Формулы, учитывающие особенности проектирования новых способов повышения нефтеотдачи пластов

Прежде всего необходимо обратить внимание на то обстоятельство, что полученные результаты после применения новых способов извлечения нефти будут учтены при проектировании процесса разработки с помощью расчетных формул, приведенных в предыдущих разделах. Эти формулы имеют довольно общий универсальный характер. Они справедливы при: различных вытесняющих агентах - жидких, газообразных или комбинированных; различных взаимных расположениях нагнетательных скважин – параллельными рядами, равномерно рассредоточено или избирательно рассредоточено; различных изменениях коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин – за счет обработок, постоянного воздействия или целенаправленного выбора. Главные результаты новых способов будут выражены в увеличении начальных извлекаемых запасов нефти (Q₀) и в изменении амплитудного дебита нефтяной залежи (q₀). Эти способы в большинстве случаев содействуют улучшенному вытеснению нефти агентом при заводнении путем создания оторочек перед фронтом закачиваемой воды или при применении добавок, улучшающих свойства закачиваемой воды.

Приводимые здесь указания по проектированию и расчётные формулы позволяют учесть специфические особенности некоторых способов повышения нефтеотдачи.

1. Случаи заводнения с узкой концентрированной фронтальной оторочкой вещества, химически взаимодействующего с нефтью, водой и породой пласта.

В таких случаях при учёте только физических законов нельзя предсказать результаты с помощью гидродинамических формул. Необходимы: разнообразные эксперименты для сопоставления эффективности заводнения с узкой оторочкой взаимодействующего вещества и традиционного заводнения без оторочки; лабораторные исследования на образцах породы для оценки возможного увеличения коэффициента вытеснения нефти улучшенной водой (К₂), а также промысловые исследования, позволяющие оценить увеличение коэффициентов продуктивности нагнетательных (с начала процесса) и добывающих скважин (после прорыва агента), уменьшение общей неравномерности вытеснения нефти и фактическое увеличение извлекаемых запасов нефти. Промысловые исследования желательно проводить на участках нефтяной залежи с достаточно большим числом нагнетательных и добывающих скважин для полной оценки всего процесса.

Пример такого заводнения с узкой концентрированной взаимодействующей оторочкой – внутриконтурное с закачкой большой порции серной кислоты, применённое по предложению И.Ф.Глумова и других в Татарии на Ромашкинском нефтяном месторождении по эксплутационным девонскому и бобриковскому горизонтам.

При рекомендуемом объёме закачиваемой серной кислоты до 1000 тонн в одну нагнетательную скважину по сравнению с обычным заводнением было установлено следующее: коэффициент продуктивности нагнетательной скважины ν₁ в среднем увеличился не менее чем в 1,2 раза; коэффициент вытеснения нефти водой ν₂ в среднем увеличился в 1,2 раза, при этом соотношение подвижностей воды и нефти ν₃ в пластовых условиях увеличилось в 1,315 раза; послойная неоднородность пластов ν₄ по скорости вытеснения нефти в среднем уменьшилась не менее чем в 1,5 раза.

Формулы для обычного заводнения с дополнительной корректировкой имеют следующий вид:

Функция относительной производительности скважины

Коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющей воды

Расчетная послойная неоднородность

Конечный коэффициент нефтеотдачи

К_но=К₁К_1аК₂ν₂К₃К₄.

Другие расчетные формулы, применяемые при определении технологических показателей разработки нефтяной залежи, не требуют дополнительной корректировки.

2. Случаи заводнения с широкой оторочкой вещества, которое полностью или почти полностью вытесняет нефть, но в последующем само не полностью вытесняется закачиваемой водой.

В таких случаях вполне возможно проектирование процесса разработки нефтяной залежи на основе стандартных исходных данных, полученных в результате лабораторных и промысловых исследований.

Пример такого заводнения с широкой оторочкой вещества высокой вытесняющей способности, сокращающейся по мере продвижения по пласту, - последовательное нагнетание сначала газа высокого давления в состоянии смесимости с нефтью, а затем воды.

Пока между вытесняемой нефтью и заканчиваемой водой имеется оторочка газа высокого давления и фактически газ вытесняет нефть, коэффициент её вытеснения близок единице (К_нг2≈1). При этом вместо остаточной нефти в пласте находится газ со значительной меньшей плотностью. Собственно эффект процесса состоит в подмене нефти газом и уменьшении массы остающихся в пласте углеводородов. Коэффициент вытеснения газа водой меньше единицы (К_гв2<1) и близок к коэффициенту вытеснения нефти водой (К_гв2≈К_нв2).

В процессе разработки среднего по размеру (типичного) элемента нефтяной залежи выделяют 3 стадии:

1) нагнетают газ, который вытесняет нефть, отбирают нефть и некоторое количество газа;

2) закачивают воду, которая вытесняет газ, а газ – нефть, отбирают нефть, газ и некоторое количество воды, вода поступает по той части пласта, которая ранее была занята газом;

3) закачивают воду, вода вытесняет нефть, отбирают нефть и воду.

Эти стадии различаются по коэффициентам охвата вытеснением (К₃), расчётного относительного количество отбираемой жидкости в долях подвижных запасов нефти (F), расчётной предельной доли вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины (А), амплитудного дебита (q₀), извлекаемых запасов нефти (Q₀) и расчётных извлекаемых запасов жидкости (Q_F0).

Ниже приведены обозначения параметров по стадиям.

Между этими величинами существуют вполне определенные связи. Относительные количества отобранных жидкостей за первые две стадии связаны следующим образом:

F⁽²⁾ = F_Г/(1-K_гв2),

где (1-К_гв2) – доля остаточного газа.

Отностиельное количество воды отобранных нефти и газа за первые две стадии составит:

Здесь игдексы Н, Г, В соответствуют нефти, газу, воде. Соотношения подвижностей в пластовых условиях газа и нефти и воды и нефти:

,

Коэффициенты, учитывающие различие физических свойств нефти н газа и нефти и воды:

,

Амплитудные дебиты нефтяной залежи при закачке газа и при закачке воды

,

,

,

,

Начальные извлекамые запасы нефти первой стадии, первой и второй стадий, первой, второй и третьей стадий:

,

,

,

где — подвижные запасы нефти при условии вытеснения ее газом.

Расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости первой стадии, первой и второй стадий, первой, второй н третьей стадий:

,

, ,

.

Коэффициент использования подвижных запасов нефти и расчетный относительный отбор жидкости зависят от расчетной послойной неоднородности и расчетной предельной доли агента:

,

,

где - текущие экономические затраты на 1 т добываемой жидкости, в значительной мере определяемые стоимостью 1 т нагнетаемого в пласт газа высокого давления для вытеснения нефти;

,

.

Текущий годовой отбор нефти по скважинам, находящимся на первой стадии эксплуатации,

,

Текущий годовой отбор нефти по скважинам, находящимся на второй стадии эксплуатации,

,

Текущий годовой отбор нефти по скважинам, находящимся на третьей стадии эксплуатации,

,

Текущий годовой отбор газа по скважинам, находящимся на первой стадии эксплуатации,

,

,

Текущий годовой отбор газа по скважинам, находящимся на второй стадии эксплуатации,

,

,

.

Текущий годовой отбор воды по скважинам, находящимся на второй стадии эксплуатации,

,

.

Текущий годовой отбор воды по скважинам, находящимся на третьей стадии эксплуатации,

,

.

В целом по всем скважинам нефтяной залежи текущий годовой отбор нефти

,

текущий годовой отбор газа

,

текущий годовой отбор воды

,

текущая годовая закачка газа

,

текущая годовая закачка воды

где и — доли потери закачиваемых газа и воды.