1  Площади, не охваченные процессом

Очаговое заводнение применяют очень широко это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствованию систем разработки с заводнением.

• 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.

Темп отбора нефти от НИЗ и текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) определяются как отношение годовой добычи нефти соответственно к НИЗ и ТИЗ, обычно выражается в процентах или в долях единицы:

, (6.5)

Текущие извлекаемые запасы на конец года вычисляются путем вычитания накопленной добычи нефти к этому времени от НИЗ:

_, (6.6)

Темп отбора нефти от НИЗ в начальный период разработки возрастает, затем, достигнув своего максимального значения, постепенно снижается. Характер графика изменения темпа отбора нефти от НИЗ подобен кривой изменения годовой добычи нефти из залежи. Характер изменения кривой темпа отбора от ТИЗ несколько другой (рис.6.8.)

Рис.6.8. Прогнозные показатели разработки