26. Визначення просування контактів флюїдів та біжучого нафто вилучення

Визначення швидкості пересування та положення ВНК дає змогу контролювати швидкість переміщення води, що закачується, для того щоб уникнути утворення проривів води, які є несприятливими для розподілу водонасиченості пласта. Існують як прямі методи визначення положення ВНК, такі, як контроль за даними обводнення свердловин, гідрохімічні і промислово-геофізичні, так і непрямі, засновані на систематизації та комплексному узагальненні різної геолого-промислової інформації. Контроль за даними обводнення свердловин передбачає визначення меж впровадження води в поклад на підставі системного спостереження за динамікою обводнення видобувних свердловин. Цей метод найбільш простий і не вимагає застосування спеціальних приладів. Тобто, якщо з’являється пластова вода в свердловині, розташованій у внутрішньому контурі нафтоносності покладу, це вказує на те, що поточний внутрішній контур в районі цієї свердловини перемістився. Знаючи моменти проходження поточного внутрішнього контуру через різні свердловини, можна фіксувати його положення на різні дати і визначати швидкість переміщення на різних ділянках покладу.

Метод контролю за даними про обводнення свердловини корисно використовувати разом з гідрохімічними методами, заснованими на спостереженнях за зміною хімічного складу води, видобутої разом з нафтою. Особливо це важливо, якщо в покладі відбувається підйом ВНК і контури нафтоносності переміщуються одночасно з переміщенням фронту закачаної води.

Про геохімічні методи спостереження за переміщенням водонафтового контакту можна дізнатись з роботи[2], де зазначено, що найбільш чутливим параметром для визначення положення ВНК зарекомендувало себе світлопоглинання нафт (спосіб А.Ф. Гільманшина). Параметр успішно застосовується в ряді регіонів. Зміна параметра обумовлена тісним зв`язком оптичної прозорості нафт з їх хімічним складом.

Фотоколориметричні дані представляють у вигляді карт зміни коефіцієнта світлопоглинання Кн на різні дати відбору й аналізу нафт. За картами орієнтовно оцінюють напрямок руху нафти і шлях (вектор на площині ху), пройдений за час Т між вимірами. Якщо розраховувати горизонтальний градієнт зміни властивостей нафт в напрямку руху нафти, швидкість V її руху в пласті можна визначити за формулою:

V, м/рік = Кн * (grad_xy, одиниць / 100м)* ( T, роки )

Метод можна застосовувати, якщо в пласті не діють додаткові фактори зміни властивостей нафт, наприклад, адсорбція нафт породами, а лише механічне переміщення.

27. Розрахунок дебітів свердловин та приведених пластових тисків Дебіт– кількість(об’єм) рідини (води, нафти) або газу, що надходить на поверхню за одиницю часу з природного чи штучного джерела (свердловини, колодязя).

Система розробки кожного нафтового покладу може бути дуже різною як по сітці розміщення вердловин, порядку і темпу розбурювання площі, так і по темпу відбору с нафти.

Дебіти експлуатаційних свердловин q_i знайдемо, користуючись наступною системою рівнянь, які складені для трьох рядів свердловин :

.де Радіус приведеного контуру живлення R₀ = ; радіуси експлуатаційних рядів : R, R₂ , R₃ . Кількість свердловин в рядах : n; радіус свердловин r_c ; потужність пласта h = ; проникність k ; в’язкість нафти μ_н ; тиск на контурі області живлення р_к; вибійний тиск в свердловинах р_заб

Для порівняння пластових тисків, заміряних в свердловинах одного і того ж пласта із водонапірним режимом, їх потрібно привести до одної площини (початковому водонафтовому контакті чи рівня моря). Цей тиск називають приведеним пластовим тиском

Формула для розрахунку приведених тисків:

р'_пр = р'_пл + ρgh , де р'_пл поточний пластовий тиск, h поверх нафтоносності, рахуючи від площини початкового водонафтового контакту до вибою, ρ щільність нафти в пластових умовах .