Внутриконтурное заводнение.

Используют в главном при разработке нефтяных залежей с очень большенными площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не опровергает законтурное заводнение, а в нужных случаях внутриконтурное заводнение смешивается законтурным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей (обычно шириной 4-5 км, а при слабопроницаемых коллекторах -3-3,5 км) методом внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в Внутриконтурное заводнение. эффективную разработку сразу.

Для настоящего разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в их воды по линиям рядов нагнетательных скважин появляется зона завышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины растут в размерах и, в конце Внутриконтурное заводнение. концов, соединяются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования одного фронта воды по полосы ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду производят «через одну». В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в Внутриконтурное заводнение. их форсированный отбор. По мере возникновения в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Набросок 2.2 – Схемы внутриконтурного заводнения.

1 - нагнетательные скважины; 2- добывающие скважины

а) с разрезанием залежи; б) осевое

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние меж рядами нефтедобывающих скважин и меж скважинами в ряду Внутриконтурное заводнение. выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической свойства коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Огромное преимущество системы внутриконтурного заводнения - возможность начинать разработку с хоть какой площади и, а именно, вводить в разработку сначала площади с наилучшими геолого-эксплуатационными чертами, большей плотностью припасов с высочайшими дебитами Внутриконтурное заводнение. скважин.

В практике используют последующие виды внутриконтурного заводнения.

Осевое, когда нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки (набросок 2.2). Применяется для размеренных пологозалегающих антиклинальных складок. В данном случае представляется возможность заместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Очаговое, когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки залежи (набросок 2.3).

Набросок 2.3 – Схема очагового заводнения в купе с Внутриконтурное заводнение. законтурным.

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Очаговое заводнение целенаправлено на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки припасов нефти из неохваченных главным процессом разработки пропластков, целиков и тупиковых зон. Обычно, при очаговом заводнении употребляют под нагнетание добывающие скважины, расположенные правильно по отношению к окружающим добывающим скважинам и Внутриконтурное заводнение. в зоне пласта с завышенной проницаемостью. Но для очагового заводнения может быть бурение особых скважин для роста охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта либо его слабопроницаемых зон.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположениием рядов водонагнетательных скважин почаще в поперечном направлении. Принципное отличие блоковых систем Внутриконтурное заводнение. заключается в том, что блоковые системы подразумевают отказ от законтурного заводнения (рис. 7.4). как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки. Блоковые системы подразумевают размещение нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к полосы простирания складки.

Набросок 2.4 – Схема блокового заводнения

Преимущество блоковых систем заключается Внутриконтурное заводнение. в последующем:

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более много употребляется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Значительно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами ППД.

4. Упрощается сервис системы ППД (скважины, КНС и т. д.).

5. Малогабаритное, близкое Внутриконтурное заводнение. размещение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора воды в добывающих скважинах.

Площадное заводнение

Более насыщенная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высочайшие темпы разработки месторождений. Используют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе Внутриконтурное заводнение. добывающие и нагнетательные скважины располагаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение меж добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе -1:1, при семиточечной системе -1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким макаром, более насыщенными посреди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.

Набросок 2.5 Главные схемы площадного заводнения.

а Внутриконтурное заводнение. - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная;

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.

Огромное воздействие на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина припасов нефти, приходящаяся на одну скважину, также глубина залегания объекта разработки.

В критериях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят досрочные прорывы воды к Внутриконтурное заводнение. добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что очень понижает добычу нефти за безводный период и увеличивает водонефтяной фактор, потому площадное заводнение лучше использовать при разработке более однородных пластов на последних стадиях разработки месторождений.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти Внутриконтурное заводнение. со значимой неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в последующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и потом все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким макаром, чтоб неважно какая из их отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи Внутриконтурное заводнение. нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтоб можно было освоить всякую скважину не только лишь как добывающую, да и как нагнетательную.

Детализированным исследованием разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа добывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны Внутриконтурное заводнение. быть скважины, в каких нефтепродуктивный разрез вскрывается более много. Выслеживается гидродинамическая связь избранной скважины с примыкающими.

Барьерное заводнение

При разработке газонефтяных месторождений с огромным объемом газовой шапки может ставиться задачка одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.

В связи с тем, что регулирование отбора нефти и Внутриконтурное заводнение. газа, также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к обоюдным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, очень затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при всем этом располагают в зоне газонефтяного контакта Внутриконтурное заводнение., а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют таким макаром, чтоб происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении обоюдных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Этот способ позволяет вести одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. Способ применяется изредка, потому что Внутриконтурное заводнение. сделать неприступный барьер меж нефтью и газом очень трудно.

Набросок 2.6 – Схема барьерного заводнения

Чем лучше степень разведанности, тем достовернее определено положение наружного контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем поближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной Внутриконтурное заводнение. части пласта. Чем больше будет расстояние меж нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до полосы нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта. Чем больше расстояние меж внутренним и наружным контурами нефтеносности, тем огромные Внутриконтурное заводнение. расстояния можно установить меж нагнетательными скважинами, потому что при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в наименьшей степени будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодействия линий нагнетания и отбора. Смысл этого требования также заключается в равномерности перемещения водонефтяного контакта.

Вопросы теории вытеснения нефти Внутриконтурное заводнение. водой в трещиновато-пористом пласте

Опыт разработки нефтяных месторождений указывает, что не только лишь карбонатные породы насыщены трещинками, но также пласты из песчаников либо алевролитов в той либо другой степени трещиноваты. На это показывает несоответствие проницаемости, оцененной для кернов пород без трещинок, и проницаемости, определенной при гидродинамических исследовательских работах Внутриконтурное заводнение. скважин. Проницаемость пласта оказывается намного выше определенной по кернам без трещинок [2].

Когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещинкы оказываются основными каналами движения нефти к забоям добывающих скважин. В процессе разработки трещиновато – пористых пластов давление резвее распространяется по системе трещинок. Потому появляются перепады меж давлениями в трещинках и блоках Внутриконтурное заводнение., которые вызывают перетоки воды меж трещинками и блоками (матрицами) пород. Это приводит к запаздыванию перераспределения давления по сопоставлению с перераспределением давления в однородных пластах.

Закачиваемая в такие пласты вода стремительно прорывается по трещинкам к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. Из самой системы трещинок нефть вытесняется достаточно Внутриконтурное заводнение. отлично, коэффициент вытеснения добивается 0,85. Нефть из блоков породы вытесняется недостаточно отлично, коэффициент нефтевытеснения составляет около 0,25 [5].

Нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов под действием сил, обусловленная градиентами давления в системе трещинок, воздействующих и на блоки породы [4]. С другой стороны нефть вытесняется под действием разности капиллярного давления в Внутриконтурное заводнение. воде и нефти. Ее действие приводит к появлению капиллярной пропитки гидрофильных пород, т. е. к замещению нефти водой в их под действием разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка объяснима и с энергетической точки зрения. Так как минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино Внутриконтурное заводнение. в трещинках, а не будет насыщать породы матрицы, владеющие сложной, очень разветвленной поверхностью [9].

Потому если блок породы трещиновато - пористого пласта, насыщенный нефтью, поместить в воду (подобная ситуация появляется, когда блок в реальном пласте окружен трещинками заполненными водой), то скорость j(t) капиллярного впитывания воды в блок и, как следует, вытеснения Внутриконтурное заводнение. из него нефти, будет зависеть от времени t:

j(t) ~ 1/ . ( 2.1)

Скорость капиллярного впитывания пропорциональна скорости сокращения поверхности раздела меж нефтью и водой. В данном случае можно считать, что:

j(t) ~е-bt . (2.2)

Исходя из результатов промышленных испытаний более действенным будет сочетание гидродинамического и энергетического подходов. Скорость капиллярной пропитки определяется Внутриконтурное заводнение. по формуле:

j(t) = , (2.3)

где a – экспериментальный коэффициент.

Из суждений размерности и физики процесса впитывания коэффициент b можно выразить так:

b = , А = А(kн , kв, m, ), ( 2.4)

где kн , kв – относительные проницаемости для нефти и воды;

k – абсолютная проницаемость;

q – угол смачивания пород пласта водой;

s –поверхностное натяжение на Внутриконтурное заводнение. границе нефть – вода;

μн– вязкость нефти;

А – экспериментальная функция;

l - длина грани куба породы пласта.

Выражение для коэффициента а, исходя условия, что за нескончаемое время количество воды, впитавшейся в блок породы равно объему извлеченной из него нефти, имеет вид:

а= ml3sноhb/π , (2.5)

где sно – исходная нефтенасыщенность блока породы;

h Внутриконтурное заводнение. – конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке.

При рассмотрении вытеснения нефти водой из трещиновато- пористого пласта, состоящего из огромного количества блоков породы, представляем эти блоки кубами с длиной грани l. Так как вытеснение нефти водой начинается с границы пласта при х = 0, то блоки у входа в пласт будут пропитаны водой больше Внутриконтурное заводнение. чем следующие. Расход воды q, закачиваемой в прямолинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка происходит в области 0 £ х £ хф (хф – координата фронта капиллярной пропитки). Этот фронт перемещается в пласте со скоростью:

vф = d хф/dt . (2.6)

Если считать, что блоки породы Внутриконтурное заводнение. в каждом сечении пласта начинают пропитываться в момент времени l (когда к ним подошел фронт капиллярной пропитки, то скорость впитывания воды нужно исчислять от этого момента времени. Если в течение времени Dl «вступило» в пропитку некое число блоков породы, то расход воды Dq, входящей в эти блоки, составит Внутриконтурное заводнение.:

Dq = . (2.7)

Чтоб скорость впитывания воды в единицу объема трещиновато – пористого пласта, нужно поделить j(t) на l3, что и изготовлено в формуле (2.7). Скорость пропитки в (2.3) исчисляется с момента l, в который к блоку с координатой хф(l) подошел фронт впитывающейся в блоки воды.

Суммируя приращения расходов Dq в формуле (2.7) и устремляя Dl Внутриконтурное заводнение. к нулю, приходим к выражению:

q = vф (l)dl. (2.8)

При данном расходе q выражение(2.8) есть интегральное уравнение для определения скорости продвижения фронта пропитки vф (l).

Подставляя в (2.8) выражение для скорости пропитки (2.3) получим:

, (2.9)

Решение интегрального уравнения (6.9) позволяет записать выражение для скорости движения фронта капиллярной пропитки:

vф (t) = = (2.10)

Из Внутриконтурное заводнение. (2.10) получим выражение для определения его положения (координаты):

хф(t) = dt. (2 .11)

Формула (2.11) позволяет найти продолжительность безводной разработки пласта t = t* , при которой хф(t*) = l.

Чтоб высчитать характеристики разработки трещиновато – пористого пласта в период добычи обводненной продукции поступают так. Считают, что этот пласт «фиктивно» простирается при х > l до бесконечности Внутриконтурное заводнение.. Расход воды, затрачиваемый на пропитку фиктивной части пласта при х > l, составит:

qфикт=bhbmsноh. (2.12)

Подставляя сюда vф (l) по выражению (2.10), и , заменив в нем t на l, получим:

qфикт=qbdl. (2.13)

Как следует, расход воды, впитывающейся в трещиновато - пористый пласт в период t > t*, либо дебит нефти, получаемый в этот период Внутриконтурное заводнение., равен:

qн = q - qфикт. (2.14)

Дебит воды соответственно будет qв = qф. Из приведенных выражений можно найти по общим формулам текущую обводненность продукции и нефтеотдачу. Выражение (2.3) можно использовать для приближенных расчетов вытеснения нефти из трещиновато – пористого пласта в случае пропитки блоков, обусловленной не только лишь капиллярными силами, да и градиентами давления в Внутриконтурное заводнение. системе трещинок. Так, согласно формулам (2.3) и (2.4), вытеснение нефти из блоков породы происходит под действием силы, определяемой при помощи произведения s cosq, при этом размерность такая [s cosq] = [Па×м]. При гидродинамическом вытеснении нефти из блоков породы вода поступает в эти блоки, а нефть из их вытесняется Внутриконтурное заводнение. под действием градиента давления. Размерность grad P выражается как Па/м. Капиллярные и гидродинамические будут иметь схожую размерность, если взять заместо s cosq величину (s cosq ) / l. Тогда:

b = k( + grad P) (2.15)

Таким макаром в формуле (2.15), учитывается пропитка блоков пород как за счет капиллярных сил, так и за счет градиентов давления в Внутриконтурное заводнение. системе трещинок.

Вопросы для самоконтроля:

1. По каким причинам происходит запаздывание перераспределения давления в трещиновато-пористых пластах по сопоставлению с перераспределением давления в однородных пластах?

2. Под воздействием каких сил нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов?

3. В чем состоит гидродинамический и энергетический подход к разъяснению процесса капиллярной пропитки гидрофильных Внутриконтурное заводнение. пород?

4. От каких характеристик (величин) зависит скорость капиллярной пропитки гидрофильных пород?

5. Запишите выражения для скорости движения фронта капиллярной пропитки и для определения его положения (координаты)

6. Запишите формулу позволяющую найти продолжительность безводной разработки трещиновато-пористого пласта


vo-vseh-ti-dushenka-naryadah-horosha.html
vo-vsem-chto-ne-ogovoreno-v-nastoyashem-podrazdele-k-provedeniyu-odnoetapnogo-konkursa-s-provedeniem-zakritogo-zaprosa-cen-primenyayutsya-polozheniya-razdela.html
vo-vsem-zaklyuchaetsya-chast-vsego.html