Материал: Разработка нефтяных месторождений.

ц и е н т о м о х в а т а пласта воздействием т^г называется от­ ношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологиче­

ским запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему завод­

ствие того, что он прерывается из-за литологического выкли­ нивания в области между нагнетательной галереей (х=0) и добывающей галереей (х=1), не разрабатывается — в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен про­ изведению не только двух, но и трех и большего числа коэф­ фициентов. Если, согласно рис. 71, в некоторый момент време­ ни закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстоя­ ние /2, в пласт 3 — на расстояние /3, а в пласт 4 — на расстоя­ ние /4, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить Go2, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 — Go3 и Go4. Суммарные первоначальные запасы G3aB в заводненной области пласта определяют по формуле

тде г) п — коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта: r|i2 — коэффициент заводнения.

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произ­ ведению коэффициента вытеснения TJI на коэффициент охвата 1^2, зависимость их от QB3/V„ показана на рис. 72, откуда вид­ но, что т|1 возрастает с увеличением QB3/Vn, а т|2 остается по­ стоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

128

при неизменных системе и технологии разработки пластов бу­ дут иметь вид, показанный на рис. 73. Коэффициент вытесне­ ния нефти водой из заводненной области Tin (кривая 1) в ка­ ком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добываю­ щей галерее будет близким к постоянному. В остальных про­ пластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным и только в водный период он не­ сколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» неф­ ти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в началь­ ный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводне­ ния г|12 (кривая 2 на рис. 73) в соответствии с его определе­ нием будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличи­ вается. Коэффициент охвата г)2 (кривая 3) остается постоян­ ным при неизменной системе и технологии разработки место­ рождения. Коэффициенты т|1 и Tin в общем случае, т. е. не только при разработке месторождения с применением заводне­ ния, определяют по физико-геологическим свойствам и строе­ нию пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре пласта, а также механизму извлечения из него нефти. Коэффи­ циент вытеснения часто определяют на основе данных лабора­ торных экспериментов вытеснения нефтей из естественных об­ разцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Тео­ ретические и экспериментальные данные показывают, что коэф­

ров, — глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемо­ стей, параметров микротрещиноватости пород, т. е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т. д.;

2)отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняю­ щей нефть;

3)структурно-механических (неньютоновских) свойств неф­

ти и их зависимостей от температурного режима пластов; 4) смачиваемости пород водой и характера проявления ка­

пиллярных сил в породах-коллекторах с различной микро­ структурой;

5) скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит главным образом от следующих факторов.

К Физических свойств и геологической неоднородности раз­ рабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднород­ ности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплаваю­ щих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непро­ ницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического вы­ клинивания пропластков), существования дизъюнктивных раз­ рывов и т. д.

2.Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добываю­ щими, а также между добывающими и нагнетательными сква­ жинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

3.Давления на забоях нагнетательных и добывающих сква­ жин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

4.Применения способов и технических средств эксплуата­ ции скважин (механизированных способов добычи, обеспечи­ вающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов од­ новременно-раздельной эксплуатации).

5.Применения методов управления процессом разработка месторождения путем частичного изменения системы разработ­ ки (очагового н избирательного заводнения) или без измене­ ния системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

Вцелом можно отметить, что коэффициент вытеснения за­ висит от физических свойств пласта, его микронеоднородности

ихарактеристик процесса вытеснения нефти из пористой сре­ ды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводне­ нии, как и при других методах разработки, определяется сте­ пенью макронеоднородностн месторождения, системой разра­ ботки и условиями эксплуатации скважин.

Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного' месторождения при его заводнении, необходимо, томимо моде-

rn

после начала этого периода из образца добывается незначи­ тельное количество нефти (рис. 74, кривая 1), в других в этот период из образцов извлекаются значительные объемы нефти, сравнимые с объемами нефти, извлекаемыми в безводный пери­ од (кривая 2).

Такое несходство между кривыми вытеснения нефти водой из образцов пород в водный период объясняется различием микроструктуры пористых сред, характером проявления в них капиллярных сил, различием вязкостей вытесняемой и вытес­ няющей жидкостей и др. Исследования фазовых и относитель­ ных проницаемостей пористых сред при вытеснении из них нефти водой показывают, что для многих пластов характерно возникновение в порах раздробленных, дисперсированных мелких глобул нефти, неизвлекаемой из пористой среды даже во время прокачки через нее при одних и тех же перепадах давления неограниченного количества воды, т. е. при так назы­ ваемой бесконечной промывке. Таким образом, в этих пластах остаточная нефть находится в виде неподвижных глобул, за­ ключенных в тупиковых зонах, в поровых ловушках, т. е. в местах пористых сред, где путь движению нефти преграж­ дается плотными скоплениями зерен пород. Раздроблению нефти в процессе вытеснения ее из пористых сред, возникнове­ нию неподвижных глобул способствуют также различие вяз­ костей нефти и воды и наличие неньютоновских свойств у нефти. Дисперсирование нефти в пористых средах происходит недалеко от фронта вытеснения, позади него, где находятся одновременно нефть и вода, так что за водный период из об­ разцов рассматриваемых пористых сред добывают небольшое количество нефти. Процесс вытеснения нефти водой из этих сред как раз и описывается кривой 1 (см. рис. 74). Если в по­ ристой среде содержится сравнительно небольшое число тупи­ ковых зон в единице объема, то нефть, будучи даже раздроб­