Механизм воздействия на пластовую систему, внедрения очагов.

Содержание статьи





 Под регулированием понимается создание таких условий разработки объекта, при которых заданные темпы отбора нефти и коэффициент нефтеотдачи достигаются с наименьшими затратами материальных средств.
Участки очагового заводнения обычно невелики по размеру площади, однако коллекторы, слагающие их, обладают .неоднородностью. В результате такой неоднородности добывающие скважины обводняются не одновременно. При обводнении какого-либо слоя в одной из скважин коэффициент продуктивности ее по этому пласту увеличивается во столько раз, во сколько нефть и вода различаются по вязкости. Если на участке давление нагнетания и число нагнетательных скважин оставить без изменения, то вследствие интерференции происходит перераспределение отборов между добывающими скважинами пропорционально величине их коэффициентов продуктивности. Это означает, что дебит обводнявшегося слоя в скважине увеличится за счет снижения дебита еще не обводнившихся слоев скважин участка. Чтобы не произошло такого снижения дебита нефти по участку, необходимо увеличить производительность нагнетательной скважины (повысить давление нагнетания и увеличить число нагнетательных скважин) или выключить в скважине из эксплуатации обводнившийся слой.
Таким образом, регулирование разработки при очаговом заводнении будет заключаться в разработке режима эксплуатации обводняющихся скважин, оптимизации системы заводнения участка. Решение этих вопросов должно проводиться с позиций достижения высоких темпов отбора запасов нефти и проектного коэффициента нефтеотдачи.
Степень снижения дебита нефти по участку из-за обводнения скважин определяется коэффициентом ,  который рассчитывается по формуле:
где hн — сумма коэффициентов продуктивности пластов, дающих нефть во всех добывающих скважинах участка; hа —то же для обводнившихся пластов (определяется до начала обводнения, т. е. по вязкости нефти.   hнагн — коэффициент продуктивности нагнетательной скважины, определенный после начала закачки воды. Коэффициент m* для однопластовой залежи равен m*, для многопластовой — зависит от доли коэффициента продуктивности обводнившихся пластов. Чем больше величина коэффициента обводнившихся слоев,  тем больше снижается дебит нефти участка из-за различия вязкостей нефти и воды.
_Если пласт в скважине полностью обводнился (определяется это только путем исследования скважины или по данным ее эксплуатации), его необходимо изолировать. В случае частичного обводнения пласта скважину можно временно остановить. При этом выключается из работы не только обводнившийся слой, но и нефтенасыщенный. Поэтому необходимо определить условие, при котором остановка обводнившейся скважины не приведет к снижению отбора нефти. Поскольку дебит нефти по участку пропорционален доле коэффициента продуктивности нефтенасыщенных пластов работающих скважин в общем коэффициенте продуктивности всех пластов скважин участка, включая и нагнетательную, то остановка скважины будет эффективной только в том случае, если эта доля увеличится или в крайнем случае не уменьшется. Обводненность скважины, при которой ее временно можно остановить, зависит от средней обводнснности жидкости участка и определяется для однопластового объекта .
Если объект многопластовый, как показывают расчеты “и результаты анализа работы обводняющихся скважин, обводненность добываемой скважиной жидкости зависит не только от состояния обводнения пластов, но и от системы разработки и режима эксплуатации скважины. Поэтому вместо обводненности жидкости скважины необходимо использовать долю коэффициента продуктивности обводнившихся пластов в общем коэффициенте продуктивности, скважины и участка.
 Обводненность продукции скважины, при которой ее можно остановить и не потерять в отборе нефти по участку в целом, увеличивается по мере роста обводненности всей жидкости, отбираемой с участка. Поэтому на ранней стадии разработки, когда обводненность жидкости, отбираемой с участка, еще невелика, скважины можно останавливать при сравнительно низкой обводненности.
Большое влияние на величину предельной обводненности оказывает и пропускная способность нагнетательнпи скважины. Чем выше коэффициент продуктивности нагнетательной скважины, тем до более высокой обводненности можно эксплуатировать обводняющиеся скважин. Поэтому по мере увеличения обводненности жидкости по участку часть из обводняющихся скважин переводят под нагнетание. Все проводимые на участке мероприятия (остановка скважин или перевод их под нагнетание) будут эффективными.
Таким образом, если после проведения какого-либо мероприятия (расширение очагового заводнения, изоляция пластов, остановка скважин) доля коэффициента продуктивности нагнетательной скважины и нефтенасыщенных пластов в работающих скважинах увеличилась, то отбор нефти по участку должен возрасти, а отбор воды уменьшиться.
Перевод обводняющейся добывающей скважины на форсированный режим работы может увеличить отбор нефти по участку в целом, если выполняется следующее условие:
где  Pcнагн—забойное давление в нагнетательной скважине, кгс/см2; Рсэн,   Рсэа—забойное давление в добывающих скважинах, средневзвешенное по коэффициенту продуктивности нефтенасыщенных и обводнившихся пластов соответственно. Индексы “о” и “t” означают состояние до и после проведения мероприятия соответственно. Из приведенного соотношения видно, что форсирование отбора жидкости из обводнившихся скважин будет эффективным только на поздней стадии разработки.

LABA




ищи здесь, есть все, ну или почти все