Для повышения нефтеотдачи пластов зачастую используется радикальный технологический метод, заключающийся в дополнительном разбуривании зон с повышенной остаточной (к текущему моменту) нефте-насыщенностью. Этот метод также называется бурением боковых стволов. Боковые стволы обычно бурятся с горизонтальным окончанием, так как это позволяет снизить риск вскрытия низкопродуктивной зоны - зоны с низкой нефтенасыщенностью.

Проектное расположение продуктивного забоя прогнозируется на основе результатов гидродинамического моделирования. Однако, опыт ряда нефтедобывающих предприятий показывает, что гидродинамическое моделирование в большинстве случаев дает недостаточно точный прогноз, граничащий с недостоверностью. В частности эта недостоверность выражается в некорректном определении распределения текущей нефтенасыщенности по объему или площади продуктивных пластов. Последнее приводит к ошибочной ориентации проектируемого бокового ствола скважины и, как следствие, слабый или отсутствующий приток нефти к уже пробуренной скважине [1].

В данной статье предлагается простой и оперативный метод построения карты текущего (или на любой момент из истории разработки) распределения нефтенасыщенности.

Суть метода заключается в объединении метода гидродинамического исследования скважин на установившихся режимах отбора и результатов лабораторных исследований керна.

Для любого момента времени в пределах истории разработки продуктивного пласта в качестве исходной информации требуется:

• 1.    Текущий дебит нефти и воды по добывающим скважинам - q Н , q® ( i - индекс/номер скважины).

• 2.    Текущая депрессия, создаваемая в добывающих скважинах - А р₄ .

• 3.    Координаты точек вскрытия продуктивного пласта всеми скважинами (в том числе и нагнетательными) - ( x_t, y_t ) .

• 4.    Результаты лабораторных исследований кривой относительной фазовой проницаемости (ОФП) по нефти - k_H = <р_н ( ^ ) (< Г ₆ - водонасыщенность) керна, отобранного из продуктивного горизонта.

Обработка вышеописанных данных происходит следующим образом.

В случае не нарушения линейного закона фильтрации Дарси индикаторная диаграмма может быть построена по одной точке (рис.1), так как прямая проходит через начало координат. На рис. 1 показана типовая обработка индикаторных линий для одной добывающей скважины.

Рис. 1. Пример построения и обработки индикаторной линии по одному замеренному режиму.

Известно, что коэффициент продуктивности опре- деляется по диаграмме из отношения

К =     = q- . (1)

tg (а)  Аp

Следует отметить, что приток воды и нефти, а также их смеси происходит согласно текущим насыщенностям флюидов и кривым ОФП [2]. Отсюда мож- но полагать, что возможно построение индикаторных линий (ИК) для жидкости и нефти раздельно (см. рис.1). Для i-ой скважины, коэффициенты продуктивности по жидкости и нефти согласно (1) будут рассчитываться из формул

Kiж

1  = ож tg (а)  Аp

К Н = -ТЧ = — . (2) tg ^{( в} )  ^А Р

Для теоретического определения коэффициентов продуктивности на примере вертикальных скважин воспользуемся известной формулой Дюпюи

К = —

Ц

2 n kh

, (3)

где к - абсолютная проницаемость, м²;

h - эффективная (проницаемая) толщина пласта, м;

R - радиус контура питания, м;

• r - радиус скважины;

• Ц - динамическая вязкость среды, Па • с;

  S – коэффициент несовершенства скважины или скин-фактор.

  Из формулы (3) следует, что для раздельного расчета продуктивности по жидкости и нефти i -ой скважины необходимо вместо абсолютной проницаемости – k подставить фазовую проницаемость по нефти и некую осредненную проницаемость по жидкости.

  Таким образом, получим для продуктивности по нефти

  
  

  Зная кривые ОФП мы можем найти величину во-донысыщенности - (T₆, соответствующую найденной из (10) величины ОФП по нефти – k ^н (рис. 2).

  
  

  K i^н

  
  

  2 п к н h

  
  

  Ц ln

  
  

  ( n A

  f + S '

  V ri 7

  
  
  
  

  i

  
  

  и для продуктивности по жидкости

  
  

  ^Ki ^ж

  
  

  2 П ж h

  
  
  
  

  цТ

  
  

  R

  
  

  \

  
  

  ln ^ + S i

  
  

  V r 7

  
  

  . (5)

  
  
  

  Рис. 2. Нахождение текущей водо- и нефтенасыщенно-сти по кривым ОФП и ОФП по нефти.

  
  

  Значения величины скин-фактора – S возможно

  
  

  получить из результатов исследования скважин на не-установившихся режимах отбора (например снятие кривых изменения давления). Если данная величина неизвестна, то можно ее отбросить, тем самым несколько снизив точность результата.

  Динамическую вязкость среды в формуле (5) можно вычислить приближенно по формуле

  
  

  нв

  Ц Т * ц —+ Ц — q + q     q + q

  
  

  .

  
  

  Значения вязкости нефти и воды следует брать для пластовых условий, если кривые ОФП тоже были получены в условиях, приближенных к пластовым.

  Подставив в левые части (4) и (5) найденные фактические значения продуктивностей из (2) получим

  
  

  1        q i^н

  tg ( P )   ^A p

  
  

  2 n k н h_t

  
  

  , (6)

  
  

  Ц н In     + S

  _r

  
  

  1      q i^ж

  tg ( a )   A p

  
  

  2nk T hi

  
  
  
  

  Ц ж

  
  

  R

  
  

  \

  
  

  . (7)

  
  

  In ^ + S ,

  
  

  V Г 7

  
  

  Выражая из (6) и (7) фазовую проницаемость по нефти и среднюю по жидкости получим их значения для каждой скважины

  
  

  Нефтенасыщенность нагнетательных скважин, принадлежащих системе заводнения можно принять равной величине предельной остаточной нефтенасы-щенности или равной нулю.

  Нахождение водонасыщенности по известной ОФП нефти происходит решением уравнения

  ^kiн = Ф н ⁽ ^ в ) , (11)

  После этого нефтенасыщенность ( Г_н * 1 — < 7 _g при условии малого газового фактора. Таким образом, рассчитав значения текущей нефтенасыщенности по всем скважинам и, связав эти значения с координатами точек вскрытия пласта, можем, используя наиболее подходящий метод интерполяции, построить карту текущей нефтенасыщенности.

  Выбор наиболее подходящего метода интерполяции требует проведения дополнительных статистических исследований.

  Литература:

  • 1.    Меренков А.П., Хасилев В.Я. Теория гидравлических цепей. – М.: Наука, 1985. – 276 с.

  • 2.    Стрекалов А.В. Системный анализ и моделирование гидросистем поддержания пластового давления. – Тюмень: ИФ «Слово», 2002. – 324 с.

  
  

  k =

  
  

  ц н ln " l + S , q i

  V r 7

  
  

  A p 2 n h_t

  
  

  , (8)

  
  

  ^ki^ж

  
  

  Ц ж

  
  

  ln f ^ l ) + s_; 1 q i

  
  

  V r

  
  

  A p 2 n hi

  
  
  
  

  . (9)

  
  

  Отсюда легко получить значение ОФП по нефти

  
  

  н

  k н *      . (10)

  _ж