Презентация на тему Вытеснение нефти водой. Виды и модели заводнения нефтяных залежей

вопросы вытеснения нефти водой из однородного и трещиновато-пористого пласта.

Задачи:
Рассмотреть

критерии применимости вытеснения нефти водой
Рассмотреть виды заводнения нефтяных залежей
Рассмотреть модели заводнения нефтяных залежей
Изучить вопросы вытеснения нефти водой из слоисто-неоднородного пласта при поршневой модели
Изучить вопросы вытеснения нефти водой из трещиновато-пористого пласта при непоршневой модели

хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных

скважин;
2. при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5-1,75 км. При больших значениях создаваемое давление в законтурной части практически не оказывает влияние на пластовое давление в центре залежи, в результате там наблюдается быстрое падение пластового давления;
3. при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой

воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин;
Замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания;
Повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания.

пласта с внешней областью;
для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления

между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения.

Преимущество
С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

залежей с очень большими площадными размерами.
Схемы внутриконтурного заводнения:
а) с

разрезанием залежи; б) осевое в)очаговое

Преимущество системы внутриконтурного заводнения - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

с расположениием рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении.

Принципиальное отличие блоковых систем состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения

Преимущество блоковых систем заключается в следующем:
1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.
2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.
3. Сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами ППД.
4. Упрощается обслуживание системы ППД (скважины, КНС и т. д.).
5. Компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах.

самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов

с очень низкой проницаемостью.
При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.

Основные схемы площадного заводнения.

объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти

из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.

Схема барьерного заводнения

непоршневого вытеснения
Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт, впереди

которого нефтенасыщенность равна начальной.
Позади остается промытая зона с
остаточной нефтенасыщенностью . Обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к забоям добывающих скважин.

Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него — одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. По мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте, а затем обводненность медленно нарастает.

Ѱ μн/ μв:1-2; 2-5; 3-10; 4-13; 5-16; 6-19; 7-27
где

lmax – максимальная длина языков неустойчивости; L – длина модели пласта, μн - вязкость нефти, σ - поверхностное натяжение на границе нефть – вытесняющая жидкость, V - скорость фильтрации, к – проницаемость.

при поршневой модели
Продуктивный пласт неоднородный. Его можно представить моде­лью

слоистого пласта, состоящего из тонких гидродинамически изоли­рованных пропластков, абсолютная проницаемость которых меняется в соответствии с законом гамма распределения

гамма распределения используется интеграл:
 

абсолютная прони­цаемость полностью обводившегося пропластка k*. По значению k*

на­ходится время обводнения этого пропластка t* и далее остальные параметры.

μн/kн= μв/kв

Примем допущение о том что отношение фазовых вкостей и проницаемостей нефти и воды равны, т.е.

В этом случае упрощенные выражения для дебита нефти для элемента системы разработки будут иметь вид:

 

Соответственно и для дебита воды.

диапазоне от k*=50km до k*=km/2) и определяем время его

обводне­ния t* по формуле:

 

2) По предыдущей формуле вычисляется дебит нефти qн(t*) и дебит воды qв(t*) в момент времени t*. Расчеты повторяют аналогичным образом для других значений k*. Из расчета следует, что чем больше проницаемость обводнившегося пропластка, тем меньше время его обводнения. Поэтому удобнее за­давать k* в порядке убывания, тогда время будет возрастать.

и дебита воды
Изменение во времени обводненности продукции скважин

при непоршневой модели
Модель трещиновато-пористого пласта

определяется выражением:
где a – экспериментальный коэффициент.
 
где kн , kв

– относительные проницаемости для нефти и воды;
k – абсолютная проницаемость;
θ – угол смачивания пород пласта водой;
σ –поверхностное натяжение на границе нефть – вода;
μн – вязкость нефти;
А – экспериментальная функция;
l - длина грани куба породы пласта.
sно – начальная нефтенасыщенность блока породы;
η – конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке.

а= ml3sноηβ/π

(1)

vф = d хф/dt
хф – координата фронта капиллярной

пропитки

0 ≤  х ≤ хф

Если в течение времени Δλ «вступило» в пропитку некоторое число блоков породы, то расход воды Δq, входящей в эти блоки, составит:

 

Суммируя приращения расходов Δq в формуле и устремляя Δλ к нулю, получим:

 

(2)

(3)

(4)

получим:
 
Решение интегрального этого уравнения позволяет записать выражение для скорости

движения фронта капиллярной пропитки:

 

И для определения его положения (координаты)

 

Эти формулы позволяют определить длительность безводной разработки пласта