Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Головное заводнение. По существу, эта разновидность близка к сводовому заводнению. Головным называют нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях. Этот вид заводнения применяется при разработке месторождений нефти геосинклинального типа — в Азербайджане, Казахстане, Западной Украине и др.

Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.

В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения.
Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.
С применением барьерного заводнения разрабатывают в Западной Сибири (залежи в пластах группы «А» Самотлорского месторождения), в Томской области Лугинецкое месторождение. Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта, исходя из его геологопромысловой характеристики, для него может быть рекомендовано две, а иногда и три разновидности заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с осевым разрезанием или поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может быть рекомендовано наряду с площадным заводнением и т. д. Из числа возможных вариантов, обоснованных геологически, оптимальный вариант выбирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).


6.2 Понятие о темпах отбора нефти, водонефтяном факторе, коэффициенте использования запасов (КИЗ), текущем коэффициенте нефтеизвлечения, Графические построения, характеризующие характер выработки запасов.

Для характеристики процесса разработки каждого объекта разработки и месторождения в целом используются показатели разработки, которые регулярно определяются и постоянно пополняются. Для хранения их существуют определенные формы в виде таблиц, массивов и баз данных, карт и графиков. Эти данные используются для учета и отчетности добываемой нефти, анализа состояния и управления процессом разработки месторождения.

Коэффициент извлечения нефти (КИН). Часто употребляют термин «коэффициент нефтеотдачи пласта». КИН - это основной показатель, отражающий технологическую эффективность разработки нефтяного месторождения. Он зависит от многих факторов: геологического строения залежи, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента; технологии и системы разработки.
Различают фактический и прогнозный КИН. Фактический КИН определяется как доля извлеченной нефти от вовлеченных в разработку начальных балансовых запасов нефти (НБЗ).
, (6.1)
где: Q_н - добыча нефти с начала разработки.
График зависимости текущего КИН по характеру подобен графику изменения накопленной добычи нефти из залежи во времени, он непрерывно возрастает и асимптотически стремится к конечному КИН.
Прогнозный КИН (рис.6.8.) рассчитывают при составлении технологических схем разработки. Обычно представляют его в виде произведения коэффициентов вытеснения К_выт и охвата пласта разработкой К_охв:
, (6.2)
а в большинстве случаев в виде:
, (6.3)
Среди ученых и нефтяников нет однозначного толкования смысла коэффициентов К₁ и К₂.
К_выт – отношение максимально возможного объема извлеченной нефти из участка залежи, охваченного воздействием закачиваемой водой, к первоначальным запасам таких участков.
По госстандарту за К_выт принимают отношение вытесненного объема нефти из образца керна к начальному объему нефти в этом образце при прокачке воды до десяти поровых объемов.
Коэффициент вытеснения зависит
• от физических свойств пласта,
• его микронеоднородности, смачиваемости пород водой,
• характера проявления капиллярных сил,
• структурно-механических свойств нефти,
• от температурного режима пластов.
Коэффициент вытеснения нефти водой для месторождений не превышает 0,6 - 0,7; коэффициент охвата - от 0,7 до 0,9.
К₁- коэффициент охвата объема пласта разработкой или доля дренируемого объема пласта ко всему нефтенасыщенному объему объекта. Его называют коэффициентом сетки и определяют по формуле:
, (6.4)
где: S_с – площадь на одну скважину ;
α – коэффициент, определяемый по промысловым данным разработки .
К_с зависит
• от прерывистости пласта, с уплотнением сетки он увеличивается,
• от отношения числа добывающих и нагнетательных скважин;
К₂- доля извлечения подвижных запасов нефти, вовлеченных в разработку, часто называют коэффициентом заводнения. Он показывает кратность промывки заводненного объема и зависит:
• от послойной и зональной неоднородности пласта;
• геометрии расположения скважин;
• соотношения вязкости нефти и воды;
• от % обводненности скважин при их отключении;
• системы разработки месторождения.
В однородных пластах КИН выше, чем в неоднородных пластах. С увеличением вязкости нефти КИН уменьшается. КИН из месторождений с неньютоновскими нефтями меньше, чем из месторождений с ньютоновскими нефтями.
Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что охлаждение пласта приводит к снижению КИН. Высоковязкие нефти имеют структурно-механические свойства. При разработке таких залежей методом заводнения в пласте образуются застойные зоны, не охватываемые заводнением. Для уменьшения размеров застойных зон требуются более высокие темпы закачки воды в пласт. В гидрофильном пласте конечный коэффициент нефтеизвлечения выше, чем в гидрофобном пласте.
По данным лабораторных опытов вытеснение пластовой водой обеспечивает более высокий коэффициент нефтеотдачи, чем при вытеснении пресной водой.