Понятие и взаимосвязь коэффициентов нефтеотдачи, охвата пласта заводнением и коэффициента вытеснения. Рассчет коэффициента безводной нефтеотдачи

Нефтеотдачу η можно представить в виде следующего произведения:

η= η_1× η₂ (4)

где η₁ - коэффициент вытеснения нефти из пласта_; η₂ - коэффициент охвата

пласта разработкой.

Нефтеотдача - это отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеот­дачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее за­пасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки пласта к первоначальным ее запасам

Коэффициент вытеснения нефти из пласта равен отношению количества извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением.

Коэффициент охвата пласта равен отношению запасов нефти, подверженных воздейст­вию заводнением, к общим геологическим запасам нефти в пласте.

Безводная нефтеотдача η₀ - это нефтеотдача, достигнутая в конце безвод­ного периода разработки продолжительностью t*. Так как режим рассматри­ваемого пласта жесткий водонапорный, объем закачанной в пласт воды к мо­менту времени t=t* равен объему добытой из пласта нефти к этому же моменту времени. Формула для расчета коэффициента безводной нефтеотдачи имеет вид (5):

η₀ = (5)

где V_n=p×r_к²×h×m – объем пор пласта; - суммарный объем нефти, добытой из пласта за время t*.

Пояснение рисунка 5 методических указаний

Рис. 2 Распределение водонасыщенности вдоль радиуса пласта:

Истинное; 3 - фиктивное

Распределение водонасыщенности в пласте изменяется по мере продви-

жения фронта вытеснения таким образом, что значения S_в на фронте вытеснения r_в и S* на входе в пласт остаются неизменными. При этом, как видно из рис.2, кривая распределения водонасыщенности словно «растягивается», оставаясь подобной самой себе. Такое распределение любого параметра, как и соответст-

вующее решение задачи, называется автомодельным.

Для определения технологических показателей разработки кругового

пласта при t>t* поступают следующим образом. Считают, что продвижение

фронта вытеснения 1 на рис.2 происходит и в водный период разработки пла-

ста, но этот фронт распространяется вправо за пределы пласта (линия 3). Водо-

насыщенность на фиктивном фронте вытеснения r_вф и в этом случае остается

постоянной, равной S_в, а водонасыщенность при r=r_к будет увеличиваться, со-

ставляя S.

11. Отличие друг от друга водного и безводного периодов разра­ботки

Безводный период разработки продолжается до тех пор, пока вода не достигнет внешней границы пласта r_к, в течение этого периода будет извлекаться безводная продукция, т.е. чистая нефть. После достижения водой r_к наступает период добычи обводненной продукции, т.е. будет извлекаться не чистая нефть, как в случае безводного периода, а нефть вместе с водой. Со временем обводненность продукции может расти, достигая 98,5%, при обводненности продукции выше этого значения, добыча не рентабельна по экономическим соображениям.

Накопленная добыча нефти

Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

13. Расчет прогнозной обводненности и определение фактиче­ской

Для определения прогнозной обводненности продукции ν используют

выражение

ƒ(S) = = = (6)

Таким образом, расчетная обводненность продукции приравнивается к

функции Бакли-Леверетта. Фактическую обводненность продукции можно будет определить лишь в процессе добычи жидкости из скважины, по количеству воды, приходящейся на единицу добываемой нефти.

14. Как рассчитать перепад давления в элементе системы разработки, пользуясь методом эквивалентных фильтрационных сопротивлений? Какая мо­дель вытеснения при этом используется?

Для расчета перепада давления таким образом элемент системы разработки представляют в виде круга, в центре которого располагается нагнетательная скважина. Движение жидкостей считают плоскорадиальным. Радиус r_к опре­деляют из условия равенства пло­щадей исходного семиточечного и эквивалентного ему кругового эле­мента. Рассматривая характер течения жидкостей, приближенно разделяют фильтрационные сопротивления на две части - внешние, возникающие в круговой области при r_нс £ r £ R, и внутренние, находящиеся вблизи добывающих скважин при s /p ³ r³ r_с.

В какой-то момент времени вода внедряется в пласт на расстояние r_в от нагнетательной скважины. Если считать характер вытеснения поршневым, то течение в рассматриваемом элементе складывается из трех: 1) радиального (те­чение воды) от нагнетательной скважины до границы раздела воды с нефтью, r_нс £ r £ r_в; 2) радиального (течение нефти) от границы раздела с водой до условного контура радиуса R,

r_в < r £ R; 3) радиального (течение нефти) от кон­тура радиусом s /p до добывающей скважины, s /p > r³ r_с.

 

 

Перепады давления на границах выделенных таким способом областей запишутся в следующем виде:

 

	(7)
	(8)
	(9)

 

где Р_в - давление на границе раздела нефти и воды; P_R - давление на условном контуре радиусом R.

Последнее выражение написано с учетом того, что при семиточечной схеме расположения скважин в случае жесткого водонапорного режима q=2q_c.

Соотношение нагнетательных и добывающих скважин для семиточечной сис­темы составляет 1:2. Четыре добывающие скважины входят в состав смежных элементов. Поэтому единичный семиточечный элемент площади содержит одну нагнетательную и две добывающие скважины.

Сложив перепады давления на границах выделенных областей, получим выражения для определения DP:

(10)

В таком виде формула пригодна для определения перепада давления в случае поршневого вытеснения нефти водой.