К оглавлению

О способах выравнивания скоростей стягивания контуров нефтеносности в неоднородных пластах

Г.К. МАКСИМОВИЧ

Большинство нефтеносных пластов характеризуется значительной степенью неоднородности коллекторов.

Различие в проницаемости отдельных продуктивных пропластков приводит к неравномерному стягиванию контуров нефтеносности. В результате этого в разрезах скважин обводняются в первую очередь высокопроницаемые пропластки и скважины начинают работать с большой степенью обводненности, хотя большая часть разреза сохраняет высокую нефтенасыщенность.

Достижение высоких коэффициентов нефтеотдачи в этих условиях возможно лишь при извлечении из залежи огромных объемов воды, во много раз превышающих объемы добытой нефти.

Поэтому внедрение мероприятий, обеспечивающих более равномерное перемещение контуров нефтеносности, имеет большое значение для практики разработки нефтяных месторождений.

Очевидно, что для выравнивания скоростей перемещения водонефтяного контакта в пропластках различной проницаемости необходимо создать условия, при которых удельная приемистость нагнетательных скважин (т.е. приемистость на 1 м мощности) сохранялась бы постоянной по всему разрезу, т. е. соблюдалось бы отношение

где q и h - соответственно приемистость и мощность каждого пропластка.

Изменение приемистости нагнетательных скважин можно осуществить двумя путями: изменением давления нагнетания или изменением приведенного радиуса скважин.

Первый путь технически более сложен, так как он требует оборудования скважин специальными разобщающими пакерами и сооружения двойной системы водораспределения с различными рабочими давлениями в нагнетательных трубопроводах.

Второй путь проще. Изменения удельной поглотительной способности отдельных интервалов можно достичь путем гидравлического разрыва пласта.

Этими мероприятиями можно значительно изменить поглотительную способность отдельных интервалов разреза и тем самым добиться выравнивания скоростей стягивания контуров нефтеносности в пропластках различной проницаемости (если, конечно, они разделены непроницаемыми разделами). Это видно из следующих примеров.

Положим, что в разрезе скважины выделяются два пропластка с различной проницаемостью k₁ и k₂ и мощностью h₁ и h₂, причем каждый пропласток вскрыт долотом различного диаметра.

Поглотительная способность пропластков для простейшего случая одиночной скважины составит

где R - радиус зоны дренирования; r₁ - радиус забоя в пределах первого пропластка; r₂ - радиус забоя в пределах второго пропластка; ΔР-избыточное давление на забое; μ - вязкость.

Для обеспечения одинаковой скорости перемещения водонефтяного контакта необходимо, чтобы

Преобразуем это равенство следующим образом:

или

Следовательно, чтобы удельные поглотительные способности обоих интервалов разреза были одинаковы, необходимо так изменить приведенный радиус забоя против пропластка со сниженной проницаемостью, чтобы сохранилась зависимость (1). Наиболее мощным средством увеличения приведенного радиуса скважин является гидравлический разрыв пласта.

За счет этого метода величину приведенного радиуса скважины можно довести до 10-15 м, что в несколько раз увеличит приемистость скважины против интервала со сниженной проницаемостью.

Интересно выяснить, в каких пределах колебаний проницаемости можно пользоваться описанным методом. Примем, что скважина имеет следующие параметры: первоначальный радиус забоя r₁ = 0,l м; радиус забоя после гидроразрыва r₂ = 10 м; радиус зоны дренирования R = 200 м.

Найдем теперь предельное соотношение проницаемостей пород, при котором возможно достигнуть одинаковой удельной поглотительной способности по различным интервалам разреза. Из уравнения (1) имеем

Следовательно, если один пропласток имеет проницаемость в 2.5 раза большую, чем другой, то за счет осуществления гидроразрыва против малопроницаемого пласта можно достигнуть одинаковой приемистости каждого интервала разреза, а следовательно, и равной скорости стягивания контуров нефтеносности.

Госплан СССР