Коэффициент - заводнение
Cтраница 3
Кроме того, по модели Баклея-Леверетта дренируется весь пласт, а учет капиллярных сил показывает уменьшение коэффициента заводнения ( доли дренируемых запасов) с уменьшением средней проницаемости при учете неоднородности пласта. [31]
СВ в - насыщенность связанной водой; SQ - нефтенасыщенность на момент начала заводнения; А - коэффициент заводнения, учитывающий неравномерность перемещения фронта нагнетаемой воды и зависящий от расстановки скважин, соотношения фазовых проницаемостей и вяз-костей нефти и воды; TII - средний коэффициент нефтеотдачи к моменту прорыва воды в добывающие скважины, определяемый в зависимости от расстояния от нагнетательной скважины до добывающей и соотношения вязкостей ( находится по рис. 5.5); QH - количество воды, нагнетаемой в элемент площади. [32]
В заключение надо отметить, что немало известных специалистов-нефтяников думают, что нефтеотдача зависит только от коэффициента вытеснения и коэффициента заводнения, они даже игнорируют коэффициент сетки и фактическую ограниченную долговечность скважин. Они выступают против учета экономики при расчете нефтеотдачи; и соответственно против объединения пластов, поскольку без учета экономики при одинаковой предельной обводненности добывающих скважин это только уменьшает коэффициент заводнения. Они не понимают, что ввод малопродуктивных нефтяных месторождений в экономически рентабельную разработку, а также увеличение доли разбуривания нефтяных пластов, которые достигаются благодаря объединению нефтяных пластов и увеличению продуктивности скважин, - это самое настоящее увеличение нефтеотдачи. [33]
Результирующая неравномерность вытеснения нефти агентом V2, коэффициент различия физических свойств нефти и агента Но и коэффициент отбора подвижных запасов нефти или коэффициент заводнения К3, определенные по фактической эксплуатации типичной добывающей скважины или представительной группы добывающих скважин, могут быть распространены на всю нефтяную залежь - на все множество существующих и проектируемых скважин залежи. Кя - коэффициент вытеснения определяется в лабораторных условиях на образцах керна. Остается определить Кс - коэффициент сетки, который учитывает плотность сетки скважин, их долговечность и дублирование или недублирование аварийно выбывших скважин. [34]
Кно - коэффициент нефтеотдачи и образующие его коэффициенты - сомножители: К, - коэффициент вытеснения; Кс - коэффициент сетки и Кэ - коэффициент заводнения. [35]
По ходу дискуссии Kow - коэффициент охвата вытеснением был заменен произведением двух коэффициентов: Koyat Kc - K3t Кс - коэффициента сетки и К3 - коэффициента заводнения или коэффициента использования подвижных запасов нефти. [36]
Кнс - надежности сетки скважин, учитывающий Гс - ограниченную долговечность скважин, зависящий от 7 ср - среднего времени добычи нефти; четвертый К3 - коэффициент заводнения, учитывающий V2 - неравномерность вытеснения нефти и воды, зависящий от AI - предельной обводненности отбираемой жидкости добывающих скважин. [37]
Интересно обратить внимание на ситуацию, в какой возникло желание обсуждать число и суть коэффициентов-сомножителей, возникло желание исключить из рассмотрения один из коэффициентов-сомножителей, конкретно, коэффициент заводнения принять равным 1 и не рассматривать зависимость нефтеотдачи пластов от кратности их промывки водой, от предельной обводненности добывающих скважин. [38]
Приведенные расчеты возможных ошибок определения геологических запасов нефти, а также определения амплитудных де-битов скважин ( которые прямо влияют на предельную долю вытесняющего агента в дебите жидкости, и как следствие на коэффициенты заводнения и нефтеотдачи, и в итоге на извлекаемые запасы нефти) показали важное значение числа пробуренных и исследованных скважин. На начальной стадии проектирования разработки нефтяных пластов ( при проектировании разбурива-ния нефтяных площадей) обычно пробуренных и исследованных скважин, по которым в целом и отдельно по пластам и обособленным слоям определены коэффициенты продуктивности и эффективные толщины, бывает мало. Значит, в расчетах динамики добычи нефти неминуемы большие ошибки, которые придется компенсировать резервированием заметной или значительной части расчетной производительности. [39]
Но этот коэффициент отменить нельзя; он всегда был и будет; он характеризует изменчивую динамику процесса закачки воды, добычи нефти и жидкости; его можно переименовать, например, назвать его не коэффициентом заводнения, а коэффициентом использования подвижных запасов или, по-старому, коэффициентом охвата вытеснением. [40]
Модель послойно неоднородного по проницаемости нефтяного пласта ( если только по фактическим данным хорошо был обоснован показатель расчетной послойной неоднородности или результирующей неравномерности вытеснения нефти) дает очень важную характеристику использования подвижных запасов нефти: долю отбора этих запасов или коэффициент заводнения и общий отбор вытесняющего агента в долях или единицах подвижных запасов нефти, также отношение отбора вытесняющего агента к отбору нефти. [41]
Таким образом, получается, что Qo - введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти сильно зависят от раз-буривания нефтяной залежи - от Qg - введенных в разработку балансовых геологических запасов нефти и соответственно Q - подвижных запасов нефти и от применяемой технологии эксплуатации скважин - от Кэ - коэффициента заводнения. [42]
Полноту извлечения нефти из пласта характеризует коэффициент нефтеотдачи Кио, который можно представить как произведение трех коэффициентов К 0 КС-К3-КЯ, где Кс - коэффициент сетки скважин, который показывает долю всей нефтяной залежи, которая при данной сетке расположения нагнетательных и добывающих скважин испытывает воздействие созданной депрессии и вовлечена в разработку; К3 - коэффициент заводнения, который показывает заводненный объем по той части залежи, которая была вовлечена в разработку, но полностью не могла быть заводнена в силу невозможности эксплуатировать скважины до полной обводненности ввиду стремительного роста стоимости добычи нефти; К, - коэффициент вытеснения нефти из того объема нефтяной залежи, который полностью заводнен. [43]
 |
Схема размещения горизонтальных скважин. [44] |
Аналитические оценки показывают, что при данной сетке размещения ГС время прорыва закачиваемого флюида слабо зависит от длины горизонтального ствола скважин; с ростом расстояния между рядами скважин преимущества систем ГС по сравнению с вертикальными скважинами уменьшаются; рост длины ГС свыше 50 % расстояния между скважинами в рядах не приводит к существенному росту производительности скважин и коэффициента заводнения залежи. [45]
Страницы: 1 2 3 4