Поддержание пластового давления закачкой воды является технологически достаточно сложным процессом, связанным со значительными материальными затратами. Его рациональная реализация на практике зависит от определенного количества факторов, среди которых основными являются количество закачиваемой воды, степень компенсации отборов нефти закачкой воды, а также число нагнетательных и добывающих скважин. Кроме того, существенными параметрами являются режимы работы нагнетательных и добывающих скважин, а также степень их взаимовлияния.

Процесс управления выработкой запасов связан с понятиями: давление на линии нагнетания и давление на линии отбора

Давление на линии нагнетания - осредненное (среднеинтегральное) давление на забоях нагнетательных скважин данного ряда, которое определяет среднюю репрессию (рис. 1.2.1)

(1.1)

где - среднее пластовое давление на линии нагнетания.

Рис.1.1. Изменение давления вдоль линии нагнетания

Давление на линии отбора—осредненное (среднеинтегральное) забойное давление на забоях добывающих скважин данного ряда, которое определяет среднюю депрессию между линией нагнетания и линией отбора (рис.1.2)

(1.19)

Рис.2.1. Изменение давления вдоль линии отбора

Дебит добывающего ряда (рядов) зависит от этой депрессии и увеличивается с ее увеличением. Таким образом, управление процессом выработки запасов может быть осуществлено воздействием на или .

Основным параметром любой системы заводнения является объемный расход нагнетаемой воды Q_наг, соотносимое с объемным расходом извлеченной из объекта разработки продукции Q_изв. При этом необходимо учитывать соотношение давления нагнетания с давлением на естественном контуре питания . Сочетание указанных параметров позволяет принципиально рассматривать следующие варианты:

1. Для объектов с нормальным пластовым давлением Р_пл:

Q_наг = Q_изв (1.20)

=

2. Для объектов с повышенным пластовым давлением (по отношению к гидростатическому):

Q_наг < Q_изв (1.21)

<

что характеризует частичное восполнение объема извлекаемой продукции (а следовательно, и энергии). Другая часть извлекаемой продукции замещается водой из естественной области питания Q_оп:

Q_изв = Q_наг +Q_оп (1.22)

3. Для объектов с пониженным пластовым давлением:

Q_наг >Q_изв (1.23)

>

при этом

Q_наг = Q_изв +Q'_оп (1.24)

где Q'_оп — часть объема нагнетаемой воды, уходящая за контур естественной области питания.

Регулирование выработки запасов, когда извлекаемая продукция замещается нагнетаемой водой, должно осуществляться соответствующим соотношением Q_наг , Q_изв, Q_оп и Q'_оп. Перечисленные объекты необходимо рассматривать при одинаковых термобарических условиях, например, при начальных пластовых условиях.

В общем случае уравнение баланса объемов флюидов, приведенных к начальным пластовым условиям, таково:

Q_наг· b_в = (Q_н·b_н + Q_в ·b'_в + Q_ут ) k (1.25)

Q_наг – объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях,;

b_в – объемный коэффициент нагнетаемой воды, (учитывает увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления)@1, 01);

Q_н – объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти);

b_н – объемный коэффициент нефти, (учитывает расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления). (коэффициент определяется экспериментально на установках РVT или приближенно рассчитывается по статистическим формулам, b @ 1,05 – 1,30);

Q_в - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях;

b'_в - объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента пресной воды;

Q_ут – объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки);

k – коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов. Обычно k = 1,1-1,15.

Число нагнетательных скважин и объемный расход нагнетаемой воды связаны следующим очевидным соотношением:

(1.26)

где - средняя приемистость одной нагнетательной скважины, м³/сут.

Эффективность любой системы заводнения зависит от соотношения объема нагнетаемой в залежь воды за определенное время t к объему добытой за это время продукции, которое характеризует компенсацию отбора продукции нагнетаемой водой и называется коэффициентом компенсации т.

Различают коэффициент текущей компенсации т_т, рассчитываемый за единицу времени (сутки, месяц, год и т.д.):

(1.27)

Данный коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени.

Если m_т < 1, то закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления.

Если m_т > 1, то закачка превышает отбор, и давление в пласте должно расти.

Если m_т = 1, должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Интегральным показателем эффективности заводнения является коэффициент накопленной компенсации:

(1.28)

где - суммарный объем закачанной в пласт воды от началазакачки до данного момента времени t, м³;

- суммарный объем отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, с учетом суммарных утечек за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами, м³.

Данный коэффициент показывает степень компенсации накопленного отбора закачкой в данный момент времени.

Если m_н < 1, закачка не скомпенсировала суммарный отбор, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального .

Если m_н > 1, закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное.

Если m_н = 1, закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей, среднее пластовое давление восстанавливается до первоначального давления .

Давление на забое нагнетательной скважины может быть рассчитано по следующей формуле:

(1.29)

где R — расстояние между нагнетательными скважинами, м, R = L/n_наг.

L — длина линии нагнетания, м;

n_наг — число нагнетательных скважин;

r_с — радиус нагнетательной скважины, м;

q_наг. — приемистость нагнетательной скважины, м³/с;

h — толщина пласта, м;

к — проницаемость, м²;

μ — вязкость воды, Па∙с;

b_в — объемный коэффициент для воды;

φ— коэффициент гидродинамического совершенства нагнетательной скважины.

Давление на устье нагнетательной скважины зависит от различных технических, технологических, геологических и экономических факторов: КПД насосных агрегатов, коэффициент приемистости скважины, стоимость одного кВт-ч электроэнергии, удельный расход электроэнергии, давление на линии нагнетания, глубина скважины, режим закачки воды.

Для расчета этого давления можно использовать следующую зависимость:

Р_у.наг. = Р_заб.н. - ρ_в ·g·Н + Р_тр (1.30)

где ρ_в — плотность закачиваемой воды, кг/м³;

Н — глубина скважины, м;

Р_тр. — потери на трение, Па.

Необходимый напор насоса определяется по следующей формуле.

(1.31)

где ρ - плотность воды, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с².