1. Изм. Направ-й фильтрац. Потоков

Технология метода заключа­ется в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается из­менение направления фильтрационных потоков до 90°. Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкост ной неус­тойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направ ления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пла­сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра­диенты гидродинамич. давления, нагнетаемая вода внед­ряется в застойные малопроницаемые зоны, боль шая ось кото­рых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно умень шаю­щейся водонасыщенности).Изменение направления фильтрационных потоков достига­ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, оча­гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных стан­ций и наличия активной системы заводнения (поперечные раз­резающие ряды, комбинация приконтур ного и внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффек­тивен в случае повышенной неодно родности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

Разраб. при упругом режиме Теорию упругого режима исп. для реш. След. задач:

1. При опр-ии дав. на забое скв. в рез. ее пуска, остановки или изменения режима экспл., и при интерпретации рез-ов исслед. Скв. с целью опр. параметров пласта. ( метод КВД, КПД). На основе теории упругого режима создан метод опр. параметров пласта по КВД в остановленных скв. Технологически этот метод состоит в том, что исследуемую скв. вначале экспл. с постоянным дебитом до достижения притока в скв., близкого к установившемуся. Затем на забой опускают глубинный манометр, способный регистрировать изм-е дав. на забое скв. во времени . Закрывают исследуемую скв. Дав. на ее забое , начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового (контурного), за которое принимают дав. в пласте на половинном расстоянии между скв. В каждой исследуемой скв. дав. может восстанавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления заб. дав. опр. на основе соответ-го реш-я задачи теории упругого режима прониц-ть и пьезопро водность пласта. Изм-е давления в скв. описывается известной ф-ой упругого режима: , ΔP – изм. Дав. в скв., ат;Q - дебит пущенной в экспл. (или остановленной) скв. см³/сек;µ_н – вязкость н. в пласт. усл., (Па·сек);h - толщина пласта в пределах кот. осущ. процесс фильтрации, см;r_с – радиус скв., см;t - время с начала пуска или останов ки скв., сек;k - проницаемость пласта, Дарси; χ - пьезопроводность пласта, см²/сек. - интегральная показа тельная ф-я (берется из таблицы),β* - упругоемкость в ат ^–1, характериз. колво н. в д. эл-та объема залежи, вытекающей из этого эл-та при сниж. Пласт. дав. в нем на 1 ат.

β* = (1 – S_в) mβ_н + S_вmβ_в + β_п , β_н, β_в, β_п – коэф. сжим.н., в. и пор-ой ср.;

S_в – водонасыщ. пласта, доли ед.

2. При расчетах перераспределения дав. в пласте, т.е изм. Дав. на забоях одних скв., в рез. пуска или остановки или изм. режима работы других скв.

3. При расчетах изм. Дав. на нач. контуре нефтеносности м-я или средневзвешен ного по площади нефтеносности пласт. дав. при заданном во времени поступ лении в. в нефтеносную часть из законтурной области м-я.

4.С помощью компьютерного реш-я ур-я упр. режима можно рассчитать изм.дав. во времени в каждой точке пласта. Однако при грубых оценках возможностей разраб. Н. м-й при упр. режиме исп-т понятие об упр. запасе м-я, его части или законтурной об-ти. Упр. запас — это возможное изм-е пор-го объема пласта в целом при изм. Пласт.о дав. на заданное, предельное ( т.е Р насыщения), исходя из условий разраб. И экспл. М-я.

Разработка месторождений при режиме растворенного газа При снижении пласт. дав. ниже дав. насыщ. в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. С увеличением газонасыщенности, в связи со снижением Рпл пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление – газовую шапку. которая называется вторичной. Опыт разработки при РРГ показывает, что почти всегда РРГ сменяется газонапорным. В нашем случае рассмотрим разработку пласта когда всплывание пузырьков затруднено из=за слоистости пласта, т.е РРГ в чистом виде. При РРГ процесс разработки пласта можно изучать по поведению одной скважины, т.к. при равномерном размещении скважин и одинаковых параметрах пласта все скв. имеют одинаковые области дренирования. Расчет эксплуатации залежи при РРГ сводится к рассмотрению неустановив шегося процесса развития режима раство ренного г. в пределах области, окруж. отдельную скважину. Для определения технологических показателей разработки необходимо иметь экспериментальные данные о зависимости вязкости µ_н и _г, плотностей ρ_н и ρ_г, объемного коэф. β и количества растворенного в нефти газа S от давления Р. Изменение показателей разраб. дебита н., Р_к,( на контуре) Р_з,( на забое) и газового фактора можно определить по следующей методике.Связь между дебитом q_н и перепадом давлений в заданный момент времени определяется по формуле:

, q_н – дебит скважины в м³/сек;k - проницаемость пласта в м²;h - толщина пласта в м;r_к - радиус контура питания, м;r_с - радиус скважины, м;(H_к-Н_с) – разность обобщенной функции Христиановича, в Па при значениях давления на контуре питания Р_к и давления на забое скважины Р_с.Далее методика расчетов показателей разработки залежи основывается на теории установившейся фильтрации газированной жидкости Христиановича, который ввел обобщен. функцию Н, определяемую как.

, - есть ф-я насыщен. Н. пор. Простр-ва. Кот. опр. как отнош. фазовой проницаемости для нефти к проницаемости пласта, _н – вязкость нефти, зависящая от давления, в Па·с. в - объемный коэффициент, зависящий от давления. Интеграл выч. приближенным методом, либо испо. различные приближенные формулы. Кроме того, используются специальные таблицы относительных проницаемостей для нефти и газа. Зная данные о вязкости нефти и растворимости газа в нефти, строится зависимость Н от Н(Р). Затем определяют дебит скважины, задаваясь значениями забойного давления.

Разработка месторождений при режиме РРГ ведет к существенному росту газовых факторов и к снижению нефтеотдачи, поэтому разработку ведут с применением ППД.

РАЗРАБ. Н. М-Й С ПРИМ. ЗАВОД-Я Завод-е н. м-й прим. с целью вытеснения н. в. из пластов и ппд на заданном уровне.

Широкое распространение завод-я н. м-й во всем мире обусловлено:доступностью и невысокой стоимостью закачиваемой в пласт в.;относительной простотой техноло гии нагнет. в.;простотой технологического обслуж-я;относительно высокой эффектив ностью выт. Н. в.При разработке н. м-й с прим. Завод-я из доб.скв. вначале получают практически чистую н., т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт в., начинают вместе с н. добывать в. Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследо ваний. и зависит от следующих основных факторов:1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород — коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, — глинистости пород, распределения пор по размерам, значений абсолютных и относительных прониц аемостей, трещиноватости пород 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 микрострук турой;5) скорости вытеснения нефти водой.Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит главным образом от следующих факторов.1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабаты ваемого нефтяного пласта в целом (макро неоднородности пласта). То есть наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклини вания пропластков), и т. д.2. Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстоя ний между добывающими, а также между добывающими и нагнет. скв., отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.3. Давления на забоях нагнет. и доб. скв., применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.4. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, методов одновременно-раздель ной эксплуатации).5. Применения методов управления процессом разработки м-я путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, циклического заводнения и др.).