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

а - число линз с промышленными запасами больше V_пI.
Линзы II вида. Коэффициент охвата определяется из предположения, что в основной сетке скважин имеются две нагнетательные скважины или больше, расположенных в одном ряду, а все резервные скважины будут добывающими.
Как показали проведенные исследования, в этом случае приближенно можно принять
, (10.43)
где: р – число резервных скважин, вскрывших рассматриваемую линзу.
Минимальные промышленные запасы, которые должны содержаться в линзе для того, чтобы было на ней выгодно бурить р резервных скважин
, (10.44)
Тогда число резервных скважин, необходимых для бурения на линзу
(10.45)
Линзы III и IV видов. Периферийная часть линз III и IV видов по существу аналогична линзам II вида. Поэтому описанная методика применима и к этим линзам, но в отличие от них в этом случае в формулах вместо полных запасов линз принимают промышленные запасы нефти в отдельных элементах их периферийных частей.
Таким образом, из описания методики определения резервных скважин второй категории ясно, что для этого необходимы достаточно подробные сведения о всех линзах. Такие сведения можно получить лишь после разбуривания скважин основного фонда. Следовательно, описанную методику непосредственно можно использовать лишь на стадии составления уточненного проекта разработки или проекта доразработки залежи.
На основании геологического изучения рассматриваемого пласта (залежи) необходимо будет подобрать наиболее близкое к нему по степени и характеру прерывистости уже разбуренное месторождение. Затем, подсчитав потребное число резервных скважин второй категории для этого месторождения, использовать полученные цифры в относительном виде уже для рассматриваемого месторождения.


10.6 Расчет процессов нагнетания.
При расчете процессов нагнетания определяют суммарный объем закачки, приемистость отдельных нагнетательных скважин и их число, давление нагне­тания, схему размещения нагнетательных скважин.
Сначала обычно устанав­ливают схему размещения скважин. Линию расположения нагнетательных скважин определяют в основном по технологическим и геологическим характеристикам. Задача заключается в под­боре такой схемы расположения нагнетательных скважин, при которой обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания и отбора и рав­номерное вытеснение нефти водой.
Один из основных методов обеспечения эффективной связи между зонами нагнетания и отбора  максимальное приближение линии нагнетания или от­дельных нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Однако такое приближение может привести к нарушению равномерности продвижения контура нефтеносности. В связи с этим в первые годы развития законтурного за­воднения стремились располагать нагнетательные скважины на некотором удале­нии за внешним контуром нефтеносности. Исследования процесса перемещения контура на электромоделях в однородных пластах давали основание размещать нагнетательные скважины на расстоянии от внешнего контура нефтеносности, равном не менее половины расстояния между соседними нагнетательными сква­жинами.
Однако со временем, когда выявилась значительная неоднородность реаль­ных продуктивных пластов, перешли к размещению нагнетательных скважин (при законтурном заводнении) непосредственно вблизи за внешним контуром нефтеносности. В настоящее время, как правило, для большинства случаев можно рекомендовать именно такое размещение. Лишь в некоторых случаях (например при небольшой залежи в монолитном пласте с очень высокой прони­цаемостью), когда для обеспечения нужных темпов разработки достаточно не­скольких нагнетательных скважин, их целесообразно несколько удалить от кон­тура с целью более равномерного воздействия закачки на все участки залежи. Напротив, в случае широких водонефтяных зон, простирающихся на несколько километров, наряду с нагнетательными скважинами, расположенными по пери­метру внешнего контура нефтеносности, целесообразно провести еще ряд нагне­тательных скважин вдоль внутреннего контура нефтеносности и «отрезать» тем самым чисто нефтяную часть залежи от водонефтяной части.
Схему размещения дополнительных нагнетательных скважин из резервного фонда следует определять во всех случаях в соответствии с конкретными усло­виями, выявленными в процессе разработки.
При использовании избирательной системы заводнения нагнетательные скважины следует размещать преимущественно в высокопроницаемых зонах.
Суммарный объем закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания, а в большин­стве случаев также и от коллекторских и упругих свойств пластов (главным образом в законтурной области).
Для характеристики давления на линии нагнетания удобно пользоваться понятием «среднее давление на линии нагнетания». Под этим термином следует понимать то давление на линии нагнетания, если бы фактическая система нагне­тательных скважин была заменена расположенной на ее месте равнодебитной нагнетательной галереей.
При законтурном или приконтурном заводнении, если среднее давление на линии нагнетания равно начальному пластовому Р_пл. то при установившемся процессе объем нагнетаемой воды становится равным объему жидкости, добы­ваемой при эксплуатации. Если > Р_пл, то объем нагнетаемой воды склады­вается из объема, компенсирующего объем отбираемой из залежи жидкости, и объема потерь нагнетаемой воды в законтурную область, вследствие проявления перепада давления между контуром нагнетания и законтурной областью.
Если < Р_пл, то объем нагнетаемой воды будет меньше объема отбираемой при эксплуатации жидкости на объем воды, притекающей к залежи из закон­турной области.
Потери или уход (утечка) воды в законтурную область зависит от перепада давления между контуром нагнетания и законтурной областью, от строения пласта, его коллекторских и упругих свойств в законтурной области. Если в пла­сте на небольшом удалении от залежи имеются области питания, то утечку воды можно определить ко формулам для установившегося движения. Если же область питания отсутствует или находится на значительном удалении от залежи, то процесс движения жидкости в законтурную область будет неустановившимся и потери закачиваемой воды в законтурную область могут быть подсчитаны по формулам для неустановившегося (упругого) режима.
При искусственном водонапорном режиме, когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения, объем отбираемой жидкости, приведенный к пластовым условиям, должен равняться объему нагнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым условиям, г. е. к пластовой температуре и давлению. Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды, а газ находится в растворенном состоянии, то можно написать следующее уравнение баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям:
, (10.46)
где: Q_наг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м³/г);