Формулы для определения расчётной послойной неоднородности пластов в более сложных ситуациях

1. Нагнетательные и добывающие скважины расположены отдельными линейными рядами. В полосе между двумя нагнетательными рядами находится m эксплуатационных. Все ряды параллельные. L₀ – расстояние между нагнетательными и ближайшими эксплуатационными рядами, L – расстояние между двумя соседними эксплуатационными рядами (L₀>L). В качестве L₀ и L можно использовать средние значения.

.

Нагнетательные и добывающие скважины расположены отдельными концентрическими кольцевыми рядами. m – число кольцевых эксплуатационных рядов, S₀ – площадь между нагнетательным и ближайшим эксплуатационным рядами, S_э – площадь, окружённая эксплуатационными рядами, S=S_э/m – площадь между двумя соседними эксплуатационными рядами (S₀>S).

.

Случай, когда расстояние между соседними эксплуатационными рядами больше расстояния между скважинами в ряду .

.

Случай, когда внешний и внутренний контуры нефтеносности находятся в полосе между нагнетательными и первым эксплуатационным рядами. В этой полосе средняя толщина продуктивных пластов h₀. На той части площади, которая окружена эксплуатационными рядами, эффективная толщина h.

где ,

где l₁, l₂, L₀ – расстояние от линии нагнетательного ряда соответственно до внешнего, внутреннего контура нефтеносности и первого эксплуатационного ряда; и - вязкости нефти и воды в пластовых условиях.

2. Рассредоточенное строго определённое стабильное расположение нагнетательных скважин среди добывающих:

,

где ,

- подвижные запасы нефти, приходящиеся на i-ю добывающую скважину; - послойная неоднородность по проницаемости, наблюдающаяся в i-й скважине; - соотношение самой длинной (нейтральной) и самой короткой (главной) линий тока, связывающих i-ю скважину с нагнетательной или нагнетательными; - соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях; - зональная неоднородность по средней проницаемости, наблюдающаяся по соседним скважинам; m_i – число сторон подхода фронта вытесняющего агента к i-й добывающей скважине или число нагнетательных скважин, обеспечивающих добывающую закачкой.

Таблица III.4

Продолжение табл. III.4

Таблица III.5

Для обоснования формулы неоднородности в результате языкообразования фронта вытесняющего агента и были проведены многочисленные эксперименты на электропроводной бумаге с помощью электроинтегратора ЭГДА-9/60 при условии и учтены результаты многих экспериментов по изучению влияния различия подвижностей агента и нефти при >1.

Для отдельного однородного по проницаемости слоя в случае пятиточечной схемы площадного заводнения при и К_ф = 0,5, различных соотношениях вязкостей нефти и воды и соответственно различных соотношениях подвижностей воды и нефти получают следующие значения:

- неоднородности в результате языкообразования,

К_зн – коэффициент охвата заводнением до прорыва воды в добывающие скважины.

Ниже для различных значений приведены данные и К_зн:

_{________________________________________________} 2 8 18 32 50

_______________________________ 1 4 9 16 25

_______________________________ 0,081 0,172 0,201 0,213 0,218

К_зн _______________________________ 0,649 0,580 0,489 0,477 0,473

3. Параметр , количественно характеризующий послойную неоднородность эксплуатационного горизонта, можно определить обратным путём по фактическим данным после прорыва вытесняющего агента в отдельные добывающие скважины. С такой целью можно ускоренно разработать отдельные эксплуатационные участки нефтяной залежи.

При этом по каждой такой скважине по фактическим данным строят зависимость текущей расчётной доли вытесняющего агента А от накопленного отбора нефти . Полученная фактическая зависимость А() представляется прямой линией, которая при А = 0 показывает , а при А=1 - . По соотношению определяет искомую величину при условии (0,25/4,20)< <(0,95/1,20)

.

Текущую расчётную долю вытесняющего агента в дебите жидкости находят по текущей массовой доле агента:

.

В табл. 111.4 и 111.5 приведены значения характеристики вытеснения для различных А и V².