Дебит ячейки скважин

где и — средние забойные давления в нагнетательных и добывающих скважинах; и -число нагнетательных и до­бывающих скважин; и _э — средние коэффициенты продуктив­ности скважин, выбранных под нагнетание вытесняющего агента и оставленных в эксплуатации; — соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях.

Здесь и — вязкость соответственно нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях; — фильтрационный коэффициент, учитывающий уменьшение проницаемости продуктивных пластов и соответственно увеличение фильтрационного сопротивления для вытесняющего агента.

Коэффициент , можно определить по фактическим данным по нагнетательным скважинам путем сравнения — коэффициента продуктивности скважины до начала закачки агента в период добычи нефти с — коэффициентом продуктивности после орга­низации закачки агента:

Оценка точности формулы дебита ячейки сква­жин в условиях однородного пласта и фильтрации однородных жидкостей путем сравнения с известными точными формулами М. Маскета, с учетом формулы (III.26).

Таблица III.2

Схема площадного заводнения	(площадь на одну скважину)	Формула М.Маскета дебита ячейки скважин	Преобразованная формула М. Маскета	Упрощенная и преобразованная формула	Погрешность упрощенной формулы, %
Линейная					+3,4
Пятиточечная					-0,6
Семиточечная					+0,9
Обращенная семиточечная					+0,9

Дано: S' = 0,79 км², = 500 м, =0,1 м, = 5000, =8,52.

В Табл. III.2 приведены точные формулы М. Маскета, преобра­зованные и упрощенные, и показана погрешность предложенной формулы дебита ячейки скважин.

Переход от формулы дебита ячейки скважин к формуле дебита ячеек скважин и оценка точ­ности формулы для условий зонально неоднородных по продук­тивности нефтяных пластов

Точность формулы была оценена по данным специально прове­денных измерений на сеточном электроинтеграторе. При этом уста­новили необходимость введения в данную формулу поправок и , с учетом которых формула приобретает следующий вид:

Поправку , учитывающую уменьшение эффективной проводи­мости пластов вследствие их зональной неоднородности, приме­няют во всех случаях; поправку , учитывающую уменьшение от­рицательного влияния зональной неоднородности, используют только в случаях избирательного заводнения

Новые исследования показали, что при избирательном заводне­нии в отдельных пластах воз­можно полное устранение отри­цательного влияния зональной неоднородности .

Значения поправки приве­дены в табл. III.3 для площадно­го заводнения.

Таблица III.3

m
	0,5	1.0
	0,238	0,297
	0,227	0,295

Как видим, с изменением соотношение добывающих и нагнетательных скважин m поправка ε₁ изменяется незначительно. Поэтому можно её не учитывать.

Если , то

Если эксплуатационный горизонт содержит несколько гидродинамически обособленных продуктивных пластов, то при V²₃<<10

где - неоднородность скважины по продуктивности, наблюдающаяся в пределах отдельного пласта; обычно эта неоднородность больше неоднородности в целом по эксплуатационному горизонту ( > ).

Если не известно среднее для эксплуатационного горизонта значение , но по предположению (по каким-то признакам) оно значительно выше , тогда поправку ε₁ можно определить по фактическим данным работы отдельных ячеек скважин:

, (111.27)

(111.28)

В правой части формулы (111.28) используют фактические значения величин.

Определение рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин. Для решения этой проблемы необходимо исследовать функцию относительной производительности скважины и параметры, влияющие на темп отбора запасов нефти.

, ,

где (1-W) и W – доля нагнетательных и добывающих скважин в общей сумме коэффициентов продуктивности; 1/(1+m) и m/(1+m) – доля нагнетательных и добывающих скважин в общем числе скважин; x_н = и x_э = - относительный коэффициент продуктивности нагнетательной и добывающей скважин.

При максимальном значении - функции относительной производительности скважины

- max … … = 0 …

Таким образом, максимальная начальная интенсивность системы заводнения достигается при соотношении добывающих и нагнетательных скважин

Как видим, максимальную начальную интенсивность системы заводнения можно получить при различных значениях , поскольку под нагнетание вытесняющего агента можно использовать скважины без учёта их фактических коэффициентов продуктивности в среднем при =1, а также выбирать скважины с повышенными коэффициентами продуктивности или с пониженными . Очевидно, добывающих скважин будет меньше при < 1 и больше при > 1. Следует учитывать, что при неизменном общем числе скважин, чем больше добывающих, тем больше возможностей регулирования и меньше отрицательное влияние зональной неоднородности продуктивных пластов на их конечную нефтеотдачу.

Однако увеличение соотношения средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин ограничено некоторыми естественными пределами, обусловленными фактической зональной неоднородностью пластов, наблюдающейся по соседним скважинам.

1 + ;

= 2 , , = ,

где и - коэффициенты продуктивности двух рядом расположенных скважин; - зональная неоднородность в i-й паре соседних скважин; - средняя по рассматриваемой залежи зональная неоднородность в парах соседних скважин.

При недостаточном числе исследованных скважин зональную неоднородность можно определять по аналогичным пластам других уже разрабатываемых нефтяных месторождений. Важно отметить, что по различным нефтяным месторождениям наблюдаются пласты с довольно близкой зональной неоднородностью. Так, например, для терригенных отложений и карбона Урало-Поволжья зональная неоднородность пластов составляет и 1,0.

Максимальная в среднем за всё время разработки нефтяной залежи интенсивность системы заводнения достигается при следующем условии:

,

где (1-А_ср) – средняя доля нефти в суммарном количестве отобранной жидкости. Этому условию примерно соответствует следующее соотношение добывающих и нагнетательных скважин:

В этом случае учитывается, что со временем по мере развития процесса разработки в результате обводнения неуклонно уменьшается число добывающих скважин.

При обработках забоев нагнетательных и добывающих скважин, существенно и устойчиво изменяющих (увеличивающих) их продуктивность соответственно в и раз, рациональное соотношение скважин будет:

.

Формулы общего дебита ячейки из нагнетательной и добывающих скважин:

,

При

,

где - среднее пластовое давление на границе участков нагнетательной и добывающих скважин;

; .

Для каждой ячейки должно быть соблюдено условие рационального соотношения коэффициентов продуктивности добывающих и нагнетательных скважин

,

чтобы .

Если , то . Необходимо, чтобы по соседним взаимодействующим ячейкам скважин было (1/2) .

Оптимизация выбора нагнетательной скважины для отдельной линзы из 2-3 действующих скважин. Если литологически замкнутую нефтяную залежь небольших размеров разрабатывают две скважины, различные по продуктивности, одну из которых необходимо в дальнейшем в нагнетательную, и в пластовых условиях подвижности вытесняющего агента и нефти существенно различаются , то для достижения максимального дебита нефти

при подвижности вытесняющего агента выше подвижности вытесняемой нефти следует выбирать менее продуктивную скважину , а при подвижности агента ниже подвижности нефти - более продуктивную скважину . В этих случаях заведомо имеем одинаковое общее число нагнетательных и добывающих скважин.

Если отдельную линзу разрабатывают три скважины, то под нагнетание вытесняющего агента необходимо выбирать одну из них; при этом следует стремиться к выполнению следующего условия:

.

Фактически возможные варианты сравнивают по дебиту нефти

и выбирают варианты с более высоким его значением.

Рациональное заводнение нефтяных пластов, содержащих подвижную воду – начальную подошвенную или поступившую в предыдущий период разработки от закачки. Под нагнетание выбирают скважины, способные обеспечить закачкой воды максимальное число окружающих скважин при соблюдении условия максимального текущего дебита нефти:

, ,

, , ,

, , ,

Где W₁ – доля нефтяной части в суммарной проводимости пластов по скважине, рассматриваемой в качестве нагнетательной; (1-W₁) – доля водяной части в суммарной проводимости пластов по скважине, рассматриваемой в качестве нагнетательной; W_i и - соответственно доля нефтяной части и водяной части в суммарной проводимости пластов по i-ой окружающей скважине, рассматриваемой в качестве добывающей; - соотношение подвижностей воды и нефти в случае нефтяного пласта с подошвенной водой; - соотношение подвижностей воды и нефти в условиях нефтяного пласта с учётом остаточной нефти; К_ф – фильтрационный коэффициент, учитывающий уменьшение проницаемости пласта для закачиваемой воды ; К₂ – коэффициент вытеснения нефти; и - вязкость соответственно нефти и воды в пластовых условиях.

Функция относительной производительности скважины при многорядном расположении добывающих скважин

,

где L₁- расстояние от нагнетательного ряда до первого эксплуатационного, м; - расстояние между соседними скважинами в нагнетательном ряду, м; m₁ – соотношение числа добывающих скважин первых рядов и числа нагнетательных скважин; m – общее соотношение добывающих и нагнетательных скважин; ; сомножитель1/2 применяют тогда, когда эксплуатационные ряды располагаются по обе стороны от нагнетательных.