2.7
По определению:
2.8
Рис.2.3 – Зависимость текущей
нефтеотдачи и обводненности продукции
от : 1 – текущая нефтеотдача : 2 –
текущая обводненность
Рис.2.4 – Схема заводнения
слоистого пласта
В некоторых случаях коэффициент
нефтеотдачи равен произведению не только
двух, но и трех и большего числа коэффициентов.
Если, согласно рис.2.4, в некоторый момент
времени закачиваемая в пласт вода проникла
в пласт 2 на расстояние l2, в пласт 3 — на расстояние l3, а в пласт 4 — на расстояние l4, то первоначальные запасы
нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить G02, а соответствующие запасы
в пластах 3 и 4 — G0з и G04. Суммарные первоначальные
запасы Gзав в заводненной области
пласта определяют по формуле:
2.9
Тогда для коэффициента текущей
нефтеотдачи можно написать
2.10
где — коэффициент
вытеснения нефти водой из заводненной
области пласта; — коэффициент
заводнения.
В условиях неизменной системы
и технологии разработки пласта в случае,
когда коэффициент нефтеотдачи равен
произведению коэффициента вытеснения на коэффициент
охвата , зависимость их от показана на
рис.2.5, откуда видно, что возрастает
с увеличением а остается
постоянным, поскольку объем
охваченных воздействием запасов в указанных
условиях с течением времени не изменяется.
Рис.2.5 – Зависимости и Рис.2.6
– Зависимости от
от
Если же η определяют как произведение
трех коэффициентов согласно формуле
(2.10), то их зависимости от при неизменных
системе и технологии разработки пластов будут иметь
вид, показанный на рис. 2.6. Коэффициент
вытеснения нефти водой из заводненной
области (кривая 1) в каком-либо из пропластков
до подхода воды по нему к добывающей галерее
будет близким к постоянному. В остальных
пропластках этот коэффициент в период
безводной добычи нефти также остается
неизменным и только в водный период он
несколько возрастает вследствие дополнительного
«отмыва» нефти. Поэтому этот коэффициент
остается постоянным в начальный период
вытеснения нефти водой из пласта в целом
и только в конце разработки возрастает.
Коэффициент заводнения (кривая 2 на
рис. 2.6) в соответствии с его определением
будет непрерывно возрастать, поскольку
по мере закачки в пласт воды объем заводненной
области непрерывно увеличивается. Коэффициент
охвата (кривая 3) остается
постоян-ным при неизменной системе и
технологии разработки месторождения.
Коэффициенты и в общем случае,
т. е. не только при разработке месторождения
с применением заводнения, определяют по физико-геологическим
свойствам и строению пласта на небольших
участках, т. е. по микроструктуре, а также
механизму извлечения из него нефти. Коэффициент
вытеснения часто определяют на основе
данных лабораторных экспериментов вытеснения
нефтей из естественных образцов пород-кернов,
а также промысловых исследований. Теоретические
и экспериментальные данные показывают,
что коэффициент вытеснения в процессе разработки
месторождении с применением заводнения,
т. е. при вытеснении нефти из пластов не смешивающейся
с нефтью жидкостью — водой, зависит от
следующих основных факторов:
1) минералогического состава и
литологической микроструктуры
пород—коллекторов нефти и, как следствие
этих факторов, — глинистости пород, распределения
пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости,
относительных проницаемостей, 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 нефти их зависимостей
от температурного режима пластов;
4) смачиваемости пород водой и характера
проявления капиллярных 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.
1. Физических свойств и геологической
неоднородности разрабатываемого нефтяного
пласта в целом (макронеоднородности пласта).
Здесь имеется в виду наличие газовой
шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых
водой, т.е. водоплавающих зон, прерывистости
пласта по вертикали (наличия непроницаемых
пропластков) и по горизонтали (литологического
выклинивания пропластков), существования
дизъюнктивных разрывов и т. д.
2. Параметров системы разработки
месторождения, т. е. расположения скважин
в пласте, расстояний между добывающими,
а также между добывающими и нагнетательными
скважинами, отношения числа нагнетательных
к числу добывающих скважин.
3. Давления на забоях нагнетательных
и добывающих скважин, применения
методов воздействия на призабойную зону
совершенства вскрытия пластов.
4. Применения способов и технических
средств эксплуатации скважин (механизированных
способов добычи, обеспечивающих
необходимый отбор жидкости из
скважин, методов одновременно-раздельной
эксплуатации).
5. Применения методов управления
процессом разработки месторождения
путем частичного изменения системы разработки
(очагового и избирательного заводнения)
или без изменения системы разработки
(изменения режима работы скважин, установления
оптимальных условий прекращения эксплуатации
скважин, циклического заводнения и др.).
В целом можно отметить, что коэффициент
вытеснения зависит от физических свойств
пласта, его микронеоднородности и характеристик
процесса вытеснения нефти из пористой
среды, а коэффициент охвата пластов воздействием
при заводнении, как и при других методах
разработки, определяется степенью макронеоднородности
месторождения, системой разработки и
условиями эксплуатации скважин.
Чтобы прогнозировать показатели разработки
нефтяного месторождения при его заводнении,
необходимо, помимо модели самого пласта,
во многих случаях сохраняющейся одинаковой
при всех методах извлечения нефти из
недр, использовать также модель процесса
заводнения пласта и затем применительно
к конкретной системе разработки — расчетную
схему для месторождения в целом или его
элемента.
Как показывают исследования вытеснения
нефти водой из образцов горных пород-коллекторов,
после подхода воды к концу образца начинается
извлечение из него нефти вместе с водой,
т. е. происходит так называемый водный
период разработки. В одних случаях после
начала этого периода из образца добывается
незначительное количество нефти (рис.2.7,
кривая 1), в других в этот период из образцов
извлекаются значительные объемы нефти,
сравнимые с объемами нефти, извлекаемыми
в безводный период (кривая 2).
Рис.2.7 - Зависимости текущей нефтеотдачи
от
1 и 2 – кривые, построенные
по данным соответственно при
поршневом и непоршневом вытеснении
нефти водой
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 вытесняющей жидкостей
и др. Исследования фазовых и относительных
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 называемой бесконечной
промывке. Таким образом, в этих пластах
остаточная нефть находится в виде неподвижных
глобул, заключенных в тупиковых зонах,
в поровых ловушках, т. е. в местах пористых
сред, где путь движению нефти преграждается
плотными скоплениями зерен пород. Раздроблению
нефти в процессе вытеснения ее из пористых
сред, возникновению неподвижных глобул
способствуют также различие вязкостей
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 образцов рассматриваемых
пористых сред добывают небольшое количество
нефти. Процесс вытеснения нефти водой
из этих сред как раз и описывается кривой
1 (см. рис. 2.7). Если в пористой среде
содержится сравнительно небольшое число
тупиковых зон в единице объема, то нефть,
будучи даже раздробленной позади фронта
вытеснения ее водой, продолжает двигаться
в этой среде и извлекаться из нее по мере
закачки в образец воды. В таком случае
вытеснение нефти из образца пористой
среды характеризуется кривой 2 (см. рис. 2.7).
Возьмем два образца пористой среды.
В образце 1 процессу вытеснения нефти
водой соответствует кривая 1, а в образце 2— кривая 2 (см. рис. 2.7). Допустим, что к началу
водного периода извлечения нефти в эти
образцы было закачано по одному и тому
же количеству воды . Как видно из рис. 2.7,
из образца 1 при > почти не извлекается нефть, а из образца
2 добывается значительное количество
нефти. Можно отметить, что для образца
2 существенное значение имеет водный
период добычи нефти, в течение которого
в пористой среде происходит совместная
(двухфазная) фильтрация нефти и воды.
Кривую 1 можно аппроксимировать двумя
прямыми — наклонной, соответствующей
условию , и параллельной
оси абсцисс, справедливой при > . Обе прямые
на рис. 2.7 показаны пунктирными линиями.
Этой аппроксимации соответствует определенная
модель процесса вытеснения нефти водой из пористых сред —
модель поршневого вытеснения нефти водой.
Для описания процессов вытеснения нефти
водой из пористых сред, характеризующихся
кривыми типа 2 (см. рис. 2.7), используют
модель совместной (двухфазной) фильтрации
нефти и воды.
Обе модели основаны на экспериментальных
характеристиках процесса вытеснения
нефти водой из пористых сред. При поршневом
вытеснении экспериментально определяют
коэффициент вытеснения и объем закачанной
в пористую среду воды , равный объему извлеченной из нее нефти.
При двухфазной фильтрации используют
зависимости фазовых или относительных
проницаемостей для нефти и воды от насыщенности
пористой среды воды.
3 Характеристика и анализ
текущего состояния объекта разработки
нефтяной залежи Восточно-Правдинского
месторождения.
3.1 Общие сведения о месторождении.
Восточно-Правдинское месторождение
расположено в центральной части Западно-Сибирской
равнины. В производственном отношении
оно входит в Сургутский нефтедобывающий
район и находится на территории деятельности
ОАО "Юганскнефтегаз".
Административно месторождение относится
к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского
автономного округа Тюменской области.
Наиболее крупные административные и
нефтедобывающие центры находятся от
рассматриваемой территории на следующих
расстояниях: г. Нефтеюганск (районный
центр и база объединения) на северо-востоке
в 38 км с населением более 100 тыс. человек,
г. Ханты-Мансийск (окружной центр) - в 145
км к западу, г. Тюмень (областной центр)
- в 575 км к юго-западу.
Вторым по величине населенным пунктом
Нефтеюганского района является поселок
городского типа Пойковский, расположенный
на северо-западе в 25 км, и поселок Каркатеево
на севере в 15 км от г. Нефтеюганска (рисунок
3.1).
В геоморфологическом отношении район
представляет собой слабо расчлененную,
пологую, сильно заболоченную равнину,
наклоненную на север - к долине реки Объ.
Абсолютные отметки местности меняются
от +60 м на водоразделах в среднем течении
рек Большой и Малый Салым до +25 м в долине
реки Оби.
Заболоченность территории, по данным
аэрофотосъемки, составляет не менее 50
%, глубина болот - от 2 до 5 м. Болота покрыты
в основном травяным покровом, редкие
острова - чахлой кустарниковой растительностью.
Лесные массивы развиты на более приподнятых
сухих участках и мелких водоемах. Они
представлены хвойными и лиственными
деревьями (сосна, береза и прочие).
На севере, в 30 км от площади, протекает
судоходная река Юганская Объ. На востоке
площади в 20 км - река Большой Балык, впадающая
в реку Юганская Объ. На площади имеется
ряд мелких озер.
Климат отличается резкой континентальностью.
Зима продолжительная, холодная и снежная.
Лето - короткое, но сравнительно теплое
и дождливое. Зимой и летом значительно
проявляется деятельность ветра. Среднегодовая
температура воздуха минус 3.3 0С. Среднесуточная температура
воздуха в декабре - марте минус 25 0С, самый теплый месяц
- июль, среднесуточная температура воздуха
которого составляет плюс 170С. Количество осадков
составляет около 400 мм в год.
Все населенные пункты и месторождения
связаны между собой
дорогами с асфальто-бетонным покрытием.
Ближайшие коммуникации расположены:
железная дорога в 40 км к юго-востоку (железнодорожная
станция Пыть-Ях). В этом направлении в
17 км проходит бетонная дорога и нефтепровод.
В г. Нефтеюганске имеется речной порт
и аэропорт, который может принимать практически
все виды самолетов.
Преобладающее место в экономике
района занимает нефтедобывающая
отрасль. В последнее время большими
темпами развивается энергетическая,
строительная, лесоперерабатывающая
отрасли.
Восточно-Правдинское месторождение
расположено в непосредственной близости
от разрабатываемых месторождений: Правдинского,
Тепловского - это облегчает обустройство
систем сбора, подготовки и транспортировки
нефти.
Многолетнемерзлотными породами (м.м.п.)
занято около половины территории Западно-Сибирской
низменности. На основе строения мерзлых
толщ по вертикали В. А. Баулин (1962 г.) выделяет
три основные мерзлотные зоны: северную,
центральную и южную.
Восточно-Правдинское месторождение
приурочено к южной геокриологической
зоне, характеризующейся в основном сплошным
распределением реликтовой толщи м.м.п.
Однако на отдельных участках возможно
сохранение м.м.п. в виде локальных островков.
Под руслами рек Обь и Юганская Обь, а иногда
под первой надпойменной террасой мерзлотные
породы отсутствуют.
Стратиграфически м.м.п. охватывают низы
новомихайловской и самые верхи атлымской
свит и, по-видимому, играют роль водоупора.
Многолетнемерзлотные породы на Восточно-Правдинском
месторождении залегают на глубинах от
130 до 193 м, их толщина достигает до 60 м.
Рис.3.1 – Географическое расположение
районов деятельности
3.2 Геолого-физическая
характеристика месторождения.
В процессе детальной корреляции в разрезе
Восточно-Правдинского месторождения
выделено три пласта: БС6, БС81, БС82, в которых доказана
промышленная нефтеносность. Эксплуатационными
обьектами являются пласты БС6, БС8 1и БС82. Основным эксплуатационным
объектом является пласт БС6.