Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Коэффициент извлечения нефти и составляющие его коэффициенты. Проблемы разработки нефтяных месторождений с заводнением

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений.

В сущности это водонапорный режим в чистом виде.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение или вне ее – законтурное). Воду нагнетают в несколько скважин – куст. Насосные станции, применяемые при заводнении нефтяных пластов называют кустовыми насосными станциями.

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 1:1.

Используют воду с минерализацией более 1 г/литр, менее (т.е. питьевую воду) использовать запрещено.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе разработки поддерживают обычно на уровне 5 - 10 МПа, а в ряде случаев - 15 - 20 МПа.

Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход воды закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорционален перепаду давления. Однако на практике эта зависимость нелинейная. При некотором перепаде давления расход начинает резко увеличиваться. Происходит это за счет раскрытия трещин и резкого увеличения проницаемости в этой зоне.

Режимы:

1 ) Режим истощения пластовой энергии - это когда контур залежи неподвижен, депрессия не достигла водо-нефтяного контакта (характерно для упругого режима и режима растворённого газа)

2) Режим вытеснения - когда контур залежи подвижен, (характерно для водонапорного режима)

КИН_{в случае заводнения} = q_накопл/ q_{баланс за весь срок разработки}

При водонапорном режиме КИН = 0,35-0,7

Структура КИН с геологической полиции:

КИН = К _{вытеснения нефти водой} * К _{охвата вытеснением} * К _{заводнения}

1) К _{вытеснения нефти водой} - можно определить в лабораторных условиях: отбирают керн, насыщают нефтью и нефть вытесняют водой до последней капли

К _{вытеснения нефти водой-} - равен отношению объёма нефти, вытесненной из образца породы при бесконечной промывке к объёму нефти, которая находилась в этом объёме. К _{вытеснения нефти водой} зависит от:

1) микроструктуры пород коллекторов минералогического состава,

2) соотношение вязкости нефти и воды,

3) смачиваемости пород и характер проявления капиллярных сил,

4) скорости вытеснения нефти водой.

С позиции залежи нефти - это кол-во нефти, вытесненной из залежи, охваченной вытеснением к кол-ву нефти, которая находилась в этом объёме.

Физическая нефтеотдача 0,4-0,7.

2) К _{охвата вытеснением} -это отношение объёма залежи (куда попадает вода), охваченная вытеснением ко всему объёму залежи.

К _{охвата вытеснением}= β₁*β₂*β₃*β₄

β₁ - отражает степень сообщаемости этих скважин по пропласткам,

β₂ - учитывает потери застойных и тупиковых зон,

β₃ - для рядных систем заводнения потери в стягивающих рядах,

β₄ - потери в нагнетательных скважинах.

3) К _{заводнения} - это отношение нефти, вытесненной из промытого объёма, при промывке его до заданной обводнённости продукции к кол-ву нефти, определяемой коэффициентом вытеснения. Отражает степень промытости породы.

КИН в советские времена был 0,4, а сейчас меньше.