15. Сущность упруговодонапорного режима.
В
процессе эксплуатации скважины (в
основном за счет упругого запаса) при
увеличении отборов воронка депрессии
может уйти за пределы контуров
нефтеносности и в работу включится
водонапорная система – начнет проявляться
упругий водонапорный режим.
Основным признаком упруго-водонапорного режима является значительное падение давления в начальный период эксплуатации. В дальнейшем при постоянном отборе жидкости темп падения давления замедляется. Это объясняется тем, что зона понижения давления со временем охватывает все большие площади пласта, и для обеспечения одного и того же притока жидкости за счет упругого расширения пласта и жидкостей достаточно падения давления на меньшую величину, чем в начальный период.
Дебиты скважин при поддержании постоянного давления на забое уменьшаются, причем вначале довольно интенсивно. Затем кривая изменения дебита становится более пологой.
Схематически зависимость суммарного отбора от среднего пластового давления в залежи с упруго-водонапорным режимом можно представить в виде графиков (рис. 27).
Газовый фактор, как и при водонапорном режиме, обычно остается постоянным до тех пор, пока давление не станет ниже давления насыщения. Упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей проявляются в том, что всякое изменение давления в любой точке пласта передается по пласту не мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта скорость передачи давления в пласте определяется пьезопроводностью, которая зависит от физических свойств жидкости и пласта и характеризуется коэффициентом пьезопроводности:
æ=k/ (μ β*)
16. Что такое гнк и внк?
Н а нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная. Эти участки пласта условно отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливают и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним (см. рис.). Внешний контур проводится по кровле нефтеносного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной зоной.
17. Как определить текущий КИН? Под текущим коэффициентом извлечения нефти понимают отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи η от времени t. Если tк — момент окончания разработки пласта, то η к — конечная нефтеотдача.
Текущую
нефтеотдачу
З Т
На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Qвз/Vn. Коэффициент текущей нефтеотдачи η равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η 1 на коэффициент η 2 охвата пласта процессом вытеснения. Коэффициентом вытеснения нефти водой η 1 при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η 2 называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.
Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от пласта 1 — текущая нефтеотдача η, 2 — текущая обводненность v
|
при разработке заводняемых месторождений
выражают обычно в виде зависимости
η
от
ΣQв/Vп
или
η
от ΣQвз/Vn
(Vn — поровый
объем пласта;Qор
— геологические запасы нефти,
Qвз
-вода
закаченная в пласт
). Извлекаемые запасы нефти в пласте
или в месторождении в целом N
определяют,
естественно, следующей формулой:
ависимость
текущей нефтеотдачи от отношения
ΣQвз/Vn
т
в
том случае, когда заводнение применяют
с начала разработки месторождения,
имеет вид, показанный на рис. 70.
екущая
обводненность v продукции, добываемой
из пласта или месторождения, составит