Рис. 1. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную сква­жину,

 от перепада давления

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 q_вз - полный расход во­ды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторожде­ние в целом в единицу времени, q_в - количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), a q_н - дебит нефти, то имеем следующие выражения.

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к мо­менту времени t.

                                                                                                       (IV.1)

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени t 

                                                                                                         (IV.2)

3. Накопленное количество добытой из пласта воды

                                                                                                           (IV.3)

Текущую нефтеотдачу η = Q_н/G при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в   виде   зависимости η от Q_в/V_п или η от Q_вз/V_п (V_п - поровый объем пласта; G - гео­логические запасы нефти). Типичная зависимость η = η(Q_в/V_п), получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 1-5·10^-3 МПа·с), с применением заводне­ния показана на рис. 2.

Рис. 2. Зависимость текущей нефте­отдачи от

Q_в/V_п Нефтеотдача: η₀ - безводная; η_{к -} конечная

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

N= η_к G                                                                                                                      (IV.4) 

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения Q_вз/V_п в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки ме­сторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущая обводненность ν продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

                                                                                  (IV.5)

На рис. 3 показана типичная для месторождений маловяз­ких нефтей зависимость текущей обводненности от Q_вз/V_п.

Как уже было указано в гл. I, коэффициент текущей нефте­отдачи η равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η₁ на коэффициент η₂  охвата пласта процессом вытеснения.

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, подвер­женной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η₂ называется от­ношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологиче­ским запасам нефти в пласте.

Рис. 3. Зависимость текущей нефтеотдачи

и обводненности продукции от    пласта Q_вз/V_п:

1 - текущая  нефтеотдача  η;  2 - текущая обводненность v 

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему завод­нения слоистого прямолинейного пласта (рис. 4). 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=0) и добывающей галереей (х=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 + G₃ + G₄                                                                                               (IV.6)

Охваченные заводнением   запасы G_охв равны   следующей сумме запасов:

G_охв = G₂ + G₃ + G₄.                                                                                                   (IV.7)  

По определению

                                                                                          (IV.8)    

 В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен про­изведению не только двух, но и трех и большего числа коэф­фициентов. Если, согласно рис. 4, в некоторый момент време­ни закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстоя­ние l₂, в пласт 3 - на расстояние /₃, а в пласт 4 - на расстоя­ние l₅, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить G_o2, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 – G_o3 и G_o4- Суммарные первоначальные запасы G_зав в заводненной области пласта определяют по формуле

G_зав = G_о2 + G_о3 + G_о4.                                                                                               (IV.9)        

Тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно на­писать

                                                                           (IV.10)

где η₁₁ - коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта:

η₁₂ - коэффициент заводнения.

Рис. 4. Схема заводнения слоистого  пласта

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произ­ведению коэффициента вытеснения – η₁ на коэффициент охвата η₂, зависимость их от Q_вз/V_п показана на рис. 5, откуда вид­но, что η₁ возрастает с увеличением Q_вз/V_п, а η₂ остается по­стоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Рис. 5.   Зависимости η₁  и η₂ от Q_вз/V_п 

Если же η определяют как произведение трех коэффициен­тов согласно формуле (IV. 10), то их зависимости от Q_вз/V_п при неизменных системе и технологии разработки пластов бу­дут иметь вид, показанный на рис. 6. Коэффициент вытесне­ния нефти водой из заводненной области η₁₁ (кривая 1) в ка­ком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добываю­щей галерее будет близким к 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.

Рис 6. Зависимости η₁₁, η₁₂  и η₂ от Q_вз/V_п 

Поэтому этот коэффициент остается постоянным в началь­ный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводне­ния η₁₂ (кривая 2 на рис. 6) в соответствии с его определе­нием будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличи­вается. Коэффициент охвата η₂ (кривая 3) остается постоян­ным при неизменной системе и технологии разработки место­рождения. Коэффициенты η₁ и η₂ в 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 η₁ 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:

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 проницаемостей 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 η₂ 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), существования дизъюнктивных раз­рывов и т. д.
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).
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.

Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного месторождения при его заводнении, необходимо, помимо модели самого пласта, во многих случа­ях сохраняющейся одинаковой при всех методах извлечения нефти из недр, использовать также модель процесса заводнения пласта и за­тем применительно к конкретной системе разработки - расчетную схему для месторождения в целом или его элемента.

Как показывают исследования вытеснения нефти водой из образ­цов горных пород-коллекторов, по­сле подхода воды к концу образца начинается извлечение из него нефти вместе с водой, т. е. проис­ходит так называемый водный пе­риод разработки. В одних случаях после начала этого периода из образца добывается незначи­тельное количество нефти (рис. 7, кривая 1), в других в этот период из образцов извлекаются значительные объемы нефти, сравнимые с объемами нефти, извлекаемыми в безводный пери­од (кривая 2).

Такое несходство между кривыми вытеснения нефти водой из образцов пород в водный период объясняется различием микроструктуры пористых сред, характером проявления в них капиллярных сил, различием вязкостей вытесняемой и вытес­няющей жидкостей и др. Исследования фазовых и относитель­ных проницаемостей пористых сред при вытеснении из них нефти водой показывают, что для многих пластов характерно возникновение в порах раздробленных, дисперсированных мелких глобул нефти, неизвлекаемой из пористой среды даже во время прокачки через нее при одних и тех же перепадах давления неограниченного количества воды, т. е. при так назы­ваемой бесконечной промывке. Таким образом, в этих пластах остаточная нефть находится в виде неподвижных глобул, за­ключенных в тупиковых зонах, в поровых ловушках, т. е. в местах пористых сред, где путь движению нефти преграж­дается плотными скоплениями зерен пород. Раздроблению нефти в процессе вытеснения ее из пористых сред, возникнове­нию неподвижных глобул способствуют также различие вязкостей нефти и воды и наличие неньютоновских свойств у нефти. Дисперсирование нефти в пористых средах происходит недалеко от фронта вытеснения, позади него, где находятся одновременно нефть и вода, так что за водный период  из об­разцов рассматриваемых пористых сред  добывают  небольшое  количество нефти. Процесс  вытеснения  нефти  водой из этих сред  как  раз и  описывается  кривой  1 (см. рис. 7). Если в по­ристой среде содержится сравнительно небольшое число тупи­ковых зон в единице объема, то нефть, будучи даже раздробленной позади фронта вытеснения ее водой, продолжает дви­гаться в этой среде и извлекаться из нее по мере закачки в образец воды. В таком случае вытеснение нефти из образца пористой среды характеризуется кривой 2 (см. рис. 7).

Рис. 7. Зависимости текущей нефтеотдачи от Q_вз/V_п

1 к 2- кривые, построенные по данным соответственно при порш­невом

и нспоршневом вытеснении нефти водой

Возьмем два образца пористой среды. В образце 1 процес­су вытеснения нефти водой соответствует кривая 1, а в образ­це 2 - кривая 2 (см. рис. 7). Допустим, что к началу водного периода извлечения нефти в эти образцы было закачано по одному и тому же количеству воды Q*_вз. Как видно из рис. 74, из образца 1 при Q_вз > Q*_вз почти не извлекается нефть, а из образца 2 добывается значительное количество нефти. Можно отметить, что для образца 2 существенное значение имеет водный период добычи нефти, в течение которого в пористой среде происходит совместная (двухфазная) фильтрация нефти и воды.

Кривую 1 можно аппроксимировать двумя прямыми - на­клонной, соответствующей условию 0 ≤ Q_вз ≤ Q*_вз, и параллель­ной оси абсцисс, справедливой при Q_вз <i>> Q*_вз. Обе прямые на рис. 74 показаны пунктирными линиями. Этой аппроксимации соответствует определенная модель процесса вытеснения неф­ти водой из пористых сред - модель поршневого вытеснения нефти водой.

Для описания процессов вытеснения нефти водой из пори­стых сред, характеризующихся кривыми типа 2 (см. рис. 7), используют модель совместной (двухфазной) фильтрации неф­ти и воды.

Обе модели основаны на экспериментальных характеристи­ках процесса вытеснения нефти водой из пористых сред. При поршневом вытеснении экспериментально определяют коэффициент вытеснения η₁ и объем закачанной в пористую среду воды Q_вз, равный объему извлеченной из нее нефти. При двухфазной фильтрации используют зависимости фазовых или относительных проницаемостей для нефти и воды от насы­щенности пористой среды водой.

Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы раз­работки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. си­стемы разработки без поддержания пластового давления); си­стемы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения. По методам регулирова­ния баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с за­качкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:

1. Законтурное заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100-1000 м. Его применяют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктивными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропроводностью, при небольшой ширине залежей (до 4-5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). Примерами
   могут служить Туймазинское месторождение (Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР (1948 г.), девонская залежь Бавлинского месторождения (Татария), яснополянская    залежь    Ярино-Каменоложского    месторождения (Пермская обл.) и др. Оно не получило широкого распростра­нения.
2. Приконтурное заводнение,  когда  нагнетательные скважины размещают в водонефтянои зоне в непосредственной близости  от  внешнего  контура   нефтеносности.   Его  применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гидродинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяном разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроекти­ровано, например, по пласту С_III Дмитровского месторождения (Куйбышевская обл.).
3. Внутриконтурное заводнение, которое применяют в основ­ном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдель­ные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые назы­вают эксплуатационными полями или блоками. Внутриконтурное заводнение в случае необходимости сочетается с законтур­ным или приконтурным заводнением.

В СССР применяется внутриконтурное заводнение таких ви­дов: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки, блоки самостоятельной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное за­воднение.

Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных ме­сторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основ­ной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах приме­няют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3-4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5-7). Разрезание на отдельные площади и блоки на­шло применение на Ромашкинском (23 площади пласта Д₁ Та­тария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская область), Осинском (Пермская область), Покровском (Орен­бургская область), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Си­бирь) и других месторождениях. С начала 60-х годов на место­рождениях Куйбышевской области (пласт А₄ Козловского, пласт Б₂ Стрельненского, пласт Д_о Жигулевского и другие месторож­дения) и затем Западной Сибири (Правдинское, Мамонтовское, пласты AB₁ Советского и Самотлорского месторождений) стали широко использоваться системы блокового заводнения, причем так называемые активные (интенсивные) системы с размеще­нием между двумя нагнетательными рядами не более 3-5 ря­дов добывающих скважин. Совершенствованием блоковых си­стем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.

При небольшой вязкости нефти (до 3-5 мПа·с) для объек­тов с относительно однородным строением пластов системы за­воднения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5 - 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна по­вышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2-3 км и менее.   При   однородных   пластах   с   продуктивностью   выше 500 т/(сут-МПа) оправдали себя пятирядные системы, а при продуктивности 10 - 50 т/(сут · МПа) - трехрядные (по Б. Т. Баишеву и др.).

При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин раз­мещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры за­лежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с за­контурным. Сводовое заводнение подразделяют на: а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры - кумскнй горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодар­ском крае, пласты группы А Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири); кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса за­лежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую пло­щади - Миннибаевская площадь Ромашкинского месторожде­ния); центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200-300 м размещают 4-6 наг­нетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение может применяться в качестве само­стоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднород­ных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного за­воднения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Разбуривание осуществляют по равномерной сетке с расположением буровых станков вблизи продуктивных скважин и последующим переходом «от извест­ного к неизвестному». Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных так, чтобы они размещались на участках с наилучшей характеристикой пластов и оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. В связи с этим его называют избирательным заводнением. Внедрено очаговое заводнение на месторождениях платформен­ного типа в Татарии (периферийные участки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений), Башкирии (месторождения Краснохолмской группы), Коми АСС, Пермской, Оренбург­ской обл. и т. д. Оно более эффективно на поздней стадии раз­работки.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каж­дого элемента  залежи с расположенной в его центре одной до­бывающей скважиной  могут  быть четырех-, пяти-, семи- и девя­титочечной  и   линейной системами (рис. 1.2).

Рис. 1.2. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементами):

1- добывающие; 2- нагнетательные скважины

Линейная си­стема - это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном по­рядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1 : 1. Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2σ_н = 2σ_д = 2ог. Если 2L = 2σ, то ли­нейная система переходит в пятиточечную с таким же соотно­шением скважин (1 : 1). Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение сква­жин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пяти­точечная система). В девятиточечной  системе на одну добываю­щую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3: 1), так как из восьми нагнетательных  скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В  обращенной  девятиточечной  системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих  скважин составляет 1 : 3. При  треугольной  сетке  размещения  скважин  имеем четырехточеч­ную (обращенную семиточечную) и  семиточечную (или обра­щенную четырехточечную)  системы  с  соотношением нагнета­тельных и добывающих скважин соответственно 1 : 2 и 2 : 1. Воз­можны  также  другие площадные системы. Таким образом, пло­щадные системы характеризуются различной активностью воз­действия на залежь, выраженной соотношением  нагнетатель­ных  и  добывающих  скважин  (1: 3,  1 : 2,  1 : 1,  2 : 1, 3 : 1).

Результаты исследований, проведенных в ВНИИнефти, Гипровестокнефти, СибНИИНПи показали, что площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Эффективность площадного заводнения увеличивается с по­вышением однородности, толщины пласта, а также с уменьше­нием вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение было запроектировано по пласту БС₁₀ Усть-Балык-ского месторождения и др. Практика применения площадных и избирательных систем разработки, как считает Б. Т. Баишев, показала их явную неэффективность как с точки зрения темпов отбора нефти (не жидкости!), так и нефтеотдачи. Особенно сложны при этом вопросы регулирования отбора и закачки, борьбы с обводнением скважин и т. д. Поэтому применять пло­щадные системы разработки можно только на поздней стадии разработки.

Масштабы применения различных систем заводнения (по данным М. Л. Сургучева) характеризуются следующими величи­нами (в % - в числителе число месторождений, в знаменателе добыча нефти): внутриконтурная, блоковая - 50/70; комбини­рованная (законтурная, внутриконтурная) - 28/18; избиратель­ная, площадная -18/9; законтурная - 3,3/3. Таким образом, блоковые системы разработки ввиду высокой эффективности на­шли наиболее широкое применение.