Курсовая работа: Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений. Технологическая схема разработки месторождения и проект его обустройства Система заводнения скважин

Метод традиционного 9обычного) заводнения достаточно эффективен и обычно применяется для разработки залежей с относительной вязкостью пластовой нефти менее 30 - 40 , при проницаемости пластов более . В последние годы в связи с вводом в разработку многих менее продуктивных залежей заводнение проектируют для залежей с проницаемостью и для залежей с относительной вязкостью нефти до 50 – 60 . при этом предусматриваются дополнительные технологические мероприятия.

Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водо-газонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

Из всех возможных систем разработки необходимо выбирать наиболее рациональную, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные планом темпы отбора нефти и высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.

В основе выбора системы заводнения лежит петрофизический анализ пород-коллекторов, определение фильтрационных параметров керна, специальные экспериментальные и теоретические исследования, целесообразность воздействия на пласт и метод воздействия на пласт, плотность сетки скважин. Существуют несколько видов систем заводнения.

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности, по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширене залежи (до 4 – 5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4 – 0,5 и более) , сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60-65 %). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной воды. Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение целесообразее применять при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа на газовой шапки. При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре – пять добывающих скважин. (по Кудинову – Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схеме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин располагается 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.)

Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины распологаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурноет заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.

По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемого нефтеизвлечения приконтурное заводнение приближается к законтурному. (Дополнения из к. Кудинова - Приконтурное заводнение применяется: - на небольших по размерам залежах; при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью; с целью интенсификации процесса добычи нефти, т.к. фильтрационные сопротивления между нагнетательными и добывающими скважинами сокрощаются за счет их сближения. В то же время вероятность образования языков обводнения и неконтролируемых прорывов воды к отдельным нефтедобывающим скважинам увеличивается.)

Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти. 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. Например, при центральном заводнении в центре нефтяной залежи бурят батарею или кольцевой ряд нагнетательных скважин. В тех случаях, когда проницаемость пород в периферийных участках нефтяной залежи значительно снижается, тогда возможно применять осевое заводнение, когда нагнетательные скважины бурятся вдоль оси складки.

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 площадной 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.

При пятиточечной схеме на одну нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме – две добывающие, а при девятиточечной – три добывающие скважины. Так как нагнетательные скважины не дают продукцию, то девятиточечная схема как бы наиболее экономичная, но интенсивность воздействия на залежь при этом значительно меньше и вероятность появления целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины намного больше. 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.

(это было по Кудинову).

Выбор схемы расположения нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями , экономически целесообразными сроками выработки запасов и величиной необходимых капвложений. Как правило, линии нагнетательных скважин располагают в зонах пласта с улучшенными коллекторскими свойствами и перпендикулярно к доминирующему простиранию линз и проницаемых песчаников, что позволяет устранить или уменьшить блокировку нагнетаемой воды и повысить охват пласта воздействием.

Законтурное заводнение при наличии внутриконтурного должно предотвратить вытеснение нефти во внешнюю - законтурную область, а также интенсифицировать процесс. С энергетической точки зрения использование внутриконтурного заводнения более эффективно, чем законтурного и приконтурного, так как почти вся нагнетаемая вода используется в этом случае для вытеснения нефти по обе стороны разрезающего ряда. При внутриконтурном заводнении скважины разрезающих рядов эксплуатируются на нефти «через одну» для формирования фронта вытеснения, т. е. полосы водонасыщенной части пласта.

Перечисленные системы заводнения, как правило, применяются на больших оконтуренных месторождениях с установленными границами и достаточно достоверными данными о характеристиках пласта.

Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. В этом случае до окончательной разведки месторождения и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагнетательных скважин месторождения на отдельные блоки с самостоятельными сетками эксплуатационных скважин. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами. При окончательной разведке и оконтуривании месторождения блоки, введенные в эксплуатацию раньше, технологически вписываются в общую схему разработки и составляют с ней органически целое.

Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяется влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

При достаточно детальной геологической изученности объекта разработки очаговое заводнение может применяться и как самостоятельное на всех этапах разработки и доразработки месторождения и в известном смысле является средством регулирования процесса вытеснения.

Избирательную систему заводнения применяют, как и очаговую, при выработке запасов нефти из сильно неоднородных прерывистых как по простиранию, так и по толщине коллекторов. При этой системе точки бурения нагнетательных скважин определяют с учетом детального изучения геологических условий, распространения продуктивного пласта, его связей с забоями ближайших добывающих скважин и таким образом, чтобы обеспечить максимально возможную интенсивность вытеснения нефти водой и свести до минимума влияние неоднородности и линзовидности пласта на полноту выработки и конечный коэффициент нефтеотдачи. Вследствие этого нагнетательные скважины оказываются расположенными на площади хаотично, отражая естественную неоднородность коллектора. Это осложняет систему водоснабжения нагнетательных скважин. На первых этапах разработки, когда геологическая информация ограничена или просто недостаточна, эта система не может быть применена. Она эффективна лишь на последующих этапах, когда выявляются детали строения пласта и результаты влияния на скважины закачки основной системы заводнения.

Площадное заводнение - наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, также линейные (рис.). Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 1 . Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2s н = 2 s д = 2s. Если 2L = 2s, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1: 1) . Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3: 1) , так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 3 . При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1:2 и 2: 1. При разбуривании площади по таким равномерным сеткам скважин оказывается, что при пятиточечной схеме на каждую нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме две добывающие, а при девятиточечной три добывающие скважины. Учитывая, что нагнетательные скважины не дают продукцию, становится очевидным, что девятиточечная схема экономически выгоднее, однако интенсивность воздействия на залежь при этом

Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)

Исторически сложилось так, что площадное заводнение использовали на последних стадиях разработки как вторичные методы добычи нефти. Однако система площадного заводнения имеет самостоятельное значение, может эффективно использоваться на ранних этапах разработки при хорошей изученности пласта.

Необходимо заметить, что перечисленные схемы размещения скважин могут применяться не только при закачке воды, но и при закачке газа или при проталкивании газом или водой различных растворителей в виде оторочек. Однако масштабы применения других методов воздействия, по сравнению с закачкой воды, настолько малы, что приходится говорить главным образом о размещении скважин при заводнении.

Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы в зоне замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности прежде всего достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности.

В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за дебитом нефтедобывающих скважин по нефти, процентом обводненности нефти, газовым фактором, выносом песка, изменением забойного и пластового давления. Ежедневно контролируют приемистость водонагнетательных скважин, давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и систематически определяют количество механических примесей в воде. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин.

На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скважин, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др.

При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважиньг. В случае увеличения прорыва газа в нефтяные скважины при газонапорном режиме рекомендуется их закрывать. Увеличение газового фактора по нефтяным скважинам при водонапорном режиме указывает на падение пластового давления в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке.

По данным определения приведенного пластового давления по скважинам ежеквартально строят карты изобар карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности и карт изобар позволяет судить о продвижении контуров нефтеносности.

Для определения полноты выработки продуктивных пластов между нефтяными и нагнетательными рядами скважин бурят оценочные скважины со сплошным отбором керна из продуктивного пласта, по которому в лабораторных условиях определяют промытость пород водой, т. е. остаточную нефтеносность. Затем эти скважины используют в качестве контрольных, обоудовав специальными приборами, называемыми пьезографами, или периодически замеряют забойные давления в них.

Для выявления зон слабой или улучшенной проницаемости отдельных участков пластов проводят гидродинамические исследования скважин на взаимодействие. В случае плохой проницаемости на этих участках бурят новые нефтяные или нагнетательные скважины, что обеспечивает большую полноту отбора нефти.

За скоростью продвижения контуров нефтеносности можно следить по изменению коэффициентов светопоглощений нефти kсп и по кривым восстановления забойного давления. За единицу kсп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, при проникновении света через 1 см слоя которого интенсивность светового потока уменьшается в е (2,718) раз. Установлено, что kсп чувствителен к изменению в нефти концентрации окрашенных веществ-смол, асфальтенов. Поскольку содержание смол и асфальтенов в нефти больше в зонах, расположенных ближе к контуру нефтеносности, то по увеличению во времени kсп нефтей, извлеченных из внутриконтурных скважин, можно определить скорость движения нефти по каждому участку пласта.

На основе результатов всех перечисленных исследований строят фактические графики основных показателей разработки пласта, которые позволяют следить за отборами нефти и воды из пласта, закачкой воды или газа в пласт, изменением пластового давления и газового фактора. При отставании фактических показателей от проектных проводят те или другие мероприятия с целью регулирования разработки и достижения проектных показателей.

Приемистость водонагнетательной скважины (в ) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.

Заводнение нефтяных пластов начало применяться не с самого начала развития нефтяного производства. Еще с 40-х годов прошлого века разработка нефтяных месторождений проводилась всего до 25 % истощения. Лишь изредка встречался природный напор воды, который позволял получить немного больше углеводородного сырья. Остаточные запасы отбирались при помощи вторичных методов – закачки в скважину воздуха и нагретой газо-воздушной смеси.

Заводнение нефтяных месторождений, характеристика процесса

Закачка воды в нефтяное месторождение – самый популярный процесс разработки углеводородных пластов. С помощью технологии можно достичь высокого коэффициента отбора сырья. Основная цель, которую несет в себе заводнение, – вытеснение нефтяных пластов. Популярность технологии обоснована следующим:

• наличие и доступность воды;
• простота сооружения инженерных коммуникаций и легкость процесса нагнетания жидкости;
• способность воды проникать в насыщенные сырьем пласты;
• достаточной нефтеотдачей при отделении полезного ископаемого от воды.

Методика обеспечивает высокий отбор сырья сразу по двум критериям. Первый – поддержка постоянно высокого пластового давления, второй – физическое проникновение воды в толщу нефтяных пластов. Существует несколько разновидностей технологии. Каждая из них подразумевает использование различных жидкостей, суспензий и прочих химических веществ, которые не вступают в реакцию с ископаемым. Но все подобные способы считаются третичными технологиями разработки.

Стоит понимать, что заводнение нефтяных месторождений – высокопотенциальный способ извлечения нефти, который в ближайшее время будет оставаться передовой технологией. А поиск способов улучшения данной методики – основная задача отрасли.

Законтурная технология

Заводнение такого типа возник в результате недостаточного продвижения контурных вод. Смысл данной технологии в том, что объемы природного сырья быстро восполняются за счет нагнетания воды. Сами скважины подачи жидкости располагаются за территорией (контуром) нефтегазоносного пласта. При этом линия нагнетания всегда находится за внешним кольцом нефтеносности. Расстояние берется в зависимости от следующего:

• примерное расстояние между местами для подачи воды;
• показатель разведывания территории добычи нефти;
• отступ внешнего контура нефтеносности от внутреннего.

Если ранее такой способ считался максимально эффективным, то длительный анализ, геологические исследования показали, что есть основания предполагать о существовании массы негативных сторон.

Приконтурное заводнение

Такой вариант подходит для пластов с весьма заниженной проницаемостью за контуром нефтеносности. Этот фактор влияет на уменьшение поглотительной характеристики нагнетательных станций. Потому оказывается слабое воздействие на залежи. Кроме того, возникает резкий скачок карбонатности. С чем это связано? Все просто – присутствие химической реакции нефти после контакта с водой в данной зоне. Конечно, это во многом зависит от состава воды в этом пласте.

Используя такую технологию можно исключить возникновение территории с плохой проницаемостью. Помимо этого производится положительный эффект на нефтяные пласты в краевой области нефтеносности, что позволяет сократить количество воды, которое идет за контур.

Изначально метод использовался весьма узко – исключительно в местах со слабой проницаемостью. Позже выяснилось, что эффективность приконтурного заводнения для добычи нефти в платформенных пластах тоже достаточно высока. Недостаток методики заключается в том, что нагнетательные скважины нецелесообразно сооружать в местах с пластами малой мощности.

Важно! Такой способ не может обеспечить быструю подачу воды в область нефтеносности. Это обусловлено малой интенсивностью. При этом отмечается высокая эффективность и стабильная производительность на длинной дистанции.

Внутриконтурное заводнение

Описанный выше способ вызвал изначально массу споров, но в итоге привел к интенсивной разработке более совершенных технологий. Одной из них является внутриконтурное заводнение нефтяных месторождений. Данная технология используется внутри области расположения залежей природного ресурса. Высокая эффективность методики наблюдается в особо крупных месторождениях. Суть способа заключается в разрезании пластов на сектора, блоки и отдельные площади рядами скважин для подачи воды.

На территории РФ используются следующие подвиды данной технологии:

• барьерное заводнение;
• очаговая технология;
• подача воды по площади;
• разрезание нефтеносного контура на отдельные блоки, где добыча проводится отдельно от остальной системы;
• сводовое заводнение;
• разрезание залежей природного ресурса на небольшие площадки.

Каждая технология примечательна своими особенностями. О каждой из них будет вестись разговор немного ниже. Стоит отметить, что данный способ разработки направлен на высокоэффективное поддержание и восстановление баланса в межпластовом пространстве. Закачка жидкости проводится прямо в часть месторождения, насыщенную нефтью.

Виды процесса

Заводнение считается наиболее эффективным и экономично оправданным способом разработки нефтяных месторождений. Исходя из расположения нефтедобывающих предприятий и станций нагнетания вод, можно разделить внутриконтурную технологию на несколько видов:

1. Сводовое. Такой способ предусматривает сооружение скважин в непосредственной близости от свода системы или же прямо на нем. Такую технологию можно комбинировать с законтурной. В свою очередь данный метод делится на:
   • осевое заводнение – нагнетательные системы размещаются вдоль оси технологической структуры;
   • кольцевое – ряд нагнетателей располагается так, чтобы нефтяное месторождение делилось на центральную и кольцевую плоскости;
   • центральное – предполагает размещение по кольцу 4-6 скважин для подачи воды и одну центральную.
2. Очаговое заводнение нефтяных месторождений. Используется в роли вспомогательного мероприятия. Проводится такая операция на тех участках, где имеется негомогенное строение пласта или наблюдаются залежи песчаников в форме линзы.
3. Избирательное. Его применяют, когда залежи имеют резко выраженную неоднородность нефтяных пластов. Изначально бурят места вод скважины по сетке, а далее выбирают наиболее оптимальные варианты их размещения.
4. Площадное. Такой тип заводнения отличается рассредоточением мест нагнетания воды в залежи сырья.

Все это говорит о популярности данной технологии в нефтяной промышленности. Эффективность методики достаточно высока, но все же проводится ряд мероприятий по улучшению показателей добычи природного ресурса.

Закачка в нефтяной пласт воды – наиболее популярный метод разработки нефтяных месторождений. Этот метод позволяет поддерживать высокие текущие дебиты нефтяных скважин, и в итоге достичь высокого процента отбора извлекаемых запасов нефти.

Основной целью закачки воды в пласт является эффективное вытеснение нефти к добывающим скважинам и увеличение экономической эффективности разработки месторождения благодаря повышению коэффициента извлечения нефти из залежи.

Популярность этого метода разработки нефтяных залежей объясняется:

• Общедоступностью воды
• Относительной простотой осуществления процесса нагнетания вследствие наличия гидравлического напора столба жидкости в скважине
• Способностью воды распространяться по нефтенасыщенным пластам
• Высокой нефтеотдачей при вытеснении нефти

Заводнение обеспечивает высокий коэффициент извлечения нефти благодаря двум факторам:

• Поддержание пластового давления на эффективном для разработки месторождения уровне
• Физическое замещение нефти водой в порах пласта-коллектора

Разновидности метода заводнения включают закачку растворителей, суспензий, различных реагентов. В некоторых случаях воду загущают добавлением в нее полимеров, мицелярных растворов. Но все эти методы уже относятся к, так называемым, методам увеличения нефтеотдачи (МУН) или третичным методам разработки нефтяных месторождений.

В каких случаях имеет смысл применять метод заводнения и организовывать на месторождении систему поддержания пластового давления (ППД)?

Чтобы ответить на этот вопрос, давайте вспомним, какие естественные режимы работы залежей существуют. И рассмотрим целесообразность организации заводнения в тех или иных геологических условиях.

Водонапорный режим

Как это работает:

• Аквифер (водоносный горизонт) поддерживает пластовое давление
• Отборы жидкости равны объемам притока воды из аквифера
• Нефть вытесняется вертикально благодаря хорошему подпору воды. При этом происходит равномерный подъем водонефтяного контакта (ВНК)

Возможные проблемы:

• Неоднородность пласта может ограничить возможности аквифера по вытеснению нефти в некоторых зонах залежи

Коэффициент нефтеотдачи:

Высокий при умелом управлении разработкой залежи (60-70%)

Высоконапорный, мощный аквифер может обеспечить достаточно энергии для вытеснения нефти

Слабый аквифер требует поддержки пластового давления закачкой воды. В этом случае:

• Возможна организация законтурного (приконтурного) заводнения
• В некоторых случаях возможно площадное заводнение

Режим растворенного газа

Как это работает

• Нефть с большим количеством растворенного газа находится под большим давлением
• Если пластовое давление выше давления насыщения, расширение горной породы и насыщающих ее флюидов дает энергию для вытеснения нефти
• Если пластовое давление ниже давления насыщения, тогда вытеснение нефти происходит за счет выделения и расширения газа

Возможные проблемы

• При пластовом давлении ниже давления насыщения проблемой становится очень высокая подвижность газа
• Газ выходит, минуя нефть
• Высокое содержание газа в продукции скважины
• Резкое понижение пластового давления

Коэффициент нефтеотдачи

Очень низкий (10-30%)

Имеет ли смысл организация заводнения?

Хороший кандидат для организации заводнения

Заводнение лучше проводить при пластовом давлении близком давлению насыщения, так чтобы выделение газа из нефти было ниже критического уровня

Гравитационный режим

Как это работает

• Процесс добычи происходит за счет гравитации и разности плотностей насыщающих породу флюидов
• Для реализации режима пласт должен быть мощным с высокой вертикальной проницаемостью, либо простирание пласта должно быть с большим наклоном

Возможные проблемы

• Медленный процесс миграции нефти определяет низкие темпы отбора
• Газ должен перемещаться в вернюю часть залежи для компенсации стекающей нефти
• Залежь может содержать тяжелую нефть

Коэффициент нефтеотдачи

Очень высокий (50-70%)

Имеет ли смысл организация заводнения?

Может оказаться хорошим кандидатом под заводнение принимая во внимание низкие темпы отборов на естественном режиме

Режим газовой шапки

Как это работает

• Присутствует большой объем сжатого газа, который под действием гравитации образует так называемую газовую шапку
• Расширяющийся газ вытесняет нефть

Возможные проблемы

• Нефть, проникающая в газовую шапку, образует невосполнимые потери для добычи
• Образование конусов газа и высокое соотношение газ/нефть ограничивают возможности добычи нефти

Коэффициент нефтеотдачи

Имеет ли смысл организация заводнения?

Не подходящий кандидат под заводнение

Оценка эффективности метода заводнения

Экономическая эффективность метода заводнения зависит от прироста коэффициента нефтеотдачи.

Затраты на закачку воды, строительство нагнетательных скважин, и специальных сооружений по подготовке воды должны быть меньше, чем доход от реализации дополнительно добытой нефти.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

Рис.1.2.1. Схема разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения:

1-внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – добывающие скважины; 4 –нагнетательные скважины; 5 – контур нагнетательных скважин

Наиболее благоприятные объекты для осуществления законтурного заводнения- пласты, сложенные однородными песками и песчаниками с хорошей проницаемостью и не осложненные нарушениями.+

Пласты, сложенные известняками не всегда могут дать положительные результаты при законтурном заводнении, т. к. в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.

При добыче высоковязкой нефти процесс закачки воды в пласт также может быть малоэффективным, т.к. менее вязкая вода при движении в пласте будет обгонять нефть, прорываясь к отдельным скважинам.

Чрезмерное приближение нагнетательных скважин к эксплуатационным может вызвать быстрое и неравномерное обводнение залежи, вследствие чего в ней остается большой объем нефти. Чрезмерное удаление нагнетательных скважин от эксплуатационных может сделать искусственный контур питания малоэффективным. Для однородных пластов расстояние от ряда нагнетательных скважин до внешнего ряда эксплуатационных принимают не более 1000-1200 м, а для неоднородных пластов с низкой проницаемостью - 600 - 700 метров. При плохой проницаемости пород нагнетательные скважины располагают в водонефтяной зоне пласта внутри контура в более проницаемых частях залежи. Такой вариант носит название приконтурного заводнения.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2-3 близлежащих ряда эксплуатационных скважин. Поэтому законтурное и приконтурное заводнение можно с наибольшим эффектом применять при разработке месторождений относительно небольших размеров, которые позволяют разместить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, но не более двух-трех рядов скважин на каждую линию нагнетания. При применяемых в настоящее время расстояниях между рядами эксплуатационных скважин (500-800м) для одновременного разбуривания всей площади залежи нужно, чтобы ее ширина в пределах внутреннего контура нефтеносности была не больше 4-5 км.

При разработке значительных по площади нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи разрезается на отдельные участки рядами нагнетательных скважин.

Рис.1.2.2. Схема внутриконтурного заводнения.

При закачке воды в пласте по линии размещения нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки отдельные очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт, продвижение которого можно регулировать.

Эксплуатационные скважины располагают рядами так, чтобы фронту наступающей воды противостоял фронт ее отбора. Расстояние между рядами эксплуатационных скважин и между скважинами в рядах устанавливают с учетом особенности геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной площади.

Внутриконтурное заводнение впервые было осуществлено на Ромашкинском месторождении в Татарии, разработка которого началась в 1952 г. Девонская залежь этого месторождения была расчленена рядами нагнетательных скважин более чем на 20 обособленных эксплуатационных площадей.

В процессе разработки Ромашкинского месторождения увеличение давления нагнетания на некоторых площадях позволило использовать более редкие сетки скважин, чем это было предусмотрено проектом, и разбурить данное месторождение с меньшим числом эксплуатационных скважин.

В Куйбышевской области на Мухановском и Покровском месторождениях законтурное заводнение оказалось малоэффективным. Поэтому был осуществлен переход на внутриконтурное заводнение с разрезанием залежи на отдельные блоки. Этот способ в дополнение к законтурному осуществлен на Туймазинском, Серафимовском, Шкаповском и Арланском месторождениях в Башкирии и практически на всех вводимых в разработку месторождениях в Западной Сибири и Западном Казахстане. Среди систем центрального заводнения, применяемых для интенсификации разработки меньших площадей, различают осевое и кольцевое заводнение.

Рис.1.2.3. Схема внутриконтурного заводнения:

а - Очаговое заводнение; б –внутриконтурное кольцевое заводнение; в – осевое заводнение.

Очаговое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин на участках с линзовидными пропластками, в которых имеются неизвлеченные запасы нефти.

Кольцевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по кольцу, причем залежь нефти расчленяется на две неравные площади: меньшую - центральную и большую - кольцевую.

Осевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по оси структуры.

Для поддержания пластового давления в залежи на одном уровне объем закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объема извлекаемых из пласта жидкости и газа.

При расчете объема воды, необходимой для закачки, учитывают ее объем, перетекающий в законтурную часть пласта.

Практикой установлено, что для большинства нефтяных месторождений в пласт следует нагнетать от 1,6 до 2 м 3 воды на каждую тонну извлекаемой нефти.

Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачиваемой воды зависит от поглотительной способности каждой скважины при данном давлении нагнетания.

Общее число нагнетательных скважин при законтурном заводнении определяется из соотношения (1.1)

где L- общая длина контура нагнетания, м;

R - среднее расстояние между скважинами, м.

Приемистость нагнетательной скважины может быть определена из формулы Дюпюи, м 3 / сут.

где k -эффективная проницаемость пласта для воды, Дарси:;

h - мощность пласта, м;

Перепад давления на забое, МПа;

Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины;

Вязкость воды, спз;

R K - радиус контура действия нагнетательной скважины, м;

r - радиус скважины, м.

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования

P ЗАБ = P НАГ + P СТ -P ТР (1.3)

где P ЗАБ - давление на забое скважины;

Р НАГ - давление на выкиде насоса;

Р СТ - давление столба воды в скважине;

Р ТР - потери давления на трение от насоса до забоя.

Нефтяные залежи при законтурном и внутриконтурном заводнении стали разрабатывать разреженными сетками скважин. Если на старых бакинских, грозненских и других месторождениях на одну скважину приходилось от 1 до 4 (200х200м.), редко до 8 га нефтяной площади, то сейчас на большинстве новых месторождений степень уплотнения составляет от 12 до 60 га на одну скважину(400х400м).

Виды заводнения нефтяных залежей

Законтурное заводнение

Рисунок 2.1 – Схема закономерного заводнения:

1 - добывающие скважины;2 - нагнетательные скважины

Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рисунок 2.1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетания располагается примерно в 300-800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных

Законтурное заводнение целесообразно:

При хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5-1,75 км. При больших значениях создаваемое давление в законтурной части практически не оказывает влияние на пластовое давление в центре залежи, в результате там наблюдается быстрое падение пластового давления;

При однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:

1. повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин;

2. замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии
нагнетания;

3. повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю
область пласта за пределы линии нагнетания;

Приконтурное заводнение

В отличии от законтурного заводнения нагнетательные скважины располагают прямо на контуре нефтеносности.

Приконтурное применяется:

При ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней
областью;

Для интенсификации процесса эксплуатации, так как
фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора
уменьшаются за счет их сближения.

Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны возможные потери нефти вследствие образования зон не охваченных воздействием между нагнетательными скважинами. Нефть из этих зон может быть вытеснена только при тщательном регулировании процесса разработки, включая бурение дополнительных скважин.

С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

Внутриконтурное заводнение.

Применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается законтурным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей (обычно шириной 4-5 км, а при слабопроницаемых коллекторах -3-3,5 км) путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно.

Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют «через одну». В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Рисунок 2.2 – Схемы внутриконтурного заводнения.

1 - нагнетательные скважины; 2- добывающие скважины

а) с разрезанием залежи; б) осевое

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Большое преимущество системы внутриконтурного заводнения - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

В практике применяют следующие виды внутриконтурного заводнения.

Осевое, когда нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки (рисунок 2.2). Применяется для спокойных пологозалегающих антиклинальных складок. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Очаговое, когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки залежи (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 – Схема очагового заводнения в сочетании с законтурным.

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Очаговое заводнение целесообразно на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки пропластков, целиков и тупиковых зон. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание добывающие скважины, расположенные рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальных скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположениием рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения (рис. 7.4). как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки. Блоковые системы предполагают расположение нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки.

Рисунок 2.4 – Схема блокового заводнения

Преимущество блоковых систем заключается в следующем:

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами ППД.

4. Упрощается обслуживание системы ППД (скважины, КНС и т. д.).

5. Компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах.

Площадное заводнение

Наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе -1:1, при семиточечной системе -1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким образом, наиболее интенсивными среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.

Рисунок 2.5 Основные схемы площадного заводнения.

а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная;

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов на последних стадиях разработки месторождений.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную.

Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа добывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними.

Барьерное заводнение

При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.

В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Этот метод позволяет вести одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. Метод применяется редко, так как создать надежный барьер между нефтью и газом крайне сложно.

Рисунок 2.6 – Схема барьерного заводнения

Чем лучше степень разведанности, тем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта. Чем больше расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, тем большие расстояния можно установить между нагнетательными скважинами, так как при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в меньшей степени будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодействия линий нагнетания и отбора. Смысл этого требования также заключается в равномерности перемещения водонефтяного контакта.

Вопросы теории вытеснения нефти водой в трещиновато-пористом пласте

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что не только карбонатные породы насыщены трещинами, но также пласты из песчаников или алевролитов в той или иной степени трещиноваты. На это указывает несоответствие проницаемости, оцененной для кернов пород без трещин, и проницаемости, определенной при гидродинамических исследованиях скважин. Проницаемость пласта оказывается намного выше определенной по кернам без трещин .

Когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины оказываются основными каналами движения нефти к забоям добывающих скважин. В процессе разработки трещиновато – пористых пластов давление быстрее распространяется по системе трещин. Поэтому возникают перепады между давлениями в трещинах и блоках, которые вызывают перетоки жидкости между трещинами и блоками (матрицами) пород. Это приводит к запаздыванию перераспределения давления по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах.

Закачиваемая в такие пласты вода быстро прорывается по трещинам к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. Из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно, коэффициент вытеснения достигает 0,85. Нефть из блоков породы вытесняется недостаточно эффективно, коэффициент нефтевытеснения составляет около 0,25 .

Нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов под действием сил, обусловленная градиентами давления в системе трещин, воздействующих и на блоки породы . С другой стороны нефть вытесняется под действием разности капиллярного давления в воде и нефти. Ее действие приводит к возникновению капиллярной пропитки гидрофильных пород, т. е. к замещению нефти водой в них под действием разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка объяснима и с энергетической точки зрения. Поскольку минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать породы матрицы, обладающие сложной, сильно разветвленной поверхностью .

Поэтому если блок породы трещиновато - пористого пласта, насыщенный нефтью, поместить в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами наполненными водой), то скорость j(t) капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, будет зависеть от времени t :

j(t) ~ 1/ . (2.1)

Скорость капиллярного впитывания пропорциональна скорости сокращения поверхности раздела между нефтью и водой. В этом случае можно считать, что:

j(t) ~е - b t . (2.2)

Исходя из результатов промышленных испытаний наиболее эффективным будет сочетание гидродинамического и энергетического подходов. Скорость капиллярной пропитки определяется по формуле:

j(t) = , (2.3)

где a – экспериментальный коэффициент.

Из соображений размерности и физики процесса впитывания коэффициент b можно выразить так:

b = , А = А(k н, k в, m, ) , (2.4)

где k н, k в – относительные проницаемости для нефти и воды;

k – абсолютная проницаемость;

q – угол смачивания пород пласта водой;

s –поверхностное натяжение на границе нефть – вода;

μ н – вязкость нефти;

А – экспериментальная функция;

l - длина грани куба породы пласта.

Выражение для коэффициента а , исходя условия, что за бесконечное время количество воды, впитавшейся в блок породы равно объему извлеченной из него нефти, имеет вид:

а = ml 3 s но hb/π , (2.5)

где s но – начальная нефтенасыщенность блока породы;

h – конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке.

При рассмотрении вытеснения нефти водой из трещиновато- пористого пласта, состоящего из множества блоков породы, представляем эти блоки кубами с длиной грани l . Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта при х = 0, то блоки у входа в пласт будут пропитаны водой больше чем последующие. Расход воды q , закачиваемой в прямолинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка происходит в области 0 £ х £ х ф (х ф – координата фронта капиллярной пропитки). Этот фронт перемещается в пласте со скоростью:

v ф = d х ф /dt . (2.6)

Если считать, что блоки породы в каждом сечении пласта начинают пропитываться в момент времени l (когда к ним подошел фронт капиллярной пропитки, то скорость впитывания воды необходимо исчислять от этого момента времени. Если в течение времени Dl «вступило» в пропитку некоторое число блоков породы, то расход воды Dq , входящей в эти блоки, составит:

Dq = . (2.7)

Чтобы скорость впитывания воды в единицу объема трещиновато – пористого пласта, необходимо разделить j(t) на l 3 , что и сделано в формуле (2.7). Скорость пропитки в (2.3) исчисляется с момента l , в который к блоку с координатой х ф (l) подошел фронт впитывающейся в блоки воды.

Суммируя приращения расходов Dq в формуле (2.7) и устремляя Dl к нулю, приходим к выражению:

q = v ф (l)dl. (2.8)

При заданном расходе q выражение(2.8) есть интегральное уравнение для определения скорости продвижения фронта пропитки v ф (l) .

Подставляя в (2.8) выражение для скорости пропитки (2.3) получим:

Решение интегрального уравнения (6.9) позволяет записать выражение для скорости движения фронта капиллярной пропитки:

v ф (t) = = (2.10)

Из (2.10) получим выражение для определения его положения (координаты):

х ф (t) = dt. (2 .11)

Формула (2.11) позволяет определить длительность безводной разработки пласта t = t * , при которой х ф (t *) = l.

Чтобы рассчитать показатели разработки трещиновато – пористого пласта в период добычи обводненной продукции поступают так. Считают, что этот пласт «фиктивно» простирается при х > l до бесконечности. Расход воды, затрачиваемый на пропитку фиктивной части пласта при х > l, составит:

q фикт =bhbms но h . (2.12)

Подставляя сюда v ф (l) по выражению (2.10), и, заменив в нем t на l , получим:

q фикт =qbdl. (2.13)

Следовательно, расход воды, впитывающейся в трещиновато - пористый пласт в период t > t * , или дебит нефти, получаемый в этот период, равен:

q н = q - q фикт . (2.14)

Дебит воды соответственно будет q в = q ф . Из приведенных выражений можно определить по общим формулам текущую обводненность продукции и нефтеотдачу. Выражение (2.3) можно использовать для приближенных расчетов вытеснения нефти из трещиновато – пористого пласта в случае пропитки блоков, обусловленной не только капиллярными силами, но и градиентами давления в системе трещин. Так, согласно формулам (2.3) и (2.4), вытеснение нефти из блоков породы происходит под действием силы, определяемой с помощью произведения s cosq , причем размерность такова = [Па×м]. При гидродинамическом вытеснении нефти из блоков породы вода поступает в эти блоки, а нефть из них вытесняется под действием градиента давления. Размерность grad P выражается как Па/м. Капиллярные и гидродинамические будут иметь одинаковую размерность, если взять вместо s cosq величину (s cosq) / l . Тогда:

b = k( + grad P) (2.15)

Таким образом в формуле (2.15), учитывается пропитка блоков пород как за счет капиллярных сил, так и за счет градиентов давления в системе трещин.

Вопросы для самоконтроля:

1. По каким причинам происходит запаздывание перераспределения давления в трещиновато-пористых пластах по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах?

2. Под воздействием каких сил нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов?

3. В чем состоит гидродинамический и энергетический подход к объяснению процесса капиллярной пропитки гидрофильных пород?

4. От каких показателей (величин) зависит скорость капиллярной пропитки гидрофильных пород?

5. Запишите выражения для скорости движения фронта капиллярной пропитки и для определения его положения (координаты)

6. Запишите формулу позволяющую определить длительность безводной разработки трещиновато-пористого пласта