт изобар, замер забойных давлений и полный цикл гидродинамических исследований по «опорным» добывающим скважинам.

Опытно-промышленные работы по нестационарному (циклическому) заводнению, реализованные в различных геолого-физических условиях залежей, разрабатываемых в условиях обычного заводнения, показали его эффективность на всех месторождениях.

Работы по циклическому заводнению проводились и проводятся для оценки его экономической эффективности в большом диапазоне геолого-физических условий в разных регионах России. Начиная с 1965 года, опытно-промышленная циклическая закачка воды осуществлялась на 43 опытных участках 26 месторождений страны.

Продуктивные пласты, на которых осуществлялось циклическое заводнение, в основном представлены терригенными коллекторами. Средняя проницаемость изменяется от 0,02 мкм2до 0,728 мкм2. В основном опытные работы проводились на месторождениях с маловязкой нефтью.

Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения сопровождается с самого начала разработки прогрессирующим обводнением добывающих скважин и извлечением вместе с нефтью больших объемов закачиваемой воды. Большинство нефтяных месторождений обводняются закачиваемой водой неравномерно, в связи с высокой зональной и послойной неоднородностью нефтяных пластов.

Вода в первую очередь прорывается по наиболее проницаемым слоям к добывающим скважинам, оставляя «целики» нефти по площади и разрезу залежей, обводняя добывающие скважины. Огромные объемы извлекаемой воды затрудняют процесс добычи и подготовки нефти. Большая часть закачиваемой воды по избранным каналам, как по сообщающимся сосудам, не совершая полезной работы по вытеснению нефти, поступает из нагнетательной скважины в добывающую; после извлечения ее на поверхность и проведения трудоемких и энергоемких работ по ее подготовке снова закачивается в пласт и так далее.

В среднем по России в нефтяной отрасли водонефтяной фактор (количество воды в м3, закачиваемой на извлечение одной тонны нефти) составляет 5,4, а по многим месторождениям Татарстана, Башкортостана, Самарской области и других, находящимся на поздней стадии разработки, он достигает 12.

Процесс разработки залежей со сложным геологическим строением с применением заводнения, как правило, протекает весьма неэффективно. При обычном заводнении нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя участки с невытесненной нефтью. Коэффициент охвата пластов вытеснением при этом невысокий (от 30 до 50%).

Дополнительный охват продуктивного пласта заводнением не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных зон и участков позволяет увеличивать темпы нефтедобычи и коэффициенты нефтеизвлечения. Эта задача может быть решена за счет применения метода циклического (нестационарного) заводнения с изменением направления фильтрационных потоков.

На современной стадии метод предусматривает переменное изменение режима нагнетания воды в пласт по группам нагнетательных скважин с целью создания в нем нестационарных перепадов давления, способствующих включению в работу прослоев, зон и участков коллекторов с пониженной проницаемостью, ранее не охваченных заводнением.

Между участками с различной проницаемостью, как по площади, так и по разрезу, создаются дополнительные градиенты давления переменного направления, которые обуславливают перетоки жидкости между блоком и системами трещин, создаются условия для нарушения равновесия капиллярных сил. Эти процессы обеспечивают дополнительное вытеснение нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных прослоев и элементов, то есть увеличивают коэффициент охвата и нефтеизвлечения. В период нагнетания воды (повышения пластового давления) она входит в поры блоков породы. При последующем отборе жидкости (снижение пластового давления) вода, вошедшая в блоки, частично удерживается там за счет капиллярных сил, и нефть вытесняется из них в систему трещин за счет упругих сил.

С целью интенсификации этого процесса совместно с ним применяют метод изменения фильтрационных потоков. Количество закачиваемой воды периодически распределяется таким образом, чтобы при цикле создавалось новое направление фильтрации в залежи. При этом происходит перераспределение давления с изменением линий тока от нагнетательных скважин к эксплуатационным и вовлекаются в разработку слабо дренировавшиеся нефтенасыщенные зоны. В результате уменьшается или стабилизируется обводненность добываемой жидкости и увеличиваются коэффициенты охвата и нефтеизвлечения.

Применение метода возможно на всех месторождениях, где применяется обычное заводнение, нефтенасыщенные пласты которых характеризуются неоднородным геологическим строением. Метод применяется как на ранней, так и на поздней стадии разработки.

Источник