.РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ 5.1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

.РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С
ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ
5.1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью
вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом
пластового давления на заданном уровне.
В настоящее время заводнение — самый распространенный
в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых
месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из
заводняемых месторождений. В США из таких месторождений
также получают значительную часть добычи нефти.
Наиболее
часто
применяемые
виды
заводнения:
внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных
схемах расположения скважин и законтурное. Используют также
очаговое и избирательное заводнение.
Технологически заводнение осуществляется следующим
образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов
высокого давления, установленных на насосной станции,
закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на
площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне
ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в
несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции,
применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных
пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству
воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие
требования. В среднем принято, что количество взвешенных
частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых
и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.
Давление на устье нагнетательных скважин в процессе
заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 – 10 МПа,
а в ряде случаев – 15 – 20 МПа. Так как проницаемости в
призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и
том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные
скважины воды – различный. Теория заводнения нефтяных
пластов показывает, что расход qвсводы, закачиваемой в
нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть
пропорциональным перепаду давления. Однако фактически,
согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада
давления, причем при малых его значениях зависимость близка к
линейной (рис. 38), но при
некотором перепаде давления
pc , расход qвс начинает
резко увеличиваться.
Рис.38.Зависимость
расхода
воды, закачиваемой в нагнетательную
скважину, от перепада давления
Это
происходит
по
той
причине, что при перепаде давления pc  pc  p к  pc
в призабойной зоне скважины раскрываются трещины, и
эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко
возрастает.
При разработке нефтяных месторождений с применением
заводнения из добывающих скважин вначале получают
практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем,
по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе
с нефтью добывать воду. Если qвз — полный расход воды,
закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в
целом в единицу времени, qв — количество добываемой из
пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит
воды), а qн — дебит нефти, то имеем следующие выражения.
1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к
моменту времени t :
t
Qвз   qвз t dt .
(5.1)
0
2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот
же период времени:
2
t
Qн   qн t dt .
(5.2)
0
3. Накопленное количество добытой из пласта воды:
t
Qв   qв t dt
.
(5.3)
0
  Qн G
Текущую
нефтеотдачу
при
разработке
заводняемых месторождений выражают обычно в виде
зависимости  от Qв Vп или  от Qвз Vп (Vп – поровый объем
пласта;
G
– геологические запасы нефти). Типичная зависимость
   Qв Vп  , получаемая при разработке пластов, содержащих
маловязкую нефть (вязкостью 110-3 – 510-3 МПа·с), с применением заводнения показана на рис. 39.
Рис.39.
Зависимость
текущей
нефтеотдачи от Qв Vп . Нефтеотдача:
0 – безводная;  к – конечная
Извлекаемые запасы нефти в
пласте или в месторождении в
целом N определяют следующей
формулой:
N  кG
.
(5.4)
Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения Qвз Vп в
том случае, когда заводнение применяют с начала разработки
месторождения, имеет вид, показанный на рис. 40.
Текущая обводненность  продукции, добываемой из
пласта или месторождения, составит

qв
q
 в ;
qв  qн qж
qж  qв  qн .
3
(5.5)
На рис. 40 показана типичная для месторождений
маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от
Qвз Vп . Коэффициентом вытеснения нефти водой 1 при
разработке нефтяных месторождений с применением заводнения
называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее
запасам, первоначально находившимся в части пласта,
подверженной воздействию заводнением.
Рис.40. Зависимость текущей
нефтеотдачи и обводненности
продукции от Qвз Vп :
;
2–текущая обводненность 
1–текущая нефтеотдача
Соответственно
коэффициентом
охвата
пласта воздействием  2
называется
отношение
запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта,
подверженной воздействию заводнением, к геологическим
запасам нефти в пласте.
Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти
водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему
заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис. 41). Пласт
состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три
нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие
того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в
области между нагнетательной галереей (х=О) и добывающей
галереей (x= l ), не разрабатывается — в него не поступает
закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть.
Общие геологические запасы нефти в пласте:
G  G1  G2 G 3G4 .
Охваченные заводнением запасы
сумме запасов:
Gохв
Gохв  G2  G3  G4 .
4
(5.6)
равны следующей
(5.7)
По определению
Qн
Qн Gохв



 1 2
G Gохв G
.
(5.8)
Рис.41. Схема заводнения слоистого пласта
В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен
произведению не только двух, но и трех и большего числа
коэффициентов. Если, согласно рис. 41, в некоторый момент
времени закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на
расстояние l 2 , в пласт 3 — на расстояние l3 , а в пласт 4 — на
расстояние l 4 , то первоначальные запасы нефти в заводненной
части пласта 2 можно обозначить G02 , а соответствующие
запасы в пластах 3 и 4 —
первоначальные запасы
определяют по формуле
Gзав в
G03
G04 .
и
Суммарные
заводненной области пласта
Gзав  G02  G03  G04
,
(5.9)
тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно написать
5

Qн
Q G
G
 н  зав  охв  1112 2 ,
G Gзав Gохв G
(5.I0)
где 11– коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной
области пласта;
12
– коэффициент заводнения.
В условиях неизменной системы и технологии разработки
пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен
произведению коэффициента вытеснения 1 на коэффициент
охвата  2 , зависимость их от
Qвз Vп
Рис.42 . Зависимость
показана на рис. 42,
1и  2
от
Qвз Vп
откуда видно, что 1 возрастает с увеличением Qвз Vп , а  2
остается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием
запасов в указанных условиях с течением времени не
изменяется.
Если же 
определяют как произведение трех
коэффициентов согласно формуле (5.10), то их зависимости от
Qвз Vп при неизменных системе и технологии разработки
пластов будут иметь вид, показанный на рис. 43.
Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной
области 11 (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода
воды по нему к добывающей галерее будет близким к
6
постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в
период безводной добычи нефти также остается неизменным и
только в водный период он несколько возрастает вследствие
дополнительного «отмыва» нефти. Поэтому этот коэффициент
остается постоянным в начальный период вытеснения нефти
водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает.
Коэффициент заводнения 12 (кривая
соответствии с его определением будет
Рис.43. Зависимость 11 ,12
2
на
рис.
43)
в
и  2 от Qвз Vп
непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды
объем заводненной области непрерывно увеличивается.
Коэффициент охвата  2 (кривая 3) остается постоянным при
неизменной системе и технологии разработки месторождения.
Коэффициенты 1 и 11в общем случае, т. е. не только при
разработке месторождения с применением заводнения,
определяют по физико-геологическим свойствам и строению
пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре пласта, а
также механизму извлечения из него нефти. Коэффициент
вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных
экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов
пород-кернов,
а
также
промысловых
исследований.
Теоретические и экспериментальные данные показывают, что
коэффициент вытеснения 1 в процессе разработки
месторождений с применением заводнения, т. е. при вытеснении
нефти из пластов не смешивающейся с нефтью жидкостью
(водой), зависит от следующих основных факторов:
7
1)
минералогического
состава
и
литологической
микроструктуры пород — коллекторов нефти и, как следствие
этих факторов, — глинистости пород, распределения пор по
размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных
проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е.
размера блоков и трещин, отношения их проницаемости и т. д.;
2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей
нефть;
3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти
и их зависимостей от температурного режима пластов;
4) смачиваемости пород водой и характера проявления
капиллярных сил в породах-коллекторах с различной
микроструктурой;
5) скорости вытеснения нефти водой.
Коэффициент охвата пластов воздействием при
заводнении  2 зависит главным образом от следующих
факторов:
1. Физических свойств и геологической неоднородности
разрабатываемого
нефтяного
пласта
в
целом
(макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие
газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е.
водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали
(наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали
(литологического выклинивания пропластков).
2. Параметров системы разработки месторождения, т. е.
расположения
скважин
в
пласте,
расстояний
между
добывающими, а также между добывающими и нагнетательными
скважинами, отношения числа нагнетательных к числу
добывающих скважин.
3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих
скважин, применения методов воздействия на призабойную зону
и совершенства вскрытия пластов.
4.
Применения
способов
и
технических
средств
эксплуатации скважин (механизированных способов добычи,
обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин,
методов одновременно-раздельной эксплуатации).
8
5. Применения методов управления процессом разработки
месторождения путем частичного изменения системы разработки
(очагового и избирательного заводнения) или без изменения
системы разработки (изменения режима работы скважин,
установления оптимальных условий прекращения эксплуатации
скважин, циклического заводнения и др.).
В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения
зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности
и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды,
а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как
и при других методах разработки, определяется степенью
макронеоднородности месторождения, системой разработки и
условиями эксплуатации скважин.
5.2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОГО
ПЛАСТА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ
НЕФТИ ВОДОЙ
Показатели, близкие к реальным, получают в ряде случаев
при расчете разработки нефтяных месторождений с помощью
модели, состоящей из моделей процесса поршневого вытеснения
нефти водой и слоистого пласта.
Прежде всего, рассмотрим процесс поршневого вытеснения
нефти водой из одного прямолинейного слоя (пропластка)
толщиной hi и длиной l , пористостью m и проницаемостью ki
(рис. 44).
Рис.44. Модель прямолинейного пропластка
при поршневом
вытеснении нефти
водой
Пусть давление
воды, входящей слева в пропласток, равно p1 , а давление воды
на выходе из него – p2 . Будем считать, что в течение всего
процесса вытеснения нефти водой из слоя перепад давления

p  p1  p2 постоянный. В соответствии с моделью
9
поршневого
вытеснения
нефти
водой
остаточная
нефтенасыщенность в заводненной области слоя остается
постоянной, равной sност . Согласно рис. 44, фронт вытеснения

занимает в момент времени t положение xвi  xвi t . Ширина
пропластка, измеряемая в направлении, перпендикулярном к
плоскости чертежа (рис. 44), равная ширине всего пласта,
составляет b . При постоянном перепаде давления на входе в
пропласток и на выходе из него расход закачиваемой воды qi
будет изменяться со временем.
Предположим, что в заводненной зоне, т. е. при
x  xвi cвязанная вода с начальной насыщенностью
0
s св полностью
смешивается с закачиваемой водой, так что
условно (см. рис. 44) заводненная область насыщена остаточной
нефтью и этой смесью. Тогда суммарный объем воды
вошедший в область пропластка при
определить по формуле

0  x  xвi ,

Qвзi  mbhi 1  sност  sсв xвi .
Qвзi ,
можно
(5.11)
Дифференцируя это выражение по времени t, получаем
следующую формулу для расхода воды, поступающей в i-й
пропласток:
qвзi  mbhi 1  sност  sсв 
dxвi
.
dt
(5.12)
С другой стороны, можно, согласно обобщенному закону
Дарси, т. е. с учетом того, что фазовые проницаемости для воды
и нефти соответственно составляют
и
kн
kфв  kkв , kфн  kkн ( kв
— постоянные относительные проницаемости), получить
для расхода воды следующее выражение:
10

k k bh p  pвi
qвзi  i в i 1
в xвi t 
где

,
(5.13)
в — вязкость воды.
При рассмотрении процессов вытеснения нефти водой
принимают, что нефть и вода — несжимаемые жидкости.
Сжимаемость пород пласта также не учитывают. Поэтому,
аналогично формуле (5.13), можно написать для дебита нефти,
получаемой из того же i-го пропластка, выражение:
k k bh  p  p2 
,
qнi  i н i вi
н l  xвi 
где
(5.14)
н — вязкость нефти.
Из выражений (5.13) и (5.14), исключая из них давление
на фронте вытеснения, получаем:
qвзi  qнi 
н
ki bhi p
 н в 
l  
  xвi t 
kh
 k н kв 
,
pвi
(5.15)
p  p1 p2 .
Приравнивая
(5.12)
и
(5.15),
получаем
дифференциальное уравнение относительно
x
вi
t :
следующее
 н  н в   dxвi
ki p


l


x

. (5.16)
вi 



m1  sност  sсв 
 kн kв   dt
 kн
Интегрируя (5.16) и учитывая, что xвi  0 при t = 0 получаем следующее квадратное уравнение относительно xвi :
11
н
  н  в  xвi 2
ki pt
lxвi  
 

.
kн
m1  sност  s св 
 k н kв  2
(5.17)
Решая это квадратное уравнение, получаем окончательные
формулы для определения xвi в пропластке с проницаемостью
k
в любой момент времени:
xвi t  
 н l 1  1  ki t 
;
 н в 
k н 
 
k
 н kв 

 
2p н  в 
 kн kв 

m1  s ност  sсв 
н l
2 2
kн
.
(5.18)
2
Чтобы получить формулу для определения времени
обводнения
i -го
пропластка с проницаемостью
первой формуле (5.18)
xвi  l , тогда
m1  sност
t 
  н в  2
 sсв 
 l
 k н kв  .
2pk
k ,
t
положим в
(5.19)
Из формулы (5.19) следует, что пропласток с очень
большой проницаемостью обводнится в самом начале процесса
вытеснения нефти водой из слоистого пласта.
Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из слоистого
пласта. Для удобства сложим мысленно все пропластки этого
пласта в один «штабель», причем таким образом, чтобы
абсолютная
проницаемость
пропластков
изменялась
12
последовательно, начиная с наименьшей и кончая самой
высокой.
Пусть, например, в нижней части этого «штабеля»
расположен пропласток с самой большой проницаемостью, а
вверху – с наименьшей проницаемостью. Согласно вероятностностатистической
модели
слоисто-неоднородного
пласта,
суммарную толщину h пропластков, проницаемость самого
проницаемого которых не ниже, чем некоторое значение, равное
k , можно установить в соответствии с формулой закона
распределения проницаемости следующим образом:
h h  F k ,
где
h
(5.20)
— общая толщина всех пропластков в «штабеле».
Формулу (5.20) можно представить в дифференциальном
виде, т. е. через плотность распределения, следующим образом:
dh
 F k dk  f k dk .
(5.21)
h
Здесь f k  — плотность вероятностно-статистического
распределения абсолютной проницаемости.
Вытеснение нефти водой из слоистого пласта в целом
можно рассматривать и иным образом, считая, что в некоторые
слои толщиной h и проницаемостью k поступает вода с
расходом q . Тогда из формул (5.17) и (5.18)
q 
bkн pkh
.
 н l 1  kt
(5.22)
С учетом (5.21) из (5.22), заменяя конечные приращения
соответствующих величин их дифференциалами и опуская
индекс i , находим:
dq 
bkн phkf k dk
.
 н l 1  kt
(5.23)
13
Согласно
модели
поршневого
вытеснения,
из
обводнившихся пропластков нефть не извлекается – из них
поступает только вода. Обводняются, конечно, в первую очередь
высокопроницаемые пропластки. В используемых в теории
разработки нефтяных месторождений моделях пластов могут
быть слои с бесконечно большой проницаемостью. Таким
образом, к моменту времени
t  t , когда обводнятся все слои с
k  k , можно добывать нефть лишь из слоев
проницаемостью k  k . В соответствии со сказанным, для
проницаемостью
с
дебита нефти из рассматриваемого слоистого пласта на основе
(5.23) получим следующее выражение:
bkн hp k kf k dk
qн t  
.

 н l 0 1  kt
(5.24)

Дебит воды qв t можно определить также с учетом
указанных соображений по формуле
bkв hp 
q в t  
 kf k dk .
вl k
(5.25)

С
помощью
данных
формул
последовательно значения времени
t  t
можно,
задавая
по (5.19), определить
k.
Затем,
предполагая,
что
плотность
вероятностностатистического распределения абсолютной проницаемости
известна, проинтегрировав (5.24) и (5.25), можно определить qн ,
qв и q  qж  qн  qв .
Приведенные выкладки и формулы пригодны, как уже было
указано, для случаев, когда в течение всего процесса вытеснения
нефти водой из слоистого пласта перепад давления не
изменяется. Когда же задано условие постоянства расхода qвз
закачиваемой в слоистый пласт воды, получают несколько иные
соотношения для определения дебитов нефти и воды, а также
перепада давления, который в данном случае будет изменяться с
14
течением времени. Если qвз  const , справедливы формулы
(5.15) и (5.16), следует при этом учитывать, что перепад давления
p — функция времени, т. е. p  p t .

Введем функцию  :
 н в  2

2
 kн
t
 k н kв 
.
    p t dt ,  
2 2
m1  sност  sсв  н l
0
Из формулы (5.15),
дифференциалов расхода
(5.26) получим
dqвз 
(5.26)
если ее записать относительно
q и толщины пласта h , с учетом
bkн pt kdh
.
 н l 1  k
(5.27)
Как и в случае постоянного перепада давления, при
постоянном расходе закачиваемой в слоистый пласт воды, к
некоторому моменту времени t  t часть слоев окажется
полностью обводненной и из них будет добываться только вода,
из другой же части будут добывать безводную нефть. Поэтому
полный расход закачиваемой во всю толщу слоистого пласта
воды qвз можно определить в результате интегрирования
выражения (5.27) и прибавления к правой его части интеграла,
учитывающего приток воды из обводнившихся слоев. Имеем
bkн p t  k kf k dk bkв p t  
qвз 


 kf k dk .
 н l 0 1  k
в l k
(5.28)

Обучающемуся
предлагается
следующая
процедура
последовательного определения p t . Вначале следует

задаться значением проницаемости
определить время обводнения слоя
15
k , по
t  t ,
формуле (5.19)
после чего для
данного
t
вычислить
.
Затем определяют

интегралы,
входящие в формулу (5.28), и p t при заданном qвз .
Вычислительные операции повторяют при других меньших
значениях k для получения зависимости p t .

Дебит нефти находят по формуле
bkн p t  k  kf k dk
,
qн t  

 нl 0 1  k
(5.29)
а дебит воды — по формуле
bkв p t  
qв t  
 kf k dk .
в l k
(5.30)

В радиальном случае при поршневом вытеснении нефти
водой из отдельного слоя вместо уравнения (5.12) будем иметь
k k
p
qвзi  в i 2hi r .
в
r
(5.31)
Пусть в некоторый момент времени фронт вытеснения
нефти водой в i -м слое дошел до радиуса r  rвi , где
пластовое давление равно
pвi , тогда интегрируя (5.31) от
радиуса скважины до радиуса rвi , получаем:
r
k k
qвзi ln вi  в i 2hi  pc  pвi  .
rc
в
(5.32)
В области rвi  r  R , т.е. впереди фронта вытеснения,
движется нефть с тем же расходом
аналогично (5.32) имеем
qвi  qнi ,
R ki kн
qнi ln 
2hi  pвi  pk .
rвi
н
16
так что
(5.33)
Из (5.32) и (5.33)
2ki pc hi
; pc  pc  pк .
qвi  qнi 
в rвi н R
ln 
ln
kв rc kн rвi
(5.34)
Аналогично (5.12) для i-го пропластка
qвi  m1  sност  sсв 2rвi
rвi
.
t
(5.35)
Приравнивая правые части (5.34) и (5.35) и опуская индекс
i , получаем:
 в rв н R  drв
kpc
 ln 
ln rв

. (5.36)
 kв rc kн rв  dt m1  sност  sсв 
r
Обозначим
  в и проинтегрируем (5.36) при
rc
pc  const , тогда
  в  н  2 

2kpc t
     ln   1   1   н ln R  2  1 
.

2
 k k  
2  2  k н rc
m1  s ност  sсв rc
 в н


(5.37)
t  t , соответствующее началу
абсолютной проницаемостью k  k .
Теперь можно найти время
обводнения пропластка с
Полагая
  к  R rc , получаем:

 н  2 
1  1 н
2
m1  sност  sсв rc     к  ln  к      ln  к  к   1 
2  2 kн
 k в k н  

t 
.
2pc k

  в
2

(5.38)
17
Из формулы (5.34)
dqн 
2pc kdh
.
 в rв  н R
ln 
ln
kв rc kн rв
(5.39)
Интегрируя (5.39), как и для прямолинейного случая, при
pc  const , имеем:
kf k dk
.
qн t   2hpc 

r 
R
0 в ln в  н ln
kв rc kн rв
k
(5.40)
Для вычисления интеграла (5.40) в подынтегральное
выражение следует подставить rв из формулы (5.37). Поэтому в

общем случае qн t необходимо определять, по-видимому,
численным путем с использованием ЭВМ. Однако, как и в
прямолинейном случае, при в kв  н kн
вычисления
упрощаются. Выражение (5.40) превращается в следующую
формулу:
2hpc kв 
qв t  
kf k dk .
R k
в ln

rc
(5.41)
2kн hpc k
qн t  
kf k dk .
R 0
н ln
rc
В
данном
случае
необходимо
задать
(5.42)
k ,
k  k
величину
определить момент обводнения слоя с проницаемостью
по формуле (5.38) и в соответствии с известным вероятностностатистическим
законом
распределения
абсолютной
проницаемости определить qн t и qв t .

18

5.3.
РАСЧЕТ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ
РАЗРАБОТКИ
ОДНОРОДНОГО
ПЛАСТА
НА
ОСНОВЕ
МОДЕЛИ
НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ
Все известные методики расчета процесса разработки
нефтяных месторождений, с учетом непоршневого характера
вытеснения нефти водой, основаны на теории совместной
фильтрации неоднородных жидкостей. Поясним ее вначале на
примере вытеснения нефти водой из прямолинейного
однородного пласта. Этот пример соответствует случаю
вытеснения нефти водой из элемента однорядной схемы
расположения скважин, происходящему в сечениях элемента,
находящихся на значительном удалении от самих скважин, где
характер движения вытесняемой и вытесняющей жидкостей
близок к прямолинейному.
Рассматривая непоршневое вытеснение нефти водой в
прямолинейном пласте, выделяем элемент длиной x , высотой
h и шириной b в направлении, перпендикулярном к плоскости
(рис. 45).
Рис.45 Схема элемента пласта при непоршневом
вытеснении нефти водой
В общем случае, слева в элемент пласта поступают, а
справа вытекают нефть и вода. При этом расход воды слева
равен
bhvв , а справа – bh vв 

Количество
составляет
bhm
vв 
x  .
x 
накопленной
воды
в
элементе
пласта
s
x (vв – скорость фильтрации воды; s – водоt
19
насыщенность пласта; t — время). Согласно закону сохранения
массы вещества, разность между скоростями входящей в
элемент пласта воды и выходящей из него равна скорости
накопления объема воды в элементе пласта. Выражая сказанное
в математической форме, получаем:
v
s


bhvв  bh vв  в x   bhm x .
x
t


После
устремлении
сокращения
соответствующих
x  0 имеем:
членов
vв
s
 m  0.
x
t
при
(5.43)
Поскольку в пористой среде содержатся только нефть и
вода, то насыщенность пористой среды нефтью sн  1  s .
Рассматривая аналогично предыдущему скорости проникновения
нефти в элемент пласта и выхода из него, получаем:
vн
s
 m  0.
x
t
(5.44)
Складывая уравнения (5.43) и (5.44), имеем:

vн  vв   0 ;
x
vн  vв  vt .
(5.45)
Таким образом, суммарная скорость фильтрации нефти и
воды не изменяется по координате x , что и следовало ожидать,
так как нефть и воду принимают за несжимаемые жидкости.
Следовательно, режим пласта – жесткий водонапорный.
Скорости фильтрации воды
обобщенному закону Дарси, так что
vв  
kkв s  p
 ;
 в x
vн  
20
и
нефти
подчиняются
kkн s  p
 ,
 н x
(5.46)
где k в и k н ,  в и  н — относительные проницаемости,
зависящие от водонасыщенности s и вязкости воды и нефти.
Рассмотрим функцию
Леверетта. При этом
f s  
vв

vв  v н
f s  , называемую функцией Бакли –
k в s 
в
k н s 
н
k в s  
,
(5.47)
или
f s  
vв
.
vt 
Из (5.48), дифференцируя
(5.48)
vв
по
x , получаем:
vв
s
 vt  f s  .
x
x
После подстановки (5.49)
дифференциальное
уравнение
определения s , т. е.
vt  f s 
s
s
 m  0.
x
t
(5.49)
в (5.43)
первого
получим
порядка
одно
для
(5.50)
По мере вытеснения нефти водой из прямолинейного
пласта фронт вытесняющей нефть воды продвигается к концу
пласта, и водонасыщенность в каждом сечении заводненной
области непрерывно увеличивается. Процесс вытеснения нефти
водой из прямолинейного пласта можно представить и иным
образом, следя за изменением по пласту некоторой
водонасыщенности. Если, например, в какой-то момент времени
в некотором сечении пласта водонасыщенность составляла
s  s1 , то спустя определенное время эта водонасыщенность
будет и в конце пласта, так как нефть постепенно извлекается из
21
него, и ее место занимает вода. Для указанного
можно принять
ds 
s  const
s
s
dx  dt  0 ,
x
t
или
s dx s
 0.
x dt t
(5.51)
Сравним (5.50) и (5.51). Они будут идентичными, если
положить
dx f s vt 

.
dt
m
Умножим и разделим (5.52) на
получим
bhmx  f s Qвз t ;
(5.52)
bh
и проинтегрируем,
t
Qвз t    bhvt dt .
(5.53)
0
Обозначим

bhmx
,
Qвз t 
(5.54)
тогда
  f s .
(5.55)
Задавая s в формуле (5.55), можно определить расстояние
от входа в пласт для данного значения водонасыщенности.
Однако в период безводной эксплуатации закачиваемая вода
еще не достигает конца пласта. Чтобы установить положение
фронта вытеснения нефти водой и водонасыщенность на
фронте вытеснения, рассмотрим материальный баланс
закачанной в пласт воды. Если к моменту времени t в пласт
22
закачан объем воды, равный
составит
Qвз t ,
длина фронта вытеснения
xв , насыщенность пласта связанной водой s  sсв , то
xв
Qвз t   bhm  s x dx  bhmxв sсв .
(5.56)
0
Введем следующие обозначения:
x
Qвз
;
bhm
xв 
Qвз
в ;
bhm
dx 
Qвз
d ,
bhm
(5.57)
тогда, подставляя (5.57) в (5.56), получаем:
в
 s d  sсв в  1.
(5.58)
0
Поскольку 
 f s ds , то
d  f s ds .
Следовательно, из (5.58)
sв
 sf s ds  1  sсв f sсв .
(5.59)
s
В выражении (5.59) принято, что при x  0 и   0 , т. е. на
входе в пласт, мгновенно устанавливается водонасыщенность
s , при которой k н  0 , а на фронте вытеснения значение ее в
течение всего процесса составит s в .
Выполним интегрирование в левой части (6.59) по частям.
Имеем
sв
sв
 sf  s ds  
s
s
sв
sf s    f s ds  sв f sв  s  f s   f sв   f s .
s
23
(5.60)
В соответствии со сказанным, водонасыщенность
s
f s   0 ,
устанавливается в сечении   0 . Следовательно,
поэтому и второй член в формуле (5.60) равен нулю. Далее,
поскольку k н s  0 , то, согласно формуле (5.47), f s  1.
Таким образом, из (5.59) и (5.60) получим
 
 
sв f sв   f sв   sсв f sв  ,
откуда
f sв  
Рис.46. График зависимости
от S
f sв 
sв  sсв
f s 
.
Рис.47. График зависимости
от S
(5.61)
f i s 
На рис. 46 приведен график, построенный с учетом кривых
относительных проницаемостей при в н  0,5 .
24
По кривой f s  можно найти значение
способом. Согласно рис. 46,
f sв   tg 
f s в 
sв  sсв
sв
графическим
.
f s  из точки s  sсв ,
f sв  и s в .
Проведя касательную к кривой
точке касания (рис. 46) определяем
по
Для
того
же,
чтобы
найти
распределение
водонасыщенности по длине пласта, необходимо построить
f s  (рис. 47). Это можно сделать методом
кривую
графического дифференцирования кривой f s  или, представив
кривые
относительных
проницаемостей
аналитически,
выполнить дифференцирование аналитическим путем, сделав
соответствующее построение.
Определим теперь длительность безводного периода
добычи нефти, т. е. момент времени t  t , когда фронт
вытеснения достигнет конца пласта и, следовательно,
xв
будет
равен l .
Будем считать, что к этому моменту времени в пласт
закачано Qвз  Q t воды. Имеем из (5.57)
 
bhml
 f sв  .
Q t 
Из (20) определим
(5.62)
Q t 
и, следовательно, t . Величина
bhml равна объему Vп пор пласта. Так как режим жесткий
водонапорный, объем закачанной в пласт воды к моменту
времени t  t равен объему добытой из пласта нефти Qн к
этому же моменту времени, т.е.
Q t   Qн .
Безводная
нефтеотдача 0  012 , где  01 - коэффициент вытеснения
нефти водой, достигнутый в безводный период. Поэтому
25
0 
Qн 2
2

Vп 1  sсв  f sв 1  sсв  .
(5.63)
Заметим, что распределение водонасыщенности в пласте
изменяется по мере продвижения в глубь пласта фронта
вытеснения нефти водой таким образом, что значения
sв
на
фронте вытеснения xв и s на входе в пласт остаются
неизменными.
Таким
образом,
кривая
распределения
водонасыщенности как бы «растягивается», оставаясь подобной
себе. Такое распределение некоторого параметра, будь то
водонасыщенность или какой-либо другой параметр, называется
автомодельным. Соответствующие решения задач также
именуются автомодельными.
Полученные
формулы
позволяют
рассчитать
распределение водонасыщенности к моменту подхода воды к
линии добывающих скважин, т. е. в безводный период
разработки пласта.
Однако добыча нефти из пласта продолжается и после
прорыва фронта вытеснения к концу пласта при x  l .
Рис.48. Схема
вытеснения нефти
водой из прямолинейного пласта в
водный период разработки. Распределение
водонасыщенности:
1– истинное;
2 – фиктивное
Для определения текущей нефтеотдачи и обводненности
продукции при t  t , т.е. в водный период разработки пласта
поступим следующим образом. Будем считать, что продвижение
фронта вытеснения происходит и в водный период разработки
пласта, но этот фронт распространяется вправо за пределы
пласта (рис. 4). Водонасыщенность на таком фиктивном фронте
вытеснения и в этом случае остается постоянной, равной s в , а
водонасыщенность при x  l уже составит s . Пусть в некоторый
момент времени t  t фиктивный фронт находится на
26
расстоянии
xвф
от входа в пласт (рис. 48). В соответствии с
формулами (5.54) и (5.55) при
t  t
можно записать
bhml
 f s .
Qвз t 
(5.64)
Из (5.62) и (5.64) получим
f s  Q t 
.

f sв  Qвз t 
(5.65)
По формуле (5.65) находим s для различных значений
времени t . Так, зная Q t , f  sв и Qвз t , определяем
вначале f  s , а затем по графику функции f s  – значение
s.


 
 
Дебиты нефти и воды в водный период разработки пласта
составят
qн 
bhkkн s   p 
bhkkв s   p 
;
q

 
  .
в
 н  x  xl
 в  x  xl
Отсюда
для определения
продукции  получим формулу
qв


qв  q н
k в s 
текущей

k в s   в k н s 
н
.
(5.66)
обводненности
(5.67)
Текущую нефтеотдачу в водный период разработки пласта
можно определить следующим образом:
1)
установлением объема накопленной добычи нефти по
формуле
t
Qн   qн t dt ;
0
27
2) отнесением этого объема накопленной добычи нефти к


~
первоначальному
объему нефти в пласте, равному bhm 1  sсв .
Однако во втором случае можно определять объем
добытой
из пласта
нефти по изменению в нем
водонасыщенности, учитывая опять-таки то, что режим
разработки пласта жесткий водонапорный.
Так, на основе
равенства объема вошедшей в пласт воды объему вытесненной
из него нефти имеем
 l  bhmx 
bhml 
l  

Qн  bhm   s x dx  sсвl   qt   sd 
  sсв

qt
qt
0


0 


 l 
 bhml  s








 qt   sd  sсв f s  
s
f
s
ds

s
f
s
 (5.68)

св


0
 f s   s

bhml
s f s   s f s   f s   f s   sсв f s .


f s 
Формула (5.68) должна быть справедлива для всех
моментов времени, когда t  t . При t   водонасыщенность
должна стать равной
s
во всем пласте. Однако при любом
другом значении времени водонасыщенность
входе в пласт, т. е. при
(5.55),
  0.
s  s
только на
Тогда, как следует из формулы
f s   0 . Следовательно, из (5.68) получим
1  f  s 

.
Qн   s  sсв 

f s  

(5.69)
Из (5.69) вытекает, что текущая нефтеотдача пласта в
период водной его эксплуатации

1  f s  
s

s

2
св

f s  
Qн 2



.


Vп 1  s св
1  s св
28
(5.70)
Таким образом, мы определили основные технологические
указатели разработки элемента пласта – текущую нефтеотдачу и
обводненность добываемой продукции.
Рассмотрим непоршневое вытеснение нефти водой в
радиальном направлении, например, при разработке элемента
семиточечной системы с использованием заводнения. Схема
элементарного объема пласта для такого случая показана на
рис. 49.
Рис.49. Схема элементарного
объема радиального пласта
Уравнение неразрывности фильтрующейся воды в таком
объеме получим с учетом баланса втекающей и вытекающей
воды за время dt в виде
v


2rdhvв dt  2 r  dr dh vв  в dr dt  2rdrdmds  0 (5.71)
r 

Раскрывая скобки в выражении (5.71), сокращая в нем
соответствующие члены и заменяя обозначения обыкновенных
производных на частные, имеем
vв vв
s
 m 0
r
r
t
или
1  vв r 
s
 m  0.
r r
t
(5.72)
Вполне аналогичным образом, но с учетом того, что
насыщенность пористой среды нефтью sн  1  s , установим
соответствующее уравнение неразрывности для фильтрующейся
в пласте нефти в следующем виде:
29
1  v н r 
s
 m  0.
r r
t
(5.73)
Складывая уравнения (5.72) и (5.73), получаем:
v  vн  vв 
qt 
2rh
.
(5.74)
Как и в случае прямолинейного вытеснения нефти водой,
вводя функцию f s  , определяемую формулой (5.47) (Бакли –
Леверетта), и подставляя ее в (5.72) с учетом (5.74), будем иметь
одно
дифференциальное
уравнение
для
определения
водонасыщенности s в виде
m
s qt  f s  s

 0.
t
2rh r
(5.75)
Так же как и в прямолинейном случае, рассматриваем
перемещение со временем в пласте линий s  const . В этом
случае
ds 
s
s
dr  dt  0 .
r
t
(5.76)
Из (5.75) и (5.76)
dr qt  f s 

,
dt
2rhm
mhkr 2
f s    
Q вз
t
о
тсюда
;
Qвз   qt dt .
0
30
(5.77)
Рассмотрим баланс закачанной в пласт и извлеченной из
него воды. Устремляя для простоты радиус скважины к нулю
( rc  0 ), имеем:
rв
2
 2hmsrdr  msсв hrв  Qвз .
(5.78)
0
Учитывая, что
2mhrdr
;
f s ds 
Qвз
f sв  
mhrв2
Qвз
,
и подставляя эти выражения в (5.78), приходим к интегральному
соотношению
sв
 f s ds  1  sсв f sв  ,
s
в точности совпадающему с соответствующим соотношением
(5.59) для случая вытеснения нефти водой из прямолинейного
пласта. Можно поэтому утверждать, что и при вытеснении нефти
водой из радиального пласта справедливы соотношение (5.60) и
все последующие рассуждения, включая формулу (5.61),
пригодную для нахождения водонасыщенности на фронте
вытеснения нефти водой, а также описанный графический метод
определения sв .
Время
t
безводной разработки пласта радиусом
определим из (5.77). Если полагать, что
t 
hrk2 m
q
.
Qвз  qt , имеем
rк
(5.79)
Аналогично, по формулам (5.66) и (5.67) находим текущую
обводненность  продукции, добываемой из пласта при t  t .
Соответственно текущую нефтеотдачу  вычислим по формуле
(5.70).
Таким
образом,
определяем
все
важнейшие
технологические показатели процесса вытеснения нефти водой.
31
5.4. РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТОВ
СКВАЖИН
При решении задач фильтрации неоднородных жидкостей,
в частности нефти и воды, наряду с вычислением поля
водонасыщенности определяют и поле пластового давления. В
случае вытеснения нефти водой из прямолинейного или
радиального пласта при использовании модели поршневого
вытеснения поле давления вычисляется просто по формулам,
приведенным в предыдущем разделе
В случае непоршневого вытеснения нефти водой даже из
прямолинейного пласта распределение давления в нем
устанавливать несколько сложнее. Поэтому рассмотрим
последний случай более подробно.
Рис.50. Схема непоршневого
вытеснения нефти водой из
прямолинейного пласта:
1 – нефть; 2 – вода
Согласно рис.50 и приведенным в предыдущем разделе
формулам, имеем следующее выражение для суммарной
скорости фильтрации нефти и воды в пласте:
 k н k в  p
 .
v  v н  vв   k 

  н  в  x
(5.80)
f s  , получаем
  p
bhk 
bhk k в s  p
 k в  в k н   
q  vв  v н bh  
. (5.81)
в 
 н  x
 в f s  x
Отсюда, учитывая выражение для функции
При этом для простоты можем предположить в данном
случае, что объем закачанной в пласт воды Vвз  qt .
Поскольку
32
x
qt
;
bhm
dx 
qt
d ,
bhm
после их подстановки в (5.81) имеем
bhk kв s p 
b 2 h 2 mk

kв s  p

.
 в f s   x
qt в f s  
Учитывая, что d  f s ds ,
получаем
q
(5.82)
из (5.82),
заменяя частные производные обыкновенными:
b 2 h 2 mk k в s
dp
или

q
 в qt f s  f s  ds
f s  f s 
ds  dp .
2 2
b h mk k в s 
q в t
(5.83)
Согласно рис. 50, в области пласта при xв  x  l
движется чистая нефть. Будем считать, что фазовая
проницаемость для нефти в этой области равна абсолютной.
Тогда для полного перепада давления p в прямолинейном
пласте получим следующее выражение:
q н l  x в
q 2  в t sв
p 
 2 2
 s ds ;
bhk
b h mk s

 s  


f s  f s 
;
k в s 
f s в qt
xв 
.
bhm
(5.84)
Водонасыщенность на фронте вытеснения sв определяем
по методике, приведенной в предыдущем разделе. Интеграл от
функции водонасыщенности  s можно вычислить численным
путем с использованием ЭВМ. При этом входящую функцию

33
 s  и вторую производную функции f s  можно найти путем
численного дифференцирования.
В радиальном случае на основе соответствующих формул
предыдущего раздела имеем:
q
2khr k в s  p
.
 в f s  r
(5.85)
2hmrdr
.
qt
(5.86)
Дифференцируя формулу (5.77), имеем:
f s ds 
Подставляя (5.86) в (5.85) и заменяя частную производную
на обыкновенную, получаем:
4 2 mr 2 h 2 k k в s dp
q
qt в
f s  f s ds
или
Для
q в f s  f s 
ds  dp .
4kh f s k в s 
полного перепада давления pс между
контуром питания получим следующее выражение:
q в sв f s f  s
q н rк
pc 
ds

ln .

4kh s f  s k в s
2kh rв
 
 
(5.87)
скважиной и
(5.88)
Величины sв и rв определяем по соответствующим
формулам предыдущего раздела.
При решении плоских задач вытеснения нефти водой
численными методами на ЭВМ поле пластового давления
вычисляют одновременно с полем водонасыщенности и
нефтенасыщенности.
На практике бывает важно определить перепады забойного
давления между нагнетательными и добывающими скважинами
не во все периоды, а в определенные моменты разработки,
например в начальный ее период, когда в пласте движется одна
практически не обводненная нефть, или в некоторые моменты
после начала обводнения добываемой из пласта продукции. При
34
таких расчетах можно использовать метод эквивалентных
фильтрационных сопротивлений.
Рассчитаем распределение пластового давления при
трехрядной
схеме
расположения
скважин
по
методу
эквивалентных фильтрационных сопротивлений. Для простоты
возьмем однородный пласт и допустим, что происходит
поршневое вытеснение из него нефти водой.
Рис.51. Схема части полосы
трехрядной системы разработки:
1 и 3 – соответственно первый и
второй ряд добывающих скважин;
2 – ряд нагнетательных скважин
Рассмотрим тот случай, когда процесс заводнения только
начался
и
нефть
вытеснена
лишь
из
области
rc  r  rв    вокруг нагнетательной скважины радиусом
rc (рис.51).
Будем считать, что в часть полосы разработки,
содержащей три ряда добывающих скважин, заключенных между
рядами нагнетательных, закачивается вода с расходом q . Длина
рассматриваемой части полосы равна L . Таким образом, если
взять правый ряд нагнетательных скважин (рис.51), то влево от
него, т.е. в рассматриваемую полосу, будет поступать вода с
расходом, равным q 2 . Остальная часть воды будет уходить в
соседнюю полосу, которая должна находиться справа. Так как
режим разработки пласта считается водонапорным, объемный
расход воды равен объемному дебиту нефти в пластовых
условиях.
Дебит
первого
ряда
добывающих
скважин
рассматриваемой части полосы равен q1 , а дебит второго
(центрального) ряда скважин q 2 . Поскольку в центральный ряд
скважин поступает нефть также слева, то имеем следующее.
соотношение баланса жидкости в пласте:
35
q 2  q1  q 2 2 .
(5.89)
Согласно
методу
эквивалентных
фильтрационных
сопротивлений, с учетом того, что rв    , имеем в
соответствии с рис. 51:
rв
rc
p н  pв 
;
2nнkkв h
q в ln

q н ln
rв
pв  pн 
;
2nнkkн h
q н l
;
pн  pс1 
2kkн hL

q1 н ln
rc
pc 1  pc1 
2nc1kkн h ;
q l
pc1  pc 2  2 н 12 ;
2kkн hL

q2  н ln
rc
pc 2  pc 2 
.
2nc 2kkн h
(5.90)
Здесь nн , nc1 и nc 2 – число скважин соответственно в
нагнетательном, первом и
втором
рядах.
Остальные
обозначения указаны на рис.51 или соответствуют принятым
ранее. Если сложить первые четыре из соотношений (5.90), то
получим следующую формулу:
r




  в ln в  н ln
 q1 н ln
q 
rc
rc  нl 
rс
pн  pc1 



. (5.91)
2kh  nнkв
nнkн
kн L  2nc1kkн h




36
Сложим последние три соотношения формул (5.90). В
результате получим
pc1  pc 2


 н ln

 l
rc
q
 2  н 12 
2kh  k н L
nc 2k н




 q1  н ln
rc

. (5.92)
 2nc1kkн h


Как известно, при расчетах процессов разработки нефтяных
месторождений заданы: 1) дебиты скважин, необходимо найти
перепады давления между забоями нагнетательных и
добывающих скважин; 2) перепады давления, необходимо найти
дебиты рядов скважин.
В первом случае следует использовать формулы (5.91) и
(5.92), во втором – необходимо решать систему из следующих
трех линейных алгебраических уравнений:
Aq  Bq1  pн  pc1 ;
Cq 2  Bq1  pc1  pc 2 ;
q  2q1  q2 ;
r



 н ln
  в ln в

rc
rв
 нl 
1 
A


;
2kh  nнk в
nнk н
kн L 




 н ln
B

rc
2nc1kkн h
C
 н l12
2kkн hL
;
 н ln


rc
2nc 2kkн h
.
(5.93)
Решая эту систему уравнений, получаем:
q2 
2 A  B  pc1  pc 2   B pн  pc 
;
 A  C B  2 AC
37
(5.95)
q1 
Cq 2   pc1  pc 2 
.
B
(5.96)
Аналогичным образом решают соответствующие задачи в
случае пятирядной и других схем расположения скважин.
5.5. ОПЫТ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ
При разработке нефтяных месторождений с применением
заводнения вначале использовали законтурное заводнение. При
этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром
нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали
также вдоль контура нефтеносности. Линии расположения
нагнетательных скважин были удалены от первых рядов
добывающих скважин на 1–6 км.
Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого
начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в
течение которого происходило падение пластового давления.
Тем не менее, закачка воды в законтурную область пласта
позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить
запас
пластовой
энергии,
что
пластовое
давление
стабилизировалось.
Опыт разработки нефтяных месторождений с применением
законтурного заводнения привел к следующим основным
выводам:
1. Законтурное заводнение позволяет не только
поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне,
но и превышать его.
2.
Использование
законтурного
заводнения
дает
возможность обеспечивать доведение максимального темпа
разработки месторождений до 5–7% от начальных извлекаемых
запасов, применять системы разработки с параметром плотности
сетки скважин 20–60·104 м2/скв при довольно высокой конечной
нефтеотдаче, достигающей 0,50–0,55 в сравнительно однородных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях
порядка 1–5·10 -3 Па·с.
3. При разработке крупных по площади месторождений с
числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное
заводнение оказывает слабое воздействие на центральные
части, в результате чего добыча нефти из этих частей
38
оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки
крупных месторождений в целом не может быть достаточно
высоким при законтурном заводнении.
4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на
отдельные локальные участки пласта с целью ускорения
извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в
различных пластах и пропластках и т. д.
5. При законтурном заводнении довольно значительная
часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область,
находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из
пласта.
Дальнейшие исследования и опыт разработки показали, что
наиболее целесообразно разрезание разрабатываемых пластов
рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки таким
образом, чтобы между рядами нагнетательных скважин в блоке
(полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин.
Так возникла современная разновидность рядных систем –
блоковые системы разработки нефтяных месторождений:
однорядная, трехрядная и пятирядная.
Использование систем разработки с внутриконтурным
разрезанием позволило в 2–2,5 раза увеличить темпы
разработки по сравнению с законтурным заводнением,
существенно улучшить технико-экономические показатели
разработки. Блоковые рядные системы нашли большое
применение при разработке нефтяных месторождений во многих
нефтедобывающих районах, и особенно в Западной Сибири.
В дальнейшем, в основном с целью расположения
резервных
скважин,
интенсификации
и
регулирования
разработки месторождений, стали применять схемы очагового и
избирательного заводнения, при использовании которых
нагнетательные и добывающие скважины располагают не в
соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а
на отдельных участках пластов.
Обширные фактические данные по разработке нефтяных
месторождений с применением заводнения во многих случаях
подтверждают с той или иной степенью точности теоретические
результаты, получаемые на основе моделей поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой из однородного, слоисто неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористого
пластов, если модель соответствует реальному пласту.
Фактическое изменение пластового давления, добыча нефти и
39
жидкости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи
согласуются с расчетными. Однако проблема правильного
выбора модели, наиболее точно отражающей главные
особенности разработки пласта, еще далека от своего полного
разрешения. В последние годы, в связи с ростом
вычислительных возможностей ЭВМ, получают большее
развитие детерминированные модели пластов и процессов
разработки. Их использование приводит к необходимости
решения двумерных и трехмерных задач многофазной
многокомпонентной фильтрации.
Богатый и весьма многообразный опыт применения
заводнения позволил не только вполне определенно выявить его
технологические возможности, но и сформулировать проблемы,
связанные с этим методом воздействия на пласты.
Первая проблема заводнения возникла еще на стадии его
лабораторных
экспериментальных
исследований.
Затем
теоретические исследования и анализ разработки нефтяных
месторождений с различной вязкостью пластовой нефти
показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды
в пластовых условиях  0   н  в
текущая нефтеотдача
снижается. Если, например, за условную конечную нефтеотдачу
принять нефтеотдачу при прокачке через пласт трех объемов
пор пласта, т. е. объема воды, равного 3Vп , то в среднем при
0  1  5
можно получить конечный коэффициент вытеснения
порядка 0,6–0,7 для пород-коллекторов нефти с проницаемостью
0,3 – 1,0 мкм2.
Если
же
заводнение
применяют
на
нефтяном
месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях
порядка 20 – 50·10 -3 Па·с, то конечный коэффициент вытеснения
снижается до 0,35 – 0,4 в результате усиления неустойчивости
процесса вытеснения нефти водой.
Лабораторные
экспериментальные
исследования
вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов,
показывают, что при  0  1  5 линия контакта нефть — вода
изгибается сравнительно мало (рис.52), но при  0  20  30 она
сильно деформируется (рис. 53). При этом вода, вытесняющая
нефть, оставляя позади контакта “нефть – вода” участки
обойденной водой нефти, движется языками.
40
Рис. 52. Схема движения
водонефтяного контакта в пласте
при μ н =1– 5·10-3 Па·с:
1 – область, занятая водой и
остаточной нефтью; 2 –
водонефтяной контакт; 3 – область,
занятая нефтью
Рис.53. Схема движения
водонефтяного контакта в пласте при
μн = 20 – 30·10-3 Па·с:
1–3 – рис. 52; 4 – скопление нефти,
оставшееся позади водонефтяного
контакта
Если  0  100 , заводнение
нефтяных месторождений, осуществляемое путем закачки в
пласты обычной воды, оказывается неэффективным, поскольку
конечная нефтеотдача получается низкой (порядка 0,1).
Та же самая картина возникает при использовании
заводнения для вытеснения высокопарафинистой нефти из
пластов,
Исходя из сказанного, первая проблема разработки
нефтяных месторождений с применением заводнения состоит в
ликвидации отрицательного влияния высокого отношения
вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти
на текущую и конечную нефтеотдачу.
Исследования и опыт разработки привели к созданию
следующих направлений решения этой проблемы:
1) применению для закачки в пласт горячей воды и
водяного пара;
2) загущению воды полимерными добавками и другими
веществами;
3)
использованию
влажного
и
сверхвлажного
внутрипластового горения.
Следует отметить, что вода, замещающая в пласте
извлекаемую из него нефть, действительно наиболее доступное
и целесообразное с экономической точки зрения вещество.
Поэтому новые, более эффективные методы разработки
нефтяных месторождений будут, по всей видимости, и впредь
базироваться на закачке в пласт воды, хотя сам механизм
41
извлечения нефти из недр будет коренным образом отличаться
от соответствующего механизма обычного заводнения.
Вторая проблема заводнения связана с принципиальной
невозможностью достижения полного вытеснения нефти водой,
даже при наиболее благоприятных условиях значительной
проницаемости коллекторов и малых значениях параметра  0 .
Главная причина невозможности полного вытеснения нефти
водой из заводненных областей пластов заключается в
несмешиваемости нефти и воды. Решить проблему обеспечения
полного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив
смешиваемость нефти с вытесняющим ее веществом, либо
применив высокотемпературное воздействие на пласт, при
котором происходило бы выпаривание нефти.
Третья, может быть наиболее обширная проблема,
возникшая в результате анализа и обобщения опыта разработки
заводняемых
нефтяных
месторождений,
–
проблема
обеспечения более полного охвата пластов процессом
заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду
причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки,
не поглощают воду и, следовательно, из них не вытесняется
нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин
происходит весьма неравномерно даже при их строго
упорядоченном расположении на нефтеносной площади
месторождения, что ведет к оставлению в пласте не охваченных
заводнением нефтенасыщенных зон.
Выше указывалось, что решение проблемы повышения
охвата пластов заводнением существенным образом связано с
возможностью
эффективного
регулирования
разработки,
которое, пожалуй, можно выделить в самостоятельную
проблему.
Указанные проблемы могут быть решены также путем
использования вместо обычного заводнения иных методов
разработки нефтяных месторождений.
42
6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
6.1. ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ И УТВЕРЖДЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ
ДОКУМЕНТОВ НА ВВОД В РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Нефтяные и газонефтяные месторождения вводятся в
промышленную разработку на основе технологических схем и
проектов разработки. Условия и порядок ввода месторождений
(залежей) определяются "Правилами разработки нефтяных и
газонефтяных месторождений". Подготовленность разведанных
месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного
освоения определяется степенью их геолого-промысловой
изученности.
Разведанные месторождения или части месторождений
нефти и газа считаются подготовленными для промышленного
освоения, согласно действующим нормативным документам, при
соблюдении следующих основных условий:

осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин,
а при необходимости – пробная эксплуатация залежей или
опытно-промышленная разработка представительных участков
месторождения;

балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата
и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное
значение, утверждены ГКЗ (государственной комиссией по
запасам) РФ, и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа
и конденсата. Проектирование и ввод в разработку
месторождений с извлекаемыми запасами нефти до 3 млн т и
газа до 3 млрд м3 осуществляются на базе запасов, принятых
ЦКЗ-нефть (центральной комиссией по запасам нефти)
Роскомнедра;

утвержденные балансовые запасы нефти, газа и
конденсата, а также запасы содержащихся в них компонентов,
используемые при составлении проектных документов на
промышленную разработку, должны составлять не менее 80%
категории С1 и до 20% категории С2. Возможность
промышленного освоения разведанных месторождений (залежей)
или частей месторождений нефти и газа при наличии запасов
категории С2 более 20% устанавливается в исключительных
43
случаях ГКЗ РФ при утверждении запасов на основе экспертизы
материалов подсчета;

состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в
них
компонентов,
имеющих
промышленное
значение,
особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и
конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие
природные условия изучены в степени, обеспечивающей
получение исходных данных для составления технологической
схемы разработки месторождения;

в районе разведанного месторождения должны быть
оценены сырьевая база строительных материалов и возможные
источники
хозяйственно-питьевого
и
технического
водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей
будущих предприятий по добыче нефти и газа;

имеются сведения о наличии в разведочных скважинах
поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при
проведении проектно-изыскательских работ для изучения
возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

составлены рекомендации по разработке мероприятий,
направленных на предотвращение загрязнения окружающей
среды и обеспечение безопасности проведения работ;

утверждены технологические проектные документы на
промышленную разработку (технологическая схема или проект) и
проектносметная
документация
на
обустройство,
предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового
конденсата и сопутствующих ценных компонентов в случае
установления их промышленного значения;

получена лицензия на право пользования недрами.
Технологические проектные документы на разработку
нефтяных и газонефтяных месторождений составляются, как
правило,
специализированными
организациями
(НИПИ),
имеющими
лицензии
на
право
проектирования,
и
рассматриваются в установленном порядке Центральной
комиссией по разработке Минтопэнерго РФ.
Технологические проектные документы служат основой для
составления проектов обоснования инвестиций и ТЭО проектов,
проектов
обустройства
и
реконструкции
обустройства
месторождений, технических проектов на строительство скважин,
44
схем развития и размещения
нефтегазодобывающей
промышленности района, разработки годовых и перспективных
прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и
капиталовложений,
геолого-технических
мероприятий,
внедряемых на месторождении.
Проектирование
разработки,
как
и
разработка
месторождений, носит стадийный характер. Технологическими
проектными документами являются:
 проекты пробной эксплуатации;
 технологические схемы опытно-промышленной разработки;
 технологические схемы разработки;
 проекты разработки;
 уточненные проекты разработки (доразработки);
 анализы разработки.
В случае получения новых геологических данных,
существенно
меняющих
представление
о
запасах
месторождения, базовых объектах разработки, а также в связи с
изменением экономических условий разработки или появлением
новых эффективных технологий, в порядке исключения, могут
быть составлены промежуточные технологические документы:
 дополнения к проектам пробной эксплуатации и дополнения к
технологическим схемам опытно-промышленной разработки;
 дополнения к технологическим схемам разработки.
Проектные технологические документы на разработку
месторождений и дополнения к ним рассматриваются и
утверждаются ЦКР (Центральной комиссией по разработке)
Минтопэнерго РФ, а также территориальными комиссиями,
создаваемыми по согласованию с Минтопэнерго РФ.
Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется
по индивидуальным планам и программам в целях уточнения
добывных возможностей скважин, состава и физико-химических
свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики
пластов.
Для месторождений, разведка которых не закончена или при
отсутствии в достаточном объеме исходных данных для
составления технологической схемы разработки, составляются
проекты пробной эксплуатации. Проект пробной эксплуатации
месторождения составляется по данным его разведки,
полученным
в результате исследования, опробования,
45
испытания и пробной эксплуатации разведочных скважин. Проект
пробной эксплуатации должен содержать программу работ и
исследований по обоснованию дополнительных данных,
необходимых для выбора технологии разработки, подсчета и
экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и
содержащихся в них ценных компонентов.
Технологические
схемы
опытно-промышленной
разработки составляются как для объектов в целом или участков
месторождений, находящихся на любой стадии промышленной
разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях
проведения промышленных испытаний новой для данных
геолого-физических условий системы или технологии разработки.
Технологическая схема разработки является проектным
документом,
определяющим
предварительную
систему
промышленной разработки месторождения на период его
разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.
Технологические схемы разработки составляются по
данным разведки и пробной эксплуатации.
В технологических схемах в обязательном порядке
рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента
нефтеизвлечения гидродинамическими, физико-химическими,
тепловыми и другими методами.
Коэффициенты
нефтеизвлечения,
обоснованные
в
технологических
схемах, подлежат дальнейшему уточнению
после проведения опытно-промышленных и промышленных
работ и по результатам анализа разработки.
Проект разработки является основным документом, по
которому
осуществляется
комплекс
технологических
и
технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр,
контролю над процессом разработки.
Проекты разработки составляются после завершения
бурения 70% и более основного фонда скважин по результатам
реализации технологических схем разработки с учетом
уточненных параметров пластов. В проектах разработки
предусматривается комплекс мероприятий, направленных на
достижение
максимально
возможного
экономически
коэффициента нефтеизвлечения.
Уточненные проекты разработки составляются на
поздней стадии разработки после добычи основных извлекаемых
(порядка 80%) запасов нефти месторождения в соответствии с
периодами планирования. В уточненных проектах по результатам
46
реализации проектов и анализа разработки предусматриваются
мероприятия по интенсификации и регулированию процесса
добычи нефти, по увеличению эффективности применения
методов повышения нефтеизвлечения.
Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым
месторождениям
в
целях
определения
эффективности
применяемой технологии разработки, выработки запасов по
площади и разрезу, объектов разработки и определения мер,
направленных на совершенствование систем разработки и
повышение их эффективности.
При авторском надзоре контролируется реализация
проектных решений и соответствие фактических техникозкономических показателей принятым в технологических схемах
или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие
расхождение. Осуществляются мероприятия, направленные на
достижение проектных показателей.
6.2.ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВЛЕНИЮ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ
НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Составление технологических проектных документов на
промышленную
разработку
нефтяных
и
газонефтяных
месторождений является комплексной научно-исследовательской
работой, требующей творческого подхода, учета передового
отечественного и зарубежного опыта, современных достижений
науки и практики разработки (нефтепромысловой геологии,
физико-химии
пласта
и
подземной
гидродинамики),
компьютерных методов, технологии и техники строительства и
эксплуатации скважин, обустройства промыслов, экономикогеографических факторов, требований охраны недр и
окружающей среды.
Исходной первичной информацией для составления
технологических схем разработки месторождений являются:
данные разведки, подсчет запасов, результаты лабораторных
исследований процессов воздействия, пробной эксплуатации
разведочных скважин или первоочередных участков, требования
технического задания на проектирование и нормативная база.
При
составлении
проектов
разработки
дополнительно
используются геолого-промысловые данные, полученные в
процессе реализации утвержденной технологической схемы,
результаты специальных исследований, данные авторского
надзора и анализа разработки.
47
В проектных документах на разработку обосновываются:
 выделение эксплуатационных объектов;
 системы размещения и плотность сеток добывающих и
нагнетательных скважин;
 выбор способов и агентов воздействия на пласты;
 порядок ввода объекта в разработку;
 способы и режимы эксплуатации скважин;
 уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из
пластов,
закачки
в
них
вытесняющих
агентов,
обеспечивающие наиболее полную выработку;
 вопросы повышения эффективности реализуемых систем
разработки заводнением;

вопросы, связанные с особенностями применения физикохимических, тепловых и других методов повышения
нефтеизвлечения из пластов;

выбор рекомендуемых способов эксплуатации
устьевого и внутрискважинного оборудования;

мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями
при эксплуатации скважин;

требования к системам сбора и промысловой подготовки
продукции скважин;

требования к системам поддержания пластового давления
(ППД) и качеству используемых агентов;

требования и рекомендации к конструкциям скважин и
производству буровых работ, методам вскрытия пластов и
освоения скважин;

мероприятия
разработки;
по
контролю
и
регулированию
скважин,
процесса
 комплекс геофизических и гидродинамических исследований
скважин;
 специальные мероприятия по охране недр и окружающей
среды при бурении и эксплуатации скважин, технике
безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при
48
применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов
с учетом состояния объектов окружающей среды;
 объемы и виды работ по доразведке месторождения;
 вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями
новых технологий и технических решений.
В
составе
проектов
разработки
(доразработки)
рекомендуются дополнительные таблицы, отражающие:

структуру остаточных запасов нефти;

показатели эффективности внедрения методов повышения
нефтеотдачи пластов;

данные по обоснованию бурения дополнительных скважин и
скважин-дублеров.
В технологических схемах число расчетных вариантов
должно быть не меньше трех, а в проектах и уточненных проектах
разработки – не менее двух вариантов.
В каждом из вариантов разработки устанавливается
проектный уровень добычи нефти по месторождению. Период
стабильной добычи из условия, чтобы величины максимальной и
минимальной добычи за этот период не отличались более чем на
2-5% от проектного уровня.
Во всех проектных документах один из рассматриваемых
вариантов разработки выделяется в качестве базового
варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант
разработки по последнему проектному документу с учетом
изменения величины запасов нефти.
Во всех рассматриваемых вариантах разработки в
технологических
схемах
и
проектах
разработки
предусматривается резервный фонд скважин. Количество
резервных скважин обосновывается в проектных документах с
учетом характера и степени неоднородности пластов (их
прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т.д.
Число резервных скважин в технологических схемах может
составлять 10-25% основного фонда скважин, в проектах – до
l0%.
В технологических схемах и проектах разработки
обосновывается возможность или необходимость применения
методов повышения нефтеизвлечения или необходимость их
опытно-промышленных испытаний.
49
Экономические
показатели
вариантов
разработки
определяются с использованием действующих в Минтопэнерго
РФ методов экономической оценки на основе рассчитанных
технологических показателей и системы рассчитываемых
показателей, выступающих в качестве экономических критериев:
дисконтированный
поток
денежной
наличности,
индекс
доходности, внутренняя норма возврата капитальных вложений,
период окупаемости капитальных вложений, капитальные
вложения на освоение месторождения, эксплуатационные
затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи,
отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).
В технологических схемах и проектах разработки должны
предусматриваться
наиболее
прогрессивные
системы
разработки
и
передовая
технология
нефтедобычи,
обеспечивающие достижение или превышение утвержденной
величины коэффициента извлечения нефти.
Если в процессе реализации утвержденного документа
резко изменяются представления о геологическом строении,
темпе разбуривания или освоения системы разработки и другие
условия, то составляется дополнение к проектному документу. В
нем уточняются технологические показатели с учетом
изменившихся условий разработки. Дополнения являются
неотъемлемой составной частью утвержденных технологических
схем и проектов разработки. Рассмотрение и утверждение
дополнений производится в установленном порядке.
При составлении проектных документов на разработку
нефтяных
и
газонефтяных
месторождений
следует
руководствоваться:
 законами Российской Федерации ;
 Указами Президента России;
 постановлениями Правительства Российской Федерации;
 Основами законодательства Российской Федерации о
недрах, налогового законодательства России и др.;
 правилами разработки
месторождений.
нефтяных
и
газонефтяных
6.3. ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
МОДЕЛИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В последнее время одним из главных направлений
повышения качества проектирования, управления и контроля за
50
разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений стало
применение компьютерных постоянно действующих геологотехнологических моделей (ПДГТМ).
При построении на базе всей совокупности имеющихся
геолого-геофизических и промысловых данных постоянно
действующих
геолого-технологических
моделей
недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике
выработку
остаточных
запасов
углеводородов,
точнее
прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геологотехнические мероприятия (ГТМ) по повышению нефтеотдачи и
эффективности работы предприятия, более обоснованно
рассчитывать
наиболее
рациональные
и
экономически
эффективные варианты разработки продуктивных пластов.
Адресная
постоянно-действующая
геологотехнологическая модель (ПДГТМ) – это объемная имитация
месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде
многомерного
объекта,
позволяющая
исследовать
и
прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме
резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных
на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.
Постоянно действующие геолого-технологические модели,
построенные в рамках единой компьютерной технологии,
представляют совокупность:
 цифровой
интегрированной
базы
геофизической,
гидродинамической
и
информации;
 цифровой трехмерной адресной
месторождения (залежей);
геологической,
промысловой
геологической
модели
 двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных,
физически
содержательных
фильтрационных
(гидродинамических) математических моделей процессов
разработки;
 программных средств построения, просмотра, редактирования
цифровой геологической модели, подсчета балансовых
запасов нефти, газа и конденсата;
 программных средств и технологий, позволяющих по
установленным в процессе моделирования правилам уточнять
модели по мере постоянного поступления текущих данных,
51
порождаемых
в
процессе
освоения
и
разработки
месторождений.
Под цифровой трехмерной адресной геологической
моделью (ГМ)
месторождения понимается представление
продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в
виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной
сетки ячеек, характеризующих:
 пространственное
положение
в
коллекторов
и
разделяющих
(слабопроницаемых) прослоев;
объеме
резервуара
их
непроницаемых
 пространственное положение стратиграфических
продуктивных пластов (седиментационных циклов);
границ
 пространственное положение литологических границ в
пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их
смещений;
 средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных
свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие
запасы углеводородов;
 пространственное положение начальных и текущих флюидных
контактов;
 пространственные координаты скважин (пластопересечения,
альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).
Программный комплекс
ГМ должен
обеспечивать
(вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение
твердых копий):
 формирование модели в виде, требуемом для передачи в
системы фильтрационного моделирования;
 формирование сеток и построение карт параметров пласта,
структурных и литологических карт;
 построение геологических и палеопрофилей, просмотр
каротажных
диаграмм,
результатов
обработки
и
интерпретации ГИС (ГИС – геофизические исследования
скважин);
 просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки,
включая результаты трассирования горизонтов, выделения
тектонических
нарушений,
карт
изохрон,
глубин
и
52
сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей,
площади 3D сейсморазведки;
 дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и
конденсата.
Программный
комплекс
ГМ
должен
иметь
информационную связь с интегрированной базой данных для
оперативного получения сведений о результатах исследований
скважин, интервалах перфорации, динамике работы скважин,
состоянии фонда скважин, проведенных на скважинах ГТМ,
истории бурения и испытаний скважин. Он должен обеспечивать
выполнение вычислений, получение файлов, просмотр данных на
экране, получение твердых копий.
Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления
объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая
из которых характеризуется набором идентификаторов и
параметров геологической модели, дополнительно включая:

фильтрационные параметры – относительные фазовые
проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и
другие дополнительные данные;

массив данных по скважинам, который содержит – интервалы
перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное
давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты
продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ
(обработка призабойных зон), РИР (ремонтно-изоляционные
работы), ГРП (гидравлический разрыв пласта), результатах
испытаний, обустройстве месторождения.
Указанные сведения должны охватывать весь период
разработки объекта.
Программный комплекс ФМ должен осуществлять:
 численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз
или компонентов;
 анализ фильтрационных течений и расчетных технологических
показателей;
 выбор мероприятий по регулированию процесса разработки;
 редактирование модели при внесении новых данных.
53
Фильтрационные модели должны учитывать все основные
геолого-физические и технологические факторы моделируемого
(реализуемого) процесса разработки:
 многопластовый характер эксплуатационных объектов;
 неоднородность пластов по толщине и простиранию, их
линзовидность и прерывистость;
 многофазность фильтрационных потоков;
 капиллярные и гравитационные силы;
 порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы
скважин, их интерференцию.
Фильтрационная модель отличается от геологической
модели наличием дополнительных параметров, большей
схематизацией строения, возможным объединением нескольких
геологических объектов в единый объект моделирования. При
наличии истории разработки необходима адаптация ФМ к данным
разработки, что также отличает ее от геологической модели.
При построении ПДГТМ должны быть проведены
следующие работы:
 оцифровка всей исходной геологической и технологической
информации, занесение в базу данных;
 оценка качества и, при необходимости, переобработка и
переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки;
 исследования кернов и проб пластовых флюидов;
 детальная корреляция
продуктивных пластов;
разрезов
скважин,
выделение
 уточнение петрофизических и функциональных зависимостей,
являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС
(геофизические исследования скважин), исследований керна и
сейсморазведки,
переобработка
данных
ГДИ
(гидродинамические исследования) и их комплексная
интерпретация с данными ГИС и разработки;
 построение схем обоснования флюидных контактов;
 геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его
параметров и эксплуатационных характеристик;
54
 палеотектонический
анализ,
палеогеографические
палеогеоморфологические исследования;
 фациально-формационный
анализ,
включая
седиментационных циклов осадконакопления;
и
выявление
 детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и
недостоверных сведений и с проверкой представления о
геологическом строении по данным разработки;
 интерпретация данных дистанционных методов, исследований
и контроля за разработкой.
Геолого-технологическое
моделирование
должно
использоваться для достижения максимального экономического
эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти,
газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих
компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и
разработки месторождений. Оно позволяет:
 повысить эффективность геологоразведочного процесса;
 оперативно управлять текущими запасами;
 на
ранних
стадиях
разработки
классифицировать
(группировать)
запасы
в
соответствии
с
наиболее
оптимальными для их извлечения технологиями;
 осуществлять оперативное,
управление разработкой;
экономически
обоснованное
 сокращать непроизводительные затраты без ущерба для
нефтеотдачи;
 проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и
затрат на добычу нефти системы разработки.
Постоянно действующие геолого-технологические модели
создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, c
балансовыми запасами свыше 1 млн т нефти, а также на
разрабатываемых
месторождениях
сложного
строения,
независимо
от
объема
балансовых
запасов,
и
на
разрабатываемых месторождениях, определяющих основной
объем добычи нефтяной компании, независимо от формы
собственности. Экспертиза ПДГТМ проводится в рамках
экспертизы
проектной
документации
на
разработку
месторождений Центральной и территориальными комиссиями по
разработке.
55
6.4. ИЗМЕРЕНИЕ, РЕГИСТРАЦИЯ И АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
После принятия к реализации проектного документа,
определяющего
разработку
нефтяного
месторождения,
приступают к разбуриванию месторождения, его обустройству и
собственно добыче нефти и газа из месторождения. Начиная с
ввода месторождения в разработку до самого окончания этого
процесса, не прекращают измерения (исследования) геологофизических свойств месторождения и показателей его
разработки. При этом накапливаются многочисленные сведения,
позволяющие не только лучше познавать характеристики
месторождения и изучать ход его разработки, но и управлять
процессами извлечения нефти из недр.
Основой для изучения свойств месторождения и характера
процессов его разработки служат данные количественных
гидродинамических и геофизических измерений, производимых в
скважинах, а также данные исследования физико-химических
свойств извлекаемых из пластов и закачиваемых в них веществ.
При этом проводят следующие измерения и исследования:
1. Стандартные геофизические измерения кажущегося
электрического сопротивления пород и потенциала собственной
поляризации в геологическом разрезе, вскрываемом скважиной,
во всех вновь пробуренных скважинах.
2. Исследования при помощи испытателей пластов в
разведочных скважинах и в некоторых случаях бурения
эксплуатационных скважин. В большинстве скважин отбирают
керн из продуктивного пласта.
3. Исследования методами установившихся отборов и
закачки с целью построения индикаторных кривых в добывающих
и нагнетательных скважинах. Практически все скважины должны
быть исследованы методом восстановления забойного давления.
При этом такие исследования повторяют через 1 – 2 года или
чаще, если происходит воздействие на призабойную зону
скважин. Замеры забойного и пластового давления без снятия
индикаторных кривых и кривых восстановления давления
производят в среднем один раз в полгода.
Перед составлением технологических схем и проектов
разработки в значительном числе скважин, расположенных на
различных участках месторождения, отбирают глубинные пробы
добываемой продукции. В отдельных скважинах такие отборы
56
повторяют примерно через год. В тех особых случаях, когда,
например, анализ глубинных проб нефти и воды позволяет
судить о перемещении водонефтяного контакта или осаждении
парафина в пористой среде, пробы отбирают чаще.
Обязательны замеры дебитов нефти и воды на всех
скважинах. Такие замеры проводят на групповых замерных
установках.
Для анализа разработки нефтяных месторождений
необходимы также одновременные измерения в скважинах
забойного давления, профилей притока жидкости или ее расхода,
забойной температуры при помощи комплексных глубинных
приборов типа «Поток».
Для
определения
положения
водонефтяного
и
газонефтяного контактов в скважинах используют методы
нейтронного и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Такие
исследования проводят в скважинах примерно один раз в
полгода.
В некоторых случаях при исследованиях применяют
радиоактивные изотопы (в частности, путем закачки в пласты
трития), акустический каротаж, глубинное фотографирование и
другие специальные виды исследований.
Всю
информацию,
включающую
параметры,
характеризующие пласты и скважины разрабатываемого
месторождения, систему разработки, технологические, техникоэкономические и экономические показатели, хранят в службах
обработки
информации,
кустовых
информационновычислительных центрах, имеющихся в нефтегазодобывающих
управлениях и в объединениях, а также в главном
информационно-вычислительном центре Минтопэнерго.
Отдельно регистрируются технологические и технические
мероприятия, которые осуществляются на скважинах в процессе
разработки месторождений, а также технико-экономические,
экономические показатели, нормативы, плановые и другие
заданные цифры.
Для хранения массивов информации о разработке
нефтяных месторождений используют машинные носители
информации: магнитные диски, магнитные ленты, перфокарты,
перфоленты. Эти накопители информации подсоединяют к ЭВМ
соответствующих информационных служб и вычислительных
центров.
57
Программы выборки и обработки информации о разработке
нефтяного месторождения предназначены для составления
справок, отчетов, подготовки исходной информации, для
составления
проектных
документов
по
разработке
месторождений, для анализа и регулирования разработки,
прогнозирования. Например, если требуется построить карту
изобар на определенную дату, то соответствующая программа
выбирает из всего информационного массива те данные, которые
как раз и необходимы для построения этой карты.
Известны
программы,
позволяющие
осуществить
автоматические построения графиков и карт, в том числе карт
изобар, при помощи графопостроителей. Если необходимо
нанести на карту положения водонефтяного контакта на
определенные даты, то программа осуществляет выборку из
информационного массива соответствующих данных о замерах
положений водонефтяного контакта и т. д. Однако чаще всего
ЭВМ обеспечивает только выборку и распечатку исходных
данных для построения отдельных зависимостей и карт, а
построение
осуществляют
специалисты,
анализирующие
разработку месторождения.
При построении на базе всей совокупности имеющихся
геолого-геофизических и промысловых данных постоянно
действующих
геолого-технологических
моделей
недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике
выработку
остаточных
запасов
углеводородов,
точнее
прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геологотехнические мероприятия по повышению нефтеотдачи и
эффективности работы предприятия, более обоснованно
рассчитывать
наиболее
рациональные
и
экономически
эффективные варианты разработки продуктивных пластов.
6.5. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
На основе анализа разработки нефтяного месторождения и
выявления расхождений проектных и фактических показателей
разработки осуществляют мероприятия по приведению в
соответствие фактического хода разработки с проектным.
Совокупность этих мероприятий и является регулированием
разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить
чисто технологическими методами без изменения или с
частичным изменением системы разработки.
58
К числу технологических методов регулирования разработки
нефтяных месторождений относят следующие:
1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и
нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их
дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до
прекращения эксплуатации (отключения) скважин.
2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие
на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти
из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них
веществ.
3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до
давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная
закачка
рабочих
агентов
в
прослои
пласта
при
дифференцированном давлении нагнетания.
4. Применение пакерного оборудования и проведение работ
по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев
пласта без изменения принятых по последнему проектному
документу объектов разработки.
5. Циклическое воздействие на пласт и направленное
изменение фильтрационных потоков.
К методам регулирования, связанным с частичным
изменением системы разработки месторождения, относят:
1)
очаговое
и
избирательное
воздействие
на
разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт
веществ
через
специально
пробуренные
отдельные
нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных
скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие
на отдельные участки пластов;
2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или
установка в скважинах пакерного оборудования с целью
частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения
объектов разработки.
Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и
методы направленного изменения фильтрационных потоков,
используемые
при
разработке
заводняемых
нефтяных
месторождений, поскольку суть всех остальных методов
регулирования либо ясна из предыдущих лекций настоящего
курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи
нефти.
Технология циклического воздействия на пласт заключается
в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и
59
расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на
каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на
месторождении
в
целом.
Направленное
изменение
фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов
работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин
с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем
линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно,
и, наоборот, замедления его перемещения в других
направлениях.
Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют
путем периодического изменения режимов работы только
нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации
добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на
высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего
месторождения также периодически изменяется, колеблясь около
среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в
пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств
месторождений составляют обычно от недель до месяцев.
Периодическое изменение режимов работы скважин и
текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из
пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией
упругого режима перераспределение пластового давления
происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в
трещинах.
В цикле повышения давления возникают перетоки веществ
из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта.
Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков
пласта гидрофильные, что часто бывает, то в них
преимущественно проникает вода, вытесняя нефть.
В
цикле снижения давления вода
удерживается
капиллярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть
перетекает в высокопроницаемые пропластки и трещины,
поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и
снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород
в высокопроницаемые области пласта при циклическом
воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи
пласта.
Направленное
изменение
фильтрационных
потоков
неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт.
Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному
с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения
60
направлений потоков градиенты давления и скорости
фильтрации были низкими.
Проведение указанных мероприятий по регулированию
разработки
нефтяных
месторождений
связано
с
дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и
капитальными затратами.
Если приведенные затраты на регулирование разработки
месторождения находятся в пределах 10 – 20% от суммарных
приведенных затрат, и если эти затраты не возрастают с
течением времени, а процесс разработки удовлетворяет задаче
оптимального развития – добычи нефти в стране в целом, то
ориентировочно можно считать, что в дальнейшем разработку
следует продолжать по принятому проектному документу. В
противных случаях ставится вопрос о подготовке нового
проектного решения о разработке месторождения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных
месторождений.– М.: Недра, 1990 – 427 с.
2. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений.– М.:
Недра,1977 – 261с.
3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений.– М.:
Недра,1986 – 332 с.
4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное
пособие для
вузов. / Ю.П.Желтов, В.А.Сахаров,и др. – М.:
Недра,1985 – 296 с.
5. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений. Учебник /. Ш.К. Гиматудинов и
др. – М.: Недра,1988 – 302 с.
6.Справочное руководство по проектированию разработки и
эксплуатации
нефтяных
месторождений.
Проектирование
разработки // Под ред. Ш.К.Гиматудинова.– М.: Недра, 1983 –
463с.
7. А.И. Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и
газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987 – 347 с.
8. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых
месторождений. – М.: Недра, 1968 – 428 с.
9. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности
проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом
их неоднородности.– М.: Недра, 1976.
61
10.
Правила
разработки
нефтяных
и
газонефтяных
месторождений/ Миннефтепром. – М.: Б.и., 1987.
11.
Правила
разработки
газовых
и
газоконденсатных
месторождений. – М.: Недра, 1971– 103 с.
12. Регламент составления проектов и технологических схем
разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 390147035- 207-86 / Миннефтепром. – М.: Б.и., 1986 – 105 с.
13. Положение о порядке составления, рассмотрения и
утверждения технологической проектной документации на
разработку нефтяных и газонефтяных месторождений:
РД 39 – 0147035 – 215 – 86/ Миннефтепром М.: Б.и., 1986.
14. Методические указания по проведению авторского надзора за
реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений:
РД 39 – 0147035 – 203 – 87. – М.: Б.и., 1986.
15. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу
разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений:
РД 39 – 0147035 – 205 – 86. – М.: Б.и., 1985 – 144 с.
16. Методические указания по проведению геолого-промыслового
анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений:
РД 39 – 0147035 – 202 – 87.– М.: Б.и., 1987 – 46 с.
17. Классификация запасов месторождений, перспективных и
прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. – М.: Б.и., 1983.
18. Инструкция по применению классификации запасов
месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и
горючих газов.– М.: Б.и.,1984.
62
СОДЕРЖАНИЕ
Введение …………………………………………………………………..3
1.Системы и технология разработки нефтяных месторождений...5
2. Классификация и характеристика систем разработки….….…..30
3. Моделирование процессов разработки… ………………….....…47
4.Разработка нефтяных месторождений при естественных
режимах……………………………………………………………..…...60
5. Разработка нефтяных месторождений с применением
заводнения……………………….………….…………………………...81
6. Проектирование и регулирование разработки нефтяных и
газонефтяных месторождений………….………………….………..123
Список литературы.……………………………………………………142
ВОПРОСЫ
текущего контроля по курсу
«Разработка нефтяных и газовых месторождений»
Тема1.СИСТЕМЫ
И
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ТЕХНОЛОГИЯ
РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ
Что такое месторождение?
Что такое залежь?
Какие основные условия характеризуют объект разработки?
Какое основное условие обеспечивает упругий режим работы залежи?
Какое основное условие обеспечивает упруговодонапорный режим
работы залежи?
6. Когда наступает жесткий водонапорный режим работы залежи?
7. Какое основное условие обеспечивает работу залежи в режиме
растворенного газа?
8. Чем обеспечивается газонапорный режим работы залежи?
9. Что характеризует упругий газонапорный режим работы залежи?
10. Что характеризует жесткий газонапорный режим работы залежи?
11. Основное условие проявления гравитационного режима работы залежи?
12. Какие режимы работы залежи называются режимами истощения
пластовой энергии?
13. Что такое текущая нефтеотдача?
14. Что такое темп разработки месторождения?
15. Что такое газовый фактор?
16. Что такое водонефтяной фактор?
1.
2.
3.
4.
5.
63
17. Что характеризует первая стадия разработки месторождения?
18. Что характеризует вторая стадия разработки месторождения?
19. Что характеризует третья стадия разработки месторождения?
20. Что такое пластовое давление?
21. Что характеризует пьезопроводность пласта?
Тема 2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
22. Что такое фонд скважин ?
23. . Для чего предусматривается резервный фонд скважин?
24. Что такое параметр плотности сетки скважин?
25. Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова?
26. Для каких объектов целесообразна разработка без воздействия на
пласт?
27. В каких случаях целесообразно применение системы законтурного
воздействия на пласт?
28. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при
однорядной системе внутриконтурного заводнения?
29. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при
трехрядной системе внутриконтурного заводнения?
30. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при
пятирядной системе внутриконтурного заводнения?
31. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при
пятиточечной системе внутриконтурного заводнения?
32. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при
семиточечной системе внутриконтурного заводнения?
33. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при
девятиточечной системе внутриконтурного заводнения?
34. Для чего применяется баръерное заводнение?
35. Что такое сайклин-процесс?
Тема 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ
36. Что отражает детерминированная модель пласта?
37. Что такое вероятностно-статистическая модель пласта ?
38. Что представляет собой модель однородного пласта?
39. Что представляет собой модель пласта с двойной пористостью?
40. Какой фундаментальный закон природы является основным при
описании процессов разработки нефтяных месторождений?
64
41. Какой фундаментальный закон природы необходимо учитывать при
изменении температурных условий в пласте при разработке нефтяных
месторождений?
42. Какой физический закон часто используется для описания движения
нефти в пласте?
43. Перед фронтом вытеснения фильтруется только нефть, а позади –
только вода. Назовите модель вытеснения нефти?
44. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него одновременно нефть и вода. Назовите модель вытеснения нефти?
Тема
4.
РАЗРАБОТКА
ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ
НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ПРИ
45. Укажите два основных условия существования упругого режима работы
залежи.
46. Чем упруговодонапорный режим принципиально отличается от замкнутоупругого?
47. Какие законы и уравнения используются при моделировании упругого
режима работы залежи?
48. При каких исследованиях скважин используется теория упругого режима?
49. Источник пластовой энергии, определяющий водонапорный режим
работы залежи?
50. Какие законы и уравнения используются при моделировании режима
растворенного газа?
51. Какие законы и уравнения используются при моделировании
газонапорного режима?
Тема 5. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ
ЗАВОДНЕНИЯ
52. Что такое коэффициент вытеснения?
53. Что такое коэффициент охвата пласта воздействием?
54. Как связаны коэффициент вытеснения, коэффициент охвата пласта
воздействием и текущая нефтеотдача?
55. Гипотеза каких ученых заложена в основу изучения непоршневого
вытеснения нефти из однородного пласта?
56. Каким образом происходит обводнение добывающих скважин при
поршневом вытеснении нефти водой?
57. Что такое функция Баклея – Леверетта? Что она описывает?
58. Как изменяется обводненность продукции скважин при непоршневом
вытеснении нефти водой?
65
59. В чем заключается принцип электрогидродинамической аналогии?
Тема 6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РЕГУЛИРОВАНИЕ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
РАЗРАБОТКИ
60. Для чего составляются проекты пробной эксплуатации ?
61. Для чего и когда составляются проекты опытно-промышленной
разработки?
62. С какой целью срставляется технологическая схема разработки?
63. На
какой
стадии
разработки
готовится
проект
разработки
месторождения?
64. Когда и для чего составляются уточненные проекты разработки?
65. Назовите основные методы регулирования разработки месторождения?
66. Суть и назначение циклического воздействия на пласт?
67. Что такое постоянно-действующая геолого-технологическая модель
месторождения?
66