Изменение направлений фильтрационных потоков

Технология метода заключа­ется в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается из­менение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неус­тойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пла­сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра­диенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внед­ряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось кото­рых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшаю­щейся водонасыщенности).

Изменение направления фильтрационных потоков достига­ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, оча­гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных стан­ций и наличия активной системы заводнения (поперечные раз­резающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффек­тивен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Эффективность процесса вытеснения нефти водой из нефтеносных пластов зависит от их геолого-физических свойств, свойств нефти и воды, и условий извлечения. Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, на показатели извлечения нефти из пластов при заводнении наиболее сильное влияние оказывают:

1) соотношение вязкостей нефти и воды

2)неоднородность пластов по проницаемости, расчлененности и прерывистости;

3)гидропроводность пласта ;

4)температура пласта;

5)относительные размеры водонефтяных зон;

6)микронеоднородность пористой среды, нефтенасыщенность и капиллярные силы;

7)плотность сетки скважин;

8)система заводнения.

По основным месторождениям Урало-Поволжья методом многофакторного корреляционного анализа было изучено влияние этих факторов на нефтеотдачу пластов при их заводнении по 50 объектам. Эти объекты, приуроченные к терригенным коллекторам, находились на поздней стадии разработки с высокой обводненностью продукции и разрабатывались на водонапорном режиме. Средняя плотность сетки скважин в пределах начального контура нефтеносности по разным объектам составила от 10 до 70 га/скв.

Относительное влияние различных геолого-физических и технологических факторов на нефтеотдачу пластов при характерных для месторождений Урало-Поволжья диапазонах изменения этих параметров показано ниже:

1. Влияние вязкости на нефтеотдачу

Из таблицы видно, что в абсолютном выражении наиболее сильно влияют на величину нефтеотдачи соотношение вязкостей нефти и воды, и увеличение средней проницаемости пласта.

Соотношение вязкостей нефти является первой главной проблемой при заводнении.

С увеличением отношения вязкости нефти и воды в пластовых условиях , при одном и том же объеме закачанной в пласт воды текущая нефтеотдача снижается. Лабораторные экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов, показывают, что при линия контакта нефть — вода изгибается сравнительно мало, но при она сильно деформируется .

Схема движения водонефтяного контакта в пласте при =1 — 5·10^-3 Па·с:

1 — область, занятая водой н остаточной нефтью; 2 — водонефтяной контакт; 3- область, занятая нефтью

Схема движения водонефтяного контакта в пласте при = 20 — 30·10^-3 Па·с:

1-3 — см. рис выше; 4 — скопление нефти, оставшееся позади водонефтяного контакта

При этом вода, вытесняющая нефть, движется языками, оставляя позади контакта “нефть — вода” участки обойденной водой нефти.

Разработка залежей с высокой вязкостью нефти характеризуется:

- быстрым обводнением добывающих скважин,

- отсутствием безводного периода и большими объемами попутно добываемой воды (ВНФ- 3-7 и более), то есть через залежь необходимо прокачать воды более 3-7 объемов пор, первоначально насыщенных нефтью.

- если , заводнение нефтяных месторождений, осуществляемое путем закачки в пласты обычной воды, оказывается неэффективным, поскольку конечная нефтеотдача получается низкой (порядка 0,1).

2. Влияние температуры при вытеснения высокопарафинистой нефти из пластов

Если допустить сильное разгазирование нефти во время разработки месторождения на естественном режиме или снижение пластовой температуры ниже температуры кристаллизации парафина вследствие закачки в пласт воды с более низкой температурой, чем пластовая, то парафин, первоначально находившийся в нефти в растворенном состоянии, выделится из нее, вязкость нефти повысится и она приобретет неньютоновские свойства, что, в конечном счете, приведет к снижению нефтеотдачи.

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.

Исходя из опыта разработки, намечены следующие направления решения этой проблемы:

- применение для закачки в пласт горячей воды и водяного пара;

- загущение воды полимерными добавками и другими веществами;

- использование влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

3. Влияние на нефтеотдачу пластов наличия ВНЗ (водонефтяных зон)

Существенно снижает значение нефтеотдачи сосредоточение значительной доли запасов в водонефтяных зонах. Даже при хороших показателях разработки невозможно полное вытеснение нефти водой из заводненных областей.

Доля запасов в ВНЗ может колебаться от 15 до 100%, т.е. имеются нефтяные залежи, которые всюду подстилаются подошвенной водой. Практика разработки показала, что эффективность разработки месторождения в целом во многом зависит от эффективности разработки водонефтяных зон.

Отличительная особенность процесса разработки водонефтяных зон в монолитных пластах – то, что течение нефти и воды в них носит сложный пространственный характер. Подошвенная вода поднимается в виде конуса к интервалу перфорации, ввиду чего имеет место обводнение скважин до предельной обводненности, при слабой выработке пластов. Разработка ВНЗ требует особых технологических условий – надежного вскрытия пластов, хорошей изоляции заколонного пространства скважины, ограничение депрессий или дебитов на пласт.

Если принять, что вскрытая часть пласта равна половине его нефтенасыщенной толщины, то предельный безводный дебит скважины определяется по следующей формуле:

, где

к – проницаемость;

h_н – толщина слоя нефти в пласте;

γ_в, γ_н – плотность воды и нефти в пластовых условиях;

µ_н – вязкость нефти в пластовых условиях;

R_к – половина расстояния между скважинами;

r_с – радиус скважины.

Приведенная формула пригодна только для однородного пласта. Однако, подавляющее большинство продуктивных пластов обладает свойством анизотропности, т.е. их проницаемость вдоль напластования значительно больше, чем поперек напластования. За счет анизотропности q_пр могут быть значительно больше. Еще более важную роль играет расчлененность пласта непроницаемыми пропластками. Если между нижней дырой фильтра и ВНК расположен глинистый пропласток, то процесс конусообразования становится невозможным. Поэтому в ВНЗ перфорацию скважины всегда осуществляют таким образом, что бы иметь непроницаемый пропласток между ВНК и фильтром.

Выделяются следующие типы нефтяных залежей с ВНЗ и рекомендуемые для них системы разработки:

- залежи с относительно малыми ВНЗ, не более 20-25% площади, они не требуют бурения специальных добывающих скважин в ВНЗ;

- залежи с большой ВНЗ, до 40-50% площади, на которых необходимо размещать самостоятельные добывающие скважины без специального заводнения их;

- залежи, имеющие обширные ВНЗ, более 50% площади. Такие нефтяные залежи, требуют специального подхода к их разработке. На этих залежах отдельные участки ВНЗ должны быть отрезаны от нефтяной части залежи и разработка их должна производиться самостоятельно.

Практика показала, что разработка обширных ВНЗ самостоятельной сеткой скважин и со своей системой заводнения позволяет значительно улучшить показатели извлечения нефти, но показатели остаются все же ниже, достигаемых на чисто нефтяных участках залежей.

Особенно трудно разрабатывать залежь при наличии ВНЗ и высокой вязкости нефти, из-за быстрых прорывов воды в добывающие скважины. Это происходит из-за разности гидродинамических сопротивлений в кровле и подошве пласта. По подошве скорость перемещения выше, чем по кровле. Это приводит к увеличению размеров ВНЗ, так как вода фильтруется в основном по подошве, поступая к забоям скважин в виде конусов.

4. Влияние трещиновато-пористых пластов на вытеснение нефти водой

Помимо песчанистых продуктивных пластов, большие запасы нефти приурочены к карбонатным коллекторам. В карбонатных коллекторах, как правило, более сильно развита трещиноватость. В тех случаях, когда сами породы низкопористы и плохо проницаемы, трещины - это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин. Мы уже рассматривали ранее модели трещиноватого и трещиновато – порового пласта. Этим двум моделям соответствуют два типа коллектора:

1. Трещинный тип коллектора, когда нефть содержится только в трещинах и фильтрация жидкости идет только по трещинам, матрица непроницаема.

2. Трещиновато-поровый тип коллектора, когда нефть содержится и в трещинах и в матрице, фильтрация и вытеснение нефти происходит из трещин и из матрицы, проницаемость матрицы отлична от нуля.

Разработка чисто трещинных коллекторов обычно не вызывает проблем, вода вытесняет нефть из трещин с высокой эффективностью, однако чисто трещинные коллектора, малоемкие, поскольку объем трещин очень мал. Обычно пористость трещинных коллекторов не превышает 1-2%.

Значительно сложнее разработка трещиновато-пористых пластов.

В процессе разработки трещиновато-пористых пластов (их еще называют системами с двойной пористостью) при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками (матрицами) пород, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.

Один из наиболее сложных вопросов разработки трещиновато-пористых пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различных веществ, и в первую очередь с использованием обычного заводнения. Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85, а из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, но коэффициент нефтевытеснения составляет 0,20-0,30.

Вытеснение нефти из матрицы происходит под действием, в основном, двух сил. Первая – это градиенты давления в системе трещин, воздействующие и на блоки породы.

Другая сила связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей матрицу. Действие этой силы приводит к возникновению капиллярной пропитки пород, т.е. к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы преимущественно гидрофильны.

5. Влияние на нефтеотдачу пластов проницаемости

Из таблицы видно, что в абсолютном выражении наиболее сильно влияют на величину нефтеотдачи увеличение средней проницаемости пласта особенно велико это значение в призабойной зоне скважин, где наблюдаются наибольшие гидродинамические сопротивления притоку жидкости к скважине.

Поэтому в нефтепромысловой практике широко применяется гидравлический разрыв пласта (ГРП) – технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем создания новых или расширения естественных трещин. Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением. Давление, при котором происходит разрыв пласта, как правило, ниже горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5-2 раза гидростатическое давление. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка или проппанта. ГРП применяется для увеличения продуктивности и дебитов нефтяных скважин и для увеличения приемистости нагнетательных скважин. Максимальный эффект от ГРП обеспечивается наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин и распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины. Эффект в большой степени зависит от соотношения гидродинамических характеристик удаленной части продуктивного пласта и его призабойной зоны.

Таким образом, как видно из таблицы, что самое большое влияние на нефтеотдачу оказывают природные факторы, роль технологических факторов менее значительна. Это значит, что возможность повысить эффективность разработки, применяя обычные технологические приемы - ограничена.

Главной причиной невозможности полного вытеснения нефти водой состоит в несмешиваемости нефти и воды, что является второй проблемой разработки месторождений.

Решить проблему можно, либо обеспечить смешиваемость нефти с вытесняющим веществом, либо применение высокотемпературного воздействия 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.

Опыт применения заводнения показал, что решение проблемы повышения охвата пластов можно получить путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, повышенных давлений нагнетания, эффективных средств подъема жидкости из скважин, методов регулирования разработки месторождений, а также выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки, и в первую очередь соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.

Зная влияние геолого-физических и технологических факторов на эффективность заводнения нефтяных залежей можно уже на ранней стадии изучения нефтяного месторождения осуществить прогноз эффективности заводнения по специальным статистическим моделям, полученным методом многофакторного корреляционного анализа.

Для нефтяных месторождений Урало-Поволжья и некоторых месторождений Западной Сибири с терригенными коллекторами рекомендуется следующая статистическая модель:

h = 0,195-0,0078µ_о + 0,082ℓgk + 0,00146t_о +0,0039h + 0,180К_п –

- 0,054Q_внз + 0,275S_н – 0,00086S .

Здесь , k – средняя проницаемость в дарси, t_о – начальная пластовая температура в ^оС, h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м, К_п – коэффициент песчанистости, доли единицы, Q_внз – отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи, S_n – начальная нефтенасыщенность пласта, S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин.

Коэффициент множественной корреляции приведенного статистического уравнения равен 0,886. Показатели, включенные в это уравнение, контролируют 78,6% фактической изменчивости нефтеотдачи пластов. Средняя квадратичная погрешность определения коэффициента нефтеотдачи пластов составляет ± 0,04.

Для месторождений Урало-Поволжья с карбонатными коллекторами имеется следующая статистическая модель:

h = 0,405 - 0,0028µ_н + 0,052ℓgk · 10³ + 0,139К_п – 0,15К_р – 0,00022S

В этом уравнении К_р – коэффициент расчлененности, µ_н – вязкость нефти в пластовых условиях, сп; остальные обозначения прежние.

Наиболее важными факторами являются проницаемость и вязкость пластовой нефти. Часто это два фактора объединяют в один – отношение которое называется подвижностью нефти.

Для выбора системы разработки с учетом геолого-физической характеристики залежи можно пользоваться следующей таблицей:

Выбор системы разработки по основным геолого-физическим характеристикам залежи

ГИДИРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ДЕБИТОВ И ДАВЛЕНИЙ ПРИ ЖЕСТКОМ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

При фильтрации жидкости в нагнетательных системах и добывающих скважинах наблюдается сложная динамика фильтрационных потоков. Ю.П. Борисов предложил использовать эту динамику как сумму двух видов потоков – плоскопараллельного и плоскорадиального вблизи добывающих скважин.

В гидродинамике принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией отбора – внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление вблизи скважин – внутренним сопротивлением призабойной зоны.

Такая схематизация позволяет достаточно точно описать динамику фильтрационных процессов в пласте

При выводах формул гидродинамических расчетов дебитов и давлений приняты следующие условия:

1. Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от друга расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут быть различны.

2. Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы, но могут быть разными в рядах.

3. Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.

4. Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние между рядами больше расстояния между скважинами в ряду.

Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы.

Для составления системы уравнений используют метод электрогидродинамической аналогии, когда система расположения скважин представлена, как система внутренних и внешних сопротивлений внутренней цепи.

На основании правила о неразрывности течения, аналогично первому закону Кирхгофа в электротехнике и применив правило, аналогичное второму закону Кирхгофа, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений гипотетической нефтяной залежи.

При одностороннем воздействии на полосообразную залежь со стороны контура питания или ряда нагнетательных скважин давление на них может быть >¸<¸= начальному пластовому давлению.

1. Если Р_наг= Р_{нач пл} то влияние внешней области полностью изолируется и залежь эксплуатируется за счет энергии нагнетания воды.

В этом случае, закачиваемая вода полностью используется для вытеснения нефти и можно считать, что суммарный дебит нагнетательных скважин, равен суммарному дебиту эксплуатационных.

При рассматривании нами трех рядов законтурного заводнения имеем:

Qн= Q₁+ Q₂+ Q₃ ,

Тогда дебиты скважин при заданных периодах давлений или перепады давлений при заданных дебитах скважин определяются из следующих систем уравнений:

Р_н-Р₁= (Q₁+ Q₂+ Q₃) Ω₁+ Q₁ ω₁;

Р₁-Р₂= - Q₁ω₁+( Q₂₊ Q₃) Ω₂+ Q₂ ω₂;

Р₂-Р₃= - Q₂ω2+ Q₃ (Ω₃ + ω₃);

где - Р_н – среднее давление на линии нагнетания;

Р₁, Р₂, Р₃ – давления на забое эксплуатационных скважин;

Q_н, Q_1, Q_2, Q₃ – дебиты нагнетательных и эксплуатационных рядов;

- дебит нагнетательных и добывающих скважин;

N – число скважин в ряду.

Если залежь разрабатывается при естественном водонапорном режиме, то вместо Р_н берется начальное пластовое давление Р_к, В этом случае давление Р_к является переменным, его можно определить как давление на стенке укрупненной скважины по формулам упругого режима.

– внешнее сопротивление между линией нагнетания и первым эксплуатационным рядом;

– внешнее сопротивление между первым и вторым эксплуатационными рядами;

– внешнее сопротивление между вторым и третьим эксплуатационными рядами.

где

ω – внутренние сопротивления в призабойной зоне скважин эксплуатационных рядов;

k – проницаемость пласта;

h – толщина пласта;

μ_н – вязкость нефти в пластовых условиях;

S – ширина потока.

Различие в вязкостях нефти и воды, и изменения сопротивлений в зоне вытеснения можно учесть в выражении Ω₁ через полное фильтрационное сопротивление

, где

l_н – расстояние до начального положения ВНК;

l_ф – расстояние до текущего положения ВНК;

α – коэффициент, показывающий во сколько раз в зоне водонефтяной смеси фильтрационное сопротивление выше, чем при поршневом замещении нефти водой:

.

Величину z_φ, характеризующую насыщенность на фронте ВНК подвижной нефтью, определяют из уравнения:

, где

;

S_он – остаточная нефтенасыщенность;

S_св – количество связанной воды;

z_φ – находят из уравнения методом последовательных подстановок.

2. Если на линии нагнетания давление превышает начальное пластовое давление на величину ΔР, т.е. Р_н = Р_к + , то за линию нагнетательных скважин будет уходить часть нагнетаемой в пласт воды Q_у. При этом необходимо учитывать упругие свойства пласта и жидкости за линией нагнетания. Расстояние от линии нагнетания, на котором в данный момент времени t не произошло повышение давления (условный контур питания L_у), можно определить по формуле:

, где

– коэффициент пьезопроводности.

При нагнетании, превышающем отбор жидкости, дебиты эксплуатационных рядов, объем нагнетаемой в пласт воды Q_н и количество воды, уходящей за линию нагнетания Q_у можно определить из системы уравнений:

Q_н = Q₁+ Q₂+ Q₃+Q_у;

Р_н-Р₁= Q_н ω_н+(Q₁+ Q₂+ Q₃) Ω₁ + Q₁ω₁;

Р₁-Р₂= -Q₁ ω₁+(Q₂+ Q₃) Ω₂ + Q₂ω₂;

Р₂-Р₃= Q₂ ω₂+ Q₃ (Ω₃+ ω₂);

Р_н-Р_к= Q_н ω_н+ Q_уL_у(t) , где

Р_н – давление на забое нагнетательных скважин;

- внутреннее сопротивление в призабойной зоне

нагнетательных скважин.

Приведенные системы уравнений носят название формул Борисова.

9. 9. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ДЕБИТОВ И ДАВЛЕНИЙ ПРИ ВНУТРИКОНТУРНОМ ЗАВОДНЕНИИ

Для полосообразной залежи, где размещены два разрезающих нагнетательных ряда и пять эксплуатационных рядов, при условии равенства отбора и закачки систему уравнений для определения дебита эксплуатационных рядов Q₁, Q₂, Q₃, Q₄, Q₅ и нагнетательных рядов Q_н1 и Q_н2 можно записать в следующем виде:

где : Р_н1 и Р_н2 – давления на забое нагнетательных скважин;

Р₁, Р₂, Р₃, Р₄, Р₅ – давления на забое добывающих скважин;

Р₁,- Р₅ – средние давления на добывающих скважинах.

Выражения для внешних сопротивлений имеют вид:

Для внутренних сопротивлений:

Из приведенной системы уравнений определяются вначале средние давления на линии рядов добывающих скважин

После этого можно определить дебиты рядов скважин:

В пятирядную систему добывающих скважин от каждого из разрезающих нагнетательных рядов скважин поступает только половина закачиваемой воды, поэтому:

Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅= 0,5 Q_н1+0,5 Q_н2

При учете изменения фильтрационных сопротивлений в зоне замещения нефти водой при внутриконтурном заводнении можно считать, что вначале вокруг каждой нагнетательной скважины образуется круговая зона с радиусом r_ф и нефтенасыщенностью на фронте вытеснения z_ф+S_он, где S_он – остаточная нефтенасыщенность при бесконечно долгой промывке. Величина z_φ определяется по известной формуле:

Зависимость дебита скважин от перепада давления Р_н-Р_э между нагнетательными и добывающими скважинами определяется по следующей формуле:

, где

L – расстояние между нагнетательными и эксплуатационными рядами;

2σ – расстояние между скважинами в ряду;

r_ф – текущее положение фронта нагнетательной воды;

r_сн, r_сэ – радиусы нагнетательных и эксплуатационных скважин.

Для круговой залежи, работающей при законтурном или внутриконтурном заводнении при размещении различных добывающих и нагнетательных рядов скважин по аналогичной схеме, осуществляется тот же порядок расчетов для определения дебитов, как и в предыдущем случае. Изменяются только выражения для внешних сопротивлений.

Для внутренних сопротивлений следует заменить S на периметр соответствующего кругового ряда 2πR_i.

При работе отдельной нагнетательной скважины (очаговое заводнение) внешнее сопротивление определяется по формуле:

Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при

площадных системах заводнения

Площадное заводнение, как более интенсивное, применяется для разработки залежей нефти с низкими значениями соотношения К/μ_н.

Пятиточечная система заводнения

При этой системе n_э/n_н=1. Расстояние между добывающими скважинами при площади элемента F равно , а расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами равно . Дебит добывающей скважины определяется по формуле:

где

Если учитывать изменение фильтрационных сопротивлений в зоне замещения нефти водой, то дебит нефти и перепад давлений определяется по формуле:

Семиточечная система площадного заводнения.

При этой системе n_э/n_н=2. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами одинаково и при площади элемента F равно:

.

Дебит добывающей скважины определяется формулой:

При учете изменения фильтрационных сопротивлений:

Девятиточечная система площадного заводнения

При этой системе n_э/n_н=3. Расстояние между добывающими скважинами равно 0,5 . Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами в углах квадрата , в середине стороны – 0,5 .

Дебит нагнетательной скважины определяется по формуле:

R – отношение дебита угловой эксплуатационной скважины к дебиту боковой.

При учете изменения фильтрационных сопротивлений: