Заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, и внутриконтурное.

Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием нарушений и др.

1. Законтурное заводнение. При этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта (рис. 63), 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 ширине залежей (до 4–5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5 мПа*с), высокой проницаемости коллектора (0,4–0,5 мкм² и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью.

Рис. 63. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением. Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие.

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 (отбираемой вместе с нефтью) воды.

При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

2. Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 64). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное 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.

Рис. 64. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением. Условные обозначения см. на рис. 63

Внутриконтурное заводнение.

При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

Закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Виды внутриконтурного заводнения:

3.1. При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), размещают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65).

Рис. 65. Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением. Условные обозначения см.на рис. 63

При «круговой» форме залежей с обширными площадями нефтеносности направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 66).

Рис. 66. Система разработки крупной «круговой» нефтяной залежи с блоковым заводнением. Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 1 – высокими, 2 – низкими; остальные условные обозначения см. на рис. 63

При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды. Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади применяют для эксплуатационных объектов – при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007–0,1 мД, при вязкости пластовой нефти до 15–20 мПа⋅с.

3.2. Площадное заводнение – также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин – треугольной или квадратной – нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной соотношения количеств добывающих и нагнетательных скважин.

Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семиточечной прямой – 0,5, обращенной – 2; для девятиточечной прямой – 0,33, обращенной – 3; для ячеистой – 4–6.

Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рис. 67.

Рис. 67. Системы разработки с площадным заводнением. Формы сетки скважин: а – пятиточечная, б – семиточечная обращенная, в – девятиточечная обращенная,г– ячеистая; пунктиром выделен элемент системы; остальные условные обозначения см. на рис. 63

Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью.

3.3. Избирательное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения – предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68).

Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д..

3.4. Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнений (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках заводнения бурят дополнительные скважины.

3.5. Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и 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.

Насосные станции в зависимости от конструктивного исполнения подразделяются на блочные кустовые (БКНС), оборудование которых мон­тируют в специальных блок-боксах на заводах-изготовителях, и кустовые (КНС), технологическое оборудование которых монтируют в капитальных сооружениях.

Блочные насосные станции кустовые БНСК предназначены для закачки вод поверхностных, подземных источников и нефтепромысловых очищенныхсточных вод в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений.

В состав БНСК входят:

1) машинный зал - насосные блоки, блок маслосистемы, блок коллекторов, блок дренажных (вспомогательных) насосов;

2) блок управления;

3) энергозал - блок тиристорных возбудителей, блок трансформаторов, блок распределительного устройства, блок плавного пуска.

4) блок операторной;

5) станция очистки воды;

6) ёмкость подземная дренажная;

7) ёмкость для отработанного масла;

8) площадки обслуживания;

9) межблочные кабельные связи;

10) машинный зал станции может располагаться с энергетическими блоками под одной крышей или отдельно стоящими блоками;

11) отопление блоков БНСК осуществляется как за счет тепловыделений от работающего оборудования, так и за счет электронагревательных устройств:

• стационарного электрокалорифера с разводкой тепла воздуховодами (технологические блоки);
• переносного электрокалорифера (технологические блоки);
• электронагревателей (блоки энергообеспечения). Контроль температуры внутри помещений станции осуществляется с помощью датчиков температуры. Освещение БНСК - электрическое. Освещение выполняется люминесцентными светильниками, светильниками с лампами накаливания и с лампами светильников выбирается заказчиком при заказе БНСК. Включение освещения блоков осуществляется выключателями, установленными внутри помещения.

БКНС выполнена в виде отдельных блок-боксов транспортного габарита, монтируемых на месте эксплуатации в единое здание и функционально связанных между собой технологическими, электрическими линиями. Блоки имеют закончен­ный внутренний электромонтаж приборов и оборудования. В качестве стеновых и кровельных ограждений блок-боксов использованы трех­слойные металлические панели с утеплителем. Условно БКНС делится на машзал (насосные блоки) и энергозал (блоки энергообеспечения). Блоки насосные выполняют функцию повышения давле­ния технологической воды до уровня, обеспечиваю­щего нагнетание воды в скважины системы поддержания пластового давления (заводнения). Энергоблоки служат для автоматического управле­ния работ насосных агрегатов, контроля параметров и сигнализации состояния технологического оборудования, защиты технологического оборудова­ния при изменении параметров технологического процесса сверх допустимых пределов, автоматичес­кого отключения насосного агрегата и включения резервного. Применение устройств плавного пуска позволяет снизить значение пускового тока и устраняет значительные скачки напряжения в сети, характерные для прямого пуска мощных электро­аппаратов, что повышает надежность работы системы электроснабжения, продлевает срок эксплуатации оборудования.

Кустовая насосная станция (сокр. КНС) — технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.

Оборудование КНС сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования через системы сбора и подготовки в направлении высоконапорных участков.

КНС обычно содержат несколько параллельно включенных насосных агрегатов, задвижки на входах насосных агрегатов, а также на их выходе общий коллектор с гребенкой, от которой отходят водоводы к нагнетательным скважинам.

Также используются кустовые насосные станции для поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт.

38. При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения какие нефти получают вначале разработки из добывающих скважин и в последствии. Что называется коэффициентом вытеснения нефти водой, привести формулу.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между Квт и Кпр прослеживается тесная корреляционная связь.

Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость коллекторских свойств по площади и разрезу, определение значений Квт должно производиться по образцам, равномерно освещающим залежь или продуктивный пласт, с широким диапазоном изменения Кпр. Если для высокопроницаемых пластов Квт достигает 0,8 - 0,95, то в малопроницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше. Эти особенности определяют способы расчета средних значений коэффициента вытеснения на различных стадиях изученности залежи.

При подсчете запасов залежи, вводимой в разработку, Квт принимается равным среднему арифметическому значению из имеющихся определений по продуктивному пласту.

Когда залежь разбурена по технологической схеме или проекту разработки, то при неоднородном пласте, в пределах которого выделены зоны высокопродуктивных и малопродуктивных коллекторов, значение Квт учитывается одновременно со значением Кохв. При однородном по коллекторским свойствам пласте среднее значение Квт принимается как средняя арифметическая величина из имеющихся определений.

Коэффициент вытеснения – это часть нефти, которая будет вытеснено из образца при бесконечной прокачке через него вытесняющего агента (воды, газа и т.п.).

Коэффициент охвата – отношение объема промытой части пустотного пространства, охваченного процессом вытеснения к общему объему насыщенных нефтью пустот продуктивного пласта.

39. Какую роль играют следующие факторы на вытеснение нефти водой: структурно-механические (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов; смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой; скорости вытеснения нефти водой.

40. Что называется коэффициентом охвата. Его зависимость от: физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта); параметров системы разработки месторождения.

Коэффициент охвата залежи вытеснением: Отношение объема части залежи, где происходит вытеснение нефти, к общему объему залежи.

Одной из важнейших характеристик разработки является коэффици­ент охвата пласта процессом вытеснения, называемый кратко коэф­фициентом охвата ЕА и определяемый как часть объема залежи, вовле­ченная в активную разработку.

Несколько отличное определение дано Уиллхайтом, в соответствии, с которым коэффициентом охвата ЕА счи­тается доля общей площади залежи, с которой нефть извлечена до остаточного насыщения. Необходимо отметить, что в любом случае ко­эффициент охвата не является постоянной величиной: он может меняться с течением времени и в значительной степени зависит от системы расстановки скважин. Его значение на момент начала эксплуа­тации отражает качество системы расположения скважин.

Согласно результатам стохастического моделирования процессов извлечения нефти [6] коэффициент охвата зависит от расстояния между скважинами L следующим образом:

Где df— так называемая фрактальная размерность;

D=1, 2, 3 для линейного, двух- и трехмерного течения жидкости;

С— константа, зависящая от расположения скважин, свойств пласта и насыщающих его флюидов.

Численные эксперименты указывают на следующие значения фрак­тальной размерности df :

линейное заводнение: ;

площадное заводнение: ;

обращенная пятиточечная система:

при больших расстояниях между сква­жинами (разреженная сетка скважин) объем извлеченной из плас­та нефти может оказаться сравнительно небольшим, в то время как добыча по отдельным скважинам будет высокой. В другом край­нем случае, при очень плотной сетке скважин, нефтеотдача может быть очень высокой, но добыча по каждой из скважин может оказаться значительно ниже, чем в первом случае. Это означает, что существует оптимальное значение межскважинного расстоя­ния L (или, что, в сущности, то же, что и параметр плотности сетки скважин), обеспечивающее наилучшие показатели разработ­ки месторождения при выбранной системе размещения скважин.

При разработке нефтяных месторождений с заводнением осуществляется направленное вытеснение нефти водой путем воздействия на продуктивные пласты закачкой воды. В этом случае полнота дренирования объема залежи зависит от полноты охвата продуктивных пластов воздействием.

Степень вовлечения объема эксплуатационного объекта в разработку характеризуется коэффициентом охвата продуктивных пластов воздействием. Под коэффициентом охвата понимают отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенную дату воздействием, ко всему нефтенасыщенному объему пласта (залежи, эксплуатационного объекта):

Kохв.р. = Vохв.р. / Vобщ Kохв.р = Кохв.п.п. .

При разработке газовых месторождений, которая осуществляется на природных режимах в условиях непрерывного снижения пластового давления при большой подвижности газа, обычно весь объем залежи представляет собой единую газодинамическую систему, все точки которой взаимодействуют между собой. В этих условиях практически весь объем залежи включается в процесс дренирования, т.е. Kохв.р. = 1.

Для нефтяных объектов разработки, во многих случаях характеризующихся сильной геологической неоднородностью, прерывистостью, расчлененностью, различием в фильтрационных свойствах слагающих их пластов и прослоев, редко удается обеспечить коэффициент охвата, близкий к единице. Чем полнее принятая система разработки учитывает особенности геологического строения продуктивных пластов, тем выше коэффициент охвата.

При изучении степени охвата эксплуатационного объекта воздействием различают охват по мощности и по площади. Коэффициент охвата по мощности Кохв.п.h равен отношению нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта. В нагнетательных скважинах охваченными воздействием считаются те пласты и прослои, в которые поступает нагнетаемая вода. В добывающих скважинах к ним относят те пласты и прослои, которые отдают нефть в условиях относительно стабильного или даже возрастающего пластового давления.

Коэффициент охвата вытеснением по площади Кохв.s определяют для каждого объекта разработки в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной воздействием, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи.

На степень охвата воздействием по площади однопластового, сравнительно однородного объекта в первую очередь влияют проницаемость коллектора Кпр и вязкость пластовой нефти μн, которые определяют фильтрационные свойства пласта. При прочих условиях расстояние, на которое по горизонтали воздействует закачка воды, возрастает с увеличением проницаемости и уменьшением вязкости нефти.

Охват воздействием пласта, имеющего существенную изменчивость фильтрационных свойств по площади, также зависит от расположения нагнетательных скважин. Из-за разных фильтрационных свойств приемистость нагнетательных скважин различна. Причем на отдельных участках пласта в связи с весьма низкой проницаемостью коллекторов пласта или даже замещением их непроницаемыми породами обеспечить закачку воды вообще не удается. А это приводит к тому, что часть внутренних участков залежи оказывается вне воздействия.

Эффективным средством повышения охвата воздействием изменчивых и прерывистых пластов являются: очаговое заводнение, перенос нагнетания и создание новых линий разрезания. Сокращение размеров не охваченных вытеснением краевых участков зон залегания возможно за счет более плотной сетки скважин основного фонда, а также правильного размещения резервных скважин.

Величина коэффициента охвата по площади тесно связана с соотношением объемов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из него жидкости. Если это соотношение меньше единицы, т.е. закачка меньше отбора, значит, удаленные от нагнетательных скважин участки площади испытывают недостаточное воздействие или совсем его не испытывают из-за экранирующего влияния действующих, добывающих скважин, расположенных ближе к нагнетательным. Соответствие объема нагнетаемой воды объему добываемой из пласта жидкости – одно из важнейших предпосылок увеличения коэффициента охвата вытеснением по площади.

При разработке многопластового эксплуатационного объекта достижение охвата воздействием его объема существенно осложняется. Каждый из пластов, объединенных в эксплуатационный объект, имеет свою, отличающуюся от других картину охвата воздействием. При этом на разных участках в пласте могут совпадать зоны пластов как с существенно различной, так и с примерно одинаковой характеристикой охвата воздействием. Разница в степени охвата разных пластов связана с неравномерностью охвата объекта по мощности. Это также объясняется тем, что в нагнетательных скважинах при совместной перфорации нескольких пластов с существенно различной проницаемостью воду принимают пласты с лучшими фильтрационными свойствами, а с худшими свойствами при совместном освоении воду не принимают. Следует иметь ввиду, что выполняемое из экономических соображений объединение неоднородных пластов для совместной разработки в один эксплуатационный объект всегда объективно приводит к снижению той или иной степени охвата воздействием каждого пласта.

Методика оценки фактического коэффициента охвата воздействием разрабатываемых залежей основана на построении специальных карт охвата. Для однопластового объекта строят одну такую карту, для многопластового объекта требуется несколько карт охвата для каждого пласта. Эти карты строят на определенные даты. Основой для построения карты охвата того или иного пласта служит карта распространения коллекторов этого пласта, на которой нанесены: местоположение нагнетательных, добывающих и контрольных скважин; границы распространения коллекторов разной продуктивности; скважины, в которых перфорирован или работает только один этот пласт. Около каждой скважины наносят всю имеющуюся информацию о работе в ней именно этого пласта – дебит и его динамику, способ эксплуатации, обводненность, пластовое и забойное давление и т. д. Затем начинают геолого-промысловый анализ всей этой информации в комплексе с целью выделения зон пласта, охваченных или неохваченных воздействием.

Большое значение при построении этих карт имеет изучение соотношения объемов закачки и отбора с целью оценки охвата воздействием относительно крупных участков залежи, приуроченных к сравнительно однородному, выдержанному по мощности пласту. Для этого площадь условно разбивают на участки, обслуживаемые определенной группой скважин (или отдельными скважинами). Размеры и количество участков выбирают в зависимости от размещения нагнетательных скважин, их приемистости, дебитов добывающих скважин, с таким расчетом, чтобы показатели работы скважин в пределах каждого участка имели близкие характеристики, но достаточно различались по разным участкам. На каждом участке полезно показать площадь, которую предположительно занимает закачанная вода.

По скважинам каждого из выделенных участков определяют текущие объемы отбора жидкости в пластовых условиях и закачиваемой воды.

Сравнительную оценку охвата пласта воздействием можно получить, сопоставляя темпы добычи из них, текущую и накопленную обеспеченность отбора закачкой.

Изучение динамики пластового давления дает возможность достаточно уверенно судить о характере охвата воздействием участков и пласта в целом, при этом имеется хорошая возможность дифференцировать участки по степени их охвата воздействием.

Рост величины промыслового газового фактора по группе скважин указывает на снижение на этом участке пластового давления ниже давления насыщения, что является признаком отсутствия влияния от закачки воды.

Комплексный анализ всей информации, характеризующий работу данного пласта в скважине, позволяет достаточно уверенно нанести на карту распространение коллекторов границы зон, охваченных воздействием от закачки воды, а в ряде случаев и дифференцировать эти зоны по степени активности процесса.

Значительные трудности представляет количественная оценка фактического охвата многопластового объекта процессом вытеснения. Как правило, в этих условиях из-за различия коллекторских свойств самостоятельных пластов и прослоев, разрабатываемых общим фильтром, воздействие на каждый из них через нагнетательные скважины бывает различным. В наиболее проницаемые пласты будет поступать основная часть закачиваемой воды и, соответственно, подниматься в них пластовое давление. В часть малопроницаемых прослоев вода вообще не поступит, и динамическое давление в них снизится до уровня забойного. В результате этого в добывающих скважинах разные пласты и прослои будут работать по-разному, причем часть из них вообще не будет отдавать нефть. Отсюда следует, что по информации, получаемой из скважины о работе объекта в целом, невозможно судить о работе каждого пласта в отдельности, если они эксплуатируются общим фильтром.

В связи с этим при изучении охвата вытеснением многопластового объекта необходимо использовать всевозможные методы исследования скважин и наблюдения, которые при комплексном использовании дают возможность получить дифференцированную оценку работы пластов в возможно большем количестве скважин, относительно равномерно размещенных по площади объекта.

Коэффициент охвата – отношение объема промытой части пустотного пространства, охваченного процессом вытеснения к общему объему насыщенных нефтью пустот продуктивного пласта.

41. Как влияют следующие факторы на коэффициент охвата: применения способов и технических средств эксплуатации скважин; применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки.

Коэффициент вытеснения ‑ это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения К_выт, как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием модельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной выборке керна, принятого для эксперимента, получают значение К_выт, характеризующееся высокой степенью надежности.

Коэффициент охвата К_охв ‑ это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. К_охв можно рассчитать по картам распространения коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статистических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными залежами нефти.

Коэффициент заводнения К_зав. характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета К_зав не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределенность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутствием надежных методов определения степени влияния каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.

Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %).

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлечен­ной на поверхность - Q_извл. к балансовым запасам нефти залежи Q_бал.

КИН = О_извл/ Q_6ал.

Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды .На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Конечный и текущий коэффициент

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти различают текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам. В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной из рассмотренных ниже методов определения коэффициента извлечения.

Применение новых методов воздействия на лласт и более совершенной технологии разработки способствует увеличению конечного коэффициента извлечения нефти. В этой связи запасы нефти и газа, относящиеся к забалансовым, должны сводиться к минимуму. К этой группе могут быть отнесены запасы лишь какой-то отдельной залежи месторождения, если окажется, что ее следует разрабатывать самостоятельной сеткой скважин, а затраты на выполнение этих работ не окупаются ожидаемой комплексно извлекаемой и комплексно перерабатываемой продукцией в виде углеводородного сырья. Но нельзя выделять забалансовые запасы как часть запасов одной залежи ( на отдельных участках ее площади или вертикального разреза), если разработка залежи или месторождения в целом признается рентабельной. Нефть и газ - подвижные флюиды, и при разработке одной части залежи могут приходить в движение флюиды и во всех других ее частях. Неоднородность пласта по площади и разрезу должна учитываться коэффициентом извлечения.

Покоэффициентный метод наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов - вытеснения (К_выт), охвата процессом вытеснения (К_охв)и заводнения (К_зав):

КИН = К_вытК_охв. К_зав.

42. Разработка трещиновато-пористых пластов заводнением. Основная проблема при разработке трещиновато-пористых пластов. Чему равен коэффициент вытеснения в трещиновато-пористых пластах.

По результатам исследований и опыта разработки нефтяных месторождений можно сделать вывод, что подавляющее большинство пластов, сложенных не только карбонатными, но и терригенными породами, такими, как песчаники и алевролиты, в той или иной степени трещиноватые.

В одних случаях, особенно когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины - это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработке таких пород, на что указывает несоответствие прони­цаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин. Фактическая прони­цаемость часто оказывается намного выше определенной по зернам.

В процессе разработки трещиновато-пористых пластов при другом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками пород, т. е. матрицей, при­водящие к характерному для таких пород запаздыванию пере­распределения давления по сравнению с соответствующим пе­рераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.

На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых плас­тов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщаю­щей трещины в результате деформации горных пород.

Один из наиболее сложных вопросов разработки трещинова­то-пористых пластов связан с применением процессов воздейст­вия на них путем закачки различных веществ, и в первую оче­редь с использованием обычного заводнения.

Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважи­нам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экс­периментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой систе