Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов

3.3. Системы размещения скважин – системы разработки эксплуа-
тационного объекта на естественных режимах.
На первой стадии раз-
работки или при разработке эксплуатационного объекта на естественных 
режимах. При слабой активности пластовых законтурных вод применяется 
равномерное расположение скважин по трех- или четырехточечной сетке: 
а)
б)
Рис. 3.2.
а) Трехточечная и б) Четыретырехточечная системы размещения скважин. 
1 – контур нефтеносности; 2 – добывающие скважины. 
При опережающей разработке нефтяной части пласта (подгазовой 
зоны) нефтегазовой залежи добывающие скважины размещаются между 
внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности, 
то-есть в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ). 
Рис. 3.3.
1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности;
3 – добывающие скважины; 4 и 5 – внешний и внутренний контуры газоносности. 

---

3.4. Системы разработки с воздействием на пласт 
3.4.1. Коэффициенты вытеснения нефти и охвата пласта заводнением.
Системы разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт 
закачкой воды относятся к первичным методам увеличения нефтеотдачи 
(МУН) [6]. Применяются в конце первой стадии разработки месторож-
дений. К этому времени по запроектированной и утвержденной системе 
разработке (размещения добывающих и нагнетательных скважин, выборов 
режимов их эксплуатации и т.д.) начинают вводить в эксплуатацию нагне-
тательные скважины. Закачиваемая в пласт вода выполняет две функции. 
1-я – при разработке на естественных режимах происходит падение пла-
стового давления, дебиты скважин падают. Нагнетаемая в пласт вода вос-
полняет потери пластового давления, восстанавливает, поддерживает плас-
товое давление (ППД), увеличивается энергия пласта, необходимая для 
вытеснения нефти, и, следовательно, для увеличения нефтеотдачи. 2-я –
в результате нагнетания воды в пласт происходит вытеснение нефти. При 
продолжительной закачки вода вымывает оставшиеся частицы нефти, 
отрывает их от поверхности первоначально промытых поровых каналов.
При вытеснении нефти из пласта водой по предложению А. П. Крылова 
вводят коэффициенты вытеснения 

в
и коэффициента охвата пласта 
заводнением 

о
.
Коэффициент вытеснения нефти 

в
– это отношение объема нефти, 
вытесненной из области пласта( накопленной) 
Q(t),
занятой рабочим 
агентом (водой, газом) к начальному содержанию нефти в этой области G
1
: 
1
)
(
G
t
Q
В


. Коэффициент охвата пласта заводнением определяется как 

о 
– отношение 
нефтенасыщенного 
объема 
породы, 
охваченного 
вытеснением, ко всему объему нефти в пласте: 
G
G
1
o


Коэффициент извлечения нефти будет равен произведению коэффици-
ентов вытеснения и охвата. 

= 

в

о
Коэффициент вытеснения 

в
зависит от отношения вязкости нефти
к вязкости вытесняющего агента, от однородности пласта, диаметров 
пористых каналов, т.е. от проницаемости, смачиваемости породы. 
Для высокопроницаемых коллекторов с малой вязкостью нефти

в
=0,8÷0,9, для слабопроницаемых 

в
=0,25÷0,4. При смешанном вытес-
нении нефти водой и газом 

в
=0,9÷0,98 (0,7÷0,8), [3,5]. 
Коэффициент охвата характеризует потери нефти по толщине и пло-
щади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, разреза-
ющих рядов нагнетательных скважин и неохваченных дренированием и за-
воднением зон, зависит от неоднородности пласта в целом и выбранной 
системы разработки. 

---


о
= 0,7 ÷ 0,9 для воды, 

о
= 0,2 ÷ 0,3 для газа. 
Дальнейшее развитие теория разработки нефтяных месторождений
с воздействием на пласт получила в трудах советских и российских 
ученых. Коэффициент извлечения нефти принимается равным произведе-
нию трех, четырех, пяти коэффициентов [7].