При заводнении нефтяных залежей, а также при естественно водонапорном режиме происходит вытеснение из пласта нефти водой. Различают два вида вытеснения нефти водой в пористой среде - поршневой и непоршневой. В соответствии с этим существуют модели поршневого и непоршневого вытеснения.
В соответствии с моделью поршневого вытеснения нефти водой остаточная нефтенасыщенность в заводненной области остается постоянной, равной Sн.ост., движение нефти за фронтом вытеснения отсутствует, насыщенность водою на фронте вытеснения Sф. - постоянна.
Более полно и точно описывает механизм вытеснения нефти водой в пористой среде модель непоршневого вытеснения.
В соответствии с этой моделью насыщенность нефтью за фронтом вытеснения переменна, часть нефти продолжает двигаться в направлении вытеснения. Распределение водонасыщенности в пласте изменяется по мере продвижения в глубь пласта фронта вытеснения таким образом, что значения водонасыщенности на фронте вытеснения Sф и на входе в пласт остаются неизменными. Таким образом, кривая распределения водонасыщенности как бы «растягивается» оставаясь подобной себе. Такое распределение водонасыщенности называется автомодельным. При непоршневом вытеснении добыча нефти из пласта продолжается и после прорыва фронта вытеснения к концу пласта.
На практике при разработке нефтяных месторождений из добывающих скважин сначала получают практически чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем, по мере роста закачиваемой в пласт воды начинают вместе с нефтью добывать воду.
Текущая обводненность добываемой продукции fв измеряется в долях единицы или в % и равна
, где
qн....количество добываемой из пласта нефти в единицу времени (или дебит);
qв - дебит воды;
qж - дебит жидкости.
Типичная динамика текущей обводненности нефтяной залежи имеет вид:
Основным показателем разработки нефтяных месторождений является нефтеотдача. Применительно к условиям водонапорного режима коэффициент нефтеотдачи можно выразить как произведение коэффициента вытеснения η1 на коэффициент охвата η2
η = η1 · η2
Коэффициентом вытеснения нефти водой η1 при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, занятого внедрившейся в залежь водой. При схеме неподвижного вытеснения однородного пласта коэффициент вытеснения можно определить по следующему уравнению:
, где
Qнак – накопленная добыча нефти из пласта;
m – пористость пласта, V – объем нефтяной залежи;
Sсв – насыщенность пласта связанной водой;
Sон – остаточная нефтенасыщенность пласта;
Zφ – насыщенность пор пласта подвижной нефтью на фронте вытеснения.
Значение Zφ можно определить из следующего уравнения:
Z2ф [1,5 (1-Sсв-Sон-Zφ)]– 0,01 μо ,
где
Коэффициент охвата пласта воздействием n2 называется отношение запасов нефти, первоначально находившейся в части пласта, занятого внедрившейся в залежь водой, к геологическим запасам нефти в залежи. При схеме непоршневого вытеснения для однородного пласта коэффициент охвата можно определить по следующему соотношению:
В условиях неизменной системы и технологии разработки нефтяных месторождений коэффициент вытеснения в течение всей разработки остается постоянным, а коэффициент охвата непрерывно возрастает.
Коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик вытеснения нефти из пористой среды. Его величина определяется в лабораторных условиях путем физического моделирования вытеснения нефти водой. Коэффициент охвата пластов воздействием определяется степенью микронеоднородности месторождения, системой разработки, свойствами вытесняющей и вытесняемой жидкостей, условиями эксплуатации скважин.
Литература: основная 1[125-134], 2[70-77]; дополнительная 5[99-118]
Контрольные вопросы
1 Благоприятные условия разработки
2 Неблагоприятные условия разработки
3 Поршневое вытеснение нефти водой
4 Непоршневое вытеснение нефти водой
5 Коэффициент вытеснения
6 Коэффициент охвата
7 Текущая обводненность