1.3. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой

Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давле­нии). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм² и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспре­деляются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

Практическая часть

Определение нефтеотдачи под действием упругих свойств жидкости и породы

Задача 1.

Используя теорию упругого режима, разработанную В.Н. Щелкачевым, определить количество нефти, которое можно получить из залежи только за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давления в залежи до давления насыщения.

Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь - 1200 га; средняя мощность залежи = 12 м и пористость породы т = 22. Количество связанной воды = 20%. Начальное пластовое давление = 180 кгс/см2. Давление насыщения = 80 кгс/см2. Пластовая температура = 54,5° С. Добыча нефти за время падения пластового давления на (100 кгс составила 5 • 106 м3.

Объемный коэффициент только вследствие упругости нефти изменяется при пластовой температуре = 54,5° С и падении пластового давления с = 180 кгс/см2 до = 80 кгс/см2 от = 1,02 до = 1,026 см2/кгс (рис.3).

На основе этих данных можно подсчитать коэффициент сжимаемости нефти по формуле [1]

Коэффициент сжимаемости пор породы примем равным на 1 кгс/см2.

Коэффициент упругоемкости залежи подсчитаем по формуле

Искомый запас нефти, определяемый действием упругих сил, найдем по формуле

Для определения процента нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств среды подсчитаем общий начальный объем нефти в залежи (в пластовых условиях):

Находим процент нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств среды:

= 1,92% общего запаса нефти.

Получено нефти в результате внедрения воды из законтурной области

5.10 - 478 • 10 = 4522 • 103 м3.

Падение давления в пределах контура нефтеносности неизбежно нарушит равновесие за контуром, где давление также будет падать, и часть воды под действием упругой энергии пласта поступит в нефтяную часть пласта.

Рассмотрим законтурную кольцевую площадь = 12 000 га, занятую напорной водой, и примем при данных условиях коэффициент сжимаемости воды

Тогда коэффициент упругоемкости для указанной законтурной обводненной части пласта найдем по формуле

Как видно из сравнения коэффициентов упругоемкости для нефтяной и обводненной частей пласта, падение давления за контуром будет менее интенсивным, чем внутри контура.

Предположим, что средневзвешенное давление внутри рассматриваемой кольцевой площади уменьшится за тот же промежуток времени на

В этом случае количество воды, которое поступит в поры пласта под действием упругой энергии в пределах контура нефтеносности, будет

Таким образом, через начальный контур нефтеносности в результате гидродинамического (неупругого) перемещения воды в пласт поступит следующий объем жидкости:

Остальная часть (до 5-106м3) представляет суммарный запас, определяемый действием упругих сил. Иначе говоря, больше половины (приблизительно 51,7%) добычи нефти будет получено за счет упругой энергии нефти, породы и воды, расположенных в пределах начального контура нефтеносности и в его непосредственном окружении.

Определение коэффициента нефтеотдачи и продолжительности процесса при площадном заводнении

Задача 2.

Площадное заводнение нефтяной залежи ведется по пятиконечной системе (рис.3). Площадь элемента заложи 4, средняя мощность = 10 м; средний коэффициент пористости породи т - 0,25; содержание связанной воды равно 20% от объема пор.

Нефтенасыщенность породы к моменту начала процесса заводнения = 0,55; вязкость нефти в пластовых условиях =11 сантипуазам; объемный коэффициент нефти 1,12; вязкость воды = 1 сантипуазу. Объемный коэффициент воды = 1.

Требуется определить ориентировочно продолжительность процесса заводнения и количество нефти, которое будет получено с каждого элемента площади, если окончание процесса приурочено к достижению степени обводнения продукции эксплуатационных скважин, выражающейся величиной - 97%, а интенсивность нагнетания воды равна сутки на каждую инжекционную скважину.

При пятиточечной системе расстояние между инжекционными скважинами равно стороне квадрата-элемента площади = 4 га = 40000 м2; сторона квадрата - 1/40000 = 200 м.

Подсчитаем коэффициент М, определяемый свойствами Пластовых жидкостей, по формуле

Среднее расстояние от инжекционных скважин до контура воды к моменту прорыва ее в эксплуатационные скважины

Для этих условий величину нефтеотдачи к моменту прорыва воды в эксплуатационные скважины можно определить из графика (рис.5) как = 36%. Коэффициент заводнения для пятиточечной системы - 72,3%.

Теперь имеются все данные для вычисления продолжительности первого периода получения безводной нефти по формуле

Средний удельный расход воды в течение второго периода заводнения, принимая изменение обводнения равномерным, определится по формуле

где - степень конечного обводнения продукции эксплуатационных скважин, равная 97%, или 0,97.

Конечная нефтеотдача при = 97% и = 0,081 равна 61%, т.е. = 0,61.

Продолжительность второго периода получения водо-нефтяной продукции подсчитаем по формуле

Общий срок процесса заводнения 786 + 3385 = 4171 день, или около 11,4 года.

За время заводнения с каждого элемента площади будет добыто нефти.