Содержание.

1.Введение……………………………………………………………………3

2.Цели и задачи……………………………………………………………...4

3. Теоретическая часть……………………………………….……..……....5

3.1. Теоретические основы управляемого воздействия на пласт в целом или на призабойную зону скважины…..........................................................9

3.2. Коэффициент нефтеотдачи пласта………..………….………………..13

3.3.Влияние свойств продукции пласта на эффективность замещения

нефти водой …….……………………………………………………………....20

3.4.Классификация методов искусственного воздействия на пласт и призабойную зону скважины..............................................................................23

3.5.Основные положения регулирования поддержании пластового давления …………………………………………………………………….….25

3.6.Виды поддержания пластового давления путем заводнения…………29

3.6.1.Законтурное заводнение…..……………………………………...…...29

3.6.2. Приконтурное заводнение…………………………………………..33

3.6.3. Внутриконтурное заводнение………………….………………..…35

4.Расчетная часть…………………………………………………………...38

5. Вывод……………………………………………………………..….…..43

6.Список литературы …………………………………………………..……44

1. Введение.

По мере извлечения углеводородов из залежи естественная энергия, под действием которой флюид течет в добывающие скважины, уменьшается. При этом уменьшаются и дебиты добывающих скважин.

Темп снижения энергии в залежи зависит не только от режима дренирования, но и от извлекаемых запасов нефти и темпов их отбора. В свою очередь, количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д.

Если использовать только естественные энергетические источники, то возможно, во-первых, получить невысокие коэффициенты нефтеотдачи или, во-вторых, в значительной степени растянуть сроки разработки месторождения.

Именно поэтому в настоящее время широко применяются методы искусственного воздействия на залежи углеводородов (методы управления процессом выработки запасов). Принципиально эти методы делятся на методы, реализация которых приводит к искусственному воздействию на залежь в целом (интегральное воздействие), и на методы, реализация которых приводит к воздействию только на призабойную зону каждой конкретной скважины (локальное воздействие).

Остановимся на рассмотрении параметров, управление которыми позволяет реализовать как интегральное, так локальное воздействия.

2. Цели и задачи.

В данной курсовой работе рассматривается влияние скорости воды на нефтеотдачу пласта, влияние свойств продукции пласта на эффективность замещения нефти водой, связь между свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Привести примеры расчётов показывающие влияние воды на нефтеотдачу пласта.

3.Теоритическая часть.

3.Влияние скорости воды на нефтеотдачу пласта

В результате большого числа исследований, можно сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиен­тов давления). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород >l-2 мкм² и т. д.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу. Аналогичный результат получен исследо­вателями, опыты которых проводились в условиях активного про­явления капиллярных сил (например, при вытеснении неполяр­ных углеводородных жидкостей с малой вязкостью хорошо сма­чивающей породу водой). В таком случае процессы пропитки водой пород пласта протекают приблизительно одинаково при различных (в пределах, встречающихся на практике) скоростях вытеснения, и поэтому нефтеотдача модели пласта не изменяется от скорости вытеснения полярной жидкости водой.

В моделях пластовых систем, в которых капиллярные процессы впитывания и перераспределения жидкостей в порах пласта и перетоков из одного пропластка в другой под влиянием капиллярных сил способствуют повышению эффективности нефти вытеснения водой, нефтеотдача с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта уменьшается в связи с соответствующим сокращением благоприятного проявления капил­лярных сил. Такой вывод получен в опытах с моделями трещино­ватых коллекторов и слоистых пластов, сложенных однородными пропластками различной проницаемости.

Для моделей неоднородных пористых сред, строение которых характеризуется случайным изменением физических свойств по вертикали и по плоскости напластования, в зависимости от начальных физико-химических характеристик пластовой системы возникают различные по виду зависимости нефтеотдачи неодно­родной среды от скорости вытеснения.

Например, при вытеснении нефти собственной пластовой водой, обладающей нейтраль­ной смачиваемостью, оказалось, что нефтеотдача слабо зависит от скорости вытеснения.

Из модели неоднородной пористой среды нефть лучше вытесняется с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта, если замедление процесса сопровожда­ется активизацией капиллярных сил. Такие условия возникают при использовании щелочных, пресных вод при контакте их в пористой среде с малополярными нефтями (типа татарских и башкирских нефтей)

Возможность получения различных видов зависимости нефтеотдачи от скорости водонефтяного контакта в условиях реаль­ных коллекторов подтверждается промысловой практикой. На­пример, анализ результатов эксплуатации уже выработанных месторождений Самарской Луки, проведенный Б. Ф. Сазоновым, В. И. Колгановым и А. Л. Калашниковым, показал отсутствие влияния на нефтеотдачу темпа отбора жидкости (при изменении скорости вытеснения от 2 до 20 м/год). Нефть из этих залежей вытеснялась из пород высокой проницаемости высокоминерализованной водой с нейтральными смачивающими свойствами, т. е. процесс ее вытеснения протекал в этих залежах при слабой ак­тивности капиллярных сил.

Однако следует учитывать, что упомянутый вывод получен в условиях залежей с относительно однородным строением пород при значительной их проницаемости (0,5—1 мкм²). На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от депрессии давления (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, известны факты включения в работу в ряде случаев дополни­тельных пропластков с увеличением депрессии, которые раньше (при меньших перепадах давления) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, ох­ватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отда­вавших нефть.

По результатам наблюдений многих исследователей, повы­шение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

По мере извлечения углеводородов из залежи естественная энергия, под действием которой флюид течет в добывающие скважины, уменьшается. При этом уменьшаются и дебиты добывающих скважин.

Темп снижения энергии в залежи зависит не только от режима дренирования, но и от извлекаемых запасов нефти и темпов их отбора. В свою очередь, количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д.

Если использовать только естественные энергетические источники, то возможно, во-первых, получить невысокие коэффициенты нефтеотдачи или, во-вторых, в значительной степени растянуть сроки разработки месторождения.

Именно поэтому в настоящее время широко применяются методы искусственного воздействия на залежи углеводородов (методы управления процессом выработки запасов). Принципиально эти методы делятся на методы, реализация которых приводит к искусственному воздействию на залежь в целом (интегральное воздействие), и на методы, реализация которых приводит к воздействию только на призабойную зону каждой конкретной скважины (локальное воздействие).