Импульсное воздействие на нефтяные пласты, состоящие из слоев различной проницаемости и разделенные непроницаемыми прослоями

В данном варианте поочередно эксплуатируются нагнетательные и добывающие скважины при замкнуто-упругом режиме фильтрации жидкости. В условиях этого режима к концу периода закачки воды слои, фактически обладающие различной проницаемостью, оказываются в значительной мере выравненными по накопленной закачке воды и достигнутому высокому пластовому давлению. Аналогично к концу периода отбора жидкости эти слои оказываются выравненными по накопленному отбору жидкости и достигнутому низкому пластовому давлению. Теоретически возможны при большой продолжительности периодов закачки воды и отбора жидкости полное выравнивание слоев и исключение отрицательного влияния их неоднородности по проницаемости. Однако чем продолжительнее периоды закачки и отбора, тем ниже средний дебит нефти нефтяной залежи. Поэтому приходится ограничивать продолжительность периодов закачки и отбора.

Продолжительность периодов закачки и отбора обозначим и , а общую продолжительность одного цикла — через ( + ) = 2t.

Восполнение или исчерпание упругого запаса жидкости поотдельному слою с нормированной проницаемостью (k -проницаемость рассматриваемого отдельного слоя, — средняя проницаемость всех продуктивных слоев разрабатываемых нефтяных пластов) описывается следующей формулой:

где i— начальный максимальный темп восполнения или исчерпания упругого запаса жидкости.

С учетом этой закономерности для условий, когда послойная неоднородность по проницаемости вполне удовлетворительно описывается функцией гамма-распределения, были получены расчетные формулы.

Средний дебит рассматриваемой части нефтяной залежи (в млн. т/год)

где и — средние коэффициенты продуктивности нагнетательной и добывающей скважин, т/(сут*МПа);

и — продолжительности периодов закачки и отбора, сут;

— забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при импульсном воздействии, МПа;

m — число добывающих скважин на одну нагнетательную;

— общее число скважин (нагнетательных и добывающих) на рассматриваемой части нефтяной залежи; — среднее число дней работы скважины, сут/год;

.— плотность товарной нефти в пластовых условиях, /т;

V— объем разрабатываемых продуктивных пластов в пределах рассматриваемой части нефтяной залежи, ;

— коэффициент упругоемкости, 1/МПа; — квадрат коэффициента вариации, количественно характеризующий неоднородность слоев по проницаемости.

,

где k — проницаемость отдельного слоя;

— средняя проницаемость всех разрабатываемых продуктивных слоев.

В добывающей скважине в момент промывки закачиваемой водой слоя с проницаемостью текущая расчетная доля вытесняющего агента в дебите жидкости (расчетная обводненность)

В этот момент времени средняя расчетная доля вытесняющего агента в накопленном отборе жидкости по данной добывающей скважине

а коэффициент извлечения разрабатываемых данной добывающей скважиной подвижных запасов нефти будет равен

Здесь Г(b+1) и — полная и неполная гамма-функции. Данные нормированной неполной гамма-функции • приведены в приложении.

Пример. Для случая b=o и приведенные расчетные формулы значительно упрощаются и принимают следующий вид:

,

,

,

,

При x=0,5

it A (1- )

0 — 0,910 0,607 0,787 —

1 0,167 0,875 0,472 0,795 0,0880

2 0,125 0,845 0,368 0,808 0,0828

3 0,100 0,820 0,287 0,811 0.0713

4 0,083 0,798 0,223 0,819 0,0648

5 0,071 0,780 0,174 0.827 0.0590

Как видно, при it = 5 по сравнению с it=1 средний расчетный дебит жидкости уменьшается в 2,33 раза, средний дебит нефти уменьшается в 1,49 раза, а извлекаемые запасы нефти увеличиваются в 1,04 раза. По сравнению со стационарным воздействием извлекаемые запасы нефти увеличиваются в 1,05 раза.

При it=5, =60 т/(сут.МПа), = 1,4 /т. V=1 , =4* 1/МПа, =1000 и m=4 продолжительность периода закачки воды =11,9 сут. При = 60 т/(сут*МПа) продолжительность периода отбора равна продолжительности периода закачки: = =11,9 сут.

При =20,0 МПа и =345 сут/год получаем =165,6 млн. т/год и текущий дебит рассматриваемой части нефтяной залежи q=ll,8 млн. т/год. При тех же самых условиях к обычном стационарном воздействии на нефтяные пласты амплитудный дебит рассматриваемой части нефтяной залежи

=41,4 млн. т/год.