На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 27.08.2012. Сдан: 2012. Страниц: 21. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


ФЕДЕРАЛЬНОЕ  АГЕНСТВО  ПО  ОБРАЗОВАНИЮ
Министерства  образования и науки Российской Федерации
ГОУВПО  « Пермский государственный университет» 
 
 
 
 

                Кафедра физические процессы горного и нефтегазового  производства 
                 
                 
                 
                 
                 
                 

Курсовая  работа
Увеличение  нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки 
 
 
 
 
 
 
 
 

Зав. Кафедрой д. г. –  м. н., профессор
Н. П. Алыменко
Руководитель к. т. н., доцент
И. В. Геник
Студент (III курса) Гр. ПНП-06
В.А. Головнин
 
 
 
 
 
 
Пермь 2009 

СОДЕРЖАНИЕ 
 

       
 

ВВЕДЕНИЕ 

       Эффективность извлечения нефти из нефтеностных пластов  современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, например, в странах Латинской Америки  и Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране 16-17%, в США, Канаде, Саудовской Аравии 33-37%, в странах СНГ и России – до 40% в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. Еще в более широком диапазоне (30 – 90%)  изменяются остаточные запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в зависимости от сложности строения и условий разработки.
       Современные геологические запасы нефти во всех  известных месторождениях мира достигают более 500 млрд.т., из них более 300 млрд.т. относятся к категории неизвлекаемых современными промышленно освоенными методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти 10-15% в среднем, или 30-40 млрд.т., возможно даже изучаемыми в нестоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому остаточные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях представляют собой большой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи  пластов.
       Исследование  в области увеличения нефтеотдачи  пластов устремлены на уменьшение остаточных запасов нефти, на извлечение экономически рентабельной их части, особенно в сложных горногеологических условиях (малопроницаемые, неоднородные, расчлененные, заводненные пласты, карбонатные коллекторы, нефтегазовые залежи и т.д.), которые освоенными методами разрабатываются неэффективно.
       Для нашей страны, больше других применяющей при разработке заводнение  нефтяных месторождений (до 72%), очень важное значение приобретает проблема извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность продукции выше 90%), огромны. Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на этой стадии – задача номер один для нефтедобывающей отрасли. Однако это наиболее трудная категория остаточных запасов, особенно на месторождениях с высокой эффективностью заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превышает 60%, нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому рабочему агенту.
       Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить  путем правильной расстановки скважин  на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа.
       За  многолетнюю практику разработки месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из недр.
       Методы  повышения нефтеотдачи пластов  представляют собой усовершенствование обычных процессов разработки, а их теория – развитие и обобщение основных представлений теории двухфазной фильтрации. 

 

     ГЛАВА 1. ВИДЫ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

 
     Неоднородностью продуктивных пластов называется изменчивость литолого-фациального и минералогического состава, агрегативного состояния и физических свойств пород, слагающих продуктивный горизонт.
     Следует выделить два типа неоднородности продуктивного  пласта на основе использования геологического и физико-гидродинамического признаков:
     1) литолого-фациальная неоднородность продуктивного горизонта (пласта);
     2) неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам продуктивного пласта.
     Более детальное изучение литолого-фациальной неоднородности позволяет выделить следующие разновидности:
     -минералогическую неоднородность пород, слагающих продуктивный горизонт;
     -гранулометрическую (агрегативную) неоднородность;
     -неоднородность по толщине горизонта в целом;
     -неоднородность по толщине пластов, входящих в состав горизонта.
     Для более детального изучения неоднородности по коллекторским свойствам необходимо выделить следующие виды неоднородности пластов-коллекторов:
     -по проницаемости;
     -по пористости;
     -по распределению остаточной водонасыщенности; параметрическую
 неоднородность, или микронеоднородность.
     Использование в гидродинамических расчетах производных параметров, образующихся за счет одновременного учета геолого-физических свойств пласта, приводит к необходимости выделения дополнительных видов неоднородности: по проводимости пласта; по гидропроводности пласта; по коэффициенту продуктивности и т.д.
     В гидродинамических расчетах реальную залежь приходится заменять расчетной  схемой или моделью. В связи с  этим для обоих типов неоднородности следует выделить еще три очень важных вида неоднородности:
     1) послойную неоднородность горизонта (пласта), в том числе с наличием гидродинамической связи и ее отсутствием между отдельными пропластками;
     2) зональную (площадную) неоднородность горизонта (пласта);
     3) пространственную (объемную) неоднородность горизонта (пласта).
1.1 Литолого-фациальная неоднородность
     Под литолого-фациальной неоднородностью  понимают изменчивость литолого-фациального  состава продуктивного горизонта, изменчивость минералогического и гранулометрического состава пород, слагающих продуктивные пласты нефтяных залежей. Этот тип неоднородности можно охарактеризовать чередованием пород как по разрезу продуктивного горизонта, так и по площади залежи; изменением толщины этих пород; их выклиниванием; замещением одних пород другими; линзовидностью и т.д. Таким образом, литолого-фациальная неоднородность является следствием процессов седиментации пород, входящих в состав продуктивного горизонта.
     Представление о литолого-фациальной неоднородности можно получить при изучении и анализе различных геологических карт и профилей. Карты эффективной толщины пород, карты толщины продуктивного горизонта, карты развития и распространения (зональные карты) отдельных пластов дают наглядное представление о зональной литолого-фациальной неоднородности. По этим картам можно судить как о вариации толщин отдельных пластов, входящих в состав продуктивного горизонта, так и о вариации эффективной толщины и общей толщины продуктивного горизонта в целом.
     Геологические профили позволяют получить наглядное  представление о слоистой (послойной) литолого-фациальной неоднородности. На рис. 1.1 приведен геологический профиль Ромашкинского месторождения, по которому можно судить о сложности геологического разреза и ярко выраженной литолого-фациальной неоднородности реальных продуктивных отложений.
     Нередко для изучения и наглядного представления о пространственной литолого-фациальной неоднородности отдельных участков залежи строят так называемые блок-диаграммы, представляющие сочетание геологических профилей и карт распределения толщины пластов.
     Все реальные продуктивные пласты нефтяных месторождений являются неоднородными в литолого-фациальном отношении. Но степень этой неоднородности и ее характер могут быть различными. Поэтому для сравнительной количественной оценки литолого-фациальной неоднородности используют специальные коэффициенты. Наиболее широкое применение нашли три коэффициента: коэффициент песчанистости (для терригенных пород), коэффициент расчлененности и коэффициент связанности.

     Рис. 1.1. Геологический профильный разрез горизонта ДI Минибаевской площади  Ромашкинского месторождения:
     1 – песчаник; 2 – алевролиты; 3 –  глины, аргиллиты; 4 – известняки
1.2 Неоднородность пластов по проницаемости.
     Проницаемость является одной из важнейших гидродинамических  характеристик пористой среды. От величины коэффициента проницаемости зависит пропускная способность пористой среды. Поэтому добывные возможности скважины и пласта или его продуктивность также зависят от величины проницаемости. Вследствие этого проницаемость существенно влияет практически на все технологические показатели разработки. Нефтеотдача, как один из важнейших технологических показателей системы разработки, также определяется величиной проницаемости. К настоящему времени путем теоретических и лабораторных исследований, а также на основе обобщения большого практического опыта доказано, что чем больше среднее значение коэффициента проницаемости пласта, тем больше конечная нефтеотдача.
1.3 Слоистая проницаемостная  неоднородность пласта.
     Под послойной неоднородностью пласта по проницаемости следует понимать изменение усредненных по слоям  значений проницаемости в зависимости от толщины пласта.
     Косвенное представление об этой неоднородности пласта можно получить по результатам геофизических исследований проницаемости, а также по данным исследования скважин глубинными дебитомерами.
     Послойная неоднородность пласта по проницаемости, как и литолого-фациальная неоднородность, есть следствие закономерности процессов седиментации, которые происходили в соответствующие геологические эпохи.
1.4 Зональная неоднородность продуктивных пластов.
     Под зональной неоднородностью пласта по проницаемости по К.Я. Коробову следует понимать изменение по площади залежи усредненных по толщине слоя значений коэффициентов проницаемостей.
     На  практике изучение зональной неоднородности пласта по проницаемости и учет этого вида неоднородности осуществляется с помощью карт равной проницаемости, или просто карт проницаемости.
     Карта проницаемости является хорошим  пособием при изучении характера перемещения контура нефтеносности, при выявлении закономерности обводнения скважин и залежи и других вопросов, касающихся анализа влияния зональной неоднородности пласта на технологические показатели разработки и на конечную нефтеотдачу пластов.
1.5 Пространственная неоднородность продуктивных пластов.
     Под пространственной неоднородностью  пласта по проницаемости следует  понимать изменение физических свойств  пород в объеме продуктивного пласта.
     Технологические показатели разработки нефтяных залежей  и затраты на добычу нефти существенно  зависят от степени неоднородности продуктивных пластов. Коэффициент конечной нефтеотдачи является важнейшим технологическим показателем. Общепризнано, что чем больше проницаемость, тем больше нефтеотдача. В связи с этим для оценки конечной нефтеотдачи очень важно знать, как распределены значения проницаемости по объему песчаного пласта и, соответственно, какова доля объема мало-, средне- и высокопроницаемых песчаников. А это распределение долей песчаников различной проницаемости в общем объеме пласта зависит от степени и характера пространственной неоднородности пласта по проницаемости. Следовательно, изучение и учет этого вида неоднородности в расчетах по оценке конечной нефтеотдачи является важной практической задачей. Эта задача, очевидно, может быть решена только на основе применения методов теории вероятностей
1.6 Неравномерное распределение остаточной водонасыщенности пород-коллекторов как фактор неоднородности строения нефтяных залежей.
     Под остаточной водой понимается суммарная  влага: адсорбционная, или физически  связанная, начальной капиллярности  и углов пор.
     По  вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде  и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают неодинаковое мнение. Однако большинство из них приходят к выводу о существовании:
     -капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;
     -адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбционной воды значительно отличаются от свойств свободной);
     -пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;
     -свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхности раздела вода — нефть, вода — газ).
 

     

     ГЛАВА 2. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА СТЕПЕНИ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

 
     Неоднородность  пластов можно приближенно оценить  с помощью ряда показателей, отображающих особенности геологического строения залежи, физических свойств пород-коллекторов  и насыщающих их флюидов. В настоящее время отечественными и зарубежными исследователями предложены различные показатели, характеризующие степень геологической неоднородности и изменчивости параметров продуктивных пластов и строение нефтяных залежей. Причем существуют показатели, характеризующие не только макро-, но и микронеоднородность пластов.
     Показатели  макронеоднородности пластов по цели использования можно разделить  на две условные группы:
     -показатели, позволяющие проводить сравнительную оценку степени неоднородности и изменчивости параметров пластов;
     -показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных залежей.
     Условность  такого разделения состоит в том, что ряд показателей первой группы для определенных условий строения пластов применяется и при количественной оценке неоднородности пластов для учета их при проектировании разработки.
     К показателям первой группы, используемым для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности, относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном. Ниже приводится краткая характеристика названных показателей.
     Коэффициент относительной песчанистости Кп представляет собой отношение объема песчаников к общему объему пород, слагающих продуктивный горизонт. При этом объемы подсчитываются в пределах линии внешнего контура нефтеносности или линии законтурных водонагнетательных скважин.
     Коэффициент относительной песчанистости пород  можно приближенно рассчитать по формуле:
       
 

         (1.1) 
     
     

     где hi — эффективная толщина песчаников в i-й скважине; Hi — толщина горизонта в i-й скважине; N — количество скважин, пробуренных в пределах залежи.
     Чем больше число скважин, тем точнее результаты расчетов по формуле (1.1).
     Поделив числитель и знаменатель в (1.1) на число скважин N, формулу для расчета коэффициента песчанистости запишем в виде
     
           (1.2) 

     где h — средняя эффективная толщина  песчаников; Н — средняя толщина продуктивного горизонта.
     Если  Кп = 1 , то продуктивный горизонт представлен монолитным однородным пластом песчаников. Чем меньше коэффициент песчанистости, тем больше степень литолого-фациальной неоднородности. Однако по величине коэффициента песчанистости трудно судить о характере литолого-фациальной неоднородности. В связи с этим используются дополнительные коэффициенты.
     Коэффициент расчлененности представляет собой  отношение суммарного числа нефтенасыщенных пластов и пропластков, вскрытых в скважинах, к числу пробуренных скважин: 

       

     (1.3) 
 

     n — число нефтенасыщенных пластов  и пропластков, вскрытых i-й скважиной.
     Если  Кр = 1, то в составе продуктивного горизонта имеется один монолитный нефтенасыщенный пласт. Для того, чтобы выяснить, является ли этот пласт одновременно и горизонтом, или включен в горизонт в составе других пород, необходимо знать значение коэффициента песчанистости.
     Если  Кр = 1 и Кп = 1, то продуктивные горизонт сложен монолитным пластом песчаника. Если Кр = 1, а Кп < 1, то продуктивный горизонт представлен песчаником, хорошо выдержанным по площади, а в кровле и подошве горизонта имеются еще и непроницаемые породы (глины, аргиллиты, глинистые алевролиты и др.). Если Кр > 1, то это означает, что в разрезе пробуренных скважин песчаный пласт расчленен непроницаемыми породами.
     Под коэффициентом литологической связанности  или слияния Кс понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности. Этот коэффициент предлагается определять по формуле:
     
     (1.4) 
 

     где Sci — площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; S0 — общая площадь залежи; nmax — среднее максимальное количество песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе одного пласта.
     Несмотря  на серьезные критические замечания  в адрес указанных показателей, их используют довольно широко для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов.
     В последнее время все больше применяют коэффициент распространения К, который характеризует зональную неоднородность продуктивных пластов. Его определяют после проведения детальной корреляции разрезов скважин и выделения зональных интервалов (пластов), вычисляя отношение площади присутствия коллекторов данного зонального интервала к общей площади пласта в пределах контура нефтеносности.
     Вообще  этот коэффициент определяют для  пород-коллекторов в целом. Однако, как отмечается некоторыми авторами, целесообразно для пластов, в строении которых участвуют породы-коллекторы двух литологических разностей (например, песчаники и алевролиты на Ромашкинском месторождении), вычислять коэффициенты распределения для пород каждого вида, в данном примере — для песчаников Кsп и алевролитов Кsa.
     Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой толщины с непроницаемыми породами, предложено определять коэффициент выклинивания Кл, который показывает долю толщины выклинивающихся прослоев коллекторов hвыкл от эффективной толщины hэф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т.е
     
     (1.5) 

     При отсутствии выклинивания прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев Кл = 1.
     Для практических целей рекомендуется  применять коэффициент выдержанности Кв, представляющий собой долю непрерывной толщины пласта по площади. Он определяется по формуле:
     
     (1.6) 

     Исследования  ТатНИПИнефть показали, что прерывистость  пластов могут характеризовать следующие показатели:
      содержание коллектора и не коллектора ? в общей площади пласта;
      средние поперечные (по отношению к направлению потока) размеры коллектора и неколлектора ,
      частота выклинивания (или появления) пласта от скважины к скважине;
      доля участков коллектора (по площади), изолированных от воздействия нагнетания.
     При этом доля площади, занимаемой коллектором  и не коллектором, определяется пропорционально количеству скважин. Средний размер участков коллектора или не коллектора вычисляется по формуле:
     
     (1.7) 

     где li — средние размеры участков отдельных групп, взятых в направлении рядов, в км; pi — доля этих групп.
2.1.Количественная оценка реологических и фильтрационных характеристик пластовых нефтей.
     Реологические и фильтрационные характеристики пластовых нефтей зависят от их состава.
     Исследованию  состава и закономерностей изменения  физико-химических свойств нефтей и  попутных газов посвящены труды  многих исследователей. Состав и свойства нефтей изучались в связи с оценкой закономерностей размещения запасов нефти по стратиграфическим горизонтам и площади, в целях оценки путей переработки нефти и использования ее в народном хозяйстве.
     Как было показано выше, реологические  свойства нефтей зависят от состава  нефтей, содержания смол, асфальтенов, парафинов, азота, метана, этана и некоторых других компонентов. Тем не менее, в настоящее время методы проектирования и анализа разработки залежей не позволяют учесть особенности реологических свойств, вызванных составом нефтей. В задачах разработки учитываются лишь некоторые обобщающие свойства нефтей и газов, такие как вязкость, плотность, содержание растворенного и свободного газа. Это дает удовлетворительные результаты при расчете показателей разработки месторождений легких малосмолистых нефтей.
     Однако некоторые нефти в пластовых условиях проявляют структурно-механические свойства, и в связи с этим такая важная характеристика, как вязкость, остается неопределенной.
     Таким образом, при проектировании и анализе  разработки месторождений аномальных нефтей необходимо учитывать особенности проявления структурно-механических свойств. Очевидно, это возможно лишь при наличии данных об основных реологических характеристиках таких нефтей, полученных экспериментальным путем. Для решения этих задач необходимо иметь обоснованную систему реологических характеристик, позволяющую наиболее полно учесть особенности фильтрации нефти в пласте.
     В лабораторных условиях при фильтрации аномальной нефти в капилляре необходимо обязательно определять следующие параметры:
     -предельное динамическое напряжение сдвига ?;
     -напряжение сдвига предельного разрушения структуры ?m;
     -наибольшую вязкость нефти практически неразрушенной структуры ?о;
     -наименьшую вязкость нефти предельно разрушенной структуры ?m.
     Для описания процессов фильтрации необходимо определять следующие реологические характеристики аномальных нефтей:
     -градиент динамического давления сдвига Н;
     -градиент давления предельного разрушения структуры Нm;
     -коэффициент подвижности нефти практически неразрушенной структуры (k / ?)0;
     -коэффициент подвижности нефти предельно разрушенной структуры - (k/ ?)m.
     Определение перечисленных характеристик аномальных нефтей позволяет рассчитать возможные зоны проявления структурно-механических свойств при разработке нефтяных месторождений.
 

     ГЛАВА 3. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ПРОЦЕССЫ РАЗРАБОТКИ

3.1 Влияние неоднородности продуктивных пластов по физическим свойствам на обводнение скважин.
       Обычно  реальные продуктивные пласты состоят  из отдельных слоев с различной проницаемостью. Проницаемость пласта меняется и по площади месторождения. Причем размеры участков, имеющих различие в проницаемостях, соизмеримы с расстояниями между скважинами. Макронеоднородность пласта приводит к неравномерному вытеснению нефти водой как по разрезу продуктивного пласта, так и по площади. Вода прорывается в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам, по малопроницаемым пропласткам продолжается процесс вытеснения нефти водой. В продукции скважин появляется вода, содержание которой увеличивается по мере подхода воды по малопроницаемым пропласткам и, наконец, достигает уровня, когда скважину эксплуатировать дальше экономически не выгодно. В этот момент эксплуатация скважины прекращается, хотя и не по всем пропласткам нефть еще вытеснена.
       Схема вытеснения нефти водой из пласта, состоящего из четырех слоев с различной проницаемостью, приводится на рис. 3.1.
       По  третьему пропластку с проницаемостью k3 в добывающую скважину поступает вода, по другим пропласткам вытеснение нефти продолжается. Пусть толщины пропластков равны 1.
       Подсчитаем  объемы нефти qн и воды qв, которые притекают в скважину в рассматриваемый момент времени:
       
       Рис. 3.1. Вытеснение нефти водой из послойно неоднородного пласта: Н и Д – соответственно водонагнетательная и добывающая галереи; L0 – длина пласта 

       
       (3.1) 

       
       (3.2) 
 

       где ?p - перепад давления между добывающей и нагнетательной галереями; ?н и ?в - вязкости нефти и воды; k 1, k2, k3 и k4 - абсолютная проницаемость пропластков; k3? - фазовая проницаемость заводненного пропластка по воде; В – ширина залежи.
       Объемное содержание воды в продукции скважины
         

       (3.3) 
 

       Коэффициент охвата пласта заводнением ?0, представляющий отношение промытого объема ко всему объему пласта, для третьего пропластка равен единице. Другие слои промыты лишь частично. Длина промытой части каждого пропластка пропорциональна его проницаемости. К моменту прорыва воды по пропластку с проницаемостью k3 коэффициент охвата
       
       (3.4) 
 

       Из  приведенных формул видно, что значения nв и ?0 зависят от интервалов изменения проницаемости пропластков и соотношения вязкости нефти и воды.
       Изучение  большого количества фактических данных по различным месторождениям показывает, что интервалы изменения абсолютных значений проницаемости весьма широки. Но в формулы (3.3) и (3.4) входят не абсолютные величины проницаемости, а их отношения. Оказалось, что интервалы изменения относительных проницаемостей примерно одинаковы для различных месторождений. Следовательно, месторождения будут различаться по темпам обводнения в зависимости от соотношения вязкостей и отношения коэффициентов проницаемости прослоев.

3.1.1. Опережающее обводнение  пластов «снизу  вверх».

 
       В реальных условиях в послойно-неоднородных пластах без радикального выравнивания фронта вытеснения наиболее благоприятным является опережающее обводнение пластов «снизу вверх». Приемистость нагнетательных скважин и дебит жидкости добывающих скважин при прочих равных условиях пропорциональны приемистости и толщине пластов коллекторов. На рис. 3.2 приемистость пластов а, б, в (kпр1 ?kпр3) возрастает снизу вверх. Толщина пластов увеличивается в такой же последовательности. В условиях одновременной закачки воды в нагнетательную скважину А, естественно, происходит опережающее заводнение пласта в относительно пласта 

       
Рис. 3.2. Опережающее заводнение пластов «снизу вверх» и «сверху вниз» по: 1 - нефтеносная часть пласта; 2 - водоносная часть пласта; 3 – интервал перфорации; 4 - соответственно нагнетательные и добывающие скважины.
       б и пласта б относительно пласта а. Такая картина наблюдается на многих площадях многопластового Ромашкинского месторождения.
       Общая характеристика коллекторских свойств  пластов ухудшается на этих площадях снизу вверх с незначительными отклонениями на отдельных участках. Отклонение от этой закономерности наиболее отчетливо проявляется главным образом на Восточно-Сулеевской площади, где коллекторские свойства пластов ухудшаются сверху вниз. Вследствие такой закономерности строения коллекторов, как правило, более высокие отборы жидкости осуществляются именно по нижним пластам, т.е. происходит опережающая их выработка.
       Условия эксплуатации многопластовой залежи с неоднородными коллекторами единой сеткой скважин с общим фильтром создают очень сложные задачи по регулированию темпов отбора жидкости. Равномерная выработка запасов нефти из послойно-неоднородных пластов в данном случае практически невозможна.
       Вследствие  неоднородности физических характеристик пластов отбор нефти по ним производится весьма неравномерно. Возможны следующие способы обеспечения равномерной выработки пластов:
       -ограничение отборов нефти по пластам с лучшими коллекторскими свойствами до незначительного уровня, свойственного обычно низкопроницаемым прослоям;
       -создание на линиях нагнетания в низкопроницаемых пластах повышенного давления нагнетания путем раздельной закачки воды.
       Для улучшения равномерности выработки нефти из послойно-неоднородных пластов необходимо увеличивать давление нагнетания воды, внедрять методы совместнораздельной закачки воды и отбора нефти. Особенно актуально решение этой задачи на поздней стадии разработки, когда высокопроницаемые пласты промыты и обводнены.

3.1.2.Опережающее обводнение послойно-неоднородных пластов «сверху вниз».

       Если  толщина пластов и проницаемость коллекторов понижается сверху вниз, то при прочих равных условиях происходит опережающее обводнение вышележащих пластов относительно нижележащих. Такой порядок изменения динамики обводнения послойно-неоднородных пластов чрезвычайно нежелателен.
       Вследствие  опережающего обводнения верхних пластов достаточно полная выработка нижележащих прослоев будет весьма затруднена из-за отсутствия высокоэффективных методов изоляции пластовых вод.

3.1.3.Опережающее обводнение средних (промежуточных) пластов.

       Неудобным для регулирования является также  опережающее обводнение средних пластов объекта разработки. Подобный характер заводнения послойно-неоднородных пластов обнаруживается при разработке большинства многопластовых месторождений. Примеров достаточно много. Так, в 1962 г. в скв. 1705 Миннибаевской площади Ромашкинского месторож дения при полном отсутствии движения ВНК по нижним пластам произошло обводнение пласта в. Такой вид заводнения обнаружился на обширной площади юго-западного участка Миннибаево-Альметьевского нагнетательного ряда. Опережающее обводнение отмечено также в некоторых скважинах Лениногорско-Южно-Ромашкинского нагнетательного ряда.

3.1.4.Очаговое обводнение нефтяных залежей за счет межпластовых перетоков через «литологические окна».

 
       Перетоки  жидкости из одного пласта в другой происходят в связи с наличием гидродинамической связи между продуктивными пластами. На наличие такой связи может указывать ряд признаков, например, общая отметка водонефтяного контакта, близкие составы и свойства нефтей и растворенного газа, отсутствие газовой шапки в нижележащей залежи и др. Прямым признаком гидродинамической связи между залежами является литологическое слияние пластов-коллекторов, обнаруживаемое по данным промысловой геофизики. В этих случаях создание различного перепада давления ?р между пластами приводит к перетоку жидкости из одного пласта в другой. В зависимости от соотношения давления перетоки жидкости могут происходить из нижних пластов в верхние, или наоборот. Наличие межпластовых перетоков жидкости осложняет контроль за разработкой залежей.
       Не  всегда можно уверенно установить взаимосвязь  между залежами многопластового объекта разработки.
       Однако  имеется ряд методов, позволяющих при определенных условиях выяснить наличие или отсутствие перетоков. Прежде всего, это метод контроля за изменением пластового давления в залежах и баланса отбора жидкости. Второй способ - контроль за перемещением жидкости из одного пласта в другой методом фотоколориметрии
       Пример  образования естественного очага  заводнения в пласте б показан на рис. 3.3, заимствованном из работы С.А. Султанова. Как видно из рисунка, в нагнетательных скв. А и Б пласт б, имеющий литологическую связь с водонефтяным пластом в, сложен маломощными коллекторами.
       
       Рис. 3.3. Обводнение залежи нефти из-за перетоков воды через «литологическое окно».
       Условные  обозначения см. рис. 3.2.
       Влияние закачки слабое и отбор по нагнетательным скважинам приводит к образованию значительных депрессий давления. В пласт в закачивается большой объем жидкости и, поскольку он содержит подошвенную воду, отбор жидкости незначительный. Давление в пласте повышается. Все это приводит к созданию значительного перепада давления между пластами в и б и перетоку жидкости через литологическое «окно» из пласта в в пласт б. В начальный период перетекает нефть, а затем пластовая и закачиваемая вода, которая создает искусственный очаг заводнения. Следует отметить, что если эти перетоки регулируемые, то они могут в определенных условиях играть положительную роль.

3.1.5.Вытеснение нефти из продуктивного пласта закачиваемой вдой в водоносные зоны(пласты) объекта разработки.

       Вытеснение  нефти из продуктивного пласта через литологическое «окно» закачиваемой водой в водоносные пласты преимущественно проявляется в условиях внутриконтурного заводнения. Встречаются следующие виды:
       1) нефть из вышележащего пласта вытесняется в нижележащий водоносный пласт;
       2) нефть из пласта вытесняется  за пределы внешнего контура нефтеносности.
       Перетоки  нефти из нефтеносного пласта в водоносный происходят по зонам литологического слияния, вследствие образования между ними перепада давления, при превышении объемов закачки воды над отбором жидкости из продуктивного пласта.
       Вытеснение  нефти в законтурную водоносную область происходит в тех случаях, когда внутриконтурное заводнение не сочетается с законтурным. Во многих случаях в целях экономии количества водонагнетательных скважин на объектах, разрабатываемых внутриконтурным заводнением, отток жидкости в законтурную область предотвращается отбором жидкости по добывающим скважинам, размещенным на краевых участках залежи. Однако нередко наблюдается вытеснение нефти в водоносную часть залежи.

3.1.6.Вытеснение  нефти с применением  внутрипластового  горения.

       Метод основан на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в реакции с кислородом, сопровождающиеся выделением больших количеств тепла. Генерирование тепла непосредственно в пласте является основной отличительной особенностью методов повышения нефтеотдачи с применением внутреннего горения, позволяющей устранить технические проблемы и потери тепла, которые возникают при генерировании его на поверхности и доставке к пласту путем нагнетания в него теплоносителей.
       Вызов горения осуществляется у скважины-зажигательницы. Эта важная операция заключается  в нагнетании в скважине окислителя (обычно воздуха) при одновременном  разогреве призабойной зоны пласта с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п. Вследствие этого ускоряются экзотермические реакции окисления нефти, которые в конечном итоге приводят к созданию процесса горения в призабойной зоне пласта. В некоторых случаях происходит самопроизвольное воспламенение нефти без подвода дополнительного топлива.
       После инициирования горения непрерывное  нагнетание воздуха обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и перемещение зоны горения по пласту. Ввиду малости размеров зоны горения по сравнению с расстояниями между скважинами ее также называют фронтом горения. Когда воздух для поддержания горения подается в скважину-зажигательницу, то фронт горения перемещается в направлении от нагнетательной скважины к добывающей, т.е. в направлении движения нагнетаемого воздуха. Такой процесс горения называется прямоточным в отличии от противоточного, когда фронт горения движется в направлении от добывающей (скважины-зажигательницы) к нагнетательной, т.е. против движения нагнетаемого воздуха. Противоточное горение пока не получило заметного применения, и поэтому в дальнейшие сведения относятся только к прямоточному горению.
       При перемещении фронта горения в  качестве топлива расходуется часть  нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и др. сложных физико-химических процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти, так называемый кокс. При различных геолого-промысловых условиях концентрация кокса может составлять 10-40 кг на 1 м3 пласта. Этот важный параметр процесса горения рекомендуется определять экспериментальным путем в лабораторных условиях.
       При увеличении плотности и вязкости нефти концентрация кокса увеличивается, а с увеличением проницаемости породы - уменьшается. Считается, что при сгорании кокса выделяется тепло в количестве 29-42 МДж/кг. Также установлено, что в случае поддержания внутрипластового горения путем нагнетания в пласт только газообразного окислителя (воздуха), потеря тепла с нагретой в результате горения породы происходит медленнее вследствие низкой теплоемкости потока воздуха, чем при нагревании породы перемещающимся фронтом горения. В результате при сухом внутрипластовом горении (так называется процесс, когда для поддержания горения закачивается только воздух) основная доля генерируемого в пласте тепла (? 80 % и более) остается в области позади фронта горения и постепенно рассеивается в окружающие пласт породы. Это тепло оказывает определенное положительное влияние на процесс вытеснения из не охваченных горением смежных частей пласта. Переброска тепла в область впереди фронта горения приведет к приближению генерируемого в пласте тепла к зонам, где происходит вытеснение нефти из пласта. Такой перенос тепла связан с ускорением теплопереноса в пласте вследствие добавления воды к нагнетаемому воздуху. В этой связи проводится интенсивная работа по созданию методов, сочетающих внутрипластовое горение и заводнение, главная отличительная особенность которых заключается в ускорении теплопереноса и переброске тепла в область впереди фронта горения.
       В мировой практике все большее  признание получает метод влажного горения. Сущность влажного горения  заключается в том, что закачиваемая наряду с воздухом в определенных количествах вода, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды (рис. 3.4). Процесс внутрипластового парогенерирования - одна из важнейших отличительных особенностей процесса влажного горения, определяющая механизм вытеснения нефти из пластов.
       Значения соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха укладываются в пределы 1-5 м3 воды на 1000 м3 воздуха (при нормальных условиях), т.е. водовоздушный фактор должен составлять (15)*10-3 м33. Конкретные значения водовоздушного фактора определяются многими геолого-промысловыми условиями осуществления процесса. Однако с увеличением плотности и вязкости нефти (точнее с увеличением концентрации кокса) величины необходимого водовоздушного фактора уменьшаются. Если значения водовоздушного фактора меньше указанных, то переброска тепла в область впереди фронта горения уменьшается. При закачке воды в большем количестве метод влажного горения переходит в другие модификации комбинированного воздействия на пласт горением и заводнением. Важно подчеркнуть, что повышенные значения водовоздушного фактора не приводят к прекращению окислительных экзотермических процессов в пласте даже в случае прекращения существования высокотемпературной зоны горения. В тоже время заниженные значения его обусловливают снижение эффективности теплового воздействия на пласт и процесса извлечения нефти. Поэтому процесс влажного горения целесообразно вести с максимально возможными значениями водовоздушного фактора.
       Температурная обстановка в пласте при влажном  горении схематично изображена на рис.3.4.
       
       Рис. 3.4 Схема процесса влажного горения
       Условные  обозначения: а - воздух; б - вода; в - смесь  пара и воздуха; г - нефть; д - смесь  пара и газов горения; е - газы горения .
       Зоны: 1 - фильтрации закачиваемой воды и воздуха; 2,4 - перегретого пара; 5 - насыщенного пара; 6 - вытеснение нефти горячей водой; 7 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 8 - фильтрация нефти при начальных условиях; 3 - фронт горения.
       Наиболее  высокой температурой характеризуется  фронт горения - здесь она достигает 370 °С и выше. По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон. В выжженной области за фронтом горения выделяются две температурные зоны. В переходной зоне температура изменяется от температуры нагнетаемых рабочих агентов (воды и воздуха) до температуры испарения нагнетаемой воды. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, образовавшегося в результате испарения нагнетаемой вместе с воздухом воды в породе прогретой до высокой температуры перемещающимся впереди фронтом горения.
       Передача  тепла в область впереди фронта горения осуществляется при влажном  горении в основном путем конвективного  переноса потоками испарившейся нагнетаемой  воды и продуктами горения, а также путем теплопроводности. В результате впереди фронта горения образуется несколько температурных зон. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, в пределах которой температура падает от температуры фронта горения до температуры конденсации (испарения) пара. Размеры этой зоны относительно невелики, т.к. потери тепла в окружающие пласт породы приводят к быстрому охлаждению фильтрующихся здесь газообразных паров воды и продуктов горения, характеризующихся низкой теплоемкостью. Основная доля перебрасываемого в область впереди фронта горения тепла концентрируется в зоне насыщенного пара - зоне парового плато, где потери тепла в окружающие породы сопровождается конденсацией пара, а не падением его температуры, а также в переходной температурной зоне - зоне горячей воды, образующейся в результате полной конденсации насыщенного пара. Температура в зоне насыщенного пара зависит в основном от уровня пластового давления с учетом доли пара в газовом потоке. Обычно в пределах этой зоны она меняется незначительно и составляет примерно 80-90 % от температуры насыщенного пара. Температура в переходной зоне изменяется от температуры конденсации пара до начальной пластовой.
       Наконец, впереди переходной зоны располагается  область, не охваченная тепловым воздействием, характеризующаяся начальными температурными условиями.
       Величина  области прогрева пласта впереди  фронта горения в значительной мере определяется темпом генерации тепла на фронте горения (а следовательно, темпом нагнетания воздуха) и водовоздушным фактором. С увеличением последнего размер области прогрева пласта увеличивается. Если процесс влажного горения осуществляется при максимально возможном значении водовоздушного фактора или близком к нему, то практически все накопленное в пласте тепло будет располагаться в области впереди фронта горения, а размеры этой области будут максимальны.
       Картина температурного поля при влажном  горении обусловливается в основном генерированием пара на фронте горения  и нагреванием этим паром области пласта впереди фронта горения. Не случайно поэтому при влажном горении температурная обстановка впереди фронта горения во многом аналогична таковой при нагнетании в пласт пара (рис. 3.5).
        
       Рис.3.5 Схема вытеснения нефти паром.
       Условные  обозначения: а - пар; б - вода; в - нефть.
       Зоны:  1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти  горячей водой; 3 - вытеснение нефти  водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных  условиях.
       По  этой же причине при влажном горении будут реализовываться те же механизмы вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, а именно механизм вытеснения нефти паром и горячей водой, механизм смешивающегося вытеснения испарившимися в зоне пара легкими фракциями нефти. Вместе с тем, поскольку для реализации внутрипластового горения в пласт нагнетаются воздух и вода, проявляется также и механизм вытеснения нефти водогазовыми смесями. Кроме того, на процесс извлечения нефти могут оказывать влияние продукты горения и окисления нефти в пористой среде, а также физико-химические превращения самой породы коллектора. В процессе горения образуется значительное количество углекислого газа, что, создает условия для проявления механизма вытеснения нефти углекислым газом. Этот механизм может существенно усилится в случае осуществление процесса внутрипластового горения в коллекторах карбонатного типа в связи с появлением дополнительных количеств углекислого газа вследствие термического и химического разложения карбонатов. Углекислый газ вместе с нефтью и водой может образовывать пену, которая оказывает положительное влияние на процесс вытеснения нефти. В процессе горения образуется также поверхностно-активные вещества (ПАВ), альдегиды, кетоны, спирты, что может обусловить проявление механизма вытеснения нефти эмульсиями.
       Таким образом, при осуществлении внутрипластового горения проявляются и существуют большинство из известных к настоящему времени процессов, увеличивающих нефтеотдачу пластов. Именно этим объясняются наблюдаемые при внутрипластовом горении в лабораторных и промысловых условиях высокие показатели степени извлечения нефти.
       Размер  области прогрева пласта впереди  фронта горения при реализации влажного горения такого же порядка, как и выжженной зоны, и в большинстве случаев может достигать величины 100-150 м и более. Поэтому, с одной стороны, появляется возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (0,16-0,20 км2/скв. и более), а с другой - отпадает необходимость доводить фронт горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается расход воздуха на добычу нефти. Только за счет развития области прогрева пласта впереди фронта горения расход воздуха может сократится в среднем в 1,5-2,0 раза. Дополнительная экономия в расходе воздуха на добычу нефти может быть достигнута за счет перемещения по пласту путем нагнетания не нагретой воды созданной в результате влажного горения тепловой оторочки. В целом же считается, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти сокращается в 2,5-3 раза и более, чем при сухом горении. Что касается расхода воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, то согласно данным промысловых испытаний, он изменяется в диапазоне 1000-3000 м3 (при нормальных условиях) на 1 м3 нефти.
       Значительное  сокращение расхода воздействия на добычу нефти при влажном горении является важной предпосылкой расширения области применения теплового воздействия на более глубоко залегающие пласты.
       Метод влажного горения осуществим на объектах со значительным диапазоном изменения  геолого-физических условий. Появляется возможность разработки этим методом месторождений нефти средней и малой вязкости, в том числе после заводнения.
       Как уже говорилось, при повышенных значениях  водовоздушного фактора возникают  разновидности комбинированной  технологии, основанные на сочетании заводнения с внутрипластовыми окислительными реакциями. В этом случае фронт горения, как и примыкающие к нему зоны перегретого пара, прекратят свое существование, а закачиваемый кислород воздуха поступит в зону насыщенного пара, где он и вступит в экзотермические реакции с нефтью. Нужно отметить, что скорость протекания окислительных процессов довольно высока и при температурах характерных для зоны пара (200 °С и выше). Такой процесс назван "сверхвлажным горением". При сверхвлажном горении холодная вода вторгается в зону горения еще до того момента, когда сгорит вся оставшаяся в виде топлива нефть. Особенность сверхвлажного горения заключается в том, что нагрев и испарение воды, регенерация тепла и его образование в результате окислительных реакций сосредоточены в единой зоне, скорость перемещения которой определяется темпами нагнетания воды и будет существенно выше, чем скорость перемещения фронта горения при сухом и влажном горениях. Таким образом, при сверхвлажном горении достигается существенное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверхвлажного горения требуются небольшие концентрации топлива (единицы килограммов на 1 м3 пласта). Поэтому с применением метода сверхвлажного горения связывают значительные перспективы повышения нефтеотдачи пластов, содержащих нефти малой вязкости, в том числе и после заводнения.
       К основным недостаткам методов вытеснения нефти с применением внутрипластового горения относятся:
     -необходимость применения мер по охране окружающей среды и утилизации продуктов горения;
     -необходимость принятия мер по предотвращению коррозии оборудования;
     -возможность проявления гравитационных эффектов и снижения вследствие этого охвата пласта тепловым воздействием.
3.2. О влиянии капиллярных сил на обводнение послойно-неоднородных пластов.
 
       В соответствии с установившимися представлениями о распределении остаточной нефти в разрабатываемых пластах выделяют следующие основные виды остаточной нефтенасыщенности (ОНН): капиллярно-защемленную, адсорбированную, пленочную, ОНН тупиковых пор и микронеоднородностей, практическую, обусловленную неустойчивостью вытеснения на микро- и макроуровне. В реальных разрабатываемых пластах, как правило, возможно одновременное присутствие нескольких видов остаточной нефти, которые в совокупности формируют ОНН разрабатываемых пластов.
       То, что продуктивные пласты являются послойно-неоднородными, общеизвестно. Влияние же капиллярных сил на процесс обводнения этих пластов различными исследователями оценивается по-разному. Одни на основе лабораторных исследований процессов вытеснения нефти из модели слоистого пласта приходят к выводу, что капиллярные силы обусловливают равномерное обводнение по всем слоям и даже опережающее обводнение по менее проницаемым слоям, т.е. роль капиллярных сил вполне положительна. Другие также на основе лабораторных исследований вытеснения нефти из пласта показывают отрицательное влияние капиллярных сил: в менее проницаемых слоях и участках происходит отставание продвижения водонефтяного контакта и сосредотачивается остаточная нефтенасыщенность.
       В природных же условиях на многих месторождениях наблюдается послойное обводнение продуктивных пластов. Причем, между обводненными и нефтенасыщенными слоями часто нет непроницаемых прослоев.
       Покажем влияние капиллярных сил на характер обводнения послойно-неоднородных пластов в условиях гидрофильной и гидрофобной пористых сред:
       Если  принять, что в условиях изовискозных жидкостей (?н = ?в) изменение пористости по толщине незначительно, то скорости движения водонефтяного контакта можно определить из соотношения
       
       (3.5) 
 

       Если  капиллярные давления во всех слоях малы по сравнению с созданным ими внешним перепадом давления, когда значениями капиллярных сил можно пренебречь, то для гидрофильного пласта скорости движения контакта в различных слоях при изовискозных жидкостях будут пропорциональны их проницаемостям, т.е.
       
       (3.6) 
 

       И, наоборот, при очень низком темпе  разработки, когда создаваемый перепад давления стремится к нулю, можно показать, используя известные соотношения между капиллярным давлением, радиусом поровых каналов и проницаемостью, что соотношение скоростей движения ВНК по различным слоям будет равно
         

       (3.7) 

       Таким образом, для гидрофильного пласта в различных реальных условиях, когда темп разработки залежи (создаваемый перепад давления) очень высок или низок по сравнению с капиллярным давлением, отношение скоростей в разных слоях изменяется в следующих пределах
       
       (3.8) 
 

       В случае гидрофобного пласта, когда  капиллярные давления на ВНК направлены навстречу движению контакта, отношение скоростей движения жидкости в различных слоях в зависимости от темпа отбора будет изменяться в пределах
       
       (3.9) 
 

       Бесконечность в последнем случае означает, что  при перепаде давления между контуром нефтеносности и зоной отбора, меньшем величины капиллярного давления в менее проницаемых слоях (?pj < ?pkj), движение жидкости в них прекращается совсем, т.е. vj = 0.
       На  рис. 3.7 показана зависимость отношения скоростей движения ВНК в двух слоях от величины создаваемого перепада давления (темпа разработки). Было принято, что отношение проницаемостей k1/k2 = 5, пористости m1/m2 = 1, а отношение капиллярных давлений на контакте pk1/pk2 = 0,40.
       
       Рис. 3.6. Зависимость отношения скоростей 1 2 v /v движения ВНК по слоям с различной проницаемостью от созданного перепада давления ?р (темпа отбора жидкости).
       Как видно из рис. 3.6, и для гидрофильной, и для гидрофобной пористых сред уже при создании внешних перепадов давлений в 0,2- 0,3 МПа отношение скоростей движения ВНК в различных слоях, довольно сильно различающихся по свойствам, становится практически равным отношению их проницаемостей. Это тем более справедливо для более высоких перепадов давления.
       При перепадах между контуром нефтеносности  и зоной отбора, стремящихся по величине к капиллярному давлению в менее проницаемом слое, отношение скоростей движения ВНК для гидрофильной пористой среды остается значительно больше единицы (в данном случае 2,25), а для гидрофобной среды стремится к бесконечности, что означает прекращение движения контакта по менее проницаемому слою.
       Таким образом, отношение скоростей движения водонефтяного раздела в различных слоях не зависит от длины неоднородных слоев, а зависит только от внешних перепадов давления, капиллярных давлений и радиусов поровых каналов или их проницаемостей. Следовательно, в случае наличия ограниченных по простиранию пласта менее проницаемых линз или плотных включений картина движения водонефтяного раздела в них и в смежных высокопроницаемых зонах будет аналогичной.
       Таким образом, на основании изложенного выше можно предположить, что при любом темпе отбора жидкости из макронеоднородного пласта и при любом характере неоднородности его водонефтяной раздел в высокопроницаемых слоях и линзах будет продвигаться всегда быстрее, чем в менее проницаемых. При практически целесообразных темпах отбора жидкости из пласта (?p = 1- 5 МПа) скорости движения водонефтяного раздела будут пропорциональны проницаемости различных слоев и линз, а послойный характер обводнения пластов является следствием их слоистой неоднородности. Отсюда как следствие вытекает, что нефтеотдача пласта к моменту прорыва воды в скважины при рассматриваемых условиях ?н = ?в не зависит от темпа отбора жидкости из пласта.
       Приведенный количественный анализ влияния капиллярных сил и темпа разработки на скорость перемещения водонефтяного раздела показывает, что увеличение темпа отбора жидкости не изменяет условий нефтеотдачи послойно-неоднородного пласта.
       При рассмотрении влияния капиллярных сил предполагалось, что движение в пласте происходит при установившемся режиме и движение в вертикальной плоскости не наблюдается. Это допущение не вносит существенной погрешности, так как перепада давлений между различными слоями при установившемся режиме практически не существует, а капиллярные давления сами по себе в пористой среде имеют прерывистый характер. Поэтому возможные перетоки жидкости между слоями малы и не могут изменить происходящий послойный характер обводнения пластов, который и отмечается по многим месторождениям.
3.3 Особенности заводнения пластов в начальной водонефтяной зоне.
       В условиях платформенных месторождений  значительная часть запасов нефти находится в так называемых водонефтяных зонах (ВНЗ), где нефть подстилается водой. В этих зонах водонефтяной контакт (ВНК) горизонтален, что должно быть учтено в расчетах по определению конечной нефтеотдачи при анализе закономерностей обводнения нефтяных залежей.
       Ширина  ВНЗ увеличивается с уменьшением  угла наклона пластов. На месторождениях платформенного типа в водонефтяных зонах содержатся значительные запасы нефти. Так, по пласту ДI Туймазинского месторождения они составляли 20 % от балансовых запасов нефти, а по пласту VI Арланского месторождения – 60 %. Большей долей запасов в водонефтяных зонах характеризуются Ромашкинское, и другие месторождения.
       Водоплавающие участки месторождений обычно разрабатываются как самостоятельные объекты. Для этого они отчленяются от основной залежи с помощью водонагнетательных скважин.
       Для определения зависимости обводненности  продукции от коэффициента охвата водонефтяной части залежи можно воспользоваться схемой конического пласта, представленной на рис. 3.8.
       Пусть угол наклона пласта равен ?, толщина  пласта в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях hн и hв, толщина песчаников H, радиус начального контура нефтеносности Rн. Добывающие скважины в водонефтяных зонах обычно гидродинамически несовершенны по степени вскрытия. Нижние перфорационные отверстия обычно находятся на расстоянии 2- 3 м от ВНК. После пуска скважина в течение некоторого времени эксплуатируется без воды. Количество нефти, добываемой в безводный период, обычно незначительно. Оно зависит от анизотропии пласта, наличия экранирующих глинистых пропластков, расстояния от нижних дыр фильтра до ВНК и режима работы скважины.
       
       Рис. 3.7. Схема конического пласта с водонефтяной зоной.
Во многих случаях вода быстро прорывается, образуя «конус» обводнения. Размеры «конуса» таковы, что радиус его основания распространяется не более, чем на 2- 3 толщины пласта H. Промысловый опыт, а также теоретические и лабораторные исследования показывают, что после прорыва воды обводненность продукции скважин определяется величинами толщин hн и hв и соотношением вязкостей нефти и воды.
       Для определения дебита рассматриваемой  скважины после прорыва конуса используем соотношения
       
       (3.10) 
 

         
 

       (3.11) 

       Содержание  воды в продукции
       
       (3.12) 
 

       В формулах (3.10) - (3.12) приняты следующие обозначения: qн и qв - дебиты скважины по нефти и воде соответственно; k – коэффициент проницаемости пласта; hн и hв - толщина нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта соответственно; ?p - депрессия на пласт;Rk - радиус условного контура питания, значение которого в расчетах можно принять равным половине расстояния между соседними скважинами; rс.пр - приведенный радиус скважины.
       Охват пласта заводнением, который в данном случае назван геометрической эффективностью вытеснения Е, для конического пласта равен
         

       (3.13) 
 

       и для плоского паста
         

       (3.14) 
 

       где h0 - толщина нефтенасыщенной части пласта при r = 0 в начальный момент времени.
       По  мере подъема ВНК от Н0 до Н скважина будет безводна, а геометрическая эффективность за безводный период для каждого пласта составит
       
       (3.15) 

       где Vн – объем залежи в чисто нефтяной зоне; Vв – объем водонефтяной зоны; Vоб – суммарный объем.
       Из  приведенных формул видно, что геометрическая эффективность вытеснения в условиях водонефтяных зон зависит от соотношения толщин hн и hв. При наличии чисто нефтяной части на величину Е влияет также и отношение объемов Vн и Vв. Когда объем водонефтяной зоны равен нулю, Еб = 1. Этот случай имеет место в центральных частях залежи при осуществлении внутриконтурного заводнения.
       При водонапорном режиме конечный коэффициент нефтеотдачи зависит от большого количества факторов. Основные параметры, определяющие величину конечной нефтеотдачи, делятся на четыре группы:
      коллекторские свойства пласта и нефтеотмывающие свойства закачиваемой воды, характеризующиеся коэффициентом вытеснения Kв;
      макронеоднородность пласта по коллекторским свойствам и соотношение вязкости нефти и воды, характеризующиеся коэффициентом охвата ?0;
      линзовидность и прерывистость пласта, характеризующаяся коэффициентом сетки скважин;
      размеры водонефтяных зон, соотношение нефтенасыщенной и водонасыщенной толщин, характеризующиеся коэффициентом геометрической эффективности вытеснения нефти водой.
       Анализ промысловых материалов показывает, что перемещение ВНК в высокопроницаемых интервалах происходит очень быстро и скорость резко уменьшается у пропластков с низкой проницаемостью и экранов. Эти экраны представляют собой линзы заглинизированного песчаника и маломощные глинистые пропластки, которые, конечно, не могут прослеживаться на значительной площади. Поэтому, с одной стороны, они эффективно подавляют процесс конусообразования, а с другой, в основном не препятствуют вытеснению нефти водой из нижней нефтенасыщенной, но не перфорированной части залежи.
       Таким образом, характер расчлененности коллектора, обусловливающий степень анизотропности пласта, играет большую роль при разработке нефтяных залежей, подстилающихся подошвенной водой.
3.4 Тепловые методы воздействия на пласт.
 
       Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвижных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.
       Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью передвижных установок или электронагревателей. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта необходимо 15-30 м3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 °С.
       Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.
       При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работы скважины по подъемным (насосно-компресорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно.
       Продавливание горячей жидкости в призабойную  зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компресорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10-12 м3 горячей нефти и 80-100 кг ПАВ). По истечении 6-7 часов после обработки скважину пускают в работу.
       При использовании пластовой воды ее нагревают до 90-95 °С и добавляют ПАВ (0,5-1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70-80 м3 под давлением закачивают в скважину.
       Одним из наиболее эффективных методов  теплового воздействия на призабойную  зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8-15 МПа при следующих  благоприятных условиях:
       -глубина  продуктивного пласта не более  1200 м;
       -толщина  пласта, сложенного песчаниками  и глинами, не менее15 м;
       -вязкость  нефти в пластовых условиях  выше 50 мПа*с;
       -остаточная  нефтенасыщенность пласта не  менее 50 %;
       -плотность  нефти в пластовых условиях  не менее 900-930 кг/м3.
       Не  рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.
       Перед закачкой пара проводят исследование скважин.
       - замер дебита нефти;
       - замер дебита газа;
       - замер дебита воды;
       - замер пластового давления;
       - замер температуры;
       - замер статического уровня.
       Затем промывают забой, спускают насосно-компресорные трубы с термостойким пакером, который  устанавливают над верхними отверстиями  фильтра. В неглубоких скважинах (до 500-600 м) паротепловую обработку часто  проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компресорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компрессора с телескопическим устройством.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.