1. Продуктивный разрез расчленен непроницаемыми (плот­ными или глинистыми) прослоями чаще всего линзовидного ха­рактера.

2. Разрез можно свести к однородно анизотропному, в котором выделяются только слабо- и высокопроницаемые прослои линзо­видного характера.

При первом варианте разреза интервал перфорации целесо­образно размещать вначале ближе к ВНК (под первый непрони­цаемый прослой), а затем перемещать под очередные непроница­емые прослои после полного обводнения предыдущего интервала пласта (рис. III. 13).

При втором варианте интервал перфорации в слабо сцементи­рованном пласте следует с начала эксплуатации размещать, ис­ходя из условия обеспечения предельного безводного и безгазо­вого дебита нефти по скважине во времени, а в сцементированном пласте интервал перфорации размещать ближе к ВНК и добывать нефть с водой. Оба указанных условия способствуют интенсифика­ции текущей добычи нефти из залежи.

Рациональное размещение интервала перфорации относительно контактов в однородноанизотропном разрезе пласта получено, исходя из очевидного положения о том, что предельный дебит нефти получается при равенстве долей дебита за счет напоров со стороны воды и газа. Отсюда рациональное положение нейтральной плоско­сти, разделяющей интервал перфорации в скважинах при напоре подошвенной воды и газовой шапки, соответствует соотношению

где Q*, Qb — безразмерные предельные безгазовый и безводный дебиты скважин, которые установлены для случаев односторон­него напора по данным исследований на щелевой параболической

h' b'

модели в зависимости от у* = и b* = -g— (h', b' — толщина

нефтенасыщенной части пласта и часть интервала перфорации, относящиеся к соответствующей области напора); Ар — разница плотностей вода—нефть или нефть—газ в пластовых условиях.

Зависимость Q* (у*, Ь*) приводится на рис. III. 14.

Поскольку Др_н__г всегда более Др_в__н, то h_r всегда менее h_B (рис. III. 15).

Допуская Ь_г =; -|- и задаваясь h_r < 0,5Л_Н для вариантов h_ri,

по рис. III.14 находят Q*i и из соотношения (III.73) —значение Qni. С помощью той же зависимости определяется h_Bi (при задан­ных Qbi и Ьвс). Искомые Л_г и h_B для рассматриваемого случая бу­дут получены после нескольких попыток, если будет удовлетво­рено условие

(зад) ~Ь h_B (р»_сч) = Л_н.

Следует учитывать, что для анизотропных пластов безразмер­ные координаты при конусообразовании равны

где х = ~Y~--коэффициент анизотропии пласта; R_K — ра­диус влияния скважины.

Дебит нефти по скважине при двустороннем напоре и задан­ном h_Hi определяется как сумма дебитов, полученных за счет на­поров со стороны воды и газа, по формуле

Рис. III. 14. Зависимость безразмерного предельного дебита нефти по сквгжине при одностороннем напоре (подошвенной воды или верхнего газа) от. степени вскрытия пласта и толщины его нефтенасыщенной части.

Ь* = к , где b' = h — h или b' = ft_Hr - Л_р; у* = к-^- , где у' = ft_r или у' = ft_B

^нк "к

(см. рис. 411.15)

Рис. III. 15. Схема вскрытия нефтенасыщенной части пласта скважиной при двухстороннем напоре

Рис. III. 16. Зависимость положения нейтральной линии тока, разделяющей интервал перфорации в скважине при двустороннем напоре, от расположения интервала перфорации относительно контактов.

Дебит и депрессия за счет напора со стороны воды рассчиты­ваются по формулам:

2nk_Th\ (III.75)

Q_B = —-— Q (h_B, P) Дрв-н. ^v

где Q (h_B, p) приводится на рис. III.17; ft_B = -p-; p=-^Ј-. где

^е»=^[^1п^-^ф("^в,р)]^; Ф (К, р) —вспомогательная функция, определяемая по рис. III. 18.

Рис. III.17. Зависимость безразмерного дебита Q от р для различных значений h.

l_—Ti = 0,1; _2— ft = 0,2; 3 — "ft = 0,3; 4 — h = 0,4; 5 —"ft = 0,5: 6 — ft = 0,6; 7 — ft = 0,7; S — ft = 0,8;

o-Jk. ft = _k

*^Лв ' ^йв

Рис. III. 18. Зависимость для учета u>{a~h) дополнительного фильтрационного сопротивления притоку жидкости к скважине от степени вскрытия пласта

Полученная депрессия пе-ресчитывается для столба нефти, расположенной выше нейтральной плоскости,

„_rp=.o-^-, <^IIL76>

Рн пл

для напора от которого (со стороны газа) по формуле (II 1.74) определяют вторую составляющую дебита сква­жины. Причем, если h_rp>-h_r (расстояния от нейтральной плоскости до газонефтяного контакта), то в расчетах при­нимается'реальное значение h_rp. Если же h_rp<h_r,To h_rp оп­ределяют поформуле(П1.76).

Интервал времени, за который нефтяной слой сокращается от h_ai до h_Hi+1, а дебит скважины уменьшается от Q_u[ до Q_Hi₊₁, приближенно рассчитывается по балансовому уравнению

_Ati+ 1 _ ^2я/?к^т;;ннач«выт {Ki — Ki+l) (111.77)

' Qui ~Ь Qhi'+i

В случае добычи нефти с водой дебит нефти определяется для про­извольного положения интервала перфорации (обычно ближе к ВНК) и заданного дебита жидкости (Q_x) по формуле

Снп_Р (0+Q« (O-jHr

Q„ (о =-——VsSS- , (111.78)

1 _i_ "^{в н}

где Q_Hnp(0 — предельный безводный дебит нефти по скважине при заданном размещении интервала перфорации; h_a, h_B — нефте­носная и водоносная толщины пласта в разрезе скважины.

При заданных дебитах нефти (жидкости) и свободного газа по скважинам, эксплуатирующим нефтегазовую залежь с подошвен­ной водой, перемещение газо- и водонефтяного контактов и изме­нение давления на участках залежи во времени можно определить с помощью квазиобъемной электрической модели (с сеткой RC).

Рис. III. 19. Изменение коэффициен­та УС в зависимости от JJ Ар At по месторождениям с трещиноватыми пластами.

/■—3, 5, 6 — чисто трещиноватые пла­сты; 4—трещиновато-пористые пласты

трещин, секущих нормаль, проведенную к поверхностям трещин, к длине этой нор­мали); b — ширина раскры­тия трещин. |> \

При установившейся филь­трации жидкости в трещи­новато-пористой среде прово­димость ее складывается из проводимостей пористой и трещиноватой сред. Если фильтрация жидкости проте­кает при неустановившихся процессах, то наблюдается обмен жидкостью между системой трещин и блоками пористой среды. В связи с этим в трещиновато-пористой среде приходится рассма­тривать два давления — среднее давление жидкости в трещинах и среднее давление в порах блоков.

При большой проводимости трещин по сравнению с проводи­мостью блоков можно считать, что блоки являются как бы источ­никами, питающими систему трещин.

Для характеристики трещиновато-пористой среды введен ко­эффициент

П* = ~~, (Ш.82)

где k_T — проницаемость системы трещин; а — безразмерный коэф­фициент, который зависит от интенсивности обмена жидкостью между системой блоков и трещин (а — функция проницаемости блоков k₆ и степени трещиноватости породы).

a~Vy_A- (" 1-83)

Здесь s_yfl — удельная поверхность блоков.

В качестве показателя трещиновато-пористой среды вводится время запаздывания переходных процессов

T₃=Jp, (Ш.84)

где х — коэффициент пьезопроводности трещиновато-пористой породы, зависящий от проницаемости системы трещин, пористости и упругости пористых блоков.

Для условий разработки залежей нефти в трещиновато-пори­стых пластах теоретически обосновано, что если характерные времена неустановившихся процессов велики по сравнению со временем т₃, то их можно рассчитывать по уравнениям фильтрации в обычной пористой среде. Если же характерные времена процесса соизмеримы с т₃, то в расчетах следует применять уравнения для трещиноватых пород.

При вытеснении нефти из трещиновато-пористых пород водой большое значение имеет так называемая капиллярная пропитка (вода впитывается в породу, а нефть вытесняется из нее). Оценка возможных размеров зоны капиллярной пропитки предопределяет возможную эффективность заводнения залежей нефти, приурочен­ных к трещиновато-пористым пластам. При размерах указанной зоны, превышающих расстояния между нагнетательными и эксплу­атационными скважинами (или размеры залежи), вероятно прежде­временное обводнение нефтяных скважин при закачке в пласт воды. В таких случаях следует либо отказаться от процесса завод­нения пласта, либо осуществлять его при резко уменьшенных рас­ходах воды (и добычи нефти), если темп разработки рассматривае­мого объекта окажется при этом экономически рентабельным.