Совершенствование технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений Бакиров, Ильшат Мухаметович

Влияние показателя интенсивности систем заводнения на коэффициент нефтеизвлечения

В предыдущем параграфе, в; результате вычислительных экспериментов на элементах: систем заводнения: установлено, что с увеличением. соотношения добывающих и нагнетательных скважин коэффициент нефтеизвлечения увеличивается (рис. 1.5). Это связано с тем, что в моделях двухфазной фильтрации, где пренебрегают предельным градиентом и капиллярными силами, коэффициент нефтеизвлечения, как известно, не зависит от плотности сетки скважин, а зависит только от коэффициентов заводнения и вытеснения. На это обстоятельство указывается и в работе С.Н.Закирова [83 С.251]. При этом коэффициент вытеснения величина ; постоянная и не. зависит от интенсивности "Систем заводнения: Следовательно, для изучения влияния показателя интенсивности систем заводнения на коэффициент заводнения можно использовать результаты расчетов«вытеснения нефти водой на моделях двухмерной двухфазной фильтрации. Для этих целей нами использована программа блочно-осредненной; модели двухфазной фильтрации, составленный Низаевым Р.Х. [19]. В отличие от предыдущих исследований, здесь гидродинамические расчеты проведены в системе скважин, для чего выбраны четыре схемы приведенные на рис. 1.7. Эти схемы позволяют переходить из одной системы к другим І системам заводнения путем освоения добывающих скважин под нагнетание воды. При этом количество скважин и плотность сетки во всех вариантах принята постоянной. Изменяется только соотношение добывающих и нагнетательных скважин.

Результаты исследований приведены в табл. 1.4 для различных значений вязкостей нефти. Из таблицы видно, что с увеличением соотношения добывающих и нагнетательных скважин коэффициент нефтеизвлечения увеличивается, ас увеличением, вязкости нефти уменьшается, т.е. подтверждаются предыдущие выводы.

Полученные данные обработали в координатах 1/Кии = f(a/(l + m)). На рис.1.8 приведен график этой зависимости, из которого видно, что все точки ложатся на прямую линию

В методике ТатНИПИнефть для расчета коэффициента охвата заводнением используется модель зонально и послойно неоднородного по эффективной проницаемости пласта [21].

Идентичность зависимостей коэффициента нефтеизвлечения от показателя интенсивности системы заводнения, полученная по результатам исследования на модели двухмерной двухфазной фильтрации и по методике Тат-НИПИнефть, позволяет использовать расчетные соотношения методики, учитывающей в дифференцированном виде большинство геолого-физических факторов реального месторождения, при обосновании рациональной системы заводнения.

Характер зависимости нефтеизвлечения от соотношения добывающих и нагнетательных скважин изменяется, если при исследовании используется модель вытеснения нефти водой с учетом предельных градиентов сдвига [17,18].

Для численного исследования зависимости остаточного объема В .НЛанковым [17] были выбраны три известные рассредоточенные схемы заводнения -пяти-, семи- и девятиточечная. При этом плотность сетки скважин для всех схем принята одинаковой (7,83 га/скв.) и перепады давлений для всех скважин одинаковы. Коэффициент вытеснения был принят равным единице. Расчеты выполнены для пласта с показателями неоднородности, характеризующихся квадратом коэффициента вариации коллекторских свойств V2 = 0, 1, 2, 3. Результаты исследований приведены в табл. 1.5.

По табл. 1.5 видно, что по мере увеличения интенсивности системы заводнения остаточный объем нефти уменьшается, т.е. коэффициент нефтеизвлечения увеличивается. На рис. 1.9 нами построены графики изменения коэффициента нефтеизвлечения In Ки.н. от соотношения добывающих и нагнетательных скважин (т).

При этом графики зависимости In Ки.н. представляют прямую линию. Для случая однородного объекта (V =0) эта линия проходит через начало координат, следовательно коэффициент охвата заводнением равняется единице.

Методом наименьших квадратов получили зависимость коэффициента охвата вытеснением от интенсивности систем заводнения вида: Кс=е-0,035.т (L7)

При вытеснении нефти водой в неоднородном по коллекторским свойствам пласте коэффициент нефтеизвлечения уменьшается, появляется дополнительный коэффициент (заводнения). Для пластов с неоднородностью, ха растеризующихся квадратом коэффициента вариации коллекторских свойств равных V2 = 1,2,3, нами получены, соответственно, следующие зависимости

Таким образом, зависимость коэффициента охвата вытеснением от показателя интенсивности систем заводнения имеет экспоненциальный характер. Аналогичная зависимость была получена в ТатНИПИнефть исследованиями на электроинтеграторе. Увеличение интенсивности системы заводнения приводит к увеличению коэффициента охвата вытеснением.

На основании проведенных вычислительных экспериментов в рамках вышеописанных моделей можно отметить, что при изменении интенсивности системы заводнения два коэффициента нефтеизвлечения из трех действуют в противоположных направлениях и максимум коэффициента нефтеизвлечения достигается при определенном соотношении добывающих и нагнетательных скважин (т). Следовательно, условие достижения максимума неф теизвлечения является одним из критериев при определении оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин. Критерий максимум нефтеизвлечения: более полно отвечает требованиям оптимальности систем разработки. В литературе отсутствует методика по определению оптимальной интенсивности систем заводнения, обеспечивающий максимум нефтеизвлечения. Следовательно, задача установления зависимости нефтеизвлечения от интенсивности системы заводнения и плотности сетки скважин, учитывающих в Ї дифференцированном виде большинство геолого-физических факторов реального месторождения, является актуальной. Однако, из-за отсутствия достаточно адекватных гидродинамических моделей пластов использование в качестве критерия максимум нефтеизвлечения приведет к выбору менее интенсивных систем заводнения, а в случае дебитов скважин -более интенсивных. Следовательно, при выборе систем: заводнения по результатам; гидродинамического моделирования применение степени нефтеизвлечения и дебитов скважин за критерий эффективности приводит к неоднозначности, необходимости искать компромисное решение.

Как известно, в повседневной практике о состоянии разработки нефтяного месторождения судят по динамике пластового давления на. залежи. Поддержание пластового давления; на рациональном уровне так же служит важным показателем эффективности систем заводнения. Специальные исследования, проведенные профессором Н.Н.Непримеровым в 70-е годы; на Южно-Ромашкинской, а затем и на опытном участке мицеллярного заводнения Азнакаевской площади, показали, что целесообразно эксплуатировать месторождение при давлениях, близких к начальному пластовому. Эти выводы подтверждаются многочисленными промысловыми наблюдениями и лабораторными исследованиями. Из опыта разработки известно, что чрезмерное снижение пластовых давлении приводит к снижению коэффициентов продуктивности, дебитов скважин и нефтеизвлечения.

Для изучения этой задачи мы в работе [96] провели исследования на модели трехмерной трехфазной фильтрации SIMMGR-SABRE для: условий газонефтяной зоны конкретного месторождения. Расчеты были проведены для трех систем регулярного заводнения - пятиточечной, семиточечной, девятиточечной при одинаковых забойных давлениях. Сопоставлялись,такие; технологические показатели, как степень нефтеизвлечения, накопленный отбор воды и обеспечиваемое поддержание пластового давления.

Закономерности, установленные выше по! изменению коэффициента нефтеизвлечения и ВНФ от интенсивности систем заводнения, подверждают-ся. Условию достижения и; поддержания; пластового давления на начальном уровне удовлетворяет семиточечная система; заводнения (рис.К10). При пятиточечной; системе пластовое давление превышает начальное, наблюдается вытеснение нефти в газовую шапку. При девятиточечной системе не обеспечивается - поддержание; пластового; давления, наблюдается расширение газовой шапки.

В реальных условиях вытеснение нефти в газовую зону и расширение газовой шапки; привело бы к потерям; в нефтеотдаче. Таким образом; основным критерием при выборе оптимальной интенсивности в этой задаче остается возможность достижения и поддержания пластового давления на начальном уровне. Для других горно-геологических условий величина пластового давления, которую необходимо; поддерживать при разработке месторождения, может быть иная. Например, в случае начальных аномально низких или высоких пластовых давлений оптимальные величины могут быть иные и их надо будет сохранять в процессе разработки. Для удовлетворения і этому критерию І интенсивность системы заводнения во времени должна постоянно оптимизироваться;. При этом задача решается при оптимальных забойных давлениях нагнетания и отбора для залежи; конкретного; геологического строения.

Влияние площадной анизотропии пласта на коэффициент охвата заводнением

Давно замечено, что продуктивные пласты месторождений нефти отличаются анизотропией коллекторских свойств. Первые такие сведения получены в результате анализа кернового материала. Было обнаружено, что коэффициенты проницаемости образцов породы вдоль и поперек напластования нередко отличаются между собой [29,30,31]. В і последние годы все большее внимание начинает привлекать площадная анизотропия коллекторских свойств пласта. Она объясняется особенностями осадконакопления, но в значительной степени - тектоническими процессами. При формировании будущей ловушки продуктивный пласт подвергается сжимающим усилиям, которые приводят к развитию и формированию системы трещин определенной направленности. Особенно это касается карбонатных коллекторов [31,36,57]. Отрицательное влияние трещиноватости из-за быстрого прорыва воды в добывающие скважины отмечено в работе [32] по залежам Чечено-Ингушетии, в [33] - по объектам Татарстана, в [34,35] - по залежам Куйбышевской и Оренбургской областей. Эти отрицательные последствия объясняются [27] тем, что трещины имеют большую проводимость и протяжённость, сопоставимую с расстоянием между скважинами, что приводит к преждевременному прорыву воды и снижению охвата пласта заводнением.

При анализе данных разработки карбонатных залежей, характеризующихся трещиноватостью, многие авторы отмечают анизотропный характер фильтрации флюидов. Выявлению площадной анизотропии и ее количественным параметрам уделяются усилия ученых разных научных направлений.

Наряду с лабораторными определениями стали развиваться методы оценки: анизотропии пласта по фактическим данным исследований скважин.

С целью изучения анизотропии коллекторских свойств продуктивных карбонатных пород в работе [3 7] составлены карты удельной ёмкости (произведение эффективной толщины на открытую пористость) семилукского горизонта Барсуковского, Вишанского, Восточно-Первомайского, Малодушин-ского и Осташковичского месторождений. Главной тенденцией изменения удельной ёмкости пород семилукского горизонта является то, что по площади залежи: выделяются локальные поля, имеющие преимущественно линейно-вытянутые формы субпараллельных региональному разлому и совпадающих по ориентации направлением«развития; основных систем тектонических трещин; Анизотропия фильтрационных свойств также определена путём прослеживания темпа снижения пластового давления в скважинах, которые введены в эксплуатацию до начала заводнения, и когда давление в залежи было выше давления; насыщения. Составленные карты текущих изобар по выше перечисленным месторождениям показывают, что изобары в залежах отражены эллипсами при ориентации их больших осей субпараллельно региональным разломам.

Подтверждением эллипсовидной формы линии изобар для; анизотропных коллекторов служат данные работы [39], где приведены, упрощённые формулы распределения давления - вокруг одной возмущающей скважины в неограниченном, плоском, анизотропном пласте при стационарном режиме. Расчёты показывают, что линиями равного давления являются? соосные эллипсы, отношение квадратов полуосей которых равно площадному коэффициенту анизотропии Ку / Кх. В работах [39-42] приведены методики определения параметров анизотропии по данным фильтрации \ в трещиноватых пластах. В работе [43] показана перспективность аэрокосмических методов выделения зон трещиноватостей карбонатных коллекторов;.Эти исследования показывают, что направления трещиноватости, определенные по изменению характера и интенсивности пластового давления, дебитов скважин, обвод ценности, совпадают с результатами АКТИ; Довольно эффективным способом является закачка в пласт (вместе с нагнетаемой водой) различных индикаторов [44,45,46]. Важным инструментом становится применение методов гидропрослушивания пласта [47,48,49,50,51,52]; Использование современных методов сейсморазведки, результатов геофизических и гидродинамических исследований скважин, керновыми данными позволяют устанавливать объемную анизотропию коллекторских свойств и ориентацию систем трещин. [53,54].

К особенностям проектирования разработки низкопродуктивных коллекторов, характеризующихся трещиноватостью, следует отнести [37-39] взаимное размещение добывающих и і нагнетательных скважин; относительно простирания основных трещин. Тем самым задача осложняется и сводится не только выбору вида ; системы заводнения, но и выбору местоположения -; добывающих и нагнетательных скважин относительно простирания основных направлений трещин.

В работе [34] оптимальным направлением продвижения фронта- воды,. несмотря г на низкую эффективность на первом этапе, является направление, перпендикулярное, простиранию основных систем тектонических трещин. Продвижение фронта воды в крест простиранию трещин обеспечит вытеснение нефти из менее проницаемой части породы блоков.

В работе [38] проведён опыт по вытеснению нефти водой в модели; трещиновато-кавернозного пласта при различных системах заводнения. При пятиточечной системе нагнетания, когда нагнетательные и добывающие скважины.расположены под острым углом к основным направлениям трещин, самая низкая величина коэффициента охвата вытеснением. При девятиточечной системе две добывающие скважины расположены по основным направлениям,трещин, а одна под острым углом к трещинам, коэффициент охвата вытеснением занимает промежуточное положение. Линейная система заводнения, при которой нагнетательные и добывающие ряды расположены параллельно направлению трещин, коэффициент охвата вытеснением - максимальный.

Из всего приведённого следует, что использование анизотропных свойств трещиноватых коллекторов является наиболее перспективным направлением в решении вопроса оптимального размещения добывающих и нагнетательных скважин, конфигурации элементов систем заводнения; и их ориентации относительно трещин.

Расчеты технологических показателей вытеснения нефти водой в системе скважин в анизотропном пласте основаны на численном интегрировании уравнений, описывающих процесс в рамках двухфазной фильтрации. Рассматривается осредненное по толщине пласта течение в крупномасштабном приближении, т. е. пренебрегается действием капиллярных и гравитационных сил. Пласт анизотропен по простиранию с непроницаемой кровлей.и подошвой. Пористая среда и жидкость принимаются несжимаемыми. Решение системы (2.1) соответствующими начальными и граничными условиями осуществлялось Чекалиным А.Н. в работе [93] численно по специальным консервативным разностным схемам, высокая точность которых на сетках с крупным шагом обусловлена широким использованием априорных свойств искомого решения. При этом использовались: 1) специальные поправки при аппроксимации суммарного потока жидкости через границы элементарных ячеек, отличающихся от нуля в окрестности скважин; 2) сред неинтегральные значения насыщенности; 3) дробно-линейная интерполяция для определения значений S в полуузлах сетки; 4) специальные элементарные ячейки-сектора в окрестности добывающих скважин, консервативные разностные уравнения в этих ячейках для определения 8 значений насыщенности на контурах скважин (такой подход позволяет учесть неоднородность потока жидкости в окрестности скважины без увеличения сеточной области). Подробное описание численной модели можно найти в книгах [55,56].

При решении системы (2.1) в численную модель внесены необходимые изменения, связанные с анизотропностью пласта. Исходные данные к расчетам: т = 0,2, //„ = \мПа-с; /ли = ЮмПа-с; VP = Ю,0МПа; S. = 0,2; S = 0,8. Фазовые проницаемости - кубические. Области, в которых проводились вычисления, изображены на рис. 2.9 (А), (Б), (В), скважины обозначены 1, 2, 3, 4,5.

Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин

Изучению влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения посвящены работы многих исследователей. Наиболее полно влияние различных природных условий и ПСС на нефтеотдачу изучено по месторождениям Урало-Поволжья [69]. По данным анализа 52 месторождений С.В.Кожакиным и В.К.Гомзиковым получены статистические уравнения Кин в зависимости от различных природных факторов и плотности сетки скважин.

Эти зависимости обобщены в работе [70] А.П.Крыловым в виде: KHH = A-«S, (3.1), где А - комплекс слагаемых, обусловленный условиями залегания нефти и не зависящий от плотности сетки (S), а - коэффициент, характеризующий уменьшение коэффициента нефтеизвлечения при разряжении сетки скважин. Параметр плотности сетки скважин при этом колебался в пределах S = 10 -50 га/скв..

В.Н.Мартос и др. в 1982 г. провели статистический анализ связи нефте извлечения с плотностью сетки скважин по 130 залежам Урало-Поволжья [71]. При исследовании применялся метод группирования объектов по гид-ропроводности. Для каждой группы получены уравнения регрессии вида квадратической зависимости: KHH = a-bS + cS2. (3.2)

Недостатки зависимостей (3.1, 3.2) были отмечены В.Д.Лысенко и Э.Д.Мухарским (1975г.) [72], М.Х.Хуснуллиным (1983 г.) [73]: их использование для целей прогноза как в области редких, так и в области плотных сеток приводит к результатам, не имеющим физического смысла.

Ранее в ТатНИПИнефть [74] в результате исследования на вероятностно-статистической модели прерывистого пласта получена зависимость вида: KHH = A-exp(-aS). (3.3)

Аналогичная формула была получена В.Н.Щелкачевым путем аналитического решения дифференциального уравнения, связывающего увеличение заводненного объема с уменьшением плотности сетки скважин [75], и М.Х.Хуснуллиным - путем решения дифференциального уравнения, связывающего увеличение коэффициента нефтеизвлечения при уменьшении плотности сетки скважин [73].

Необходимо отметить, что формула (3.1) является частным случаем зависимости (3:3).

В последние годы (1990 г.) в ТатНИПИнефть на основе статистического анализа разработки опытных участков по карбонатным отложениям получена зависимость вида [76]: Кин= A-exp(-aSL5). (3.4)

Аналогичная формула была приведена для месторождения Слотер (США) в 1985г. Э.А.Дадаевой [82].

В СибНИИНП для описания влияния плотности сетки на коэффициент нефтеизвлечения получена приближенная зависимость вида: Кин= A-exp(-aS05)., (3.5)

Зависимости (3.3, 3.4, 3.5) удовлетворяют известным граничным условиям: при S-»0, КИН-» А, при S- oo , КИН-» 0 . Их можно представить обобщенной формулой вида: Кин= A-exp(-aSn). (3.6)

Рассмотрим, почему коэффициент п у разных авторов принимает различные значения и какая зависимость, удовлетворительно описывает фактические данные? С этой целью нами исследованы зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин по 23 залежам бобриковских отложений Ромашкинского месторождения. При исследовании применен метод группирования объектов по одинаковым геолого-физическим параметрам. Этот метод является наиболее эффективным, когда приходится рассматривать большое количество объектов с различными геолого-физическими характеристиками и большим диапозоном изменения исследуемых параметров. В данном случае группирование проведено по интенсивности системы разработки (отношение удельных балансовых запасов к амплитудному дебиту скважин). Были выделены три группы. По первой группе плотность сетки скважин изменяется в широких пределах: от 9.8 до 45.8 га/скв. Средняя величина ПСС по группе 24 га/скв. По второй и третьей группам залежей плотность сетки изменяется в узких пределах от 16 до 26,2 га/скв. Средняя величина по группе 20 га/скв (табл. 3.1).

Обработка фактических данных по каждой группе проведена по формуле (3.6) при п = 0.5, 1, 1.5, 2 и т.д. На рисунке 3.1 приведены графики зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки для первой группы залежей. Для этой группы наибольшее корреляционное отношение получено при п = 1. При п выше 1.5 корреляционное отношение резко уменьшается (табл. 3.2).

По второй и третьей группе, где ПСС изменяется в узких пределах, наибольшее корреляционное отношение получено при п=1,0 и 1,5(табл. 3.3). При этом корреляционные отношения для остальных зависимостей тоже отличаются друг от друга незначительно, т.е. при исследовании зависимости коэффициента нефтеизвлечения от ПСС в узких областях плотности сеток все рассматриваемые формулы могут удовлетворительно описывать фактические данные.

С целью определения характера зависимости нефтеизвлечения от ПСС, которая давала бы удовлетворительные результаты в широком интервале плотности сеток, использованы результаты работы [17] Панкова, полученные моделированием процесса вытеснения вязкопластической нефти водой. Им сделана оценка остаточного объема аномальной нефти на заключительном этапе вытеснения, т.е. объемы предельных равновесных целиков нефти. Расчеты проведены для пятиточечной системы заводнения для различной плотности сеток скважин. При этом коэффициент вытеснения принят равным Кв=1, средняя проницаемость-50мд, температура пласта-20С, перепад давления; ДР=31,0 МПа. Для исключения влияния коэффициента заводнения на Кин расчеты проведены для однородного пласта при показателе V2=0. При такой постановке коэффициент нефтеизвлечения равняется коэффициенту охвата вытеснением. Используя эти данные, нами построена зависимость в системе координат (In Кс, S") для п = 0,5; 1; .1,5; 2 (рис. 3.2).

Из рисунка видно, что рассматриваемая зависимость при п = 1 имеет прямолинейный участок в области ПСС 12 га/скв., а в области плотных сеток она имеет криволинейный характер. При п =1,5 можно провести прямую в области плотных сеток (S 25 га/скв.). В области редких сеток скважин экспериментальные точки отклоняются от прямой. Зависимость In КИН = f(sn) при п = 0,5 и 2 во всем интервале плотностей имеют криволинейный характер. Таким образом, обобщенная зависимость (3.6) применима лишь при п = 1 и 1,5 при ограниченных областях, соответственно, для редких и плотных сеток скважин. Только в этих областях исследуемая-зависимость будет иметь наименьшую погрешность и наибольший коэффициент корреляции.

Для широкой области сеток скважин экспериментальные данные хорошо аппроксимируются зависимостями вида In Кин = f(S, S ), In Кин = f(S, S ) и In Кин = f(S0 5, S 5). Однако, по фактическим данным разработки месторождений, граничным условиям отвечает зависимость (3.8).

Методика выбора регулярных систем заводнения

В настоящее время на залежах бобриковских отложений Ромашкинского месторождения и тульско-бобриковских терригенных отложениях небольших месторождении применяются одновременно несколько разновидностей регулярных и нерегулярных систем заводнения. Это обусловлено большим разнообразием геологического строения этих месторождении, которые в основном предопределяют осуществление различных систем воздействия, сочетания законтурного, приконтурного, очагового с различными схемами в основном рядного заводнения. При достаточной активности законтурной области небольшие залежи разрабатываются на упруговодонапорном режиме (Южно - Нурлатская, Камышлинская, Западно-Бурейкинская). При недостаточной активности законтурной области, но хорошей гидродинамической связи с залежью применяются в основном законтурное, при контурное, межконтурное заводнение (Шегурчинское, Беркет-Ключевское месторождения). При отсутствии гидродинамической связи законтурной зоны с залежью и при больших размерах залежей применяются разновидности регулярных систем заводнения (Архангельское, Бурейкинское, Ерсубайкинское месторождения). Обычно предпочтение отдается трёхрядным системам заводнения. Избирательное заводнение применяется на Ульяновском месторождений. Избирательное с закачкой в водоносные "окна"- внутри залежи на Шегурчинском месторождений. Очаговое заводнение на Северо-Тавельском участке. В проектных документах месторождений, вводимых в разработку в последние годы, с самого начала разработки рекомендуются осуществлять интенсивные системы заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин т=2 + 3.

На залежах бобриковских отложении Ромашкинского месторождения сложилась очагово-избирательная система, дополненная законтурным и межконтурным заводнением. Результаты применения разновидностей систем заводнения на! бобриковских отложениях Ромашкинского месторождения; приведены в таблице 4.1.

В последних проектных документах предусматривается усиление систем заводнения путём создания замкнутых блоков.

Из; опыта внедрения разновидностей систем заводнения; в практику разработки нефтяных месторождений Татарстана видно, что решение о необходимости проектирования регулярных систем заводнения принимается при: - не активности краевой воды; - больших размерах залежи, когда нефтяное: месторождение: не может разрабатывться эффективно при законтурном заводнении; - небольших перепадах между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом; - невысоком первоначальном газовом факторе и низкой эффективности извлечения нефти при режиме растворенного газа.

При этом наблюдается тенденция проектирования с самого начла разработки интенсивных систем заводнения.

Анализ практики выбора регулярных систем заводнения показывает, что до сих пор нет однозначного ответа на то, какую необходимо применять систему, при каких условиях. Системы заводнения в основном выбирались на основе качественного сравнительного анализа геолого-физических свойств продуктивных пластов и насыщающих их флюидов. Например, в работе [1] на основе анализа эффективности систем заводнения, применяемых в различных геолого-физических условиях, выработали критерии применимости типовых систем (табл.4.2).

При этом, в зависимости от продуктивности, соотношения вязкости нефти и вытесняющего агента, неоднородности по продуктивности, расчлененности объекта разработки к внедрению рекомендуются рядные системы заводнения различной интенсивности.. А все разновидности:рассредоточенных систем заводнения рекомендуются для неоднородных, слабопродуктивных объектов, насыщенных высоковязкой нефтью. Но сравнительная эффективность рядных и рассредоточенных систем заводнения при одинаковой их интенсивности, показывает, что нет явных отличий по своему влиянию на показатели разработки этих двух видов систем заводнения. Следовательно, область применимости рассредоточенных систем не ограничивается данными рамками. Основным недостатком выбора систем заводнения в соответствии с условиями таблицы является многофакторность и неоднозначность границ применимости. Решение приходится выбирать из некоторой группы возможных вариантов. Оптимизационный характер задачи требует использования одного критерия.

В работе [4] за критерий оптимальности разновидностей регулярных систем заводнения (оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин т„„и) принимали максимум среднего дебита нефти на пробуренную и введённую в работу скважину типичного элемента залежи

Общим недостатком формул (4.1, 4.2) является то, что при их выводе за критерий оптимальности принят максимум среднего дебита нефти на пробуренную скважину типичного элемента залежи. Из формул следует, что чем больше соотношение вязкостей нефти и воды, тем "самой интенсивной" становятся системы заводнения с большим соотношением добывающих и нагнетательных скважин. На основе проведенных (гл. 1) вычислительных экспериментов установлено, что наибольшие значения начального и текущего дебита скважин на всем интервале соотношения вязкостей нефти и воды и показателя неоднородности - соответствуют пятиточечным и однорядным системам заводнения.

В диссертационной работе для решения проблемы выбора; оптимальных систем заводнения была применена методология, созданная и апробированная при разработке нефтяных месторождений Татарстана. Исследования проведены с использованием и расчетных соотношений, полученных в предыдущих главах, позволяющих учесть в дифференцированном виде большинство геолого-физических факторов реального месторождения. Задачей исследования при этом является определение количественной характеристики интенсивности систем заводнения (т).

На основе исследований сравнительной эффективности регулярных систем заводнения было установлено, что критериями эффективности систем заводнения могут быть их способность обеспечивать пластовое давление на оптимальном уровне и максимум коэффициента нефтеизвлечения.

Выполнение условия рациональной разработки месторождений - поддержание начального пластового давления достигается при соблюдении принципа материального баланса, когда отбор жидкости в пластовых условиях (q») компенсируется закачкой воды (qlB). Таким образом, из условия материального баланса, получена зависимость оптимальной интенсивности системы заводнения, которая учитывает влияние; зональной и послойной неоднородности, вязкости нефти и вытесняющего агента, перепада между пластовым и забойными давлениями добывающих и нагнетательных скважин, динамику обводнения продукции залежи. Принципиальным является вывод о том, что поддержание пластового давления должна сопровождаться усилением интенсивности системы заводнения в динамике по мере обводнения продукции скважин.

По второму критерию оптимальной является система заводнения, обеспечивающая максимальную текущую добычу нефти и конечный коэффициент нефтеизвлечения. Выбор коэффициента нефтеизвлечения в качестве критерия находится в полном согласии с современными требованиями наиболее эффективного использования природных ресурсов. При этом забойные и пластовые давления должны быть оптимальными. Для выбора оптимальной системы заводнения по критерию максимум нефтеизвлечения была применена методология, созданная и апробированная при разработке нефтяных месторождений Татарстана. Согласно этой методике коэффициент нефтеизвлечения определяется произведением трех коэффициентов: коэффициента вытеснения (К„), коэффициента охвата вытеснением (Кс) и коэффициента заводнения (К,). Если коэффициент вытеснения не зависит от интенсивности системы заводнения, то остальные два коэффициента зависят от применяемой системы заводнения.