Основные показатели разработки с применением заводнения

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЛЕКЦИЯ № 3. Основные показатели разработки с применением заводнения

Цель лекции: Изучить технологию заводнения; основные показатели разработки с применением заводнения; применяемые виды заводнения.

План лекции: Цель применения методов заводнения нефтяных месторождений. Зависимость коэффициента вытеснения и охвата пласта воздейстием при заводнении от основных факторов.

Метод заводнения нефтяных месторождений применяется с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В целях дополнительной добычи нефти в пласт-коллектор закачивается вода. Она проникает в пласт через специальные нагнетательные скважины, расположенные в определенном порядке в зависимости от индивидуальных особенностей пласта.

По мере продвижения от скважин для нагнетания воды к добывающей скважине вода вытесняет захваченную породой нефть и выносит ее к добывающей скважине. Если после этого количество поступающей нефти больше или равно количеству закачиваемой воды, скважина может оказаться рентабельной, прибыльной.

Наиболее часто применяемые виды заводнения, внутриконтурное при рядных или блоково-рядных, или площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение. Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение).

Воду нагнетают одновременно в несколько скважин («куст»). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют повышенные требования. В частности, принято, что количество взвешенных частиц (примесей) в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5-10 МПа, а в ряде случаев - 15-20 МПа. Так как проницаемости в призабойпых зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении, расход закачиваемой в различные скважины воды различный. Теория заводнения пластов показывает, что расход q_вз воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при небольших его значениях зависимость близка к линейной (рис. 3), но при некотором перепаде давления Дс_с* расход q_вз начинает резко увеличиваться. Это происходит по той причине, что при перепаде давления:

Дс_с = с_с-с_к=Дс_с*

В призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

Рис.3- Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, q_нc от перепада давления Дс_с:

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если q_вз - полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, q_в - количество воды добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а q_н - дебит нефти, то имеем следующие выражения:

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени t.

(16)

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот период времени:

(17)

3. Накопленное количество добытой из пласта воды:

(18)

Текущую нефтеотдачу з = Q_в/G при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости з от Q_в/V_п или з от Q_вз/V_п (где V_п - поровый объем пласта; G - геологические запасы нефти).

Рис. 4 - Зависимость текущей нефтеотдачи з от Q_в/V_п. Нефтеотдача: з₀ - безводная; з_к - конечная:

Типичная зависимость з = (Q_в/V_п), получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью (1-5)•10^-3 Па•с), с применением заводнения показана на рис. 4. Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом Q_из определяют, естественно, следующей формулой:

(19)

Зависимость текущей нефтеотдачи от отнощения Q_вз/V_п в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис.5. Текущая обводненость продукции, добываемой из пласта или месторождения.

(20)

Как уже было указано в гл.1, коэффициент текущей нефтеотдачи з равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или. в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой з₁, на коэффициент з₂ охвата пласта процессом вытеснения.

Рис.5 - Зависимость текущей нефтеотдачи з и обводненности н пспдукции от Q_вз/V_п.

1 - текущая нефтеотдача з; 2 - текущая обводненность v:

Коэффициентом вытеснения нефти водой з₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимися в части пласта, подверженной воздействию заводнением.

Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием з₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис.6).

Пласт состоит из четырех пропластов (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в области между нагнетательной галереей (х = 0) и добывающей галереей (х = 1), не разрабатывается - в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть.

Рис.6 - Схема заводнения слоистого пласта:

Общие геологические запасы нефти в пласте:

(21)

Охваченные заводнением запасы G_охв равны следующей сумме запасов:

(22)

По определению:

(23)

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи принимается равным произведению не только двух, но и трех и большего числа коэффициентов.

Если, согласно рис.6, в некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода проникла в пропласток 2 на расстояние l₂, в пропласток 3 - на расстояние l₃, а в пропласток 4 - на расстояние l₄, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить G₀₂, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 - G₃ и G₄. Суммарные первоначальные запасы в заводненной области пласта:

(24)

Тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно записать:

(25)

Где з_1зав - коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта, з_зав - коэффициент заводнения.

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытеснения з₁ на коэффициент охвата з₂, зависимость их от Q_вз/V_n показана на рис 7, отсюда видно, что з₁ возрастает с увеличением Q_вз/V_n, a з₂ остается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с гечением времени не изменяется.

Рис. 7 - Зависимость з₁ и з₂ от Q_вз/V_n:

Если же з определяют как произведение трех коэффициентов согласно формуле (25), то их зависимости от Q_зав/V_п при неизменных системе и технологии разработки пластов будут иметь вид, показанный на рис. 8. Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области з_1зав (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добывающей галерее будет близком к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным, и только в водный период он несколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» нефти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в начальный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает.

Коэффициент заводнения з_зав (см. рис. 8, кривая 2) в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается. Коэффициент охвата з₂ (кривая 3) остается постоянным при неизменной системе и технологии разработки месторождения.

Рис. 8 - Зависимость з_1зав и з_2зав и з₂ от Q_вз/V_п:

Коэффициенты вытеснения з₁, з_1зав в общем случае, т.е. не только при разработке месторождения с применением заводнения, зависят от физико-геологических свойств и строения пласта, а также механизма извлечения из него нефти.

Рассматривая эти коэффициенты более детально, можно сказать, что коэффициент вытеснения з₁ процессе разработки месторождений с применением заводнения, т.е. при вытеснении нефти из пластов несмешивающейся с нефтью жидкостью - водой, зависят от следующих основных факторов:

1) минералогического состава и микроструктуры пород-коллекторов нефти и, как следствие этих факторов. - глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемости и т.д ,

2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть:

3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;

5) скорости вытеснения нефти с водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении з₂ зависит главным образом от следующих факторов:

1) физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т.е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), существования дизъюнктивных разрывов и т.д.;

2) параметров системы разработки месторождения, т.е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин;

3) использования наклонно-направленных (горизонтальных) скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения гидравлического разрыва пласта для создания скважинно-трещиноватых систем разработки;

4) давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов;

5) применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации);

6) применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно еще раз отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

Контрольные вопросы

заводнение нефть месторождение

1. В какой зависимости выражают текущую нефтеотдачу?

2. Как определяют извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом Q_из?

3. Что называют коэффициентом вытеснения нефти водой з₁?

4. От чего зависят коэффициент вытеснения з₁?

5. От каких факторов зависит коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении з₂?

Размещено на Allbest.ru