Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений - Сургучев М.Л.

Автор: Сургучев М.Л.

Теги: отрасли горной промышленности по виду добываемых минералов, руд, нерудных ископаемых нефть нефтяная промышленность месторождения издательство недра нефтедобывающая промышленность

Год: 1968

Похожие

Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа

Первичные методы разработки месторождений углеводородов

Текст

М. Л. СУРГУЧЕВ
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ
И РЕГУЛИРОВАНИЯ
ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ИЗДАТЕЛЬСТВО «Н Е Д Р А»
Москва — 1968

УДК 622.323
Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования
процесса разработки нефтяных месторождений. Изд-во «Недра»,
1968, стр. 301. «
В работе изложены результаты исследований вопросов
контроля, прогноза и регулирования разработки нефтяных
месторождений, возникающих при практическом
осуществлении процесса эксплуатации и проектировании.
Классифицирована неоднородность пластов. Выделяются комплексная
неоднородность пластов и микронеоднородность
внутренней структуры пористой среды. Вводится понятие
статической и динамической неоднородности пластов.
Изложен метод оценки нефтеотдачи пластов — метод
изохрон обводнения — на основе обычной промысловой
информации. Обосновываются условия рациональной
эксплуатации обводненных скважин.
Рассматривается влияние физико-геологических факторов
(вязкости нефти, обширных начальных водо-нефтяных зон,
неоднородности и трещиноватости пластов) на показатели
заводнения — коэффициент охвата и содержание нефти
в продукции.
Изучено значение капиллярных сил в заводнении
нефтеносных пластов и возможности их регулирования.
Исследуется влияние технологических факторов — темпа
разработки, размещения скважин и различных систем
заводнения — на показатели разработки нефтяных залежей.
Обосновываются методы и обобщается опыт контроля и
регулирования разработки многопластовых объектов.
Рассматриваются различные аспекты применения нового
метода импульсного (цикличного) воздействия на пласты
при заводнении с целью повышения нефтеотдачи пластов.
Рассматриваемые методы контроля, прогноза и
регулирования обосновываются на опыте разработки многих
месторождений Куйбышевской области, на которых
иллюстрируется эффективность методов.
Книга может быть полезной для промысловых инженеров
и геологов, а также для работников
научно-исследовательских организаций, определяющих перспективы и методы
регулирования разработки нефтяных месторождений.
Таблиц 10. Рисунков 92. Библиографических названий 535.
3-8-2
59-67

ПРЕДИСЛОВИЕ
«Повышение нефтеотдачи и совершенствование метода заводнения
продуктивных пластов — основное направление научно-технического
прогресса в нефтедобывающей промышленности» [9]. Это
определение основных задач нефтепромысловой науки и практики,
сделанное Н. К. Байбаковым, отражает требования, вытекающие из
перспектив развития нефтяной промышленности, намеченных партией
и правительством.
Только при повышении степени использования разведанных
запасов нефти могут быть выполнены грандиозные долгосрочные
перспективные планы добычи нефти в стране.
Природные запасы нефти в недрах земли небеспредельны. Вместе
с тем потребность в нефти с общим развитием промышленности
страны непрерывно растет. Достаточно сказать, что за минувшее
двадцатилетие (с 1945 по 1965 г.) добыча нефти в стране возросла
с 19,0 до 243 млн. т в год, т. е. более чем в 13 раз, а текущие
потребности в нефти еще полностью не удовлетворены.
Планом развития народного хозяйства страны на 1970 г.
намечается довести уровень добычи нефти до 345—355 млн. т. И вполне
очевидно, что потребность в нефти в последующие годы будет расти.
Для дальнейшего увеличения добычи нефти потребуются огромные
разведанные геологические запасы ее. Поэтому со временем
неизбежно снижение эффективности геологопоисковых работ,
увеличение капитальных средств на единицу прироста запасов нефти и
уменьшение вероятности открытия новых нефтяных месторождений.
Показателен в этом отношении опыт развития нефтяной
промышленности США. За всю историю существования нефтяной
промышленности в этой стране открыты нефтяные месторождения с общими
геологическими запасами нефти 44 млрд. т [70]. Согласно статистике
американской ассоциации нефтяных геологов (ААНГ) в 1956 г.
эффективность разведочного бурения характеризовалась уже
отношением 1 : 52. Из 8323 разведочных скважин, пробуренных за год,
только 159, или всего 1,91%, скважин оказались экономически
целесообразными. Остальные 8164 скважины, или 98,1 %, оказались
неэффективными и не оправдали средств, затраченных на их бурение [76].
Вице-президент «Сокони мобил компани» в статье «Что
происходит в нефтяной промышленности» приводит следующие расчеты

специалистов [78]. В Северной Америке за период 1963—1983 гг.
будет потреблено 17,6 млрд. м3 нефти и нефтепродуктов. За этот
же период за счет всех видов запасов нефти будет приращено лишь
9,5 млрд. л3, т. е. потребление нефти будет почти вдвое больше
прироста запасов нефти.
Вместе с тем в соответствии с прогнозом специалистов конечная
нефтеотдача по всем разрабатываемым месторождениям составит
лишь 32—33%, т. е. две трети первоначальных запасов нефти
остаются в пластах после окончания разработки [70].
По нефтяным месторождениям нашей страны ввиду активного
воздействия на пласты и планового ведения процесса с начала
разработки конечная нефтеотдача достигает в среднем 49%, а по
месторождениям Куйбышевской области даже более 50% [40], т. е.
половина и более запасов нефти остаются неизвлеченными.
В свете задач, стоящих перед нефтедобывающей
промышленностью по обеспечению потребностей страны в нефти на длительный
период, становится очевидной необходимость в широких
исследованиях способов повышения эффективности процесса разработки
нефтяных месторождений, изучения факторов, влияющих на показатели
заводнения и нефтеотдачу, и изыскания методов увеличения
нефтеотдачи пластов. Следовательно, повышение нефтеотдачи пластов
и улучшение технологии разработки залежей — основная постоянная
проблема нефтяной промышленности.
Естественно, обеспечение высоких уровня добычи нефти и
конечной нефтеотдачи допустимо и целесообразно в пределах
народнохозяйственной эффективности и экономической рентабельности.
На современном этапе развития науки и техники наиболее
эффективным методом разработки нефтяных месторождений является
и в ближайшие 20—25 лет будет, по-видимому, оставаться основным
метод заводнения продуктивных пластов — метод вытеснения нефти
водой. Ввиду этого одним из главных направлений решения
поставленных перед нефтяной промышленностью задач и выполнения
долгосрочных перспективных планов добычи нефти является
повышение эффективности метода заводнения нефтяных залежей.
Разработка нефтяных месторождений в условиях заводнения
залежей — сложнейший технологический процесс, протекающий при
непостоянных, изменяющихся во времени условиях и не
поддающийся непосредственному (объемному) наблюдению. Поэтому
эффективные показатели процесса разработки нефтяных
месторождений и высокую конечную нефтеотдачу можно получить только при
соответствующем действенном и эффективном регулировании.
Однако в настоящее время при определении системы разработки
месторождений иногда не учитывается, что природные запасы нефти
небеспредельны, а на поиски каждого месторождения и увеличение
добычи нефти на каждую тонну расходуется все больше и больше сил,
средств и времени. Выбор из многих возможных основного варианта
разработки месторождения иногда основывается лишь на
обеспечении темпа разработки и минимальной себестоимости добычи нефти.
4

Целесообразность мероприятий по регулированию, требующих
больших капитальных затрат, трудно обосновать без количественной
оценки их эффективности.
Вместе с тем очевидно, что на регулирование, способствующее
повышению нефтеотдачи, целесообразны затраты даже очень больших
средств. Повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых
месторождений только на 5—10% равноценно открытию крупных
нефтяных месторождений в обустроенных районах, на разведку,
обустройство и освоение которых в новых районах потребовались бы огромные
капитальные вложения. Как показали проведенные во ВНИИ
исследования, повышение нефтеотдачи пластов на 10—11% к 1970 г.
позволит достигнуть экономии капитальных вложений только на
разведочное и эксплуатационное бурение в 5,6 млрд. рублей [40].
Даже если бы в настоящее время были известны все имеющиеся
в природе нефтяные месторождения нашей страны, т. е. на их
открытие не требовалось бы средств, то и тогда повышение нефтеотдачи
представляло бы важнейшую народнохозяйственную задачу.
Очевидно, удовлетворять существующие и намечаемые потребности
в нефти целесообразно путем использования и разработки меньшего
числа месторождений с тем, чтобы сохранить к тому времени, когда
потребности в нефти еще более возрастут, возможно больше
месторождений в исходном, начальном состоянии.
Но целью регулирования разработки нефтяных месторождений
является не только повышение конечной нефтеотдачи пластов.
Эффективность показателей значительно повышается при увеличении
темпа или сокращении периода разработки месторождения и
уменьшении объема капитальных затрат и труда. Поэтому главные задачи
регулирования разработки заключаются в обеспечении наиболее
благоприятного соотношения всех показателей ее.
По степени важности и сложности методы регулирования
разработки нефтяных месторождений в современных условиях
представляют комплексную проблему нефтепромысловой науки и практики.
Разумеется, эффективное регулирование процесса разработки
нефтяного месторождения немыслимо без соответствующего контроля
за динамикой показателей извлечения нефти. Контроль и
регулирование процесса разработки нефтяных месторождений —
взаимозависимые и неотделимые стороны одной проблемы.
Основная цель контроля процесса заключается в получении
информации о характере заводнения продуктивных пластов и
распределении текущих остаточных запасов нефти в первоначальном объеме
залежей. Эта задача обычно решается геофизическими
исследованиями лишь в специальных оценочных скважинах. Локализованная
разовая информация о состоянии заводнения пласта не может быть
достаточно представительной, отвечающей требованиям выбора
средств и методов воздействия на процесс заводнения залежей.
Помимо того, результаты контроля будут затруднять переход
к полной автоматизации и телекибернетизации управления
процессом разработки нефтяных месторождений. Для контроля процесса

заводнения пластов, очевидно, необходимо использовать сведения,
поступающие непрерывным потоком при эксплуатации из возможно
большего числа источников. Эти сведения могут быть получены на
основании исследования эксплуатационных скважин.
Для обоснования мероприятий по регулированию разработки
необходимо знать конечные показатели процесса и степень влияния
на них различных технологических факторов, т. е. необходим
прогноз показателей до конечной стадии.
В последние годы методы такого прогноза получили большое
развитие, в результате чего определение перспектив разработки
месторождений становится все более и более научно обоснованным
и объективным. Однако еще многие параметры и факторы,
обусловливающие показатели процесса заводнения залежей, такие, как
вязкость нефти, характер фильтрации жидкости в пластах и их
микронеоднородность, обширные начальные водо-нефтяные зоны
залежей, капиллярные процессы в неравномерно заводненных
пластах и их трещиноватость, параметры сетки и условия эксплуатации
скважин, особенности питания залежей и др., еще совсем не
учитываются при прогнозе или отображаются недостаточно полно.
Поэтому в настоящее время определение перспектив добычи нефти,
обводнения добываемой продукции и заводнения конкретных
нефтяных залежей в значительной мере представляет собой искусство
технолога, занимающегося проектированием и анализом разработки,
и зависит от его опыта и интуиции. Полный аналитический учет
всего разнообразия реальных физико-геологических и
технологических факторов при прогнозе процесса разработки нефтяных
месторождений, по-видимому, очень сложная задача даже при
использовании электронно-вычислительных машин. Но изучение влияния
различных факторов на динамику показателей разработки
совершенно необходимо для определения их результирующего
влияния на процесс разработки и выяснение механизма заводнения
залежей.
Важность контроля, прогноза и регулирования процесса
разработки нефтяных месторождений осознана очень давно, и
исследования их проводятся непрерывно практически с самого начала
развития нефтяной промышленности. Но эффективное решение вопросов
контроля и управления процессом извлечения нефти из продуктивных
пластов стало возможно лишь с 30—40-х годов, когда получили
развитие основные направления нефтепромысловой науки о
движении жидкости и газа в пласте — гидрогазодинамика и физика пласта,
о геологическом строении месторождений — нефтепромысловая
геология, о методах и средствах добычи нефти — эксплуатация
скважин и пластов.
Возникновение и развитие этих направлений науки неразрывно
связано с именами советских ученых И. М. Губкина, Л. С. Лейбен-
зона, Т. Л. Линдтропа, П. Я. Полубариновой-Кочиной, А. П.
Крылова, А. А. Трофимука, В. Н. Щелкачева, М. Ф. Мирчинка,
И. М. Муравьева, С. А. Христиановича, М. Д. Миллионщиков а,

И. А. Чарного, Ф. А. Требина, В. С. Мелик-Пашаева, П. М. Белаша,
М. И. Максимова, М. М. Кусакова, Ф. И. Котяхова, В. Н. Дах-
нова и др.
Дальнейшее развитие этих разделов нефтепромысловой науки
получило в работах ученых Г. И. Баренблатта, Ю. П. Борисова,
В. Л. Данилова, Ю. П. Желтова, В. Н. Пилатовского, Н. С. Писку-
нова, М. Д. Розенберга, Д. А. Эфроса, А. X. Мирзаджанзаде,
А. М. Пирвердяна, Г. А. Бабаляна, Э. Б. Чекалюка, М. М. Саттарова,
Г. Г. Вахитова, Л. В. Лютина, В. М. Рыжика, А. А. Боксермана,
А. К. Курбанова, Б. Т. Баишева и др.
Современные исследования методов контроля, прогноза и
регулирования проводятся в направлениях конструирования глубинных
приборов для изучения особенностей притока жидкостей из пластов,
разработки и совершенствования методов расчета показателей
заводнения неоднородных пластов и изыскания новых агентов вытеснения
нефти и методов воздействия на пласты с целью повышения
нефтеотдачи. Исследований в этих направлениях выполнено очень много,
и имеются бесспорные большие достижения, на основе которых
контроль, прогноз и регулирование процесса разработки нефтяных
месторождений стали проводиться на более высоком научном уровне.
Нефтяные месторождения, введенные в эксплуатацию в последние
годы, разрабатываются более эффективно, чем месторождения,
ранее начатые разработкой.
Особенно широкое развитие и совершенствование получил метод
разработки нефтяных залежей с искусственным заводнением.
Однако достигнутая эффективность разработки при заводнении
еще недостаточна, а возможности метода искусственного заводнения
пластов полностью не исчерпаны.
Данная работа посвящена дальнейшему исследованию методов
контроля, прогноза и регулирования процесса разработки нефтяных
месторождений в условиях естественного и искусственного
заводнения продуктивных пластов. В работе рассматриваются следующие
вопросы.
1. Неоднородность продуктивных пластов при движении в них
жидкости. Характеристика статической, динамической, комплексной
и энергетической неоднородности пластов.
2. Метод оценки и прогноза показателей заводнения
продуктивных пластов по промысловым данным. Метод изохрон обводнения.
Условия эксплуатации скважин.
3. Влияние физико-геологических факторов на показатели
заводнения, добычу нефти и нефтеотдачу пластов. Влияние макро- и
микронеоднородности пластов при избирательной фильтрации, трещино-
ватости пластов, вязкости нефти и обширных начальных водо-нефтя-
ных^зон на показатели разработки.
4. Значение капиллярных процессов в заводнении нефтеносных
неоднородных пластов и возможности их регулирования. Промысло-
вые^исследования капиллярных процессов. Влияние капиллярной
пропитки на нефтеотдачу.

5. Влияние технологических факторов на процесс заводнения
и нефтеотдачу пластов. Влияние параметров сетки скважин, схемы
питания залежей, темпа разработки и условий вскрытия пласта
скважинами на показатели разработки.
6. Методы контроля, прогноза и регулирования разработки
многопластовых объектов. Влияние физико-геологических и
технологических факторов на показатели совместной разработки, принципы
и методы регулирования, критерии совместимости и порядок выбора
объектов.
7. Методы повышения нефтеотдачи пластов. Метод импульсного
воздействия на пласты — цикличная закачка воды, периодическая
консервация залежей.
Необходимость исследований этих вопросов диктовалась
требованиями практики разработки нефтяных месторождений,
возникавшими при проектировании, анализе и регулировании процесса
разработки нефтяных месторождений.
В исследованиях преобладало стремление комплексного
рассмотрения вопросов. В результате теоретических исследований получены
приближенные решения и зависимости, позволяющие проводить
расчеты с вполне удовлетворительной для нефтепромысловой
практики точностью. Разработаны и обоснованы некоторые новые методы
контроля, прогноза и регулирования разработки нефтяных
месторождений.
Кроме того, обобщается наиболее интересный опыт применения
предлагаемых методов контроля, прогноза и регулирования
разработки различных месторождений — Мухановского, Кулешовского,
Покровского, Красноярского, Зольненского, Яблоновый Овраг и др.
На основе выполненных исследований сделаны важные
рекомендации по методам регулирования, направленные на повышение
эффективности заводнения залежей и конечной нефтеотдачи пластов.
Многие результаты исследований внедрены в практику разработки
нефтяных месторождений Куйбышевской области и других районов
и позволили получить уже большой народнохозяйственный эффект.
В процессе выполнения исследований, изложенных в данной
работе, автор многократно получал научные консультации и советы
от члена-корреспондента АН СССР А. П. Крылова, доктора
технических наук профессора В. Н. Щелкачева, доктора технических
наук профессора Ю. П. Борисова, доктора технических наук
профессора Ю. П. Желтова и кандидата технических наук Б. Т. Баи-
шева, за что выражает им свою искреннюю признательность.
Автор считает необходимым выразить благодарность своим
руководителям и товарищам по работе кандидату технических наук
М. Г. Осипову, доктору геолого-минералогических наук К. Б. Ашк-
рову, кандидатам технических наук А. И. Губанову, В. И. Колга-
нову, В. П. Меркулову, Б. Ф. Сазонову, В. А. Суслову, В. С.
Ковалеву и младшему научному сотруднику Ю. В. Маслянцеву за помощь
в выполнении работы.

ГЛАВА I
НЕОДНОРОДНОСТЬ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
И УСЛОВИЯ ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТИ
В них
ВВЕДЕНИЕ
Продуктивные нефтеносные пласты обладают сложным
неоднородным строением. На протяжении всего периода развития нефтяной
промышленности неизменным желанием было наиболее полное
изучение свойств объекта разработки продуктивного пласта. Однако
представления о характере неоднородности и особенностях строения
нефтеносных пластов расширялись по мере развития техники и
методов исследования их свойств. Одновременно с выявлением
особенностей в строении продуктивных пластов разрабатывались методы
изучения фильтрации жидкости в них с учетом известных видов
неоднородности. В настоящее время различные вопросы
неоднородности пластов и движения жидкости в них настолько широко
исследованы, что невозможно даже в краткой форме осветить полученные
результаты.
Первоначально на основе промысловых исследований была
установлена зональная неоднородность пластов, неоднородность пластов
по простиранию — от зоны к зоне [39]. Неоднородности этого вида
посвящены многочисленные исследования [22, 51, 72, 37, 52, 38г
39, 65, 47, 45, 1, 2, 19, 43, 44, 28 и др.].
Наиболее ранние исследования притока жидкости к скважинам
в зонально неоднородном пласте принадлежат П. Я. Полубарино-
вой-Кочиной [51]. В этой работе получены формулы для определения
дебита скважины, расположенной в бесконечном пласте с различной
зональной неоднородностью, когда различно проницаемые зоны
разделены прямолинейной проницаемой границей и концентричными
кольцами.
Маскетом [37] выполнено исследование задач фильтрации
жидкости к скважине в бесконечном пласте с учетом непрерывно
изменяющейся по радиусу проницаемости. Также получены выражения
дебита и давления для скважин, пробуренных на пласт, состоящий
из разнородных кольцевых зон. Аналогичные задачи для изменения
проницаемости по радиусу рассматривались Г. Б. Пыхачевым [52].
На основе сопоставления с однородным пластом было показано, что
даже незначительные слабопроницаемые включения вокруг забоя
скважин сильно влияют на дебит.
В работе [71] В. Н. Щелкачева и Б. Б. Лапука рассматриваются
подобные же случаи неоднородности пласта и сделаны важные для

практики выводы о сильном вреде снижения проницаемости нризабой-
ной зоны скважины для ее продуктивности.
Влияние зональной неоднородности на процесс движения
жидкости в систему скважин, расположенных прямолинейной
цепочкой в полосовой залежи, состоящей из двух зон различной мощности
и проницаемости, а также в круговой батарее при кольцевой
неоднородности пласта, изучалось также И. А. Чарным [65].
К. С. Пискунов исследовал процесс фильтрации жидкости к
прямолинейной батарее скважин и круговой галереи в неоднородном
по мощности и проницаемости пласте при упруго-водонапорном
режиме [47]. Анализ влияния неоднородности и радиуса контура
питания на процесс движения жидкости показал, что залежь можно
аппроксимировать укрупненной скважиной, при этом ошибка в
дебите не будет превышать 5—10%. Для установления динамики
давления можно использовать для конечного пласта формулы,,
полученные для условий бесконечного. Наибольшая ошибка будет
получена лишь на границе конечного пласта. При наличии полосы даже
небольшой ширины с пониженной проницаемостью существенно
снижается дебит скважин.
Различные гидродинамические задачи движения жидкости к
отдельным скважинам и в залежи в целом с учетом призабойной
неоднородности или включений разнородных участков, а также
взаимодействия скважин в зонально неоднородном пласте исследовались
В. П. Пилатовским [43, 44], А. М. Пирвердяном [45], М. А. Гусейн-
Заде [19], М. Т. Абасовым и К. П. Джалиловым [1, 2] и др.
Влияние зональной неоднородности пластов на распределение давления
и отборов жидкости разными методами изучалось в работах
М. И. Швидлера [68], Г. Г. Вахитова [14], В. Д. Чугунова [67],
А. Я. Чилапа [66] и др.
В монографиях коллективов авторов [31, 32, 38] вопрос о
зональной неоднородности пластов рассматривается с позиций разработки
нефтяных месторождений, размещения скважин на структурах,
распределения отбора жидкости и пр.
Промысловые исследования и рекомендации по регулированию
продвижения контурных вод в залежах с зональной и слоистой
неоднородностью пластов приводились в работах [39, 61, 60,
24, 58].
Другой вид неоднородности продуктивных пластов, их
слоистость (чередование по мощности слоев различной проницаемости),
был установлен путем изучения керна и геофизических исследований
(микрокаротажа). Этой неоднородности уделяется очень много
внимания в различных исследованиях.
Впервые модель слоистых пластов была применена в
исследованиях П. Я. Полубариновой-Кочиной [48, 49, 50] и В. Н. Щелка-
чева [71] для изучения движения жидкости к стоку (скважине)
и продвижения границы раздела различных жидкостей. Маскет [37,
77] также рассматривал задачи заводнения неоднороднослоистого
пласта при изменении проницаемости по мощности его с некоторой
10

закономерностью, в частности по линейному и экспоненциальному
законам.
Особенно эффективными стали исследования заводнения
неоднородных пластов с использованием методов теории вероятности и
математической статистики. В силу самой природы продуктивных пластов
и способов получения информации о их свойствах статистические
методы позволяют более объективно отображать неоднородность
пластов и влияние ее на процесс заводнения. Наибольшее
распространение получила модель неоднородного пласта, состоящего из
совокупности однородных слоев, упорядоченное расположение
которых в модели описывается фактической функцией распределения
проницаемости.
Методы прогноза показателей заводнения неоднородных пластов
при таких расчетных схемах получили развитие в работах Ю. П.
Борисова [13, 32], М. М. Саттарова [41], И. Ф. Куранова [33],
Б. Т. Баишева [6], а также Дикстра и Парсонса, Стайлза и Арпса
[74, 46, 30, 80, 73]. В дальнейшем уточнение, развитие и оценка
точности метода проводились в многочисленных работах [55, 54, 7,
8, 36, 83 и др.].
Естественно, отмеченный далеко не полный перечень
исследований не охватывает всего многообразия форм и видов неоднородности
реальных продуктивных пластов. В частности, в расчетах процесса
заводнения реальных нефтеносных пластов пока еще не учитываются
неоднородность их внутренней структуры пористой среды и
зависимость неоднородности пластов от направления потоков и характера
фильтрации жидкости. Не учитывается также возможный обмен
жидкостью между различно проницаемыми слоями при заводнении
за счет капиллярных сил и другие особенности процесса.
ВИДЫ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Характер и неоднородность продуктивных пластов обусловлены
свойствами образующего материала — продуктов разрушения
метаморфических пород и жизнедеятельности организмов, условиями
отложения, уплотнения и цементации этого материала, а также
вторичным изменением свойств пористой среды в процессе формирования
и хранения залежей нефти и тектонических процессов.
На современном этапе изучения свойств нефтеносных пластов
неоднородность их можно представить в двух основных
формах.
1. Макронеоднородность пластов, выраженная в виде изменения
по объему залежи пористости, проницаемости, нефтенасыщенности
и полноты вытеснения нефти водой.
2. Микронеоднородность пористой среды, которая выражается
в виде изменения размеров и смачиваемости поверхности пор
(норовых каналов).
Пористость залежи изменяется обычно в очень широких пределах,
особенно в карбонатных коллекторах. В качестве примера изменения
И

пористости по мощности можно привести пласт А4 Кулешовского-
месторождения, который изучался по данным исследования
лаборатории физики пласта института Гипровостокнефть, В. А. Громови-
чем. Пористость изменяется от нуля до 30—35%. Средняя пористость
слоев по мощности пласта изменяется в довольно узких пределах —
от 8—9 до 17—18%. Для терригенных коллекторов характерна
меньшая изменчивость пористости по объему залежи. Верхний предел
пористости для песчаников такой же, как для карбонатов, но нижний"
предел пористости терригенных пластов обычно не снижается менее
чем до 8—10%. Такая пористость свойственна алевролитам и
непродуктивным аргиллитам [57, 11, 16].
Проницаемость, нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения
нефти водой обычно являются функциями пористости и изменяются
в различных пределах [57, 11, 16, 62]. Проницаемость пластов
определяется в основном условиями осадконакопления, текстурой
пласта и количеством цемента в пористой среде [62, 75, 10]. При
невысоком содержании цемента (до 5%) проницаемость обусловлена
только текстурными свойствами и степенью упаковки зерен.
Изменение проницаемости обычно невелико — в 3—5 раз для песчаников
с обычной упаковкой и в 15—20 раз для плотных песчаников. Если
содержание цемента достигает от объема пор 25% и более, то
проницаемость может изменяться (снижаться) в сотни раз.
Исследования проницаемости по керну свидетельствуют о
бессистемном изменении этого параметра в объеме залежи, который
может приобретать любые значения в одних и тех же интервалах
пласта (рис. 1.1).
На месторождениях Поволжья промышленная нефтеносность
приурочена к коллекторам с проницаемостью от 10—30 мд до 2,5—
5,0 д. Средняя проницаемость пластов АЗ и А4 Кулешовского
месторождения по керну составляет 75—80 мд, а минимальная
проницаемость нефтенасыщенных кернов не превышала 10—15 мд.
Максимальная проницаемость была отмечена по пласту Б2 Зольненского
месторождения, значения ее превышали 5 д, а с проницаемостью
ниже 200—300 мд не было ни одного керна. Средняя проницаемость
пласта Б2 достигает 2,5 д [23].
Исследованиями [57, 17, 75 и др.] устанавливается
корреляционная связь между пористостью и проницаемостью. Например, для
Ромашкинского и Туймазинского месторождений эта связь
выражается соотношением 1§ к = 0,1 т + 0,5 [57], т. е. образцы с
пористостью 14—16% могут иметь проницаемость всего 10—15 мд,
а образцы с пористостью в 24—26% — обладать проницаемостью
2000 мд и более. Для Мухановского месторождения эта зависимость
показана на рис. 1.2.
Для некоторых месторождений между пористостью и
проницаемостью наблюдается линейная зависимость. Отсутствие прямой
однозначной зависимости между пористостью и проницаемостью,
очевидно, свидетельствует о различной микронеоднородности
образцов пород по размерам поровых каналов, которая возникает при
12

движении в них жидкости, и о наличии замкнутых (тупиковых,
застойных) пор, обусловленных цементацией пористой среды.
Между пористостью (проницаемостью) и насыщенностью также
•существует зависимость, но она значительно слабее, чем связь между
пористостью и проницаемостью.
Проницаемость, мд
100 100 300 400
500
3'
32
внк
Рис. 1.1. Распределение проницаемости по разрезу пласта А4 башкирского
яруса Кулешовского месторождения.
1 — средняя проницаемость для данного интервала с учетом непроницаемых
образцов; 2 — средняя проницаемость по проницаемым образцам.
Для терригенных коллекторов при изменении проницаемости
от 10—50 мд до 3—5 д нефтенасыщенность изменяется от 50—60
до 90—95%. Нефтенасыщенность сильнее изменяется при малых
значениях пористости и проницаемости, а при высоких значениях
остается почти постоянной.
Аналогичная нелинейная зависимость между пористостью и неф-
тенасыщенностью отмечается и для карбонатных коллекторов
(рис. 1.3). При уменьшении пористости от 35 до 10%, т. е. в 3,5 раза,
13

нефтенасыщенность снижается лишь от 90—95% до 80%, или на
10—15%. С уменьшением пористости от 10 до 2—3% снижается
нефтенасыщенность от 80 до 15—20%, т. е. в 4—5 раз.
Зависимость между пористостью и насыщенностью пластов
устанавливается и по геофизическим исследованиям [20].
Коэффициент вытеснения нефти водой в заводненных зонах пласта
также является функцией проницаемости или пористости. В работе
[11] был исследован
коэффициент вытеснения нефти водой
из пластов девона и карбона
в зависимости от
проницаемости Туймазинского и Шкапов-
ского месторождений.
Установлена нелинейная зависимость
коэффициента вытеснения от
проницаемости. Например,
проницаемости пласта 0,1 д
соответствует коэффициент
вытеснения 0,6, проницаемости 0,3 д —
0,72, а при проницаемости
пласта 1,1—1,5 д коэффициент
вытеснения достигает 0,76—
0,78.
Последний вид
макронеоднородности пластов (коэффициент
вытеснения нефти водой)
обусловливается неоднородностью
внутренней структуры
пористой среды, т. е.
непостоянством размеров пор и
норовых каналов и смачиваемости
их поверхности. Структура
пористой среды изучается давно
[3]. Исследованиями
установлена сильная изменчивость
размеров пор, например для
песчаников от 1—3 до 500 мк
и более [63, 29, 27, 12, 17]. Особенно большой диапазон
изменения размеров пор наблюдается в карбонатных коллекторах.
Верхний предел размеров пор, каверн и трещин у последних
значительно выше, чем у песчаников, и достигает 0,1—0,5 см [4, 63].
По керну пласта А4 Покровского месторождения неоднократно
наблюдались поры и сквозные каверны диаметром до 0,5—1,5 см.
Трещины размером до 0,15—0,2 см и более отмечены в пластах
нижнего карбона Ромашкинского месторождения непосредственным
забойным фотографированием [26]. Следовательно, неоднородность
нефтеносных пластов по размерам пор и каналам движения жидкости
очень высокая, объясняется гранулометрическим составом пластов,
к.мд
п и го
Пористость,°и
25
Рис. 1.2. Корреляционная зависимость между
проницаемостью и пористостью продуктивных
пластов нижнего карбона Мухановского
месторождения.
1 — пласт С1; 2 — пласт СИ; з — пласт
СШа; 4 — пласт С1У6.
14

обычно состоящих из зерен размером от 0,0005 до 0,3 см [12,
10, 17].
До формирования в пластах залежей они полностью насыщены
водой и поверхность пор чисто гидрофильная. При вытеснении воды
нефтью на поверхности пор оставалась сплошная пленка воды.
Однако, как показывают многочисленные исследования [34, 17, 5
и др.], под действием активных компонентов нефти и солей
остаточной воды непрерывной пленка воды длительное время оставаться
не могла, она нарушалась,
а вода переходила в
капиллярно удержанное состояние,
ввиду чего некоторая часть
поверхности пор стала
смачиваться нефтью. Поэтому
¦ продуктивные пласты
облагают смешанной
характеристикой или мозаикой смачи-
I ваемости. При движении
жидкости в поровых
каналах с непостоянной
смачиваемостью их поверхности
каждая точка жидкости
находится под действием
внутренних и внешних сил.
Иными словами, пористая
среда со смешанной
смачиваемостью обладает
энергетической неоднородностью.
Этот вид
микронеоднородности пористой среды,
очевидно, обусловливает величину
коэффициента вытеснения
нефти водой из пористой
среды и определяет условия
капиллярных процессов в
послойно заводненных пластах.
Неоднородность продуктивных пластов по пористости,
проницаемости, нефтенасыщенности, коэффициенту вытеснения, размерам
поровых каналов и смачиваемости их поверхности обусловливает
все особенности заводнения пластов, предопределяет характер
распределения запасов нефти за фронтом внедрения воды и величину
нефтеотдачи, является главной причиной происхождения капилляр- •
ных процессов, вследствие которых изменяются состояние
насыщенности за фронтом заводнения и условия нефтеотдачи пластов.
Практика разработки нефтяных месторождений предоставляет нам
возможность убедиться в исключительной сложности и малой
эффективности процесса заводнения пластов и зависимости показателей
разработки от технологии и регулирования процесса эксплуатации.
шо
80
Са
«о
•а
*
а
»)
>:
сз
40
ТО
г а
*-5М
V г ^^
ч
ю
20
Пористость,
30
%
40
Рис. 1.3. Содержание связанной воды в
зависимости от пористости для карбонатных
коллекторов Куйбышевского Поволжья.
а — месторождения Куйбышевской области (по
Л. Г. Югину и Н. Б. Калери); б — по данным
Березина для рифогенных известняков Башкирии;
«I г — по данным Арчи.
15

Поэтому необходима не только количественная характеристика всех
рассмотренных видов неоднородности продуктивных пластов, но
и определение влияния их на показатели заводнения.
ХАРАКТЕРИСТИКА МАКРОНЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ
ПЛАСТОВ. ДИНАМИЧЕСКАЯ КОМПЛЕКСНАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ
Прогноз показателей заводнения продуктивных пластов
невозможен без соответствующего отображения и учета их
макронеоднородности — изменчивости в объеме залежи проницаемости, пористости,
нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой. В
настоящее время при прогнозе показателей заводнения пластов
эффективно учитывается лишь неоднородность их по проницаемости [13,
32, 56, 41, 33, 6, 74, 46, 80 и др.]. В этих методах неоднородность
продуктивных пластов выражается некоторой функцией
распределения проницаемости, определяемой методом математической
статистики.
Выражение неоднородности пластов по всем видам
макронеоднородности вероятностными зависимостями вполне правомерно, так
как проницаемость, пористость, нефтенасыщенность и степень
вытеснения нефти из отдельных микрообъемов пласта в общем объеме
залежи обладают свойствами случайных переменных.
Методы учета неоднородности пластов, выраженной функцией
распределения проницаемости, при расчетах динамики заводнения
залежей, добычи нефти и воды и конечной нефтеотдачи оказались
весьма простыми. Закон и плотность распределения значений
проницаемости в объеме залежи с конкретными числовыми параметрами —
математическим ожиданием, дисперсией и коэффициентом
вариации — в полной мере отображают не только качественную, но и
количественную характеристику неоднородности пластов.
Изучение неоднородности реальных пластов месторождений
платформенного типа показывает, что возможны различные распределения
проницаемости [6, 55, 86]. Причем функция распределения значений
проницаемости в залежи зависит от способа получения информации
о переменной величине. При определении проницаемости по керну
для большого числа залежей получено распределение Саттарова
[6,41], или радикало-нормальное [55]. По коэффициенту
продуктивности скважин или кривым восстановления давления распределение
соответствует III распределению Пирсона [36]. По геофизическим
исследованиям проницаемости распределение отвечает
распределению Максвелла [6].
Следует отметить, что ввиду полной бессистемности выборки
значений проницаемости при выносе керна из скважины, при отборе
образцов для анализа возможны искажения фактического закона
распределения. Не исключается также, что другая реализация
информации может показать иное распределение проницаемости или изменить
числовые параметры распределения. Вследствие многообразия и
непостоянства условий отложения осадков, образующих пласт, их
16

уплотнения и цементации, очевидно, возможны самые различные
распределения проницаемости. Приведем основные соотношения
в распределении, полученном Саттаровым [41], так как в
дальнейшем они будут использоваться для сопоставления и расчетов.
Плотность вероятности распределения проницаемости
к+а ,
Интегральная функция (закон) распределения проницаемости:
,(Ч_;/(ЦЛ_и1A/»^)_^г.-1Г^. A.2,
где к— проницаемость; а и к0— параметры распределения; егГ х =
X
2 С -I*
= \е сН—интеграл вероятности.
г л ^
о
Математическое ожидание (среднее значение) проницаемости:
оо
]" Ы/1 (Л)
М(*) = /ёср = ^ = Т^(^)- A-3)
| <^(&)
о
При а = 0, что обычно и принимается,
Л.Р = |йо- A-4)
Наиболее вероятное значение проницаемости
^нв = т^о- A-5)
Дисперсия, или отклонение проницаемости от средней величины,
Коэффициент вариации
а2 = — к2
V
т-УЬ <«>
Параметр распределения к0 определяется по диаграмме квантилей,
представляющей собой графическое изображение интегральной
функции распределения значений проницаемости на специальной
«вероятностной» бумаге с функциональной шкалой. Построение диаграммы
квантилей на основе фактических значений проницаемости с целью
17

определения параметров распределения к0 и а и соответствия этого
распределения какому-либо теоретическому описывается в F).
При известных параметрах распределения к0 и а легко определяются
числовые характеристики распределения — математическое
ожидание, дисперсия, наиболее вероятное значение проницаемости и др.
После этого неоднородность пласта по проницаемости получает
конкретное однозначное изображение, позволяющее довольно просто
проводить расчеты процесса заводнения [13, 6, 41 и др.].
Согласно этому методу учета неоднородности по проницаемости
расчетная схема (модель) пласта представляется в виде
упорядоченного набора («штабеля») различно проницаемых слоев или трубок
тока, однородных по простиранию. Характер изменения
проницаемости от слоя к слою и долевого объема слоев (трубок) в общем
объеме залежи выражается интегральной функцией распределения.
Величина АР (к){, соответствующая проницаемости к{, отражает
относительный объем пласта с этой проницаемостью в объеме залежи.
При этом предполагается, что все слои любой зафиксированной
проницаемости имеют одинаковую длину (при галерейном отборе
жидкости), т. е. принимаются равные градиенты давления по линиям
тока жидкости во всех слоях и трубках.
Это допущение в значительной степени условно. При
бессистемном распределении различно проницаемых разностей пласта в объеме
залежи, очевидно, невозможно образовать все слои (трубки тока),
однородные по простиранию и одинаковые по длине.
Возможны только две схемы движения жидкости в пласте со
случайным распределением проницаемости.
1. Все слои (трубки тока) одинаковы по длине и равны
геометрической длине зоны дренирования — расстоянию от контура питания
до линии стока (галереи). Это будет прямоточная фильтрация
жидкости, однако проницаемость по линиям тока не может быть постоянной.
На линиях тока будут «нанизаны» разности пласта с различной
проницаемостью. При этом трубки тока или слои окажутся
неоднородными по простиранию и будут обладать средней проницаемостью,
равной средней гармонической проницаемости из составляющих
значений. Неоднородность пласта при таком движении жидкости
значительно меньше неоднородности пласта, выражаемой функцией
распределения проницаемости по керну. Например, при
распределении проницаемости по Саттарову коэффициент вариации составляет
0,816, а при псевдослучайном распределении этих разностей пласта
на плоскости отклонение среднегармонических значений
проницаемости параллельных линий тока (слоев) около среднего значения
не превышало 20—25%, т.е. коэффициент вариации уменьшился
до 0,2—0,25. Следовательно, прямоточная фильтрация жидкости
обусловливала бы резкое снижение или совсем исключала бы
проявление фактической неоднородности пластов. Такой характер
фильтрации жидкости в бессистемно неоднородном пласте возможен лишь
при неустановившемся давлении в пласте, при изменении его на
контуре питания или в зоне отбора.

2. Фильтрация жидкости характеризуется избирательным
движением, что возможно лишь при установившемся режиме движения;
при этом длина трубок тока будет отличаться при переходе от
одной проницаемости к другой.
В реальных условиях изменение длин трубок тока в объеме залежи
зависит, по-видимому, от многих факторов: от плотности вероятности
распределения проницаемости, литолого-фациальной неоднородности
пластов, направления потоков и др. Этот вопрос требует специальных
исследований. Если же в порядке первого предположения принять
эту зависимость линейной только от плотности вероятности
проницаемости, то можно представить ее в следующем виде.
Приняв условие равенства объема всех трубок тока, можно
написать
АГ(к;)Ь( = №(квв)сЬк A.7)
или
/(^)Д&Л = /СОЛ^4- A-8)
Тогда одной из возможных зависимостей вероятной длины
трубок тока проницаемостью к( при избирательной фильтрации Ьы
может служить соотношение
Ь{к<) = ^сЬк, A.9)
где Ь (к() — расстояние от контура питания до зоны отбора жидкости
по трубке с к( проницаемостью; сЬк — длина трубок тока с наиболее
вероятной проницаемостью; коэффициент с, по-видимому, должен
отражать возможность искажения или отклонения от избирательного
характера фильтрации жидкости; / (к{) — плотность вероятности к1
проницаемости; / (/снв) — то же наиболее вероятной проницаемости.
В порядке вероятного предположения можно принять, что
длиной, равной расстоянию от контура до галереи, обладают лишь
трубки тока (слои) с наиболее вероятной проницаемостью (с = 1).
Тогда трубки тока (слои) с иной проницаемостью будут иметь длину,
превосходящую расстояние от контура питания до галереи при
меньшей мощности. Для пластов, распределение проницаемости
которых подчиняется распределению Саттарова из соотношений
A.1), A.5) и A.9), можно получить зависимость длины трубок тока
от проницаемости в виде
к+а
Ь(к)= е '/__ Ьк. A.10)
Следовательно, расчетную схему (модель) неоднородного по
проницаемости пласта пра, избирательном движении жидкости можно
представить комплексом различно проницаемых, однородных по
простиранию трубок тока, обладающих различной длиной и
мощностью при равном объеме. Распределение проницаемости трубок

тока описывается функцией A.2), а распределение их длин
соотношением A.10).
Прогноз показателей неоднородных пластов был бы возможен
на основе учета параметра у, но при одновременном обводнении
к
трубок тока с разным иараметром — расчет осложнится. Чтобы
исключить это, удобнее использовать распределение параметра
к
у = у, представляющего обратную величину фильтрационного
сопротивления трубок тока или времени прорыва воды по ним.
С учетом A.10) этот параметр можно выразить в виде
У-
к 2ке(к-\-а)
Ь2
кпе
т
A.11)
с».
0.1 0,2
0,7 0,8
0.3 0,4 0,5 0,6
Проницаемость, д
Рис. 1.4. Зависимость параметра у = Р (к) от проницаемости.
Как видно (рис. 1.4 и 1.5), неоднородность по фильтрационному
сопротивлению трубок тока значительно меньше, чем неоднородность
пласта по проницаемости. Поэтому показатели заводнения пласта,
полученные с учетом неоднородности распределением
фильтрационных сопротивлений трубок тока Р (у), будут благоприятнее, чем при
учете неоднородности лишь распределением проницаемости Р (к).
Вывод о том, что распределение фильтрационных сопротивлений
трубок тока при избирательной фильтрации жидкости в большей
мере соответствует реальным условиям движения жидкости, чем
распределение проницаемости, подтверждается также прямыми
данными по заводнению пластов на фронте внедрения воды. На пласт Б2
Зольненского месторождения было пробурено более 40 оценочных
скважин, по которым проводились многократные исследования.
Причем по многим скважинам В. И. Колгановым был
зафиксирован буквально фронт обводнения залежи [25]. Результаты
исследований заводнения пласта Б2, проведенных в различное время,
в скв. 100, 151, 144, 152, 146, следующие (рис. 1.6). По состоянию
на 10/УП пласт Б2 в скв. 100 был полностью нефтенасыщенным,
20

ГШ1Ю
0.8
0.6
0,ч
0.2
/""""""" ^ ^/
/ /^
о го ио 60 во то по то т т гоо
Параметр у ~г
О 0.6 1.2 Тв Т~Ч 3 3.6 4,2 ^8 $4 6
Проницаемость к.д
Рис. 1.5. Зависимость распределения случайного параметра
у = кЦ,г от проницаемости.
1 — интегральная функция распределения; 2 —
интегральная функция распределения проницаемости по М. М. Сат-
тарову.
-910
-980
-990
-1000
-1010 I-
100
151
18/ХП
пав
300
152
6/1
Ш 500
№
12/Ш
Ш7Л? ?* СЮ*
Рис. 1.6. Состояние заводнения пласта Б2 Зольненского
месторождения на фронте внедрения.
1 — песчаники нефтеносные; 2 — песчаники заводнения; з —
алевролиты; 4 — направление движения.

а уже 14/У1П, т. е. через 35 дней, средняя часть пласта мощностью
7,5 м, что составляет 50% общей мощности пласта, оказалась
заводненной. Аналогичные результаты получены по скв. 151, 152, 144
и 146. В этих скважинах также за 20—30 дней между двумя
исследованиями обводнилось по 5—6 м, или по 40—60% общей мощности
пласта. При этом одновременное обводнение происходит по слоям
с различной характеристикой ПС, т. е. с различной проницаемостью.
Отмеченные особенности обводнения пласта Б2 Зольненского
месторождения не являются исключением. Аналогичные результаты
получены по пласту Б2 Покровского, пласту I Мухановского, пласту
Д1 Ромашкинского и других месторождений.
Исходя из представлений неоднородности пласта, выражаемой
функцией распределения проницаемости, такой фактический
характер заводнения пласта объяснить трудно. Этой схеме неоднородного
пласта соответствовал бы прорыв воды по очень малой мощности
его с максимальной проницаемостью ввиду малой доли объема пласта
в общем объеме залежи с такой же проницаемостью.
Тогда как отмеченные фактические данные компактного
заводнения пластов на фронте внедрения воды вполне согласуются с
представлением избирательной фильтрации жидкости в неоднородном
пласте, обусловливающей увеличение пути движения жидкости по
слоям, составляющим малую долю объема залежи (т. е. по
высокопроницаемым слоям), и возможность одновременного прорыва воды
по слоям с различной проницаемостью.
Следовательно, неоднородность пластов, выражаемая
распределением проницаемости Р (к), является статической неоднородностью,
которая существует вне движения жидкости. Статическая
неоднородность пластов выше динамической, проявляющейся при
установившемся движении жидкости, выражаемой функцией распределения
фильтрационных сопротивлений макропотоков жидкости Р (у^) •
Ввиду неоднородности пластов по пористости т, нефтенасыщен-
ности я и коэффициенту вытеснения нефти водой р\ различные слои
при избирательной фильтрации жидкости отличаются не только по
проницаемости, но и по удельным запасам нефти и нефтеотдаче.
Поэтому для прогноза показателей заводнения залежей необходимо
учитывать неоднородность пластов их по комплексу параметров к,
т, 8 и р\.
Этот комплекс параметров может учитываться отношением про-
(к к \
= —о— = и ), кото-
рое влияет на скорость фильтрации и расход жидкости.
В статьях [31, 71, гл. III] получены зависимости для расчета
показателей заводнения пластов с учетом их комплексной
неоднородности. Однако определение фактических функций распределения
этого комплексного параметра в реальных условиях значительно
усложняется, так как насыщенность образцов на поверхности не
соответствует пластовой, а при искусственном насыщении искажается
22

1000
не только величина этого параметра, но и коэффициента вытеснения.
Кроме того, для определения проницаемости, пористости,
насыщенности и коэффициента вытеснения по одним и тем же образцам
требуется очень длительный период исследований.
Задачу учета комплексной неоднородности пластов можно
упростить, если для каждого месторождения будет установлена и
использована какая-либо зависимость между комплексным параметром
и проницаемостью. Как видно из рис. 1.7, отмечается не только очень
четкая зависимость этих
параметров для каждого А= 11
продуктивного пласта, ю™0
что подтверждает их вза- г
имную связь, но и
совершенно одинаковая,
совпадающая зависимость для
различных пластов и
разных месторождений.
Возможно, это
свидетельствует о физической
идентичности неоднородности
всех пластов по
комплексах
ному параметру Я =— .
Наличие такой четкой
зависимости между
комплексным параметром и
проницаемостью
существенно упрощает задачу
прогноза показателей
заводнения пластов
одновременным учетом их
неоднородности по проницаемости, пористости и нефтенасыщенности. Это
позволяет рассчитывать заводнение пластов с учетом неоднородности
только по проницаемости при избирательной фильтрации и средних
значений пористости и нефтенасыщенности для залежи, а
полученные значения текущей нефтеотдачи корректировать по величине
превышения пористости и нефтенасыщенности заводненных слоев
над средними значениями этих параметров по залежи.
100
10
10
100
1000
юоо.
Рис. 1.7. Зависимость параметра
сти к.
Я, от проняцаеыо-
ХАРАКТЕРИСТИКА МИКРОНЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТОВ
Количественная характеристика микроструктуры пористой среды
совершенно необходима для описания и расчетов микропроцессов
движения жидкости и особенно капиллярных явлений,
происходящих в неоднородных нефтеносных пластах при заводнении. Обзор
и детальный анализ многочисленных работ по исследованию
внутренней структуры пористой среды приводятся в [10, 29, 69, 71, 35].
В работах А. Е. Шейдеггера [69] и В. Н. Николаевского [10],
/В

а также в [79] показано, что представления о микроструктуре
пористой среды, как об упорядоченной системе правильной формы пор
и каналов не подтверждаются опытом. Наиболее полно
микронеоднородность пористой среды и картину микропотоков жидкости в пласте
отображает математическая модель, основанная на статистическом
методе распределения пор по размеру.
В. Н. Николаевским развита теория математической модели
микроструктуры пористой среды и обоснована характеристика
структуры порового пространства коллекторов при помощи кривой
распределения расстояний между стенками пор с конкретными
числовыми параметрами [10]. На основе измерений размеров пор по
шлифам установлено, что типичное распределение пор пласта Д1
Ромашкинского месторождения подчиняется логарифмически
нормальному закону и что для представительной реализации достаточно
500—1000 измерений пор.
Плотность функции распределения пор по размеру описывается
выражением [54, 15]
/(а) = -^Ц-е »" . A.12)
Интегральная функция (закон) распределения определяется
выражением
а
/?F)=//F)сгб = 1| + ег^ 1п^1аПе1, A.13)
где б — площадь сечения пор; а — среднее квадратическое
(стандартное) отклонение; 1п е—среднее значение 1пб. Причем е
является медианой в распределении 8. Среднее значение размера пор
выражается формулой
М (б) = / б/ (б) йб = е е~г~. A.14)
о
Стандартное или среднеквадратическое отклонение
а(б) = ееа2]Л-е-а2. A.15)
Дисперсия размера нор
Д(б) = аг = е2е212A-е-12). A.16)
Коэффициент вариации
1/(б)=Ке°2-1 . A.17)
Эти параметры характеризуют основные черты распределения —
рассеивание (разбросанность) значений размеров пор около среднего
значения случайной величины и положение в системе координат.
Однако характеристика микроструктуры пористой среды при помощи
24

функций распределения размеров пор Р (б) выражает лишь ее
статическую (отвлеченную) микронеоднородность, так же как
распределение проницаемости Р (к) — макронеоднородность пласта.
Динамическая же неоднородность внутренней структуры
пористой среды отличается от статической и зависит от характера
фильтрации жидкости.
В макрообъеме пористой среды, состоящей из огромного числа
сообщающихся пор различного размера, под действием внешнего
перепада давлений или капиллярных сил прямоточная фильтрация
жидкости в отдельных норовых каналах, очевидно, так же
невозможна, как и в макронеоднородном пласте. При прямоточной
фильтрации все норовые каналы движения жидкости были бы одинаковой
длины, равной длине макрообъема. По каждой линии тока жидкости
встретились бы все поры различного размера (сечения), а расход
ее по каждому поровому каналу определялся бы средним размером
(сечением) канала, равным среднегармоническому размеру
составляющих пор, т. е.
в««=т2-^ (М8)
где п — число пор по длине канала; 6^ — размер ;'-й поры.
При бесконечно большом числе пор, образующих поровые каналы,
и совершенно случайном их распределении при прямоточной
фильтрации все поровые каналы, очевидно, обладали бы одинаковыми
фильтрационными характеристиками, так как среднегармонические
значения прямолинейных норовых каналов будут равны. Тогда
микронеоднородный пласт при фильтрации выступал бы как
микрооднородная среда.
Однако прямоточная фильтрация исключает свободу в
перемещении различных точек жидкости в объеме пористой среды и
маловероятна с энергетической точки зрения. Принцип движения жидкости
по линиям наименьшего фильтрационного сопротивления (принцип
экономии расхода энергии) неизбежно будет обусловливать
избирательную фильтрацию жидкости в микронеоднородной пористой
среде. Точки жидкости, находящиеся в крупных порах, будут
стремиться двигаться к линии стока но наиболее крупным порам до тех
пор, пока фильтрационное сопротивление по этому пути будет
оставаться меньше сопротивления по более прямой линии между точками
и линией стока, т. е. жидкость будет стремиться двигаться по каналам
избирательно. Как только фильтрационное сопротивление по линиям
тока при избирательной фильтрации станет больше, чем по
кратчайшему пути, жидкость начнет перетекать из одних каналов в другие.
При избирательной фильтрации жидкости в пористой среде по
длине линий тока встречаются поры, равные или близкие по размеру
(сечению), т. е. общий поток жидкости состоит из множества
микропотоков разной мощности при переходе от потока к потоку, но
25

с одинаковым или почти одинаковым сечением микроканалов по
длине. Тогда длина микропотоков (линий тока) будет неизбежно
различной п зависимой от вероятности встречи пор равных размеров.
Естественно предположить, что длина микропотока или
микроканала, состоящего из пор определенного размера, является
функцией плотности вероятности этого размера пор.
Также если в порядке презумпции принять, что длиной /„,
равной геометрической длине макрообъема пористой среды от контура
питания до стока, обладают лишь каналы, состоящие из наиболее
вероятных размеров пор, то из условия равенства объема (запасов)
слоев можно определить длину любого слоя, состоящего из А^
трубок тока равного размера:
ВД^^-АА A.19)
или, выражая через плотность вероятности,
1< = с1«1Ш' <Г-20>
<1<
где М4 = -~ число поровых каналов размера 8( (сечения)
и длины /,. в слое с запасами (),. = зал; Мвв — то же для каналов
наиболее вероятного размера; 1Я — расстояние от контура
питания до стока жидкости; с — некоторый коэффициент (функция),
учитывающий сокращение длины каналов вследствие прерывистости
и перетока жидкости из одних в другие; / CВ]1) — вероятность
плотности каналов с размером бяв; / F\) — то же с размером б г
Однако в микронеоднородной пористой среде, состоящей из
бесконечного множества сообщающихся пор, вероятность образования
непрерывных каналов из пор, составляющих малую долю от их
общего числа в слое, значительно больше, чем вероятность
образования непрерывных слоев в макронеоднородном пласте из разностей,
занимающих малую долю объема залежи. Но даже в общем виде
выразить это повышение вероятности образования каналов из пор
с малой плотностью в распределении, по-видимому, очень сложно.
Учитывая, что плотность вероятности, соответствующая наиболее
вероятному размеру пор, при логарифмически нормальном
распределении определяется соотношением
/FНВ)=—|^Д, A.21)
длина микроканалов в пористой среде при избирательной
фильтрации с учетом A.20) будет определяться выражением
а*
1*: = Т ~1Ш «-ш о» 1*- A.22)
е 2з2
26

Следовательно, модель микронеоднородной пористой среды при
избирательной фильтрации жидкости можно представить в виде
комплекса (набора) сообщающихся микроканалов различной длины
и разных сечений (размеров), сохраняющих постоянство их по длине.
Распределение размеров микроканалов описывается распределением
размеров отдельных пор, а распределение длин микроканалов
получается путем преобразования по A.22) распределения размеров пор.
г«,г, , 50 100 150
тт ГИГ) а
'.О г 0,2
0,75 ^ 0,15
0,5 [ 0,1
200
450 <?
0,25
0,05
—1
/Г
(V) /
/ 2
И(б)
\г1С)
Ю
20 30 у= <?
Рис. 1.8. Динамическая микронеоднородность пористой среды.
На основе этих двух распределений легко получить
распределение функции V = у-, являющейся фактически функцией скорости
движения жидкости в микроканалах. График плотности
распределения размеров пор / (б) (рис. 1.8, а) получен в работе [10] путем
измерения пор по шлифу песчаника с пористостью 18,4%,
проницаемостью 1,0 3. Наиболее вероятное значение размеров пор равно
&вв = 25,8 мк, а математическое ожидание (среднее) М(8) =
= 50,7 мк. На этом же рисунке показана зависимость безразмерной
длины микроканалов от размера пор Р = -р . Зависимость плотности
27

распределения размеров пор от параметра V = -у- (рис. 1.8, б)
получается неоднозначной. На основе этой зависимости можно
определить интегральную функцию распределения скоростей
V.
2 1/FI + /(вЫД74
Р(У<) = ^ • A-23)
тах
о
Путем дифференцирования функции Р (V) получена функция
плотности распределения скоростей в микронеоднородном пласте при
избирательной фильтрации / (V) (рис. 1.8, б). При сопоставлении
изображений функций плотности распределения /C) и {(V)
(рис. 1.8, а ж б) становится очевидным, что динамическая
микронеоднородность пористой среды, т. е. неоднородность, проявляющаяся
при избирательном движении жидкости, существенно отличается от
статической микронеоднородности или неоднородности пористой
среды без учета движения жидкости. Ввиду разной длины
микроканалов возможны движение жидкости с одинаковой скоростью
в каналах, обладающих различными размерами, и одновременное
обводнение разных каналов.
Избирательный характер фильтрации жидкости в
микронеоднородной пористой среде согласуется с теоретическими
исследованиями [69, 10] и подтверждается промысловыми.
В работах [69, 10] вводится понятие и исследуется случайное
поле локальных скоростей движения жидкости в пористой среде,
которое означает различие скоростей движения частиц жидкости
по разным микролиниям тока в любом сечении пласта в один и тот
же момент времени, что приводит к размыву фронта внедрения
воды. Избирательный характер фильтрации жидкости в
микронеоднородной пористой среде соответствует и физически конвективной
диффузии — перемешиванию вытесняемой и вытесняющей жидкости
при движении их в пористой среде [39] и образованию на фронте
вытеснения так называемой стабилизированной зоны [10].
В работе [69] показано также, что в пористой среде движение
жидкости происходит со средней скоростью, соответствующей закону
Дарси, а отдельные частицы ее опережают поток или отстают от
него. Для характеристики замедления движения жидкости вводится
понятие коэффициента извилистости Г, который определяется как
отношение фактической длины линии тока к геометрической длине
макропотока. Однако способ определения этого коэффициента не
раскрыт и не увязан с характеристикой микронеоднородности
пористой среды. Очевидно, значения коэффициента извилистости для
разных микропотоков различны и могут определяться, как и длина
микропотоков при избирательной фильтрации, через плотности
вероятностей размеров пор из соотношения A.21).
23

Подтверждением избирательной фильтрации жидкости в
реальных условиях разработки нефтяных залежей может служить
явление раннего появления небольшого количества воды в
эксплуатационных скважинах задолго до прорыва основного фронта
обводнения. Это явление было отмечено на Кулешовском месторождении
путем анализа динамики изменения содержания солей в безводной
нефти, достигавшего 50—1000 мгл/л и более. К. Б. Ашировым
и Н. И. Даниловой были изучены причины появления солед в
безводной нефти и показано, что это обусловлено фильтрацией вместе
с нефтью пластовой воды и предшествует обводнению скважин.
При малом содержании воды она испаряется вследствие разгазиро-
вания нефти и только при содержании солей в нефти 2000—3000 мгл/л
отмечается наличие воды в нефти на поверхности. Как видно, это
вполне соответствует схеме избирательной фильтрации жидкости
в микронеоднородной пористой среде, при которой возможно сильное
опережающее внедрение воды по отдельным поровым каналам.
Однако не на всех месторождениях проводятся соответствующие
исследования, которые позволили бы это установить. Очень интересные
результаты получены Л. П. Долиной по пласту Д1 Бавлинского
месторождения. На основе геофизических исследований была
установлена динамика нефтенасыщенности незаводненной части залежи.
В начале разработки A948—1950 гг.) средняя нефтенасыщенность
залежи составляла 92—93%. К 1956 г. нефтенасыщенность
снизилась до 88%, а в 1960 г. средняя нефтенасыщенность незаводненной
части залежи составляла всего 84%. Аналогичные результаты
получены Л. Г. Югиным по пласту АЗ Кулешовского месторождения.
Первоначальная нефтенасыщенность пласта в скважинах
разрезающего нагнетательного ряда № 4 и 6 составляла 92%, а после
закачки воды в течение года в скв. 203, расположенную между ними,
нефтенасыщенность пласта в них снизилась до 86%.
Увеличение водонасыщенности незаводненных зон залежей на 6—
9% можно объяснить только опережающим проникновением воды
в нефтяную часть по отдельным поровым каналам вследствие
избирательной фильтрации. Из рассмотренных результатов исследований
нефтенасыщенности пласта на фронте внедрения воды,
подтверждающих избирательный характер фильтрации жидкости в
микронеоднородной пористой среде, следуют важные для теории и практики
выводы.
ВЫВОДЫ
Продуктивные нефтеносные пласты неоднородны по
проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту вытеснения
нефти водой (макронеоднородность), а также по размерам и
смачиваемости поверхности пор и поровых каналов (микронеоднородность).
Функции распределения проницаемости Р(к), полученные на
основе анализа керна или геофизических данных, отображают
статическую макронеоднородность пластов, вне движения жидкости
29

в них, поэтому не могут служить объективной основой при
определении перспектив заводнения залежей.
Для правильного прогноза показателей заводнения пластов
необходимо использовать динамическую, комплексную
неоднородность пластов, которая выражается функцией распределения
фильтрационных сопротивлений трубок тока или слоев Р ( ——) с учетом
их пористости и нефтенасыщенности при избирательной фильтрации
жидкости в пластах.
Чтобы иметь возможность установить неоднородность пласта
по фильтрационным сопротивлениям трубок тока, необходимы
измерения проницаемости, пористости и нефтенасыщенности по одним
и тем же образцам керна.
Количественная оценка микропроцессов заводнения
продуктивных нефтеносных пластов возможна при наличии характеристики
неоднородности внутренней структуры пористой среды. Функции
распределения размеров пор Р (б) отображают статическую
микронеоднородность пористой среды. В расчеты необходимо вводить
динамическую микронеоднородность пористой среды, которая выражается
функцией распределения Р (-у).
Относительную длину трубок тока или слоев макронеоднород-
ного пласта и относительную длину поровых каналов
микронеоднородной пористой среды можно определять, по-видимому, при помощи
соответствующих плотностей вероятности проницаемости и
размеров пор.
В настоящее время неоднородность реальных продуктивных
пластов характеризуется только по проницаемости и иногда по
пористости. Для полного же изучения процесса заводнения
нефтеносных пластов совершенно необходимо иметь количественную
характеристику неоднородности внутренней структуры реальной пористой
среды. Поэтому желательно массовое исследование
микронеоднородности продуктивных пластов с тем, чтобы по крайней мере для
основных крупных нефтяных месторождений получить представительные
распределения размеров пор (поровых каналов) и изучить характер
смачиваемости пластов, фазовые характеристики и пр.
Литература
1. А б а с о в М. Т., Джалилов К. П. К исследованию движения жидкости
к несовершенной скважине в неоднородном пласте. ДАН Азерб. ССР, № 7, 1957.
2. А б а с о в м. Т., Д ж а л и л о в К. П. Приток жидкости к скважине в
неоднородном пласте. ДАН АзССР, т. 14, № 12, 1958.
3. Авдусин П. П., Цветкова М. А. О структуре поровых пространств
песчаных коллекторов. Нефт. хоа., Л5 6, 1938.
4. А ш и р о и К. Б. Тренпшоватость коллекторов месторождений Куйбышевского
Поволжья. Труды Гипровостокнефти, вып. 3, Гостоптехиздат, 1961.
5. Б а б а л я и Г. А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Азиефтеиздат. 1956.
6. Б а и ш е в Б. Т. Функции распределения проницаемости и учет неоднородности
пласта при проектировании разработки нефтяных месторождений. Труды ВНИИ, вып. 28.
Гостоптехиздат, 1960.
7. Б а и ш е в Б. Т., Г л е б о в а Т. А., Праведников Н. К. Сопоставление
фактического и расчетного обводнения залежей с высоковязкой нефтью. ТС по добыче
нефти, вып. 11. Гостоптехиздат, 1961.
8. Б а и ш е в Б. Т., Г л е б о в а Т. А. Результаты сопоставления фактического
и расчетного обводнения залежей с нефтью низкой вязкости. НТС по добыче нефти, вып. 11.
Гостоптехиздат, 1961.
30

9. Байбаков II. К. Химия и нефтяная промышленность. НТС по добыче
нефти, N 1. Гостоптехиздат, 1964.
10. В а н А. и др. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости.
Гостоптехиздат, 1962.
11. Б е р е з и н В. М. Нефтеотдача образцов песчаника девоиа и карбона Башкирии
при вытеснении нефти водой. Труды ВНИИ, вып. 24. Гостоптехиздат, 1959.
12. Богомолова Л. Ф., Орлова Н. А. Количественная характеристика
структуры порового пространства. ПМТФ, ЛИ 4, 1961.
13. Борисов ю. П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки
нефтяной залежи. Труды ВНИИ, вып. 21. Гостоптехиздат, 1959.
14. В а хитов Г. Г. Эффективные способы решения гидродинамических задач
методом конечных разностей. Гостоптехиздат, 1963.
15. Вентцель Б. С. Теория вероятностей. Физматгиз, 1962.
16. Воинов В. В. и др. Изучение неоднородности продуктивных пластов для
проектирования систем разработки. Опыт разработки нефтяных и гааовых месторождений.
Гостоптехиздат, 1963.
17 Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1963.
18. Глумов И. Ф. Зависимость нефтенасыщенности и нефтеотдачи пород
горизонта Д1 Ромашкинского месторождения от проницаемости и пористости. Труды ТатНИИ,
вып. 3, Бугульма, 1961.
19. Г у с е й н - 3 а д е М. А. Вопросы макронеоднородности пласта. Дебиты скважин
в неоднородных пластах. Влияние неоднородности пласта на взаимодействие скважин.
Некоторые вопросы продвижения контура нефтеносности в неоднородном пласте. Труды
МИНХ и ГЫ, вып. 33. Гостоптехиздат, 1961.
20. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований
разрезов скважин. Гостоптехиздат, 1962.
21. Демидович Б. П., Марон И. А. Основы вычислительной математики.
Изд-во «Наука», 1966.
22. Каменский Г. II., Корчебоков Н. А., Разин К. Н. Движение
подземных вод в неоднородных пластах. ОНТИ, 1935.
23. Капишников А. Л., Колганов В. И. Анализ и перспективы
разработки залежи нефти пласта Б2 месторождения Зольный Овраг. Труды Гипровостокнефти,
вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
24. К о л г а н о в В. И., Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение
нефтяных пластов и скважин. Изд-во «Недра», 1964.
25. Колганов В. И. Особенности обводнения и нефтеотдачи пласта Б2 Зольнен-
ского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
26. Котяхов Ф. И., Серебрянников С. А. Оценка распределения трещин
в коллекторах нефти и газа при помощи глубинного фотографирования. Геология нефти
и газа, Л! 11, 1964.
27. Котяхов Ф. И. Результаты анализа методов определения среднего радиуса
пор пород нефтяных залежей. Нов. нефт. и газ. техн., сер. НПД, № 2, 1962.
28. Котяхов Ф.И. О неравномерности движения контура нефтеносности при
эксплуатации нефтяных пластов. Нефт. хоз., ЛЗ 6, 1950.
29. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.
30. К р и с т е а Н. Подземная гидравлика, т. 2. Гостоптехиздат, 1962.
31. Крылов А.П. и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений.
Гостоптехиздат, 1948.
32. Крылов А. П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.
Гостоптехиздат, 1962.
33. К у р а н о в И. Ф. Вытеснение нефти водой в слоистом пласте. Труды ВНИИ,
вып. 28. Гостоптехиздат, 1960.
34. К у с а к о в М. М., Мекеницкая Л. И. Исследование состояния связанной
воды на моделях гааовых и нефтяных коллекторов. Труды МИНХ и ГП, вып. 25.
Гостоптехиздат, 1959.
35. Л е и б е и а о и Л. С. Собрание трудов, т. 2. Изд-во АН СССР, 1953.
36. Лысенко В. Д. К вопросу неоднородности пласта по проницаемости.
Татарская нефть, Л! 1, 1962.
37. М а с к е т М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Перевод с англ.
Гостоптехиздат, 1949.
38. Муравьев И. М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений. Гостоптехиздат, 1958.
39. Муравьев И. М., Крылов А. П. Эксплуатация нефтяных месторождений.
Гостоптехиздат,1949.
39а. Николаевский В. Н. Конвективная диффузия в пористых средах. ПММ,
т. 23, вып. 6, 1959.
40. Оруджев С. А. Задачи в области улучшения разработки и увеличения
нефтеотдачи пластов по нефтяным месторождениям СССР. Материалы Всесоюзного совещания,
Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
41. П е р м я к о в И. Г., Саттаров М. М., Г е н к и н И. Б. Методика анализа
разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1962.
42. Пнлатовский В. П. Фильтрация жидкости в несовершенном пласте. Изв.
АН СССР, ОТН, Л8 4, 1954.
43. Пнлатовский В. П. К вопросу о взаимодействии скважин, дренирующих
горизонтальный пласт при наличии в нем пластовых включений. НТС по добыче нефти,
вып. 6. Гостоптехиздат, 1959.
44. Пнлатовский В. П. Влияние нризабойной макронеоднородностн пласта
на дебит (нефтяной) скважины. ДАН СССР, т. 93, Л! 3, 1953.
45. П и р в е р д я и А. М. Нефтяная подземная гидравлика. Азнефтеиздат, 1956.

46. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. Перевод с англ. Гостоптехиздат,1961.
47. П и с к у г о в М. С. К вопросу о фильтрации жидкости в неоднородном по
мощности и проницаемости пласте. Труды ВНИИ вып. 8. Гостоптехиздат, 1956.
48. По л у бар и нова-К оч и на П. Я. О фильтрации в многослойной среде.
Инж. сб., вып. 2, 1940.
49. Полубаринова-Кочина П. Я. О простейших случаях фильтрации
в двухслойной среде. ДАН СССР, т. 36, Л« 8, 1940.
50. Полубаринова-Кочина П. Я. Простейшие случаи движения грунтовой
воды в двух слоях с различными коэффициентами фильтрации. Изв. АН СССР,
ОТН, № 6, 1939.
51. Полубаринова-Кочина П. Я. О притоке жидкости к скважине в
неоднородной среде. ДАН СССР, т. 24, № 2, 1942.
52. Пыхачев Г. Б. О дебите скважины в неоднороднопроницаемом пласте. Труды
ГНИ и ГрозНИИ, вып. 1. Грозный, 1944.
53. Рябинина 3. К.О некоторых функциях распределения параметров,
рекомендуемых для применения при изучении неоднородности продуктивных пластов. Труды ВНИИ,
вып. 37. Гостоптехиздат, 1962.
54. Рябинина В. К., Праведников Н. К. Методика гидродинамических
расчетов определения добычи нефти и воды с учетом неоднородности пласта по
проницаемости. Труды ВНИИ, вып. 37, Гостоптехиздат, 1962.
55. Рябинина 3. К.О некоторых функциях распределения параметров,
рекомендуемых для применения, при изучении неоднородности продуктивных пластов. Труды ВНИИ,
вып. 37. Гостоптехиздат, 1962.
56. Саттаров М. М. Функция распределения коэффициента проницаемости. Фонды
УфНИИ, 1957.
57. Семин Е. И. Изучение связи между пористостью и проницаемостью
горизонта Д1 Ромашкинского и Туймазинского нефтяных месторождений. Труды ВНИИ, вып. 30.
Гостоптехиздат, 1960.
58. Султанов С. А., Вахитов Г. Г. Опыт разработки Бавлинского нефтяного
месторождения. Тат. книжн. изд-во. Казань, 1961.
59. Сургуч ев м. Л. К вопросу определения начальной водонефтенасыщенности
по данным анализа керна. Труды Гнпровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
60. Сургучев М.Л. Об условиях регулирования продвижения контурных вод
при зональной неоднородности пласта. Труды Гнпровостокнефти, вып. 3.
Гостоптехиздат, 1961.
61. С у р г у ч е в М. Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений
платформенного типа. Гостоптехиздат, 1960.
62. Требин Ф. А. Проницаемость песчаных коллекторов. Гостоптехиздат, 1946.
63. Фролова Е. К. Структуры карбонатных пород нижне-пермских отложений
Куйбышевского Поволжья. Труды Гнпровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
64. Ч арный И. А. Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат, 1963.
65. Ч а р н ы н И. А. Приток к скважинам в пластах с неоднородной проницаемостью.
Инж. сб., т. 18, 1954.
66. Ч и л а п А. Я. Задача нахождения поля давления в некоторых кусочно-однородных
пластах. Уч. зап. КГУ, т. 118, кн. 2, 1958.
67. Чугунов В. Д. К определению давления в неоднородных пластах. Изв.
КФАН СССР, сер. физ.-мат. и техн. наук, № 13, 1959.
68. Швидлер М. И. Фильтрационные течения в неоднородных средах.
Гостоптехиздат, 1963.
69. Шейдеггер А. Е. Физика течений жидкостей через пористые среды. Перевод
с англ. Гостоптехиздат, 1960.
70. Щелкачев В.Н. Анализ современного состояния нефтеотдачи и разработки
нефтяных месторождений США. ГОСИНТИ, 1961.
71. Щелкачев В. Е., Л а п у к Б. Б. Подземная гидравлика. Гостоптехиздат, 1949.
72. Щелкачев В.Н. Влияние проницаемости призабойной области и диаметра
скважины на ее дебит. Нефт. хоз., № 10, 1945; № 2, 1946.
73. А р п с Д. Оценка первичных запасов нефти и газа. Справочник по добыче нефти.
Перевод с англ. т. 2, 1962.
74. Б у к 8 1 г а Н., Р а г 8 > п 8 К. Тне РгесНсИоп о! ОН Несоуегу Ьу \Уа*егПоой.
8ес. Нес. о! ОН ш ЬЬе ИЗ 2-п^. Ей. АР1, 1950.
75. Ни1сп1П80П С. А., Т> о й & е С. ., Р о 1 а 8 е к Т. Ь. 1пйеп1Шсаиоп С1а8-
81саМоп апй РгеаМшп о( Невегушг ГЧопшШогтШез. АНес*Шё РгойисИоп ОрегаЦопз. 3.
Ре1г. Теспп, 13, N0 3, 1961.
76. Н > р м а н Д Ж. К л а р к. Возможности предпринимателей в применении
вторичных методов добычи нефти. Перевод с англ. Инженер-нефтяник, Л» 6, 1963.
77. М и 5 к а I М. ТЬе ЕМес* о( РегтеаМШу 8*га«Г1са11оп 1П СотрЫе \Уа*ег (ичуе
8ув*ете. А1МЕ. Тгапв. 1950.
78. Нельсон Г, У. Что происходит в нефтяной промышленности.
Инженер-нефтяник, № 5, 1964.
79. Ригсе11 Л^. Н. СарШагу Рге8зиге8-ТЬе1г Меазигетеп* Штё Мегсигу апа 1пе
Са1си1а*1оп ог РегтеаМШу Тпегеп'от. Тгапв А1МЕ, 1949.
80. 8 И 1 е 8 ЛУ. Е. Чяе о( РегтеаМШу Ш^оЬиНо 1 II \\7а*ег Р1оой СашЫтп.
3. Ре*го1 ТесЬшйоёу, V. I, N0 1, 1949.
81. 8 * а п 1 СБ. Тпе ЕМес* о( РегтеаМШу РгоШе он Р1е1о Р1оой Айуапсе. Ргойисегв
Моп*Ыу, V. 21, N0 3, .Тапиагу, 1957.
82. 8 * а Ь 1 СО. Тпе ЕМес* о! РегтеаМШу Уаг1а1шп он Поой Несоуегу. Ргойисегя
Моп1Ыу, V. 24, N0 1, 6, 1959.
83. XV а г г е п 1. е., С о в с г о V е 3.3. РгейюНоп о( \Уа1егПоои ВеЬау1ог 1П а 31га-
ИПей ЗЫеп]. Зое. о! Ре1г. Епё. 3., *. 4, N0 2. Липе 1962.

ГЛАВА II
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ВВЕДЕНИЕ
Эффективный контроль за процессом извлечения нефти из
пластов — основа рациональной разработки месторождения. Поэтому,
естественно, исследования методов и средств контроля за процессом
извлечения нефти имеют большое практическое значение 4 Работы
в этой области проводятся с начала развития нефтедобывающей
промышленности, однако возможности для эффективного контроля за
разработкой нефтяных залежей появились лишь в последние
десятилетия.
Первым эффективным методом контроля за процессом извлечения
нефти стал обычный электрический каротаж (электрометрия)
продуктивных пластов, который позволяет выделять в разрезе терригенного
пласта нефтенасыщенные и водонасыщенные интервалы. Начало
развития и внедрения этого метода исследования пластов относится
к 1926 г. [12]. С 1929 г. этот метод стал широко применяться на
грозненских и бакинских месторождениях. В последующие годы широкое
развитие получили методы и различные модификации электрометрии
и радиометрии *.
В настоящее время для контроля за процессом заводнения пластов
широко используются следующие электрические методы и методы
ядерной геофизики: БЭЗ — боковое электрическое зондирование
и микрозондирование, ГК и НГК — гамма и нейтронный
гамма-каротаж и метод НА — метод наведенной активности по хлору, натрию
и ванадию. В последнее время начинает внедряться метод ИННК —
импульсного нейтрон-нейтронного каротажа [12, 2]. По всем этим
методам в различной степени и в различных условиях можно
определять положение водо-нефтяного контакта и степень насыщенности
пласта уплеводородной жидкостью. Но для контроля за динамикой
процесса заводнения пластов применение их ограничено, так как
в обводненных зонах залежей не всегда имеется достаточное число
подходящих для исследований скважин. Бурение же специальных
контрольных или наблюдательных скважин в заводненной зоне
лимитируется экономическими соображениями. Кроме того, все эти
методы обладают ограниченной «глубинностью», так как способны
1 Обзор исследований и история развития методов промысловой геофизики
обстоятельно излгжени в работе [12].
3 м. Л. Сургу ев. 33

характеризовать состояние насыщенности пластов лишь на глубину
до 30—40 см от стенки скважины и только у метода ИННК глубина
проникновения достигает 1 м [2]. Метод ИННК обладает
преимуществами перед всеми другими при исследованиях карбонатных
коллекторов и в скважинах, обсаженных колонной. Поэтому контроль
за процессом заводнения пластов при помощи прямых геофизических
методов обычно недостаточен по объему и носит инспекционный
характер, так как применяется для проверки особенностей
заводнения в отдельных наиболее интересных зонах [59, 20, 13]. Лишь
иногда создаются благоприятные условия для контроля заводнения
пласта геофизическими методами, как, например, это было по
пласту Б2 Зольненского месторождения [29]. Вместе с тем именно
прямыми геофизическими методами установлена весьма важная
особенность в заводнении пластов — послойное внедрение воды в пределы
залежи [29, 54, 53, 20, 27]. Причем послойный характер обводнения
отмечается везде, где проводятся такие геофизические исследования.
Так, установлено послойное заводнение пластов на Покровском,
Туймазинском, Ромашкинском, Мухановском и других
месторождениях [54, 13, 20 и др.].
Ограниченные возможности непосредственного контроля за
динамикой заводнения пластов прямыми методами вызвали необходимость
исследования особенностей дренирования пластов в
эксплуатационных скважинах. С этой целью были разработаны дебитомеры и
расходомеры глубинные и дистанционные различных конструкций [55,
9, 35, 6]. В настоящее время исследования скважин при помощи деби-
томеров и расходомеров получили столь широкое применение для
изучения профиля притока жидкости и приемистости воды по
разрезу пластов, что стали одним из основных видов промысловых
исследований по контролю за процессом добычи нефти. Результаты
оригинальных исследований при помощи дебитомеров и
расходомеров изложены в работах [35, 11].
При помощи этих исследований устанавливается весьма
неравномерное дренирование различных интервалов пласта и разных
пластов при совместной эксплуатации. Изменение режима работы
эксплуатационной или нагнетательной скважины отражается на
профиле притока жидкости или приемистости воды как самой скважины,
так и соседних взаимодействующих. Интересные данные о
зависимости гидродроводности пластов от величины создаваемой депрессии
приводятся в работах [22, 31, 35]. С увеличением депрессии или
градиентов давления гидропроводность пластов (мощность
дренирования) повышается.
Эти необычные, на первый взгляд противоречащие закону Дарси
результаты свидетельствуют, очевидно, о различном характере
фильтрации жидкости в пластах и проявлении капиллярных сил
при разных депрессиях. При малых депрессиях и избирательной
фильтрации жидкости в пласте по слабопроницаемагм трубкам тока,
обладающим очень большой длиной и обойденном водой, когда
капиллярные силы блокируют их, жидкость практически может
34

не двигаться. С увеличением депрессии возникают условия для
частичной прямоточной фильтрации; дренированием охватываются
и блокированные менее проницаемые разности пласта, в результате
чего гидропроводность возрастает.
Глубинные дебитомеры и расходомеры, применяемые в настоящее
время, однако, не могут служить эффективным средством контроля
за текущим состоянием и тем более за динамикой обводнения пластов.
Они фиксируют текущий расход жидкости в каждом интервале
пласта, но не дифференцируют жидкость по свойствам. Для контроля же
необходимо знать местоположение или хотя бы мощности интервалов
пласта, по которым поступают вода и нефть.
Теоретически возможность создания глубинных приборов
(влагомеров), позволяющих определять интервалы притока воды,
обоснована [35 и др.]. Причем влагомер может быть совмещен с деби-
томером. Конструкции этих весьма необходимых Гдля практики
«комбайнов» пока еще находятся в стадии разработки и испытаний.
Весьма распространенным способом контроля процесса
разработки месторождений является оценка текущей нефтеотдачи пласта
по промысловым данным как для залежи в целом, так и для
заводненной части. Это совершенно необходимые показатели разработки
залежей. Именно к ним проявляется наибольший интерес, когда
надо получить представление о текущем состоянии и перспективах
разработки месторождения. Поэтому на каждом месторождении
неоднократно проводится оценка текущей нефтеотдачи пластов.
Исследованию нефтеотдачи по промысловым данным в процессе разработки
различных месторождений Куйбышевской области, Татарии,
Башкирии, Баку и Грозного посвящены работы [29, 21, 3, 45, 17, 18, 16,
7, 15, 43, 52, 8, 37, 1, 36, 33, 59, 60, 61 и многие другие]. Во всех этих
работах нефтеотдача оценивалась объемным методом. Различными
способами определялся текущий заводненный объем залежи. По
накопленной добыче нефти на дату исследования и первоначальным
запасам нефти в (найденном) заводненном объеме устанавливается
текущая нефтеотдача заводненной зоны залежи. По своему
физическому смыслу эта нефтеотдача представляет коэффициент
вытеснения нефти водой, т. е. степень полноты извлечения нефти из
заводненного объема. По разным месторождениям получены резко
отличающиеся значения коэффициента нефтеотдачи (вытеснения) — от
0,37-0,43 до 0,70-0,77 [3, 61, 56, 17, 18, 37, 8, 51, 45].
Конечная нефтеотдача залежей в целом на месторождениях,
находящихся в поздней стадии разработки, изучалась в основном
балансовым методом в работах [33, 36, 1, 34, 6, 21, 41, 62, 43 и др.].
Значения этого показателя для разных месторождений также
отличаются — от 0,47 [21, 41, 62] до 0,9—0,95 [36, 34].
Обзор и анализ исследований показателей нефтеотдачи пластов
по промысловым данным приводятся в работах [26, 25, 28, 27].
Очевидно, что величина коэффициента нефтеотдачи только заводнен- (
ных зон (коэффициента вытеснения) 0,37—0,43 сильно занижена. >
Ошибка эта получается повсеместно вследствие завышения объема I

этих зон при линейной интерполяции обводненных мощностей пласта
между скважинами, в которых проведено исследование. Фактически
заводненная мощность пласта между скважинами изменяется
нелинейно.
В работах [45] на примере пласта Д1 Бавлинского
месторождения показано, что занижение нефтеотдачи заводненной зоны при
оценке объемным методом происходит именно по этой причине. Для
заводненной зоны залежи объемным методом был получен
коэффициент нефтеотдачи, равный 0,42. Тогда как по данным исследования
керна из специальных оценочных скважин и бокового электрического
зондирования коэффициент нефтеотдачи заводненных интервалов
пласта достигает 0,7—0,85 [45]. Величина коэффициента конечной
нефтеотдачи 0,9—0,95, по-видимому, завышена вследствие
занижения начальных запасов нефти, так как коэффициент вытеснения даже
в промытой зоне обычно не превышает 0,75—0,85 [25, 45].
Таким образом, практикуемые методы контроля за процессом
извлечения нефти содержат в себе вероятность допущения больших
погрешностей при оценке текущей и конечной нефтеотдачи залежей.
Вместе с тем они не удовлетворяют всем требованиям практики ввиду
ограниченной возможности их. По объемному методу определения
нефтеотдачи заводненных зон и балансовому методу определения
конечной нефтеотдачи залежей лишь фиксируется достигнутое
состояние разработки, но нельзя сделать никаких прогнозов о динамике
этих показателей.
Для оценки конечной нефтеотдачи залежей на основе
предшествующей стадии заводнения их иногда используются так называемые
характеристики вытеснения, представляющие собой зависимость
нефтеотдачи от логарифма накопленного относительного объема
отобранной из пласта жидкости Рн = Ф A§ Уж ) или зависимость
накопленной добычи нефти от логарифма нарастающего отбора
воды из залежи 2(?н= /A§2(?е)-
Характеристики вытеснения для анализа процесса заводнения
впервые были применены и рекомендованы Д. А. Эфросом [60].
Позднее эти характеристики и их модификации применялись _<о
многих исследованиях [41, 32, 10, 27, 48, 43, 61]. Возможность
использования указанных зависимостей для оценки конечной нефтеотдачи
основывается на том, что в водную стадию разработки залежей они
имеют линейный характер. Это, однако, не получило еще
физического объяснения. Теоретически подобные зависимости должны
отклоняться от прямых линий и стремиться к своим асимптотам —
предельным, некоторым конечным значениям нефтеотдачи и
накопленной добыче нефти для каждой залежи. По фактическим же данным
многих месторождений, находящихся даже на поздней стадии
разработки, указанные зависимости остаются еще практгчески
прямолинейными. Поэтому конечную нефтеотдачу залежей на ранней
стадии заводнения устанавливают путем экстраполяции зависимостей за
предшествующий водный период на последующий этап эксплуатации.

Метод анализа и прогноза процесса заводнения залежей по
характеристикам вытеснения, как видно, простой для использования, но
недостатки, присущие ему, сильно снижают надежность определения
конечных показателей. Зависимости |5 = ф A§ Уя) и 2(?н = / Aё 2(?в)
очень чувствительны к изменениям условий эксплуатации скважин
и вообще процесса разработки. Изменение режима эксплуатации
обводненных скважин, ухудшение или улучшение процесса
вытеснения нефти водой нарушают прямолинейный характер этих
зависимостей. Кроме этого недостатка, метод характеристик вытеснения
отражает показатели заводнения лишь в интегрированном виде
для залежей в целом. Возможности же анализа состояния и прогноза
заводнения дифференцированно для различных зон залежи
ограничены. Он не позволяет установить распределение текущих запасов
нефти по площади и объему заводненных залежей, что совершенно
необходимо для регулирования процесса.
Контролировать состояние заводнения залежи на разных
участках в определенной мере можно по динамике или характеристикам
обводнения продукции отдельных скважин. Но зависимость
содержания воды в продукции скважин от степени истощения запасов нефти
в их зонах дренирования неоднозначная. На обводнение продукции
скважин, кроме большого числа естественных факторов, влияет много
внешних, таких, как воздействие на призабойную зону пласта водой
и водными растворами при различных подземных операциях, режим
работы соседних скважин, прорыв посторонней воды и др. Поэтому
нет надежных методов оценки степени заводнения различных зон
залежей по обводненности отдельных скважин. На основе этой
информации при тщательном наблюдении за динамикой обводнения
скважин могут быть сделаны лишь выводы о состоянии заводнения
отдельных зон залежей.
Приведенный обзор существующих и применяемых методов
контроля за процессом разработки нефтяных залежей показывает сколь
велика для нефтепромысловой практики необходимость в методах
оценки текущих и прогноза конечных показателей заводнения
продуктивных пластов, позволяющих изучать их в динамике и
дифференцировать по зонам залежи.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИНАМИКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЗАВОДНЕНИЯ
ЗАЛЕЖЕЙ ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ
(МЕТОД ИЗОХРОН ОБВОДНЕНИЯ)
Процесс заводнения нефтеносных пластов характеризуется
коэффициентом вытеснения, отражающим полноту извлечения нефти из
обводненного объема залежи, и коэффициентом охвата пласта
заводнением, показывающим ' степень обводнения залежи по объему.
Величина коэффициента вытеснения обусловливается
неоднородностью микроструктуры пористой среды и
поверхностно-капиллярной характеристикой системы нефть — вода — порода. В
соответствии с теорией двухфазного движения жидкостей в пластах этот
37

показатель должен изменяться от минимального значения на фронте
вытеснения до максимального на внешнем контуре заводнения.
Но средняя насыщенность вытесняемой фазой в заводненном объеме
пласта не зависит от расстояния фронта внедрения воды в залежь
[40]. Это условие справедливо только до момента прорыва воды
к линии стока, после чего нефтенасыщенность в заводненном объеме
должна уменьшаться. Но так как заводненная зона обычно
дренируется многорядной системой скважин (обводненными и безводными),
объем зон со снижающейся нефтенасыщенностью значительно меньше
всего объема заводненной зоны. Поэтому в исследованиях
нефтеотдачи залежей с небольшой погрешностью можно считать средний
коэффициент вытеснения для всего заводненного объема постоянным.
Динамика нефтеотдачи залежи в процессе разработки
обусловливается главным образом изменением коэффициента охвата
заводнением, который может изменяться от нуля до единицы.
Коэффициент охвата залежей заводнением — сложнейшая
функция неоднородности пласта Р (к), соотношения вязкостей нефти
и воды ц0, условий питания залежи и параметров сетки скважин 2а,
относительного объема прокачанной через залежь воды V и других
факторов:
ро = Ф[>(А), ц0,-^, V, ...]. A1.1)
Раскрыть эту зависимость для реальных условий различных
залежей очень сложно. Однако для осуществления непрерывного
контроля за процессом заводнения залежей в промысловых
условиях необходим метод, основанный на использовании фактической
информации, одновременно отражающей все реальные факторы и
поступающей в процессе эксплуатации — обводнения
эксплуатационных скважин, отбора нефти и жидкости из залежи и др. [50].
Исходя из физического определения, коэффициент охвата
заводнением Р0^ какой-либо /-й обводненной зоны залежи в общем виде
выражается соотношением
т
о
где V ^ и У0^ — общий и заводненный объем /-й зоны залежи; ^в^ —
добыча нефти из у'-й зоны залежи; т — средняя пористость пласта
в /-й зоне залежи; 1 — $ов — средняя нефтенасыщенность пласта;
Рв — коэффициент вытеснения; Т — продолжительность периода
эксплуатации зоны залежи до исследования; I — время.
По соотношению (П.2) можно было бы исследовать динамику
изменения коэффициента охвата отдельных зон залежи, если бы
мы смогли дифференцировать добычу нефти по ним. Но это
невозможно, так как скважины, расположенные в любой зоне залежи,
38

питаются от общего контура и отбор нефти из них обусловливает
внедрение воды в залежь через внешнюю часть. Поэтому, используя
соотношение (II.2), можно изучать динамику заводнения лишь
всей обводненной зоны залежи — от начального контура
нефтеносности до текущего фронта внедрения воды. Тогда (II.2) можно
представить в виде
т
о
где ^шз — добыча нефти из всей залежи.
Остальные параметры в (П.З) аналогичны обозначениям в A1.2)
только применительно для всей обводненной по простиранию зоны
залежи. Коэффициент охвата заводнением какой-либо зоны залежи Ро1
можно выразить через коэффициент охвата заводнением всей
обводненной зоны Р08 и коэффициент охвата обводнением пласта по
мощности Р0 следующим образом, исходя из условия материального
баланса,
Роу у
РоЛ—^ Ро^--рЧЬг- МР
г к *) г 8 у т V
A1.4)
где V, — объем всей обводненной зоны залежи, т. е. зоны, по
которой прошел фронт обводнения; V ¦ — объем интервала залежи с
номером ;; Ук — объем зоны залежи, включающей интервалы 1 — / — 1;
Ут — объем зоны залежи, включающей интервалы 1 — ] -)- 1,
1,2, 3, . . ., /, / + 1, — . . .; п — номера зон залежи.
Для оценки показателей процесса заводнения пластов и
нефтеотдачи больших зон залежей в промысловых условиях приведенные
соотношения можно упростить. Коэффициент охвата заводнением
всей обводненной зоны может быть выражен в виде
2 Ро^<
Ро* = —Т = р.У^»A-«в.) (П'5)
1
или после подстановки в A1.5) вместо коэффициента вытеснения
Р.-1 /" *он (И.6)
в виде
6 = Уяз . (и 7)
^ И,|«A-»в,-*ои) У '
в коэффициент охвата заводнением 7*-й зоны залежи
Ро, = тЛ(р(>Л-2 РоЛ-2 Ро<0. (И-8)
39

где (?нз — суммарная (накопленная) добыча нефти из залежи в
пластовых условиях на дату исследования; 80Н — остаточная нефте-
насыщенность заводненного объема пласта.
Чтобы в процессе заводнения залежи можно было
рассматривать коэффициенты охвата р0у и р08 в динамике, необходимо
выразить их в зависимости от некоторой переменной, являющейся
функцией времени. В качестве такой независимой переменной можно
использовать приведенный коэффициент охвата обводнением по
площади или по объему чисто нефтяной зоны залежи, представляющий
собой отношение
Я, = 4*- или Х. = -^, A1.9)
где 50 — площадь залежи, обводненная в процессе эксплуатации
на дату исследования; 5Н и Ун — площадь и объем залежи в
пределах внутреннего контура нефтеносности на начало разработки.
Показатель ^8 (Х,0) в процессе разработки изменяется от нуля
(на начало разработки) до единицы (при завершении стягивания
фронта обводнения, т. е. в момент появления воды в последней
скважине). Если мощность пласта более или менее постоянная,
предпочтение может быть отдано показателю А,8, при сильно
изменяющейся мощности следует использовать А,„. Ставя в зависимость
коэффициенты охвата заводнением §о^ и р08 от показателя к8 или %„
на несколько различных дат, можно получить динамику изменения
этих коэффициентов от начала разработки до последней даты
исследования, на основе которой возможно дать прогноз их на будущий
период разработки до А,8 = 1 или А,0 = 1.
Практически исследование процесса заводнения залежи
пластового типа по методу изохрон обводнения проводится в следующей
последовательности.
1. По карте продвижения внутреннего контура нефтеносности
охваченная по простиранию площадь залежи изохронами (линиями
одновременного появления воды) разбивается на п последовательно
обводненных зон. Изохроны обводнения площади залежи можно
провести через 0,5—1,5 года эксплуатации в зависимости от
возможной детализации. Первой или внешней зоной в ряду 1, 2,
3, . . ., п зон рассматривается та, которая расположена между
внешним и внутренним начальными контурами нефтеносности, а при
внутриконтурном заводнении та, которая находится между рядом
нагнетательных скважин и первым положением зафиксированного
фронта обводнения.
2. По карте с изохронами обводнения определяются площади
отдельных зон 501. или их полные объемы V,., не подразделяя их на
заводненные и нефтенасыщенные.
3. По (П.9) находится показатель а8 или Кс на дату каждой
изохроны обводнения.
4. На эти же даты подсчитывается нарастающая добыча нефти
из залежи в целом ()п2.
40

5. На- основе анализа керна или иным путем устанавливается
средняя величина коэффициента вытеснения нефти водой Вв,
начальной водонасыщенности 8СВ и остаточной нефтенасыщенности 80Н
и пористости т.
6. Балансовым методом по накопленной добыче нефти и
первоначальным запасам ее определяется на даты фиксированного фронта
обводнения текущие коэффициенты нефтеотдачи 8 и охвата
заводнением 80 для залежи в целом.
7. По соотношению (П.7) определяется коэффициент охвата
заводнением всей обводненной зоны на каждую дату.
8. Для определения динамики коэффициентов охвата
заводнением отдельных зон залежи делается вполне естественное
допущение, что на фронте внедрения в залежь воды коэффициент охвата
обводнением пласта по мощности остается одинаковым в течение
всего периода продвижения внутреннего контура обводнения, т. е.
при 0 ^ Х8 ^ 1, а рост коэффициента охвата заводнением всей
обводненной зоны залежи обусловливается дополнительным
заводнением внешних зон. Приняв коэффициент охвата обводнением на
фронте внедрения воды равным коэффициенту охвата обводненной
зоны залежи на первую дату исследования при известной динамике
изменения коэффициента охвата заводнением всей обводненной
зоны залежи, но соотношению (П.8) можно получить сведения о
динамике охвата заводнением любой зоны залежи В0у, расположенной
между начальным и текущим контурами нефтеносности.
9. Строятся графические зависимости В08 = / (ка), В0 = ф (^-8),
Р, = /(*.I К = Ч>(К) и Р0, = Ф(Ч).
10. На основе динамики этих показателей за предшествующий
период разработки делается прогноз их на последующий период
До К = 1.
В качестве примера можно привести результаты оценки
показателей заводнения пласта Б2 Красноярского месторождения (рис. 11.1)
[49]. Средняя проницаемость этого пласта 1,85 3, соотношение вяз-
костей нефти и воды ц0 = 2,5. Залежь пластового типа. Более 35%
запасов нефти приходилось на начальную водо-нефтяную зону.
Залежь разрабатывается при эффективном естественном
водонапорном режиме. Вода внедряется в залежь по всему периметру, но
примерно половина поверхности водо-нефтяного контакта D5%
запасов водо-нефтяной зоны) во внешней зоне не испытывают подъема,
хотя было отобрано уже 30% запасов нефти. На залежь пробурено
65 эксплуатационных скважин, из них только восемь расположены
в водо-нефтяной зоне. На начало 1963 г. обводненную продукцию
давали 45 скважин. Обводненная зона залежи по объему составляла
77 % от начального объема чисто нефтяной зоны. Суммарная добыча
нефти из всех скважин до появления воды, т. е. безводная
нефтеотдача, составляла 26% от балансовых запасов нефти.
Для оценки нефтеотдачи было зафиксировано положение фронта
обводнения залежи на 1/1 1960 г., 1/1 1961 г., 1/1 1962 г. и 1/1 1963 г.
Определены полные объемы обводненных зон залежи У0,- и
41

С°3 ЕЕ]? ЕЕВ3 ЕЗ* ЕЕM ЕЕЭ* ЕЕ1?
Рис. П.1. Продвижение фронта обводнения залежи пласта Б2
Красноярского месторождения.
1 — скважины; 2 — начальный внешний контур нефтеносности- з
начальный внутренний контур нефтеносности; 4—7 — фронты обводнения
соответственно на 1/1 1960 г., 1/1 1961 г., 1/1 1962 г., 1/1 1963 г.
«1
1,0
0Л
Л «а
2
&
5 35
0,6
0,4
^
.--' ^
^^2
^
г
в
5^*-
I ^
г ,¦-*''
/
-
^
+¦
ь*""^ ¦
'
-в*
I
0.6 ,
0,2 э
0,1
0,2 ^¦
=1- г
е- *
&
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 $0
Приведенный коэффициент охВата обВоднением
залежи по простиранию
Рис. 11.2. Показатели обводнения и нефтеотдачи пласта Б2
Красноярского месторождения.
1 — коэффициент нефтеотдачи залежи в целом; 2 — коэффициент
охвата заводнением всей залежи; з — коэффициент нефтеотдачи всей
обводненной зоны залежи; 4 — коэффициент охвата заводнением всей
обводненной зоны залежи; 5 — коэффициент нефтеотдачи внешней
зоны залежи; в — коэффициент охвата заводнением внешней зоны
залежи.

суммарная добыча нефти из нее ()я и показатели Л„ на каждую дату. На
основании анализа кернов и опыта разработки пласта Б2 Зольнен-
ского месторождения коэффициент вытеснения р\ принят
равным 0,75.
Как видно из рис. 11.2, зависимости коэффициентов от
показателя ^„ почти линейные, их уверенно можно экстраполировать на
последующий и предшествующий периоды эксплуатации. К моменту
достижения %„ = I, т. е. к моменту прохождения фронта
обводнения через всю залежь, коэффициент охвата заводнением всей
обводненной зоны, а следовательно, и залежи в целом достигнет 0,54.
Для внешней зоны коэффициент охвата заводнением будет 0,63—
0,65, а на фронте обводнения (в сводовой части) не более 0,3.
Коэффициент охвата заводнением на фронте обводнения
устанавливается экстраполяцией до Кв = 0 зависимостей коэффициентов
охвата заводнением как для всей обводненной, так и для внешней
обводненной зон.
Таким образом, метод изохрон обводнения позволяет не только-
оценить текущий коэффициент охвата заводнением залежи, но и
увидеть динамику изменения его за предшествующий период,
определить среднюю величину этого показателя для залежи к моменту
обводнения всех скважин (Хе = 1) и получить представление об
изменении коэффициента охвата заводнением в направлении движения
жидкости — от внешней зоны до фронта внедрения воды.
ПРОГНОЗ КОНЕЧНОЙ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ
(МЕТОД ХАРАКТЕРИСТИК ЗАВОДНЕНИЯ)
Конечная нефтеотдача при разработке залежей в большой
степени обусловливается экономическими факторами. Если бы не
существовало экономического предела рентабельности разработки
месторождений, то независимо от физико-геологических свойств
залежей был бы возможен любой до единицы коэффициент охвата
заводнением. Только для достижения одинаковых значений
коэффициента охвата потребовалось бы в менее благоприятных физико-
геологических условиях отобрать значительно больший
относительный объем жидкости из пласта, чем в лучших условиях. Поэтому
для прогноза конечных или экономически рентабельных значений
нефтеотдачи пласта необходимо установить зависимость
коэффициента охвата заводнением залежи от относительного объема воды,
внедрившейся в залежь или отобранной из нее жидкости, т. е. так
называемую характеристику заводнения залежи [50, 27].
Полный объем внедрившейся воды в долях от нефтенасыщенного
объема залежи
т
^-•«= УызтЦ-*„) \ Ч*й1= Утт {"-.„) ' (ПЛ0)
4а

Аналогично в долях от нефтенасыщенного объема пористой среды
всей обводненной зоны
т
о
где Ув аал и Уво— отношение объема внедрившейся в залежь воды
к начальному нефтенасыщенному объему пористой среды в целом
и обводненной зоны; дж — отбор жидкости из залежи в единицу
времени; <?жзал — накопленный (суммарный) отбор жидкости из
залежи на дату исследования.
Относительный объем жидкости, прошедший через какую-либо
зону залежи ] в направлении движения потока, определяется
соотношением
1-1
хж зал ^^ чгжг
а относительный объем воды, внедрившейся в некоторую зону,
1-1 3-1
<2жъЫ— тA— «ов — «он) 2 Ро<^»—2 $"
?" = у?Ъ=Ъ — ¦ <п-13>
Из совместного рассмотрения уравнений A1.13) и (П.5) получим
зависимость между коэффициентом охвата и относительным объемом
внедрившейся в зону воды
тA— «ов — «он)
?.,=
.1-1
Рой ^05 ^^ Ро1 * г
1
+ (<?»-2&
"' ^о/»A-*о»
A1.14)
В A1.12), A1.13) и A1.14) символы означают: ()я( — отбор
жидкости из 1-й. зоны залежи; @Б< — отбор воды из г'-й зоны залежи;
(?вз — отбор воды из залежи в целом.
Соотношение A1.14) позволяет по известному коэффициенту
охвата заводнением всей обводненной зоны залежи и отдельных
зон определить динамику внедрения в любую зону залежи
относительного объема воды.
Наибольшей степени промывке водой подвергается обычно
внешняя зона залежи. Поэтому зависимость относительного объема
воды, внедрившейся в нее, от коэффициентов охвата заводнением
получается более определенная, чем для других зон, и по ней
увереннее может быть сделан прогноз конечных показателей
заводнения. Для внешней (первой) зоны залежи соотношение A1.14) можно
записать в виде
44

В выражении A1.15) числитель представляет собой разность
суммарных отборов жидкости (нефти и воды) из залежи в целом
(?я за1 и воды только из внешней зоны @в1 в пластовых условиях.
Полученную фактическую зависимость относительного объема
внедрившейся воды от коэффициента охвата заводнением для внешней
зоны залежи методом индукции можно распространить на все
другие зоны залежи, если заведомо неизвестно об изменении характера
неоднородности пласта. Тогда прогноз конечных значений
коэффициента охвата и нефтеотдачи для залежи в целом должен
проводиться в зависимости от условий разработки ее на конечной стадии.
И тогда средние конечные показатели заводнения для залежи в
целом можно определять по зависимости для внешней зоны.
Содержание нефти в добываемой из залежи продукции на основе
полученной зависимости выражается соотношением
/.= Л-/?'ЛЙ ¦ (И.16)
А7в + Дря
Приняв на основе экономического анализа предельное
содержание нефти в продукции /Епр, по графическому изображению
зависимости A1.15) и соотношению A1.16) методом последовательных
приближений определяют значения конечной нефтеотдачи пласта {5К
и относительного объема воды Уш, внедрившейся в залежь.
Если же разработка залежи завершается лишь скважинами
внутренней (сводовой) зоны, предельное содержание нефти в их
продукции наступит при аналогичном относительном объеме
внедрившейся воды и нефтеотдаче этой зоны. Во внешних зонах залежи эти
показатели будут выше, чем во внутренней. Поэтому коэффициенты
нефтеотдачи и относительный объем внедрившейся воды для залежи
в целом следует определять как средневзвешенные:
п
_^ Рк » ' 4
Р, = -Т (И-17)
' зад
и
Ушм=+у • (П.18)
' зал
В качестве примера рассмотрим результаты прогноза конечной
нефтеотдачи изложенным методом по пласту Б2 Красноярского
месторождения (рис. II. 3). Зависимости коэффициентов охвата и
нефтеотдачи внешней зоны залежи от относительного объема воды,
внедрившейся или прошедшей через зону, полученные по
соотношению A1.15) с использованием зависимости Ро1 = ф (Хг) (рис. П.2),
как видно,_ нелинейные, но в полулогарифмических координатах
Ро1 = / A? Уъ1) они изображаются прямыми линиями (рис. П. 4),
которые можно экстраполировать на последующий период
эксплуатации.
45

Текущий коэффициент охвата заводнением внешней зоны 0,56,
а нефтеотдачи 0,42 получен при относительном объеме воды,
прошедшей через зону, равном 0,8. Чтобы коэффициент нефтеотдачи
достиг, например, 0,6 и
коэффициент охвата заводнением 0,8,
потребуется прокачать через эту
зону количество воды,
соответствующее 3,0—3,5 объемам пор.
Так как в эксплуатации на
рассматриваемой залежи
находится небольшое число скважин,
причем степень и темп
обводнения их не зависят' от
расположения на структуре, то
завершение разработки, очевидно, будет
осуществляться большей частью
фонда скважин, расположенных
в разных зонах. Ввиду этого
характеристика процесса заводнения
внешней зоны распространяется
на всю залежь.
На основе
технико-экономического анализа для данной залежи
установлено предельное содержание нефти в добываемой продукции
равным /н = 0,03 -г- 0,04, т. е. предельная обводненность
добываемой продукции 96—97%. По графическому изображению зависи-
ВнА
1,0
0,Ь
0,6
0,4
0,2
Рис. 11.3. Зависимость коэффициентов
нефтеотдачи и охвата заводнением
внешней зоны залежи пласта Б2
Красноярского месторождения от объема воды,
прошедшей через зону D5%) водонефтя-
ной зоны исключены.
^ — коэффициент нефтеотдачи; 2 —
коэффициент охвата заводнением.
_ *г .,
_ **
2
1
*-
^
.--"
!
"^
„,-
--»
0,1 0,2 0,4 0,60,8 1
Ч 6 Ь 10 15\
Рис. 11.4. Зависимость коэффициентов нефтеотдачи A) и охвата
заводнением внешней зоны залежи пласта Б2 Красноярского
месторождения B).
мести Уш = ф (Р0) (рис. П.4) и соотношению A1.16) методом
последовательных приближений конечный коэффициент нефтеотдачи
залежи пласта Б2 Красноярского месторождения определяется равным
0,6—0,62 (коэффициент охвата 0,8—0,83) при относительном объеме
внедрившейся в залежь воды 3,0—3,5. Конечный водо-нефтяной
фактор 2,4—2,9. Для последующего увеличения коэффициента
46

нефтеотдачи на 0,025 потребуется повышение относительного объема
внедрившейся воды на 0,7—0,75, что обусловит среднюю
обводненность добываемой продукции за период более 97%, которая выше
предельной, тогда как аналогичный предшествующий рост
нефтеотдачи сопровождался при средней обводненности за период в 95—
95,3%, которая ниже предельной.
Следовательно, на основе этого прогноза можно полагать, что
по пласту Б2 Красноярского месторождения при коэффициенте
вытеснения рв = 0,75 конечный коэффициент нефтеотдачи будет
равен 0,6—0,62. Для предположения о существенном превышении
этого значения нефтеотдачи в настоящее время не имеется
оснований [49].
Таким образом, изложенный метод характеристики заводнения
позволяет по обычной промысловой информации делать прогноз
конечной нефтеотдачи залежей пластового типа и конечного
относительного отбора жидкости из залежи (водо-нефтяного фактора),
что необходимо для оценки экономических показателей разработки
месторождений.
ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ МЕТОДА ИЗОХРОН ОБВОДНЕНИЯ
Исследовать показатели заводнения продуктивных пластов
методом изохрон обводнения можно, конечно, приближенно, а для оценки
его точности надо сопоставить результаты с другим, более точным
методом. Однако более точных методов исследования нефтеотдачи
на основе промысловой информации не имеется.
Прямой метод определения заводненного объема залежи,
основанный на выделении в оценочных и контрольных скважинах
текущей границы нефть — вода в пласте, теоретически должен быть
точным. Но, как уже отмечалось, ввиду ограниченного числа
определений текущего положения водо-нефтяного контакта по
простиранию и весьма сложной формы этого контакта в объеме залежи при
внедрении воды в неоднородный пласт, разрабатываемый системой
скважин, прямому методу исследования текущей нефтеотдачи
обычно свойственны большие погрешности.
В этом отношении исключение представляет только залежь
пласта Б2 Зольненского месторождения. На эту небольшую по
площади залежь за короткий период было пробурено более 40 оценочных
скважин на нижележащий горизонт. В заводненной зоне пласта В2
их оказалось 38. Такое большое число исследований текущего
водо-нефтяного контакта позволило, по-видимому, довольно точно
определить заводненный объем и нефтеотдачу прямым методом [29].
Поэтому сравнение полученной величины нефтеотдачи с
нефтеотдачей залежи по методу изохрон обводнения на одну и ту же дату
может служить показателем его точности. Сопоставление
результатов исследований нефтеотдачи пласта Б2 Зольненского
месторождения различными методами приведено в статье [24].
При исследовании методом изохрон обводнения в чисто нефтяной
зоне залежи было зафиксировано положение фронта обводнения

на десять дат. Изохронами залежь была поделена на 10
последовательно заводненных зон. Коэффициент вытеснения принят на основе
данных [29] равным 0,75.
Как видно (рис. 11.5) и для пласта Б2 Зольненского
месторождения зависимости имеют в основном прямолинейный характер.
Только при ~кй = 0,725 прямолинейность зависимости коэффициента
нефтеотдачи р\8 и охвата заводнением всей обводненной зоны E08
от показателя к8 нарушается и в интервале Хв = 0,725 -=- 1 значения
Рое и Рте практически постоянны и равны соответственно 0,58 и 0,77.
Рис. 11.5. Коэффициенты нефтеотдачи и охвата заводнением для
всей обводненной аоны и залежи в целом в зависимости от
показателя X по пласту Б2 Зольненского месторождения.
1 — в целом по залежи; 2 — по западно-центральной части залежи;
з — ожидаемый коэффициент конечной нефтеотдачи.
Стабилизацию р\8 и Р08 можно объяснить уменьшением
коэффициента охвата пласта обводнением на фронте внедрения воды или
прекращением дополнительного вытеснения нефти из внешних зон.
В работе [29] на основе большого количества фактических
данных В. И. Колгановым была получена зависимость между
коэффициентом охвата пласта заводнением по мощности РоЛ и расстоянием
до текущего фронта заводнения залежи 1К;
РоА = 0,09#332. A1.19)
Средний для обводненной зоны залежи квэффициент охвата
заводнением Р08 получается интегрированием A1.19) в пределах
от нуля до Ь
\
о
где ЬК — расстояние между текущими положениями внутреннего
фронта заводнения и внешнего контура нефтеносности.
48

По состоянию на начало 1957 г. Ь& = 1400 м, а коэффициент
охвата заводнением всей обводненной зоны, найденный по A1.20),
Р08 = 0,76. Точно такой же коэффициент охвата заводнением Р0<
получен и методом изохрон обводнения (табл. 11.1).
Таблица II .1
Показатели заводнения пласта Б2 Зольненского месторождения
по данным метода изохрон обводнения
Дата
1/1 1950 г.
1/1 1951 г.
1/1 1952 г.
1/1 1953 г.
1/1 1954 г.
1/1 1955 г.
1/1 1956 г.
1/1 1957 г.
1/1 1959 г.
я 1=8
и&§
«тнё
А Я -а 8
Н*!1
2 я и ч о
дю ее я Д
К о га кг И
11
26
40
51
62
71
80
90
100
*иё!
йвй§
«ОМ?
пасы
водне
лежи,
в неф1
тою « о
03 о я о
39
49
59
67
75
82
88
95
100
1
Я
О В
сз К
я «
ах
а _
И?
2,61
3,37
4,17
4,89
5,59
6,18
6,65
7,06
7,65
1
0>
«в
5*
05 щ
2?"
Е-* в1
0,20
0,26
0,32
0,37
0,42
0,47
0,50
0,54
0,58
О
т
ъ
ни
й!
0,51
0,52
0,54
0,55
0,56
0,57
0,57
0,57
0,58
Коэффициент
охвата
т.
03
га
0,27
0,35
0,43
0,49
0,56
0,63
0,67
0,72
0,77
«3
о
3
К
я я
та о
О «
0,68
0,69
0,72
0,73
0,75
0,76
0,76
0,76
0,77
А*
в»
*&0 Н
1«56
К н «
3 И «
Р
Р»егв
0,12
0,27
0,42
0,53
0,64
0,73
0,82
0,91
1,00
Это совпадение свидетельствует о хорошей практической
точности метода изохрон обводнения для оценки показателей
заводнения залежей по промысловым данным.
Точность прогноза показателей заводнения по промысловым
данным, рассмотренным методом изохрон обводнения,
подтверждается и на Покровском месторождении. На рис. 11.6 и в статье [52]
представлены результаты прогноза показателей заводнения по
пласту А4 Покровского месторождения, которые были сделаны на основе
промысловой информации, полученной с начала разработки до 1961 г.
Как видно, к моменту завершения стягивания фронта воды по
простиранию залежи согласно прогнозу коэффициент нефтеотдачи
залежи должен был достигнуть 45%, а коэффициент охвата
заводнением 64%. По состоянию на начало 1965 г. фронт воды от
нагнетательного ряда скважин прошел почти через всю залежь.
Безводными пока оставались 5—6 скважин на восточном крыле ее.
Текущая нефтеотдача в целом по пласту А4 Покровского месторождения
составляла 42—43%. Сравнение прогнозного и фактического
значений нефтеотдачи показывает вполне удовлетворительную надежность
метода изохрон обводнения. Большей точности от метода,
основанного на использовании промысловой информации, и не требуется.
При исследовании показателей заводнения залежей методом
изохрон обводнения полученные зависимости коэффициентов охвата
всей обводненной зоны р08, внешней зоны ро1 и залежи в целом Р0 от
49

приведенного коэффициента охвата залежи обводнением Хе или А,,
можно проверить. На основе физических представлений очевидно,
что при Хе — О, т. е. в начале внедрения воды в залежь,
коэффициенты охвата заводнением всей обводненной зоны |308 и внешней
зоны Ро1 должны стремиться к одному и тому же пределу так же,
Од как при Х8 = 1, т. е. к
моменту завершения
стягивания фронта внедрения
воды коэффициент охвата
заводнением всей
обводненной зоны Р08 должен
быть равен коэффициенту
охвата заводнением
залежи в целом Р0.
На основании
результатов исследования
показателей заводнения
пласта А4 Покровского
месторождения [52] видно,
что зависимости Р08 и Ро1
от Аз совпадают при А8 =
= 0 (рис. 11.1), а при
Ав = 1 становится
одинаковыми значения р08 и Р0.
Аналогичное совпадение
этих зависимостей можно
отметить по пласту Б2
Красноярского
месторождения (рис. 11.2) и по
пласту Б2 Зольненского
месторождения (рис. П.5).
Следовательно, по всем
этим месторождениям
рассматриваемые, полученные
по промысловым данным
зависимости
коэффициентов охвата заводнением Ро1,
Рое' Р0 от приведенного
коэффициента охвата обводнением залежей по простиранию Хв
или А„ правильно отражают процесс их заводнения и могут служить
основанием для прогноза этих показателей на последующий период
разработки.
На основе изложенных примеров методы изохрон обводнения
и характеристик заводнения можно считать достаточно простыми
и вполне надежными для оценки и прогноза показателей заводнения
залежей по обычной промысловой информации.
В институте Гипровостокнефть эти методы использовались при
изучении и прогнозе показателей заводнения многих месторождений
0,2 ОЛ 0,6 0,8 1
Приведенный, коэффициент ох/а/па
заНодненит по простиранию А$
Рис. 11.6. Зависимость текущих коэффициентов
нефтеотдачи в целом по залежи Ру, в заводненной ^'по
простиранию зоне руя и в зоне *РТ1> коэффициентов
охвата заводнением залежи в целом 0О, обводненной
зоны 3 и зоны 10о1 от приведенного коэффициента
охвата залежи заводнением по простиранию X
(Покровское месторождение, пласт А4).
50

(Покровского, Зольненского, Красноярского, Яблоновый Овраг
и др.) и по всем были получены показательные результаты.
Определены текущие значения и динамика (прогноз) изменения
нефтеотдачи с дифференциацией по зонам и выявлены условия
достижения конечной нефтеотдачи, дающие возможность
технико-экономического анализа показателей разработки.
КОНТРОЛЬ И УСЛОВИЯ ОБВОДНЕНИЯ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН
Производительность скважин не остается постоянной, поскольку
в процессе разработки залежи и вытеснения нефти происходят
внедрение воды в залежь, прорыв ее в скважины и последовательное
изменение содержания в добываемой продукции нефти и воды.
Когда обводненность продукции скважин достигает предельных
значений, возникает необходимость в прекращении разработки
залежей, хотя в пласте остается еще до 40—50% начальных запасов.
На показатели добычи нефти и разработки залежи влияют
продолжительность периода безводной эксплуатации и темп обводнения
добываемой продукции. Причем эти два фактора имеют значение,
если рассматривать их не во времени, а относительно накопленной
добычи нефти (нефтеотдачи). Характер влияния на показатели
добычи нефти и разработки залежи безводного периода эксплуатации
очевиден: с увеличением этого периода улучшаются показатели
разработки. Высокая безводная нефтеотдача по залежи в целом
обусловливает более благоприятные конечные показатели [47]. Но при
конкретных физико-геологических свойствах, схеме размещения
и числе скважин в обычных условиях разработки безводный период
эксплуатации и безводную нефтеотдачу по залежи в целом
регулировать почти нельзя. Невозможно никакими технологическими
мероприятиями существенно изменить эти показатели, например
приблизить безводную нефтеотдачу к конечной. Из опыта известно,
что даже в лучших физико-геологических и технологических
условиях безводная нефтеотдача, из всех скважин не превышает _25^-
35%. Безводная нефтеотдача по пласту Б2 Зольненского
месторождения достигла 33%, по пласту Б2 Красноярского месторождения
26—28%, по пласту А4 Покровского месторождения 27—29% и т. п.
Следовательно, для обеспечения планируемой конечной нефтеотдачи
в 55—65% более половины извлекаемых запасов нефти приходится
добывать за водный период эксплуатации. Эти данные показывают,
насколько большое значение имеет темп обводнения скважин для
практики разработки.
Обычно при рассмотрении динамики обводнения
эксплуатационных скважин на темп обводнения учитывается влияние лишь физико-
геологических факторов: соотношения вязкостей нефти и воды,
неоднородности пласта и постоянных технологических факторов —
плотности сетки скважин, удаления их от контура питания и других
[4, 14, 39, 27]. Эти факторы действуют непрерывно, и влияние их
51

на темп обводнения скважин неизменно. Влияние их на динамику
обводнения добываемой продукции изучается при расчетах
процесса заводнения залежи [23, 47, 5, 30, 38].
Однако на обводнение продукции сильно влияют и внешние
факторы: различные воздействия на призабойную зону и режим
работы данной и соседних скважин, контроль за процессом
обводнения эксплуатационных скважин в основном и необходим с целью
выяснения характера влияния этих внешних факторов на темп
обводнения с тем, чтобы установить наиболее рациональные условия
их эксплуатации.
Для наблюдения за особенностями обводнения продукции
скважин эффективно использовать весьма показательную зависимость
нарастающего водо-нефтяного фактора от относительной
накопленной добычи нефти за водный период [48]. На нее не влияют
продуктивность скважин, которая обусловлена гидропроводностыо пласта,
и изменение условий эксплуатации, но она наглядно отражает
изменение темпа обводнения продукции скважин.
В качестве примера на рис. 11.7 построены эти зависимости
для скважин пласта Б2 Красноярского месторождения [48]. Как
видно, характеристика обводнения скважин в реальных условиях
эксплуатации резко различна. Выделяются две группы скважин.
Одна группа (скв. 90, 49, 65, 69, 80, 10, 61, 23 и др.) имеет весьма
интенсивный рост водо-нефтяных факторов в зависимости от
относительной добычи нефти. Другая группа (скв. 28, 48, 5, 8, 6, 91,
1, 79 и др.). имеет низкий темп обводнения — медленный рост
нарастающих водо-нефтяных факторов.
К этой же группе относятся и другие скважины (скв. 76, 77, 78,
66, 81, 82, И, 60, 92 и др.), аналогичные зависимости по которым
не нанесены на рисунок.
Обращает на себя внимание, что характер обводнения скважин,
находящихся в одинаковых структурно-геологических условиях,
резко отличается. Темп обводнения скважин не зависит и от того,
в каком ряду они расположены. Достаточно сравнить, например,
кривые по скв. 90, 8 и 49, 5, у которых фильтр удален от ВНК на 5,
4 и 26, 25 м соответственно, чтобы убедиться в этом. И, наоборот,
скважины, находящиеся в различных условиях (например, скв. 91—
в водо-нефтяной зоне, скв. 8 — вблизи водо-нефтяной зоны, скв. 5 —
в своде залежи, скв. 48 — в северном ряду, скв. 28 — во втором
ряду), имеют почти одинаковую характеристику обводнения.
Эти факты свидетельствуют, очевидно, о том, что на процесс
обводнения скважин пласта Б2, отличающихся по темпу роста водо-
нефтяного фактора, преобладающее влияние имеют причины не
геологического характера и не расположение их на структуре залежи,
а главным образом внешние.
Анализ условий эксплуатации позволил установить, что
скважины с низким темпом роста нарастающих водо-нефтяных факторов
характеризуются тем, что с момента появления в них воды процесс
эксплуатации был практически непрерывным, призабойные зоны
52

не подвергались никаким внешним воздействиям. Для примера
можно привести приконтурную скв. 8, обводненность которой за
три года эксплуатации увеличилась лишь до 40%. Тогда как все
скважины с интенсивным ростом водо-нефтяных факторов в водный
и=&-
21,
9
2.5
0.6
0.<4
0.7
7
6Ы
\901
\
\(
т!
г-^Г
'4-
691в
80,0
к6
61123
/
/
I
1
1
73-
^1
6113/
/6!
V7
4- ^
87
7,0
5,5/
!71
я-±-
>&
ш
16
9,5
¦
27
,200,0
,75
тд.
9Я >7
П62.1
8
9 10 11 ПЮОру
Рис. 11.7. Характеристика обводнения эксплуатационвых скважин пласта Б2 Красноярского
месторождения.
20
ш =^-2 нарастающий водо-нефтяной фактор аа водный период эксплуатации; 1000 =
=—тг -100 — условная нефтеотдача аа водный период; 2 <3 — нарастающая добыча
нефти с момента появления воды в скважине; 2у„ — нарастающая добыча воды; Я . „ —
в пял. скв
7
балансовые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину; 23 ~г-г — <№ скважины
расстояние от интервала перфорации до начального ВНК.
добыча нефти из скважины аа безводный период
период эксплуатации неоднократно длительно простаивали, их
глушили пластовой водой и подвергали цементным заливкам, вследствие
чего обводненность их за 8—12 месяцев возросла до 80—95%
(например, скв. 62 и 80, рис. 11.8). Только по скв. 4 и 45 изоляционные
работы обеспечили низкую обводненность на длительный период,
53

Рис. 11.8. Показатели эксплуатации обводненной скв. (•
пласта Б2 Красноярского месторождения
1 — обводненность продукции; 2 — среднеоуточный дебит
нефти; 3 — среднесуточный отбор жидкости.

но затем они обводнились очень быстро. Причем в скв. 45 сначала
обводнялся нижний пласт БЗ (в августе 1959 г. он залит цементом
и вскрыт пласт Б2). Перелом кривых роста водо-нефтяного фактора
по скв. 4, 17, 45, 23 и 62 произошел после длительных простоев.
Механизм процессов, происходящих в призабойных зонах
обводненных скважин при внешнем воздействии всех видов: длительные
простои, «глушение» водой, цементные заливки, в основном
одинаков. При этом язык воды продвигается за скважину, конус воды
из обводненных слоев поднимается в нефтенасыщенные, образуется
водная блокада в призабойных зонах, в результате фазовая
проницаемость их для нефти снижается и повышается для воды [54]. Здесь
же необходимо рассмотреть еще одну внешнюю причину, влияющую
на обводненность добываемой продукции. Это — изменение режима
работы соседних скважин.
Взаимодействие скважин изучено достаточно хорошо. Однако
влияние изменения режима работы некоторых скважин на
обводненность продукции других значительно сложнее и практически
совсем не изучено.
Резкое колебание обводненности наблюдается по всем
скважинам, эксплуатирующим пласт Б2 Красноярского месторождения [27].
Обводненность продукции, например, скв. 92, как видно из рис. П.9,
очень сильно колебалась. Неоднократное снижение обводненности
на общем фоне роста достигало 15—25%. Обводненность
изменялась даже при практически постоянном отборе жидкости
из скважины. Такой характер обводнения скважин в промысловых
условиях обычно называется хаотическим.
Вместе с тем резкие изменения обводненности продукции скважин
подчинены определенной системе и обусловлены вполне
конкретными причинами. Главная из них — изменение режима работы
смежных скважин, находящихся во взаимодействии с обводненными.
Влияние это обусловлено неоднородностью пласта и различием
свойств нефти и воды. Вокруг каждой скважины при любой схеме
расположения и характере питания залежи выделяется зона с
радиальным движением жидкости. Вокруг скважины внутренних
рядов эти зоны больше, а вокруг внешних — меньше. При
установившемся движении жидкости изобару, окаймляющую эту зону
вокруг скважины, можно рассматривать за условный,
промежуточный контур питания. Для скважины, обводненной
прорвавшимся языком воды в однородном пласте, обводненность продукции
в долях от общего отбора выражается отношением [461.
2п г \1Я \ 2л )
Если обводнение скважины произошло не по всей мощности
пласта, а лишь по ее наиболее проницаемой части с
проницаемостью кх и мощностью А1? тогда как по остальной части пласта
A1.21)
55

проницаемостью к2 и мощностью /г2 продолжает поступать в скважину
нефть, то
ъ.к. Л
2Я A1.22)
/в
к^-^+к^тЛ'-^)^к^
При нарушении установившегося движения жидкости, т. е. при
создании в какой-либо точке пласта импульса давления (пуск или
Рис. 11.9. Показатели эксплуатации обводненной скв. 92 пласта Б2
Красноярского месторождения.
1 — обводненность продукции скважин; 2 — среднесуточный дебит нефти;
з — среднесуточный отбор жидкости.
остановка скважины, увеличение или уменьшение отбора жидкости,
закачки воды и т. п.), происходят перераспределение давления и
перемещение границ зон дренирования в разных слоях (зонах)
с различной скоростью ввиду отличия их пьезопроводностей. Как
известно, пьезопроводность пласта определяется соотношением
И«Р. + Р.) •
A1.23)
Если обозначить среднюю пьезопроводность обводненной зоны
высокопроницаемых слоев хв1, пьезопроводность нефтенасыщенной

зоны этих же слоев хн1, а среднюю пьезопроводность нефтенасы-
щенных менее проницаемых слоев ип2, то, очевидно, всегда
и* >*,!>**. (И-24)
так как вязкость цн и сжимаемость р1 нефти выше, чем воды.
Вследствие этого после создания импульса давления в пласте давление
на линии условного контура питания скважин в разных зонах будет
неодинаковым. Поэтому обводненность добываемой продукции
скважин при неустановившемся движении жидкости определяется
соотношением
/.=
М1 ^" [АРо+АР (ид)]
, (П.25)
+ й1А1-^[АРо + Др(хи2)]
где 9 — угол обводнения скважины; Ар (ив1) (ин1) (ин2) —
повышение давления на линии условного контура питания скважины
соответственно в обводненной зоне и нефтенасыщенных зонах
высокопроницаемой части и менее проницаемого интервала пласта;
Ар0 — перепад давления между условным контуром и скважиной
при установившемся режиме. Остальные символы прежние.
Изменение давления в различных зонах пласта на некоторой
линии вокруг скважины определяется в зависимости от условий
изменения режима работы соседних скважин. При создании импульса
давления одной скважиной расчет можно проводить по формуле
для замкнутого пласта [57]
я=1
A1.26)
где Р0 = дз параметр Фурье; /0 и 72 — функции Бесселя
первого рода нулевого и первого порядков; хя — корни уравнения
/0 (и) = 0; Ек — радиус контура питания; г — расстояние от
источника возмущения до условного контура.
Для выяснения качественной стороны явления можно
использовать формулу Тсейса [57].
При —— >> 2,5 для расчетов можно сохранить лишь два
слагаемых в фигурных скобках, допуская погрешность не более 5%.
Влияние изменения режима работы многих N скважин на условия
57

притока нефти и воды в ту или иную скважину можно определить
методом суперпозиции, т. е.
ЬР„(*<) = 2ЬР,(Ъ)- (П-28)
1
Определить давление на условном контуре питания скважины
при изменении режима работы прямолинейной цепочки скважин
можно по формуле Н. С. Пискунова
+^НфШ~фШ]]г ("-'9)
а при расположении рассматриваемой скважины не на одной прямой
с цепочкой скважин по формуле
ь
ь*=-т^'Лш(-*шгй\- (И-30)
а
Здесь д = -^ средний дебит, приходящийся на единицу
длины ряда; а и Ъ — расстояние от рассматриваемой скважины до
ближайшего и удаленного конца цепочки скважин; A — расстояние
по нормали от данной скважины до ряда скважин; д — среднее
увеличение или уменьшение дебита скважин; п — число скважин
в ряду; Ь^> 1~^> а — расстояние от нормали до любой скважины
х
в ряду; Ф (х) = —— \ I г йт. — интеграл вероятности.
У п Л
о
Интеграл в формуле A1.30) вычисляется по методу Симпсона.
Если происходит выключение или пуск внешней круговой батареи
скважин (уменьшение или увеличение отбора жидкости, закачки
воды), то изменение давления определяется зависимостью [49]
ДЛ=4&[1п-^-С + <Р^ «!,«„)]. (П.31)
где функция ф^, *!/?„) = |_-^ ^щ- \,
в которой с достаточной точностью можно брать лишь два первых
слагаемых; С = 0,5772 — постоянная Эйлера.
По приведенным формулам вполне можно рассчитать изменение
давления в различных зонах вокруг скважин при изменении
условий эксплуатации соседних или даже их всех. При полной
автоматизации процесса добычи нефти на промыслах при помощи
электронно-вычислительных машин, очевидно, возможно будет непрерывно

учитывать влияние на обводнение добываемой продукции из
отдельных скважин и залежи в целом изменения режима работы всех
эксплуатационных и нагнетательных скважин. На основе такого
контроля обводнения их можно корректировать программу и
устанавливать наиболее рациональные условия эксплуатации скважин.
Чтобы выяснить качественную сторону явления и порядок
возможных колебаний обводненности, были проведены расчеты для
упрощенной схемы трех взаимодействующих скважин,
расположенных в одном ряду. Условия пласта и жидкостей были приняты
аналогичными пласту Б2 Красноярского месторождения. Пласт со
средней проницаемостью 1,5 д обводнен послойно. Проницаемость
обводненного слоя 2 д, нефтенасыщенного 1 д. Вязкость нефти 3,2 спз,
а воды 1,2 спз. Дебит скважин при установившемся режиме по
150 м3/сутки жидкости. При состоянии заводнения пласта,
отмеченном выше, обводненность продукции скважин составляет 55%.
Пьезопроводность заводненной зоны ив1 = 100 000 см21сек, нефте-
насыщенно.й зоны в этом же слое ия1 = 18 000 см2/сек и в менее
проницаемом слое ха2 = 8500 смг/сек.
Была изучена динамика перепадов давления между условным
контуром питания и забоем средней скважины в различных зонах
пласта в зависимости от варианта изменения режима работы
крайних скважин — в зависимости от поочередных и совместных
остановок и пусков скважин или снижения и увеличения отборов
жидкости из них. На основе динамики давления была изучена динамика
обводненности добываемой продукции средней скважины,
являющейся следствием изменения условий притока жидкости. Расчетом
установлено, что даже однократная остановка или пуск одной
соседней скважины обусловливает существенный рост или снижение
обводненности продукции реагирующей скважины. Одновременное
воздействие двух и большего числа скважин усиливает влияние на
обводненность. Резкие изменения режима работы скважин на
протяжении короткого периода времени (остановка и пуск скважин
в эксплуатацию) обусловливают скачкообразное изменение
обводненности.
При выключении и пуске в эксплуатацию всего двух скважин
колебание обводненности достигало 12—15%. Естественно, при
более резкой слоистой неоднородности реальных пластов и более
сильных импульсах давления колебания обводненности скважин
могут быть еще резче. При ином взаимном расположении
реагирующих скважин характер влияния режима работы их на
обводненность также будет другим. Остановка или уменьшение дебита
внутренних скважин будет вызывать снижение, а пуск или
увеличение дебита их — повышение обводненности продукции внешних
скважин. И, наоборот, остановка внешних скважин обусловит
повышение, а пуск — снижение обводненности продукции
внутренних скважин. Особенно велико влияние режима работы
взаимодействующих скважин на обводненность будет при совместной
эксплуатации нескольких пластов с различной неоднородностью и вязкостью

нефти единым фильтром. С целью изучения изменения
профиля притока жидкости в скважинах по мощности многопластового
объекта нижнего карбона (пласты СП + С1II + С1Уа + С1Уб) Муха-
новского месторождения вследствие изменения режима работы
смежных скважин были проведены специально исследования.
Установлено, что выключение из эксплуатации соседних скважин
обусловливает резкое изменение долевого участия отдельных пластов
в отборе жидкости из реагирующих скважин и даже поглощение
жидкости ранее работавшими пластами. Так как нижние пласты
объекта заводнены, то обводненность добываемой продукции резко
изменяется, что наблюдается по всем обводненным скважинам Муха-
новского месторождения.
Колебания обводненности продукции скважин вследствие
возникновения в пласте попеременных импульсов давления, очевидно,
полностью необратимы. Рост обводненности продукции скважин
не может быть полностью погашен последующим снижением ее,
так как не исключается возможность поглощения воды из скважины
нефтенасыщенным слоем и «загрязнения» призабойных зон водой,
что неизбежно ухудшит условия для последующего притока нефти.
Поэтому резкий рост обводненности продукции скважин нельзя
признать безвредными для процесса эксплуатации скважин и
разработки залежей. Следствием этих явлений будет опережение
обводнения продукции скважин, т. е. степень обводненности их будет
выше обводненности, соответствующей состоянию истощения
запасов нефти или охвата заводнением пласта.
Таким образом, темп обводнения продукции скважин
существенно зависит от условий их эксплуатации, от взаимодействия
и от внешнего воздействия на призабойные зоны водными
растворами. Рациональные условия эксплуатации обводненных скважин
заключаются в непрерывной работе их на неизменном режиме и
в отсутствии внешнего воздействия на призабойные зоны
растворами на водной основе. Вынужденные простои обводненных
скважин и воздействие на их призабойные зоны должны быть возможно
меньшей продолжительности.
ВЫВОДЫ
Предложен метод оценки текущих показателей заводнения и
прогноза конечной нефтеотдачи залежей на основе обычной
промысловой информации (метод изохрон обводнения залежей). Метод
позволяет определять в динамике коэффициент охвата заводнением
дифференцированно для различных зон залежей (от фронта
внедрения воды до контура питания в зависимости от условного
коэффициента обводнения залежи по простиранию или объему). Конечная
нефтеотдача определяется в зависимости от объема прокачанной
жидкости через залежь в целом или через отдельную зону.
Большим достоинством метода является возможность определять
условия для достижения планируемой или иной нефтеотдачи — обвод-

ненности добываемой продукции и относительного объема
извлекаемой воды, что необходимо для технико-экономического анализа
показателей разработки. Оценка точности метода изохрон
обводнения показала достаточно высокую надежность его и
эффективность. Прогноз нефтеотдачи по пласту Б2 Зольненского
месторождения и пласту А4 Покровского месторождения методом изохрон
обводнения подтвердился достигнутыми фактическими результатами.
Однако метод пригоден лишь для залежей пластового типа, когда
происходит фронтальное продвижение воды по ним. Для залежей
массивного типа, с вертикальным внедрением воды, требуется
развитие метода.
Для достижения высокой нефтеотдачи пластов необходимы
благоприятные условия эксплуатации обводненных скважин,
которые обеспечивали бы соответствие между обводненностью их
продукции и степенью заводнения залежи. Взаимодействие
обводненных скважин при изменении режима работы их является причиной
резких колебаний содержания воды в добываемой продукции.
Простои обводненных эксплуатационных скважин и различные виды
воздействия на призабойные зоны водными растворами
обусловливают опережающее обводнение их продукции и ухудшение условий
для достижения высокой нефтеотдачи. Особенно плохое влияние
эти мероприятия имеют на динамику обводнения продукции
скважин, эксплуатирующих единым фильтром несколько продуктивных
пластов, поскольку возможны межпластовые перетоки жидкости
через скважину и блокирование (консервация) нефтенасыщенных
менее проницаемых пластов внедрившейся водой.
Литература
1. Аванесов В. Т. К анализу результатов и оценке перспектив процесса
заводнения ПК свиты площади Чахнагляр. Труды АзНИИ ДН, вып. 3. Азнефтеиздат, 1956.
2. Алексеев Ф. А. и др. Состояние и задачи научно-исследовательских работ
по созданию методов ядерной геофизики для контроля за разработкой нефтяных
месторождений. Материалы Всесоюзного совещания, Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
3. А ш и р о в К. Б., Губанов А. И. Нефтеотдача пластов при водонапорном
режиме. Разведка и охрана недр, Л» 2, 1958.
4. Барановская Н. Н. Гидродинамическое исследование простейших случаев
перемещения контура нефтеносности и обводнения скважин. Труды МНИ им. Губкина,
вып. 14. Гостоптехиздат, 1955.
5. Борисов Ю. П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки
нефтяной залежи. Труды ВНИИ, вып. 21. Гостоптехиздат, 1959.
6. Габдуллин Т. Г., Лукьянов Е. П. Глубинный дистанционный расходо-
мер-дебитомер с электромеханическим приводом пакера. Труды ТатНИИ, вып. 4.
Бугульма, 1962.
7. Гатенбергер Ю.П. и др. Оценка нефтеотдачи на Бавлинском месторождении.
НТС по добыче нефти, вып. 24. Недра, 1964.
8. Гатенбергер Ю. П., Б р ы к и н а М. М. Геологопромысловая оценка
нефтеотдачи залежей в процессе их разработки (на примере Константинопского месторождения).
Труды ВНИИ, вып. 34. Гостоптехиздат, 1963.
9. Г л у м о в И. Ф., Кривоносое И. В., О л е н е в В. И. Глубинный
расходомер конструкции ТатНИИ. Труды ТатНИИ, вып. 1, Бугульма, 1959.
16. Г о в о р о в а Г. Л., Рябиннна 3. К. Обоснование прогноза обводненности
пласта. Труды ВНИИ, вып. 10. Гостоптехиздат, 1957.
11. Губанов А. И., Сургучев М. Л. Разработка методов регулирования
при совместной эксплуатации пластов. Фонды Гипровостокнефти, 1963.
12. Да хн о в В. Н. Пром -еловая геофизика. Гостоптехиздат, 1959.
13. Дворкин И. Л. Контроль за разработкой нефтяных месторождений методами
промысловой геофизики. Материалы Всесоюзного Совещания, Баку, 1963. ЦНИИТэнефте-
газ, 1964.

14. Д ж а л и л о в К. Н. Теоретическое исследование процесса обводнении скважин
в простейших условиях. Труды МНИ им. Губкина, вып. 14. Гостоптехиздат, 1955.
15. Дорохов О. И. Методика изучения нефтеотдачи в промысловых условиях
на Бавлинском месторождении. НТС по добыче нефти, вып. 13. Гостоптехиздат, 1961.
16. Б р о н и п В. А., Вахитов Г. Г., Султанове. А. Промышленная оценка
нефтеотдачи пласта в условиях водонапорного режима месторождений платформенного типа.
ННТ. Геология, вып. 7. ГОСИНТИ, 1958.
17. 3 о л о е в М. Т., К о б е л е в а В. А., Щелдыбаева Н. А. Темпы н
полнота выработки залежи нефти. Нефт. хоз., № 10, 1958.
18. Золоев М. Т. О нефтеотдаче пластов. Геология нефти и газа, № в, 1958.
19. Иванова М. М. Нефтеотдача в условиях литологической неоднородности
продуктивного горизонта. Труды ВНИИ, вып. 24. Гостоптехиздат, 1959.
20. И в а н о в а М. М. и др. Контроль за обводнением горизонта Д1 в процессе
разработки Ромашкинского месторождения. Труды ТатНИИ, вып. 4, Бугульма, 1902.
21. Ка п и ш н и к о в А. Л., Садрисламов М. М., Колганов В. И.
Определение коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным. Труды ВНИИ, вып. 24.
Гостоптехиздат, 1959.
22. Кисляков Ю. П., Демин Н. В., Русских В. Н. Влияние градиентов
давления на величину параметров пласта на Туймазинском месторождении. Нефт. хоз.,
№ 2, 1964.
23. К о в а л е в А. Г., К р ы л о в А. П. О влиянии плотности расположения скважин
на нефтеотдачу пласта. Изв. АН СССР, ОТН. Металлургия и топливо, Л> 3, 1959.
24. Колганов В. П., Сургучев М. Л., Евграфов Н. А. Итоги
исследований нефтеотдачи пласта Б2 Зольненского месторождения методом заводненных зон
(изохрон обводнения). Геология нефти и газа, № 4, 1965.
25. Колганов В. И. Сопоставление верхнего предела нефтеотдачи при
водонапорном режиме на месторождениях платформы. Труды Гипровостокнефти, вып. 9. Изд-во
«Недра», 1965.
26. Колганов В. И.О конечной нефтеотдаче песчаных пластов при водонапорном
режиме. Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
27. К о л г а и о в В. И., Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение
нефтяных скважин и продуктивных пластов. Изд-во «Недра», 1964.
28. Колганов В. И. О влиянии плотности сетки скважин на нефтеотдачу пласта.
Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
29. Колганов В. И. Особенности обводнения и нефтеотдача пласта Б2
Зольненского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
Я. Крылов А. П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.
Гостоптехиздат, 1962.
31. Литвинов А.А. Разработка режимов эксплуатации внутриконтурных
нагнетательных скважин Ромашкинского месторождении. Труды ТатНИИ, вып. '". Бугульма, 1962.
32. Максимов М.И. Методы подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной
стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой. Геология
нефти и газа, № 3, 1959.
33. Мирчинк М. Ф. Нефтепромысловая геология. Гостоптехиздат, 1946.
34. Мовмыга Г. Т. К вопросу о коэффициенте нефтеотдачи XVI и XXII пластов
Октябрьского месторождении. Геология нефти, № 5, 1959.
35. Непримеров Н. Н., Ш р а г и и А. Г. Особенности внутриконтурной
выработки нефтяных пластов. Яаг-вэ КГУ, 1961.
36. О в н а т а н о в С. Т., Тамразян Г. П. О коэффициенте нефтеизвлечения
но НКП свите Сурханского месторождения. Нефт. хоз., № 10—11, 1958.
37. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинокого месторождения.
Гостоптехиздат, 1959.
38. П е р м я к о в И. Г., Саттаров М. М., Г е н к и я Э. Б. Методы анализа
разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1962.
39. Пирверд1н А. М. Подземная нефтяная гидравлика. Азнефтеиздаг, 1956
40. Пирсон '.Д. Учение о нефтяном пласте. Перевод с англ. Гостоптехиздат, 1962'
41. Сазонов в. Ф. Некоторые итоги разработки месторождений Самарской Луки-
Труды Гипровостокнефти, вып. 2. Гостоптехиздат, 1959.
42. Сафронов С. В., Максимов М. П. Контроль за разработкой нефтяных
пластов горизонта Д1 на центральных площадях Ромашкинского месторождения. Татарскал
нефть, ЛВ 1—2, 1959.
43. Стасенкэв 1.В. К вопросу определения коэффициента нефтеотдачи по
длительна разрабатываемым месторождения ч Краснодарского края. НТС по добыче нефти,
вып. 22. Изд-во «Недра», 1964.
44. Стасенкэв ;. В. Определение нефтеотдачи на разрабатываемых площадях
Краснодарского края (Широкая Балка). НТС по добыче нефти, Л5 2. Гостоптехиздат, 1959.
45. Султанов С. А., Вахитов Г. .'. Опыт разработки Бавлинского
нефтяного месторождения. Татарское книжное изд-во, 1961.
46. Сургучев М. Л. О состоянии призабойных зон обводненных скважин
в неоднородно-слоистом пласте. ННТ сер. Нефтепромысловое дело, № 9, 1960.
47. Сургучев М. Л. {.таяние параметров сетки скважин на процесс обводнения
и конечную нефтеотдачу неоднородных пластов. Нефт. хоз., Л1 5, 1962.
48. Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования разработки неоднородных
пластов на примере нефтяных месторождений Куйбышевской области. Материалы
Всесоюзного Совещания, Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
49. Сургучев М. Л. Динамика показателей обводнения и нефтеотдачи пласта Б2
Красноярского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып. 9. Изд-во «Недра», 1964.
50. С у р г у ч е в М. Л. Метод оценки и прогноза показателей заводнения и нефте-
02

отдачи пластов по промысловый данны I. (Метод изохрон обводнения залежей). Геология
нефти и газа, № 11, 1964.
51. Сургуч ев М. Л. Краткий анализ разработки пласта Б2 Покровского мест>-
рождения. Труды Гипровостокнефти, вып. 2. Гостоптехиздат, 1959.
52. 1 ургучев М. Л., Моргунов А. П. Э нефтеотдаче карбонатного пласта А 4
Покровского лесторождения. Геология нефти и газа, № 8, 1962.
53. С у ' г ' ч е в М. Л., Сазонов Б. Ф., Калганов !. И. Эффективность
современных методов разработки нефтяных месторождений. Куйбышевское книжное
изд-во, 1962.
54. С у р г у ч е в М. Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений
платформенного типа. Гостоптехиздат, 1960.
55. С у ш и л и I 1. А., Новиков Н. П. Разработка и исследование глубинных
дебитомеров и расходомеров. Труды ВНИИ, вып. 13. Гостоптехиздат, 1958.
56. Т р о ф и м у к А. А., Лисунов В. р., Стасенков В. В. К иетодике
промысловых исследований нефтеотдачи пласта. Труды ВНИИ, вып. 24.
Гостоптехиздат, 1959.
57.Щелкачев 1.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме.
Гостоптехиздат, 1959.
58. Щ е л к а ч е в В. Н. Особенности восстановления пластового давления в
процессе законтурного заводнения. Нефт. хоз., № 2 и 4, 1952.
59. Ш а п и р о Д. А. Разделение нефтеносных, водоносных пластов и контроль
аа продвижением воды геофизическими методами. Татарская нефть, № 3—4, 1959.
60. Эфрос Д. А. Вычисление зависимости объема добытой нефти от объема
закачанной воды для многорядпой системы НТС по добыче нефти, № 3, Гостоптехиздат, 1959.
61. Юрии И. А. Определение текущего коэффициента нефтеотдачи по пластам Д2
и Д4 Константиновской площади. Пром. эконом, бюлл. Башкирского совнархоза, Л« 4, 1958.
62. V а и \У1Пйе а. \Уаясо Р1е1<| Ехрепепсе ЛУНЬ №1цга1 \Уа1ег Мус Тепая Епсои-
гаёе шеп( (о Аг4Шс1а1 ПоосНпё РгозреЫя. ОН а. Оав. 3. Зер(етЬег 6. 1951.

ГЛАВА III
ВЛИЯНИЕ ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ
НА ПРОЦЕСС ЗАВОДНЕНИЯ, ДОБЫЧУ НЕФТИ
И НЕФТЕОТДАЧУ ЗАЛЕЖЕЙ
ВВЕДЕНИЕ
Физико-геологические параметры коллекторов, в которых
сосредоточены скопления нефти, обусловливают все особенности и
показатели заводнения пластов. Для прогноза процесса заводнения
залежей необходимо возможно полнее учитывать все естественные
факторы. К числу показателей, от которых зависят результаты
заводнения залежей, относятся: 1) неоднородность пластов
(макронеоднородность) и пористой среды (микронеоднородность); 2) трещино-
ватость пластов; 3) соотношение вязкостей нефти и воды; 4)
начальное состояние водо-нефтяного контакта залежи и насыщенности
пласта; 5) капиллярная характеристика пористой среды,
обусловленная микронеоднородностью, и смачивающие свойства жидкостей.
Изучению влияния этих факторов на показатели разработки
нефтяных залежей посвящено много исследований. Однако
состояние изученности этих вопросов неодинаково и еще недостаточно
для оценки влияния указанных факторов на процесс заводнения
пластов.
ЛГ) Влиянию различных видов неоднородности пластов на
процесс движения жидкости посвящены многочисленные работы,
краткий обзор которых сделан в главе I. Наиболее полное представление
о влиянии макронеоднородности пласта на показатели заводнения
можно получить при использовании методов расчета,
разработанных Ю. П. Борисовым [13], М. М. Саттаровым [59, 47], И. Ф. Ку-
рановым [39], Б. Т. Баишевым [2] и др. Аналогичные методы расчета
процесса заводнения пластов изложены в работах [94, 88, 38, 93].
При помощи всех этих методов неоднородность пластов
получила конкретное выражение и появилась возможность учитывать
ее при заводнении.
Как уже отмечалось, расчетная модель неоднородного
пласта представляется в виде набора однородных слоев (трубок
тока), изменение проницаемости которых выражается функцией
распределения, определяемой на основе выборки керна или
геофизических исследований. При этом пласт предполагается
однородным по пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту
вытеснения нефти водой. Движение жидкости в слоях
(трубках тока) принимается независимым, изолированным, т. е. не
учитывается возможность капиллярного межслойного взаимо-
64

обмена жидкостями. Длина всех слоев (трубок тока) предполагается
одинаковой, а градиенты давления в них равными. Расчетная схема
исходит из начального вертикального положения водо-нефтяного
контакта. Кроме того, в слоях, частично заводненных, до прорыва
воды вязкость принимается постоянной и равной вязкости нефти.
Все эти допущения и предположения обусловливают, естественно,
погрешность в расчетах заводнения залежей [3, 4, 58].
Методы контроля и регулирования разработки нефтяных
месторождений, основывающиеся на прогнозе, требуют возможно более
полного учета неоднородности пласта, условий залегания и
вытеснения нефти. Работы [58, 71, 73, 74, 76, 95, 55 и др.] посвящены
усовершенствованию и уточнению методов расчета процесса
заводнения неоднородных пластов путем учета реальных факторов
строения пластов и условий залегания нефти — неоднородности пластов
по пористости, нефтенасыщенности, полноте вытеснения нефти
водой, избирательной фильтрации, микронеоднородности пластов,
наклона водо-нефтяного контакта и других факторов.
Исследования процесса заводнения нефтеносных пластов с
учетом и без учета различных видов их неоднородности указывают
на сильную зависимость, показателей от степени неоднородности
пластов. Особенно сильно от степени неоднородности пластов
зависит коэффициент охвата их заводнением. Вследствие
неоднородности пластов коэффициент охвата заводнением может снижаться
на 10—15% и более по сравнению с однородным пластом при прочих
одинаковых условиях. Влияние неоднородности пластов на охват
их заводнением отчетливо устанавливается и по промысловым
данным, показывающим избирательное послойное обводнение пластов
[72, 32, 27, 29].
(^2уТрещиноватость продуктивных пластов — особый, предельный
вид"неоднородности, отражающийся не только на процессе
заводнения, но и на добыче нефти. Фильтрация жидкости в трещиноватых
пластах, по-видимому, существенно отличается от движения
жидкости в пористых пластах.
Теория и механизм фильтрации жидкости в трещиноватых
коллекторах развиты Г. И. Баренблаттом, Ю. П. Желтовым и И. Н. Ко-
чиной в работах [11, 9, 10], которые основаны на методах механики
сплошной среды. В этих же работах получены и основные
уравнения неустановившейся фильтрации однородной жидкости в
трещиноватых пластах. Согласно этой теории такие пласты представляют
собой систему двойных, вложенных одна в другую пористых сред,
в которой основные запасы нефти сосредоточены в первичной
пористой среде, а движение жидкости происходит главным образом по
вторичной пористой среде — трещинам. Между пористыми блоками
и трещинами происходит взаимный обмен жидкостью.
Для каждой точки пространства вводится давление в жидкости
первичной пористой среды (блоках) и давление в жидкости трещин.
Для изучения движения жидкости в этой сложной системе вводятся
осредненные характеристики среды и потока в отличие от отдельного
65

рассмотрения движения жидкости в порах и трещинах [12].
Вследствие обмена жидкостью между блоками и трещинами в
трещиноватых пластах наблюдается запаздывание перераспределения
давления. А. Бан изучал это явление в условиях упругого режима,
а также исследовал случаи фильтрации жидкости в трещиноватых
коллекторах от скважины к галерее в полубесконечном пласте
[5, 6, 7]. Исследование фильтрации жидкости в трещиноватых
породах ранее проводилось также В. П. Пилатовским [50].
Различные методы определения коллекторских свойств и
параметров трещиноватых пластов рассматриваются в работах [12, 56,
63, 19, 34]. Для нефтепромысловой практики большое значение
имеет вопрос определения начальных запасов нефти в
трещиноватых пластах, коллекторская характеристика которых существенно
отличается от характеристик песчаных пластов. Естественно, этому
вопросу посвящено и много исследований [78,35,33, 43, 53, 30 и др.].
Условия и характеристика притока жидкости к скважинам в
трещиноватом пласте изучались в работах [37, 52, 77, 66, 19, 85, 86,
40, 83].
Результаты исследований процесса нефтеотдачи трещиноватых
пластов и микропроцессов, происходящих при вытеснении модели
нефти водой, изложены в работах [25, 57, 15]. В этих исследованиях
отмечены совершенно новые явления капиллярных противотоков
нефти и воды, происходящие в микронеоднородном пласте, которые
подтвердили результаты ранее проведенных исследований [84, 96,
89, 91, 67].
Геологическое изучение трещиноватости пластов проведено в
работах [63, 64, 1, 42 и др.]. В работе [64] Е. М. Смеховым дана
классификация трещиноватых пластов и трещин.
ГЗЛСоотношение вязкостей нефти и воды р.0 относится к числу
основных факторов, определяющих процесс и показатели
заводнения пластов. Вязкость жидкости между контуром питания и зоной
отбора определяет величину фильтрационного сопротивления. Чем
больше вязкость нефти, тем больше фильтрационное сопротивление
потоку изменяется при внедрении воды и отличается для
обводненных и нефтенасыщенных интервалов пласта.
Исследование влияния вязкости нефти на процесс перемещения
границы раздела двух жидкостей в пористой среде проводилось
И. А. Чарным [81, 80], В. П. Пилатовским [49], В. Л. Даниловым,
[21, 20, 22, 23], В. Н. Щелкачевым [87], Н. С. Пискуновым [51],
А. М. Пирвердяном [54] и др. Все эти исследования проводились
для линейного или радиального потока.
В работах [81, 80, 87, 51, 54] получены зависимости для
определения времени и скорости продвижения контура нефтеносности,
а в работах [49, 20, 21, 22] основные интегро-дифференциальные
уравнения движения границы раздела двух жидкостей с различной
вязкостью и плотностью в пористой среде. Задачи движения границы
раздела двух жидкостей с одинаковой вязкостью (разноцветных
жидкостей) ранее рассматривались Д. С. Лейбензоном, М. Маске-
6й

том, В. Н. Щелкачевым, П. Я. Полубариновой-Кочиной и др. В
работе [68] были рассмотрены условия для перемещения водо-нефтя-
ного контакта в слоистом пласте с учетом капиллярных сил.
Промысловые наблюдения за продвижением водо-нефтяного контакта в
условиях неоднородных пластов и различной вязкости нефти и воды
изложены в работах [26, 69, 72, 32, 27 и др.]. Но для контроля и
регулирования процесса разработки необходимо знать влияние вязкости
нефти на нефтеотдачу. Влияние этого фактора на показатели
заводнения и нефтеотдачу можно установить при расчете процесса,
например, по методам 10. П. Борисова [13], М. М. Саттарова [59, 47],
И. Ф. Куранова [39] и Б. Т. Баишева [2], хотя вязкость нефти в них
учитывается не полностью. Количественная зависимость
нефтеотдачи от вязкости нефти по фактическим данным разработки
месторождений Самарской Луки устанавливается в работе [28]. Но надо
отметить, что при этом не учитывается различие месторождении
по неоднородности пластов, условиям залегания нефти, параметрам
сетки и условиям эксплуатации скважин.
И аналитические расчеты процесса заводнения пластов с учетом
вязкости и практические результаты разработки различных
месторождений показывают, что влияние вязкости нефти на показатели
заводнения очень велико, особенно в начальной стадии заводнения.
При высокой вязкости нефти каждому значению коэффициента
охвата соответствует более высокое содержание воды в добываемой
продукции, чем цри малой вязкости нефти. Различие в
обводненности добываемой продукции залежей может достигать 20—50%
в зависимости от разницы их вязкостей. На конечной стадии раз-
работки влияние вязкостей на показатели заводнения становится
менее значительным. При большой вязкости нефти нефтеотдача
может мало отличаться от нефтеотдачи залежи с малой вязкостью
нефти, но достигается она при более высокой обводненности и
главным образом при значительно большем относительном объеме
прокачанной жидкости (суммарном водо-нефтяном факторе). Так,
например, по пласту Б2 Зольненского месторождения с соотношением
вязкостей нефти и воды, равным 1, коэффициент пефтеотдачи 0,6
достигнут был при относительном объеме прокачанной жидкости
в 1,2—1,4. Тогда как по пласту Б2 Губинского месторождения с
соотношением вязкостей нефти и воды 16,5 коэффициент нефтеотдачи 0,47
был достигнут при относительном объеме отобранной жидкости
болев 5.
Г4л Начальное состояние залежей, т. е. условия залегания нефти
в них, существенно влияет на весь ход заводнения пластов и
обводнения добываемой продукции. В практике разработки нефтяных
месторождений приходится встречаться с залежами, имеющими
начальное состояние водо-нефтяного контакта от вертикального
(при разрезании залежей на блоки) до горизонтального. Вследствие
малого наклона пластов при горизонтальной границе раздела нефти
и воды водо-нефтяные зоны залежей достигают 60—80% от общей
площади залежей.

Например, площадь начальных водонефтяных зон от общей
площади и залежей составляет: по пласту Б2 Зольненского
месторождения 72%, Покровского месторождения 68%,
месторождения Яблоновый Овраг 76%, Арланского месторождения 79%, по
пласту Д1 Туймазинского месторождения 51%, Шкаповского
месторождения 72%, Бавлинского месторождения 77% [46].
Первоначальные запасы нефти, сосредоточенные в водо-нефтяных
зонах, достигают 50—60% и более от начальных запасов залежей.
Поэтому, естественно, влияние размеров водо-нефтяных зон на
процесс разработки залежей имеет большое практическое значение.
Теория перемещения границы раздела двух жидкостей в
пористой среде разрабатывалась И. А. Чарным [81, 80], В. Л.
Даниловым [21, 22], Н. С. Пискуновым и Г. Л. Говоровой [51], В. Н. Щел-
качевым [87]. В этих работах получены основные соотношения,
описывающие процесс продвижения водо-нефтяного контакта при
различных схемах фильтрационного потока. В. Л. Даниловым
получены интегро-дифференциальные уравнения движения границы
раздела двух жидкостей в пористой среде при установившемся и упруго-
водонапорном режимах [21, 22], а совместно с В. В. Скворцовым
решена задача стягивания контура нефтеносности с учетом различия
вязкостей нефти и воды [23]. Большие исследования перемещения
водо-нефтяного контакта и обводнения скважин при различных
условиях эксплуатации и схеме размещения их на электронно-
вычислительной машине проведены В. В. Скворцовым [23, 62],
которые позволяют проводить расчеты обводнения залежей.
Особенности перемещения внутреннего и внешнего контуров
нефтеносности по различным линиям тока (главным и нейтральным)
при законтурном заводнении применительно к условиям
Туймазинского месторождения исследованы М. Т. Золоевым, Н. К.
Михайловским и В. Н. Щелкачевым [26]. Отмечена возможность опережения
внешнего контура нефтеносности по главным линиям тока и
отставание по нейтральным. Однако изучению влияния обширных водо-
нефтяных зон на показатели заводнения, т. е. на зависимость
коэффициента охвата (нефтеотдачи) и обводненности добываемой
продукции от относительного объема жидкости извлекаемой из залежи,
посвящено пока мало работ [55, 71, 41].
Сопоставление результатов расчета показателей заводнения
залежей с различными размерами водо-нефтяных зон свидетельствует
о весьма существенном влиянии их на процесс разработки залежей.
Снижение коэффициента охвата заводнением залежи с начальной
водо-нефтяной зоной может достигать 10—12% и более по
сравнению с вертикальным начальным водо-нефтяным контактом.
Но влияние обширных водо-нефтяных зон на показатели
заводнения обусловливает не только необходимость учета этого фактора
при прогнозе процесса разработки. Вопрос этот значительно сложнее.
Промысловые исследования перемещения обширных
водо-нефтяных контактов [69, 60, 32, 75, 61, 14, 46, 29] показывают, что на тех
месторождениях, где вязкость нефти больше вязкости воды (Покров-
68

ском, Красноярском, Туймазинском, Шкаповском, Бавлинском
и др.), продвижение внешнего контура нефтеносности сильно
отстает по сравнению с продвижением внутреннего контура и в
некоторых зонах наблюдается даже полная неподвижность водо-нефтя-
ного контакта. Это обстоятельство следует учитывать не только
при расчетах процесса заводнения и обводнения добываемой
продукции, но и при обосновании системы разработки залежей. На основе
промыслового контроля за подъемом водо-нефтяного контакта на
некоторых месторождениях возникла необходимость в бурении
дополнительных эксплуатационных скважин в водо-нефтяных зонах
[97,64, 71].
EГ)Вопрос о влиянии капиллярной характеристики пористой
среды и смачиваемости жидкостей на процесс заводнения настолько
сложен, а исследования по атому вопросу столь обширны и
разнообразны, что целесообразно его выделить и рассмотреть отдельно
(см. главу IV).
ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТОВ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ
НА ПОКАЗАТЕЛИ ЗАВОДНЕНИЯ
ПРИ ИЗБИРАТЕЛЬНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ
Весьма простым и эффективным методом учета влияния
макронеоднородности пластов на процесс заводнения и конечную
нефтеотдачу является метод, основанный на использовании функции
распределения проницаемости, разработанный в работах Ю. П.
Борисова [13], М. М. Саттарова [59], И. Ф. Куранова [39] и
Б. Т. Баишева [2], а также в [88, 94, 99] и др. Согласно этому
методу расчетная схема пласта представляется в виде комплекса
однородных, различно проницаемых слоев одинаковой длины.
При избирательной фильтрации жидкости в макронеоднород-
ном пласте общий поток в залежи, даже при галерейном отборе
жидкости, слагается из множества макропотоков или трубок тока,
обладающих не только различной проницаемостью, но и длиной.
Как отмечалось (в главе I, стр. 16—23), длина макропотоков
(трубок тока) является, очевидно, функцией плотности вероятности
распределения проницаемости. В конкретных условиях
макронеоднородности пластов разных месторождений эта зависимость, по-
видимому, может быть различной, но в первом приближении длину
трубок тока различной проницаемости при избирательной
фильтрации можно определить соотношением A.9).
Поэтому при прогнозе процесса заводнения с учетом
избирательного характера фильтрации жидкости в макронеоднородных пластах
необходимо использовать не распределение проницаемости Р (к),
а распределение параметра у = -=, представляющего собой
величину, обратную фильтрационному сопротивлению трубок тока
6»

или времени прорыва воды но ним от контура питания
(нефтеносности) до линии отбора жидкости.
к
Параметр у = у§ является функцией проницаемости и с учетом
A.9) может быть выражен ь следующем виде:
У = ПЬ)=сЧ21%к. (Ш.1)
На рис. 1.4 представлена зависимость параметра -=т- от прони-
Ал*
цаемости, распределение которой соответствует распределению Сат-
тарова. Как видно, функция у = / (к) в интервале изменения
к @,ос) немонотонна. По известному правилу [16] можно найти
закон распределения немонотонной функции одного случайного
аргумента. На рис. 1.5 изображена функция распределения случай-
к
ного параметра У = тз ПРИ законе распределения проницаемости
по Саттарову.
Теперь расчетную схему пласта можно представить в виде
упорядоченного набора, состоящего из п слоев (трубок тока) с
различным фильтрационным сопротивлением. Причем вследствие
неодинаковой длины равным фильтрационным сопротивлением могут
обладать слои (трубки тока) с разной проницаемостью. Если
принять объемы (запасы нефти) каждой трубки тока или каждого слоя
шириной Ъ = 1 одинаковыми, то мощность трубки тока (слоя)
с номером г будет равна:
где (?за,, — запасы нефти залежи; п — общее число трубок тока
(слоев) @, 1, 2, . . ., а, . . ., п) Ь{ — длина трубки тока с номером и
Тогда расход жидкости по трубке тока (слою) с номером г будет
равен
_ й^_Др _ (]ззикг Ар ,ттг „,
Прорыв воды и обводнение добываемой продукции начинаются
по трубкам тока, обладающим наименьшим фильтрационным сопро-
к
тивлением или наибольшим параметром -^. До прорыва коды по
слою с максимальным параметром (-гк) эксплуатация будет
\ ь /шах
безводной, а продолжительность этого периода определяется

В момент прорыва воды по слою с номером а и параметром [-гЛ
все слои с большим значением параметра \-гЛ >(т2/ полностью
заводнены, а слои с параметрами (-^1 "^(тг) заводнены лишь
частично. Время полного заводнения слоя с номером а
Ар
(*)•
(Ш.5)
Коэффициент охвата элемента залежи в этот период равен сумме
коэффициентов охвата полностью и частично заводненных слоев,
т. е.
Ро„=р'+р-=т^ 2у*+т- 2у" {Ш-6)
* зал .^" к зал ^*>
зал .^" ' зал
где Ром — коэффициент охвата заводнением элемента залежи;
Ро*в — коэффициент охвата заводнением полностью заводненных
слоев; Р"х„ — то же частично заводненных слоев; Уюх — объем
элемента залежи; V ¦ — объем полностью заводненного слоя с
номером ;; V; — объем частично заводненного слоя с номером I.
Коэффициент охвата заводнением полностью заводненных слоев
определяется отношением количества этих слоев к общему числу
их, т. е.
а
п
р„ы=4- а"-7)
Для частично заводненных слоев коэффициент охвата в момент
прорыва воды по слою с номером а определим следующим образом.
Заводненный объем слоя с номером г в момент 1а равен
У< = -Р^' <Ш-8>
где Р„ — коэффициент вытеснения нефти водой; т — пористость;
*н — нефтенасыщенность пористой среды.
Подставив в (III.8) соотношения (III.3) и (III.5), получим
V..
ННтАт- (Ш-9>
ШУ
Теперь полный коэффициент охвата заводнением элемента залежи
можно представить в виде
Р.» = 4 + —гтт- У.(тг). (ш10>
\ ^ ->а ,-=0
71

или, переходя от суммы к интегралу, окончательно будем иметь
V Ь' >а
1 (ж)-(^г)
р--1-'^)/*-}-—го • (Ш11)
Аналогично можно получить выражения для содержания нефти
в добываемой продукции в момент прорыва воды по слою с номером а
(Ш.12)
<7а + ?в
(*).
и для относительного объема жидкости, прокачанной через залежь
{безразмерное время) к этому времени,
9ж*я
(—)
* ^2 'тах
О \ Ь* /ср
(Ш.13)
По полученным выше соотношениям и по известной методике
ИЗ, 59, 2] с целью выяснения характера и степени влияния на
показатели заводнения макронеоднородности пластов при избирательном
движении жидкости были проведены расчеты изменения
коэффициента охвата заводнением и содержания нефти в продукции в
зависимости от относительного объема жидкости т (рис. III.1).
Сопоставление этих результатов расчета позволило отметить,
что избирательная фильтрация жидкости по трубкам тока,
обладающим однородной (родственной) проницаемостью, обусловливает
снижение степени неоднородности пласта и улучшение показателей
заводнения по сравнению с неоднородностью, выражаемой
функциями распределения проницаемости. Так как в генеральной
совокупности значений проницаемости высокопроницаемых разностей
всегда меньше, чем менее проницаемых, то длина трубок тока (слоев)
с высокой проницаемостью всегда будет больше, чем с низкой
проницаемостью. С увеличением пути избирательной фильтрации
жидкости по разностям пласта, занимающим малую долю общего
объема залежи, т. е. с увеличением сопротивления по
высокопроницаемым трубкам тока, могут создаться условия для одновременного
прорыва воды (заводнения) по более и менее проницаемым трубкам
тока (слоям).
72

Этот вывод хорошо подтверждается фактическими данными по
заводнению продуктивных пластов.
В главе I приводился пример послойного избирательного
заводнения пласта Б2 Зольненского месторождения непосредственно
на фронте внедрения воды. Эти исключительно интересные, даже
редкие, данные о характере заводнения продуктивных пластов
(удалось буквально зафиксировать фронт внедрения в залежь воды)
получены только благодаря
особым обстоятельствам.
Эти фактические данные
о заводнении пластов на
фронте внедрения воды
свидетельствуют об
избирательном характере фильтрации
жидкости. Отмечается
одновременное заводнение
различно проницаемых
разностей пласта и по весьма
большой части мощности его,
достигающей 20—40% общей
мощности.
Исходя из представлений
о неоднородности пластов,
выражаемой функцией
распределения проницаемости,
такой характер заводнения
трудно объяснить. Этой схеме
неоднородных пластов
соответствовал бы прорыв воды по
очень малой мощности с максимальной проницаемостью ввиду малой
доли объема пластов в общем объеме залежей с такой
проницаемостью, тогда как отмеченные фактические данные заводнения
пластов вполне согласуются с представлением об избирательной
фильтрации жидкости в них, которая вполне допускает
одновременное заводнение различно проницаемых слоев.
Другим наглядным подтверждением избирательного характера
движения жидкости в макронеоднородных пластах может служить
сопоставление интегральных кривых распределения проницаемости
второго объекта нижнего карбона Мухановского месторождения
и скорости притока жидкости по мощности объекта, построенных
на основе исследований профиля притока глубинными дебитомерами
(рис. 111.2 и Ш.З). Как видно из рис. Ш.2, только 60% объема
залежей объекта обладают проницаемостью меньше средней
[Р (к) при— ==5 1]. Тогда как по интегральной кривой
распределения скоростей более 80% мощности объекта имеет скорость
расхода жидкости меньше средней скорости [Р (V) при — «= 1]. Это
' ор
0 0,4 0,8 1,2 1.6 г
Относительный объем жадности,
прокачанной через пласт г
Рис. III. 1. Показатели заводнения
неоднородного нласта.
1 — по методике М. М. Саттарова; 2-е учетом
избирательной фильтрации.
73

ядетельствует о том, что неоднородность объема залежей объекта
по проницаемости значительно выше неоднородности мощности
объекта по скорости притока жидкости, а следовательно, и по
фильтрационным сопротивлениям слоев. . а.
Рассмотренные фактические данные /д '
о заводнении пластов, а также распреде- до
0.9
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0,<+
03
0.2
0.1
1
2
СШ СШа СП
^^
СЛ'СШ'СШ
1 <
СПб
*
Уд,'2,856
Рис. 111.2. Интегральные кривые распределения
проницаемости ш) пластам объекта II Мухановского
месторождения.
0.6
0.7
0.6
0.5
«4
0.3
0.2
0.1
о ш го зоу
О I 2 5 * 5 В 7 3 9 I
Рис. 111.3. Интегральная
кривая распределения скоростей
для объекта II Мухановского
месторождения (по данным
исследования дебнтомерамм
СКВ. 238, 224, 243).
лении проницаемости и скоростей притока подтверждают
необходимость учета неоднородности пластов в расчетах процесса
заводнения не отвлеченной функцией распределения проницаемости,
а распределением фильтрационных сопротивлений трубок тока
(слоев) при избирательной фильтрации жидкости.
ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЦЕССА ЗАВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ С УЧЕТОМ
МИКРОНЕОДНОРОДНОСТИ ПРИ ИЗБИРАТЕЛЬНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ
В методах расчета процесса заводнения, широко применяемых
в настоящее время при проектировании разработки нефтеносных
пластов, эффективно учитывается лишь их неоднородность по
проницаемости, а микроструктура пластов (пористость, нефтенасыщен-
ность пор и полнота вытеснения нефти водой) предполагается
однородной.
74

Объективно неоднородность продуктивных нефтеносных пластов
выражается в различии и изменчивости в объеме залежей размеров
пор, поровых каналов и их нефтенасыщенности. Проницаемость же,
как свойство пористой среды пропускать через себя (фильтровать)
жидкость или газ, представляет осредненную характеристику
некоторого объема или сечения пласта и зависит от метода и условий
определения. Поэтому характеристика неоднородности пласта через
проницаемость неизбежно содержит в себе элементы субъективности
или методической неоднозначности, вследствие чего она не может
быть инвариантной.
Пористая среда при движении в ней жидкости выступает как
множество поровых каналов различных размеров и сечений, в
различной степени насыщенных нефтью и водой. Естественно,
существует и необходимость в рассмотрении метода расчета заводнения
пластов как сложной системы неоднородных по размеру и
насыщенности поровых каналов. При избирательной фильтрации модель
или расчетную схему неоднородной пористой среды можно
представить в виде набора п слоев различной длины, каждый из которых
состоит из поровых каналов равного размера и обладает одинаковыми
запасами нефти (). = —^м-. Длина поровых каналов, состоящих
из пор с малой плотностью вероятности их в пористой среде, будет
больше, чем каналов, состоящих из пор с большой плотностью
вероятности, и в первом приближении может определяться по A.20).
Расход жидкости по слою г, состоящему из И{ каналов, по формуле
Пуазейля равен
Сзал^эф^ А? ,ттт , ,ч
*« = п^пЦ ¦ <Ш-14>
Причеи в A11.14) размер порового канала 5Эф,- представляет
собой эффективное сечение его, по которому происходит движение
жидкости, т. е. исключая часть общего сечения, занятую связанной
водой и остаточной нефтью:
<5эф = Я8нР\, (III. 15)
где зн — первоначальная нефтенасыщенность; р\ — коэффициент
вытеснения.
Вначале прорыв воды происходит по слою с максимальным
значением параметра ф = (~$-) . В некоторый момент времени I
\ -Ь* /шах
/ ^эф \ „ ^
слои а с параметром фй I —- I полностью заводняется. В этот
момент все слои с параметрами (-^-) 1> Фа полностью заводнены,
а с параметром Г~^-) <С фа заводнены лишь частично. Тогда
коэффициент охвата залежи заводнением представляется суммой
чгзал чгзал
75

где Уг — объем полностью заводненных слоев; V2 — объем завод
ненных слоев, по которым вода еще не достигла галереи.
Ввиду принятого условия равенства объема (запасов) отдельных
слоев первое слагаемое в A11.16) рх равно отношению числа
полностью обводненных слоев а к общему количеству слоев п, т. е.
Р1 = -Ь (Ш.17)
Для определения второго слагаемого A11.16) р% необходимо на
момент 1а найти объем У2. Этот объем равен сумме заводненных
объемов отдельных слоев с параметром
<№!¦
1,2
Заводненный объем 1-го слоя на момент 1а равен
причем
Тогда
У4 = -^-, A11.18)
г <?залР-а = 81*ЯР»—.. (III.19)
Ы)аАр^
5,
у(=0щ_ и2Р.ч > (Ш.20)
A*.) '
а всех частично заводненных слоев
Таким образом, используя соотношения A11.16), (Ш.17) и
A11.21), возможно рассчитывать процесс заводнения пластов с
учетом неоднородности микроструктуры пористой среды при
избирательной фильтрации.
В настоящее время получить характеристику микроструктуры
среды (распределение пор по размерам) пока еще довольно сложно,
хотя в ближайшем будущем такие исследования, по-видимому,
не будут представлять трудностей. Поэтому при помощи известного
соотношения
г=аУ~^=У1с> (ш-22>
осредненный эффективный размер поровых каналов в некотором
сечении пласта (трубке тока) можно выразить через параметры

обычной промысловой информации о пласте — проницаемость,
пористость, нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения — в виде
А: к
с яя2 хи6в яа2 «и
Подставляя A11.17), (ПГ.21) в выражение A11.16) и учитывая
A11.23), получим выражение для определения полного коэффициента
охвата залежи заводнением:
р»=т-+-42*" (Ш-24)
где
*=й*=ШВ- (ш-25)
' Последнее выражение для опреде ления коэффициента охвата
заводнением позволяет проводить расчет процесса заводнения
нефтяного пласта с учетом неоднородности микроструктуры пористой
среды, нефтенасыщенности и полноты вытеснения нефти водой при
избирательной фильтрации жидкости. После замены пределов
соответствующими интегралами выражение A11.24) можно записать
в виде
Ф
рохв = 1 -Р (фв) + Л—^ . A11.26)
Подобным образом легко находятся выражения для
определения относительного объема прокачанной через пласт жидкости и
содержания нефти в добываемой продукции на момент времени 1а:
A11.27)
/н=^— • AП-28)
Задача отыскания закона распределения функции г]з (к, з, т)
весьма упрощается, если на основании анализа кернового или
геофизического материала установлены статистические зависимости
5 = 5 (к), т — т (к) или комплекса (см. рис. 1.7)
У»ап
Ф
0
~ 1>. '
ар ($)
(-5-Н<*)-
77

В интервале проницаемости от 0 до оо функция ¦§ = *|э (к)
немонотонна (рис. III. 4, III.5).
?20
к,мд
Рис. Ш.4. Зависимость случайной функции 1|) (к, г, т), полу-
чевная для пласта Д1 Роыашкинского месторождения.
к &к
1 — зависимость у = —; 2 — зависимость параметра <|> = ——
С целью выяснения степени влияния неоднородности пласта
по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту
вытеснения при избирательной
г(я).П1>)Л«)
т 1г
190 200 300 Ч1Ю 500 600 700 800 900 Ж
0.3 1,9 1,5 2,1 2,7 3,3 3,9 4,5 5,1 5,7
фильтрации жидкости по
сравнению с неоднородностью пласта
только по проницаемости были
проведены расчеты процесса
заводнения пласта Д1 Ромашкин-
ского месторождения по
полученным соотношениям и по
известной методике Саттарова [ 73 ].
При этом значение
коэффициента с в A.20) принималось
равным единице. Из
сопоставления результатов расчета,
представленных на рис. III.6,
следует, что в процессе
заводнения пласта с учетом ком-
Рис. 111.5. График закона распределения
функции.
1 — функция распределения Т (у); 2 —
функция распределения Р (¦>!)); з —
функция распределения проницаемости по
М. М. Саттарову.
78

плексной неоднородности результаты заводнения пласта становятся
еще более благоприятными, чем с учетом изменчивости только
проницаемости при избирательной фильтрации. Эти результаты
также, очевидно, хорошо согласуются с промысловыми
исследованиями процесса заводнения пластов.
Относительный объем жидкости,
прокачанной через пласт
|=ЬЕЕЗгЕЗ*
Рис. III.6. Показатели заводнения неоднородного пласта.
1 — по методике М. М. Саттарова; 2 — с учетом
избирательной фильтрации; з — то же с учетом
неоднородности по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.
Таким образом, для правильного отображения процесса
заводнения и прогноза обводнения добываемой продукции и конечной
нефтеотдачи лучше учитывать не статическую неоднородность по
проницаемости, а динамическую комплексную неоднородность
пласта.
ВЛИЯНИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПЛАСТА
НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН
Практически все продуктивные пласты трещиновато-пористые.
Основные положения теории фильтрации жидкости в такой среде
разработаны в работах Г. И. Баренблатта, Ю. П. Желтова и
И. Н. Кочиной [9, 10].
-,-¦ Согласно их теории трещиновато-пористые среды представляют
собой систему, состоящую из двух пористых сред, вложенных одна
в другую. Пористые блоки относятся к первому виду пористости,
а трещины ко второму виду пористости. Между этими пористыми

средами при фильтрации происходит обмен жидкостью. Жидкость
из пористых блоков перетекает в трещины, в которых часть
жидкости продолжает двигаться по трещинам, а другая часть из трещин
внедряется в пористые блоки. Это принципиально новая модель
пористой среды в отличие от модели с обособленным движением
жидкости в трещинах и блоках, очевидно, наиболее правильно
отражает характер фильтрации жидкости в трещиновато-пористых
пластах с бессистемным расположением и направлением трещин.
Изучение притока жидкости к скважинам из пласта с
горизонтальными трещинами, созданными гидроразрывом, или по отдель-
Рис. Ш.7. Схема движения жидкости в трещиновато-пористой среде.
ным трещинам проводилось рядом исследователей [52, 77, 36, 56,
85, 40, 83, 451. Практический интерес представляет изучение
притока жидкости к скважинам из пласта с учетом взаимного обмена
жидкостями между пористыми блоками и трещинами [66].
Упрощенную расчетную схему элемента такого трещиновато-
пористого пласта можно представить в виде пласта с наклонными
и вертикальными трещинами, секущими пласт по всей мощности
(рис. III.7). Трещины могут быть как сплошными, так и
составленными из отдельных отрезков коротких трещин, совпадающих по
направлению. Наклон и высота трещин отображают осредненный
наклон и высоту реальных коротких трещин. Главное условие
модели трещиновато-пористой среды — обмен жидкостями между
трещинами и блоками — здесь соблюдается. Схему пласта (рис. III.7)
можно представить состоящей из двух аналогичных элементов с
размерами Д0 -т- гс и Як -ь Н0. Движение жидкости в них идентично,
только ге и Е0 первого элемента соответствуют В0 и Як второго.
Теоретически расчетная схема реального трещиновато-пористого
пласта должна состоять из множества последовательно и
параллельно соединенных таких элементов.
80

Выбрав систему координат, как показано на рис. III.7,
уравнение поверхности трещины в первом элементе можно записать так:
г1 = Л-(Г1-г2), (Ш.29)
дифференциал этой функции
0г1 = ^-0г1. (III.30)
Для трещины во втором элементе соответственно
где г2 = г—В0;
^ = ~й0^- (П1-32)
Выделим в пласте слой мощностью из, расход жидкости по
которому Д(?. Принимается, что линии тока жидкости идут по нормали
к поверхности трещин и плотность их по всей поверхности трещин
одинакова. Достигнув трещины, поток разделяется на два: часть
его Д(?! идет по трещине, а другая часть Д<?2 — через пористый
блок. Введем в трещинах дополнительные поверхности / и /'
(рис. III.7). В косоугольной системе координат уравнения этих
поверхностей будут следующие:
для первого элемента
2'.=-^-(г; М A11.33)
и
аг[ = !±аг[1 (Ш.34)
для второго элемента
2: = -^-(г'2—*°-) (ш.з5)
2 я2 — В0 \ 2 соза/ у '
и
бл\=-—Цт- йК. A11.36)
2 л2 —Я0 - ч '
Исходя из условия неразрывности потока, для первого
элемента можно записать следующие соотношения:
где
Д<?ц1п-^
Ро ™ 2як! Лгх 81П а '
« = (гх — гс) 81п2 а -Ь В0 сое2 а,
А(?,и 1п -^-
^т1 Га 2ЯА, йг[ соз а '
Д<?2(х 1п -у-
Р^ Р° " 2яМ*
A11.37)
A11.37')
A11.38)
A11.39)
81

где рт1 — давление в трещине первого элемента; ра — давление
в скважине; кг — проницаемость пористых блоков; кт —
проницаемость трещины; кх — высота трещины; а — угол наклона трещины.
Все остальные обозначения ясны из рис. III.7.
Аналогичные соотношения можно записать для второго элемента
пласта. Для этого в A11.37), A11.38) и A11.39) символы р0 и В0
следует заменить на рК и Вк, рс и га соответственно на р0 и В0,
В соотношениях A11.37) и (III.38) не учитываются
дополнительные потери давления, обусловленные коническим потоком. Эти
потери, как показано В. П. Пилатовским, зависят от протяженности
потока и в данном случае, по-видимому, малы.
Вследствие малой мощности (толщины) всех трещин
фильтрационные сопротивления их по высоте являются практически
нулевыми, проницаемость их в этом направлении можно считать
стремящейся к бесконечности, а потери давления — к нулю. Поэтому
ими пренебрегаем.
Из системы уравнений A11.38) и A11.39) получим
Рт1—Ра =
Д<?рЛп—1п-^-
Г Г
2п ( к, йг\ соз а 1п —— -4- Ъ\ &*л 1п —— )
V ¦ га га )
A11.40)
Суммируя A11.37) и A11.40), подставляя вместо йъх и йт,\ (III.30)
и A11.34) и решая относительно Д(), будем иметь
А<? =
2я(р0 — р0)
]хах
81П а
До
г!
1П I*. 1П II
кНAг
( к.к-, соз а 1п —^- с1г{ 4- клН 1п — Лг-, )
. A11.41)
Чтобы перейти к одной переменной, установим зависимость
между гх и 1\. После перехода от косоугольной к прямоугольной
системе координат эта зависимость выразится так:
и агл = ——
* РАС Л
A11.42)
Произведя подстановку в A11.41) и интегрируя в
соответствующих пределах, получим
2пк1Н(р0—рс)аг1 ^ (III.43)
Ца1
1 1п Но
51П а Г^
1п Г1 1в Г1 1
г0соза гй
к^ 1п Г1 1п г
кН г. га соз а ^
Уравнение A11.43) определяет дебит скважины в трещиноватом
изотропном пласте, где проницаемость по нормали к напластованию
82

не равна 0, кг ^ О- В условиях антизотропного пласта (кг =¦ 0)
плоско-радиальный поток сохраняется во всей области
дренирования. Тогда дебит скважины в трещиноватом пласте будет
определяться следующим уравнением.
2пкН(Ро-Рс)
\1а
V кхН га ' гссоза/ х
МкЬ^Ь^ + ^ЯЬ—^—1п
кгН гс ?¦}. гесоза
Но
A11.44)
Если в зоне дренирования скважины находятся два элемента,
то соотношение A11.43) будет иметь вид:
2пкН (Рк — ра) Лг
A0!
-1п
До
1п
г„соза г.
кН
1п-^ + 1п
*1
г„ соз а ->
+
+ A(П2— Н0)
•1п
НК
1п
—^— 1п-^-
Д0 со8 а Др
к^Н Д0 До соз а -
A11.45)
Интегрирование уравнений A11.43), A11.44) и A11.45) возможно
приближенными методами (Симпсона, парабол).
Полученные выражения для дебитов позволяют выявить влияние
трещиноватости на продуктивность скважин. С этой целью были
проведены расчеты при реальных условиях трещиновато-пористого
пласта с различными параметрами трещин (высота, глубина
распространения, проницаемость, наклон и др.). Мощность пласта 10 м.
Проницаемость пористых блоков принималась равной кг = 0,1 д,
глубина распространения трещин р изменялась от го до 100 м,
мощность (высота) трещин изменялась от 0,01 до 1,5 см, а проницаемость
трещин от 70 до 2,1 • 106 д (рис. 111.8). Проницаемость трещины
высотой 1,5 еле — 70 д означает заполнение ее пористым материалом
(кривая 5), а радиус скважины ге — р при кг = 0 означает выемку
пласта радиусом, равным глубине распространения трещины.
Анализируя данные рис. III.8, можно отметить следующее.
Наличие в пласте микротрещин общей высотой до 0,01 см даже при
глубоком их распространении от скважины незначительно
отражается на ее продуктивности по сравнению с пористым однородным
пластом. Существенное и даже многократное увеличение
продуктивности скважины происходит при вскрытии скважиной крупных
трещин высотой до 0,1—0,5 см и глубоком их распространении в зоне
дренирования.
На практике продуктивность скважин из трещиноватых пластов
иногда превышает расчетную продуктивность скважин из однородного

пористого пласта не менее чем в 3—5 раз. Это, по-видимому,
свидетельствует о том, что скважины вскрывают широко развитую
сеть (большое число) довольно крупных трещин или каверн.
Гидроразрыв пласта даже при образовании мощных глубоких
трещин, заполненных крупнозернистым песком, обеспечивает
увеличение продуктивности скважины по сравнению с однородным пластом
не более чем на 50—80%. Иногда после гидроразрыва наблюдается
0 0.1 0,2 0.3 0,4-в
Рис. III.8. Влияние трещиноватоста на продуктивность
скважин.
1 — й, = 0,01 см; Й! = 8,5-10' д; 2 — й = 0,05 см; й, =
= 2,1-10* д; 3 — й = 0,1 см; й, = 8,5-10«Э; 4 — й =
= 0,5 см; А, = 2,1 -10е д; 5—к=1,Ьсм; й, = 70 д;
в — Н = 0; гс = р.
многократное увеличение продуктивности скважин. Это указывает,
очевидно, на то, что создаются открытые (неравномерно заполненные
песком) трещины или происходит резкое повышение проницаемости
призабойной зоны, загрязненной в процессе бурения и последующей
эксплуатации. Приобщение к скважине при помощи трещины
гидроразрыва широко разветвленной сети естественных трещин также
может обусловить многократное увеличение ее продуктивности.
ВЛИЯНИЕ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ НА ПОКАЗАТЕЛИ ЗАВОДНЕНИЯ
ПЛАСТОВ
В применяемых методиках расчета обводнения нефтяных залежей
с учетом неоднородности коллектора по проницаемости обычно
предполагается, что вода продвигается по трубкам тока с начала
заводнения и до прорыва с постоянной скоростью, пропорциональной их
проницаемости. Однако условие пропорциональности продвижения
фронта обводнения при вязкости воды, меньшей вязкости нефти,
по пропласткам различной проницаемости справедливо лишь в
84

самом начале и в конце разработки залежи, а на других стадиях
заводнения оно нарушается.
И. Ф. Курановым [39] предложен способ расчета, учитывающий
изменение скорости движения жидкости по слоям в связи с
изменением их фильтрационных сопротивлений. Но метод этот довольно
сложен для практического использования. Трудоемкость расчетов
по этому методу значительно возрастает с увеличением числа
рассматриваемых прослоев. Методам расчета обводнения неоднородного
пласта с учетом различия вязкостей нефти и воды посвящена также
работа Н. Дикстра и Р. Парсонса [88].
В нашей совместно с В. С. Ковалевым статье [31] излагается
методика учета различия вязкостей нефти и воды, фазовой
проницаемости в промытой зоне и неоднородности пласта по проницаемости,
пористости, нефтенасыщенности и полноте вытеснения. Здесь же
мы рассматриваем лишь методику учета влияния вязкостей н
фазовых проницаемостей при постоянной пористости, нефтенасыщенности
и коэффициенте вытеснения нефти водой. При заводнении неоднород-
нослоистых пластов, содержащих нефть с вязкостью более высокой,
чем вязкость воды, по мере послойного перемещения фронта
обводнения дебит каждого слоя увеличивается при сохранении перепада
давления между линиями отбора и закачки постоянным. Дебит
какого-либо слоя, по которому поступает нефть, для любого момента
времени можно определить по общеизвестной формуле
?< = -Л М и ' <Ш-46>
где А — коэффициент, учитывающий геометрические размеры и
перепад давления между линиями нагнетания и отбора; Ьк —
расстояние от первоначального контура нефти до линии отбора; Ь( —
расстояние, на которое продвинулся контур по г-му слою; —- и
-^ соответственно подвижность нефти и воды; к{ — абсолютная
[-4
проницаемость г'-го слоя; ка и кв — фазовые проницаемости для
нефти и воды. Значение кв можно принять равным единице, если
определять проницаемость для нефти по кернам, содержащим
связанную воду. Значение фазовой проницаемости для воды в
обводненной зоне (кя) можно определять по данным лабораторных
исследований, она обычно составляет 0,5—0,6 ка.
Средний дебит слоя, по которому произошел прорыв воды за
период его заводнения, можно получить, если подставить в формулу
A11.46) величину среднего сопротивления в начале заводнения и
после прорыва воды:
85

Аналогично для 1-го слоя
-, (Ш.48)
где
Рср_ цн
"ср
причем
¦Ь» о
г — Рохв<-
Следовательно, формулу (Ш.48) можно представить в
следующем виде (приняв ЬК=\):
**= .._ я, *?,., ,„ч- (Ш^)
^Ин , Рои <
Пг + т")'
к IX
где Е = — отношение относительных подвижностей для нефти
КЪЦН
и воды.
Подставляя (III.47) и A11.49) в соотношение для коэффициента
охвата заводнением 1-го слоя р{ =——, после несложных пре-
Я-а ср
образований получим
р„3иаЕ-1)Аа+рохв,2Аа-А,.A + Е) = 0. A11.50)
После решения квадратного уравнения A11.50)
-1±|/1+-
(ЕЯ-1,*,
Р«.,= ' в,! *в -¦ (И1-51)
Полученное выражение необходимо брать с положительным
знаком. Подставляя выражение A11.51) в A11.50), получим
Выражение для определения коэффициента охвата A11.52)
совпадает с выражением, полученным другим путем, приведенным
в работах [38, 88].
Содержание нефти в добываемой продукции при достижении
определенного коэффициента охвата можно определить по
следующему соотношению:
/,=—V' (ш-53)
1 + —
где дц и ди — дебит воды и нефти.

Дебит воды и нефти при обводнении а слоя можно определить
по следующим формулам:
V1 — • A11.54)
1=я-а+1
?» = V И В-ТТИ 1ГТ • <ш-55)
/ ^ н-н | Рост < / Мч1 И'в \
-*¦ * "^ 2 \ а, ая ;
<=1 ка
Подставляя формулы A11.54) и A11.55) в A11.53) и произведя
соответствующие преобразования, получим
/. = К • (Ш.56)
. »=я-а+1
(Е"-1)й<
Для характеристики процесса вытеснения нефти водой
необходимо знать не только коэффициент охвата пласта заводнением
и содержание нефти в добываемой продукции, но также и
количество прокачанной через пласт жидкости к данному моменту:
т= -г . A11.57)
Уаап
Средний дебит за время от начала разработки до полного
обводнения г-го и а-го слоя равны:
я и
»=я-я + 1 V Лн Л« / 1=я-а + 1 в
2Л/с<
71-а
= Т^7^ 2 + р0„|(Е-1) * (Ш.59)
В формулах A11.57), A11.58) и (Ш.59) дВ10р — средний дебит
жидкости за период до обводнения слоя с проницаемостью,
равной кг, дБ20р —дебит 1-го слоя после прорыва по нему воды;
Чш ор~~ средний дебит нефти; I; и ^ — соответственно время обводнения
87

г'-го и а-то слоев; ({^^Ут^^ц^ —активные запасы нефти;
т , зср и иср— средние пористость, нефтенасыщенность пласта и
коэффициент вытеснения;
«?«<
п2Ак„
И I.. —
п2Ак{
A11.60)
A + Е)±- ^
«'я
A+Е)-^-/;,
Подставляя соотношения A11.58) — (III.60) в формулу A11.57),
получим
т =
1+Е
П 71-0.
*<
1,г=:И-а+1 1=1 г
(Е2 —1)й:
^- (Ш-М)
2Е
Если использовать схему пласта, состоящего из
неограниченного числа слоев, а неоднородность выразить через распределение
проницаемости, то коэффициент охвата, содержание нефти и
количество отобранной жидкости можно определять по формулам
Ь. = Ч-'<*Л--^+,Ы'1/ТТ!^!Е"(*)~
о
ка
= 1-*"(*.> Ё=Г + -Ё=т! V1 + ^'"^ **<**¦(*), (-62)
/.=
A11.63)
[ к аР (к)
1 +
;1 /г
& ^ (/с)
(Е« —1)*
_ 1 + Е Г /с ЛР (к) . Г к
х" к*п \) 2Е ) 1+1/;
и о '
к ар (к)
(ЕЗ-1)^
Г(Е-1)[1-,Р(*.)]
2Е
(Ш.64)
Аналогичные зависимости для показателей заводнения
неоднородного пласта с учетом вязкости нефти (при (ая = р,в) можно
получить и другим путем.
Рассмотрим пласт, состоящий из набора трубок тока, закон
распределения которых нам известен. Поток жидкости принимается
38

линейным. Текущий расход жидкости по трубке тока с
проницаемостью к{ определяется формулой
<?г
А^ (к) к( Ар
(Ш.65)
где АР (к) — мощность (площадь сечения) трубки тока с
проницаемостью к{; 1К = 1 — расстояние между контуром питания п зоной
отбора.
Положение границы раздела в трубке с проницаемостью кь\
К
(III.66) и) = ш (х, /ин, д^)
Как видно из (Ш.65), по
мере продвижения границы
раздела воды и нефти расход и
скорость" движения жидкости
в трубке постоянного сечения
непрерывно изменяются
вследствие изменения
средневзвешенной вязкости жидкости
в трубке. Если же
использовать искусственный прием и
заменить эту трубку такой,
которая по мере продвижения
фронта принимает новые мгновенные поперечные сечения,
постоянные по длине, то процесс движения можно представить в виде
деформируемого потока при неизменной скорости движения
жидкости с исходной постоянной вязкостью.
Сечение такой трубки тока, соответствующее некоторому
положению фронта обводнения х{, можно получить из условия
сохранения текущих расходов жидкости в истинной и фиктивной трубках:
Рис. 111.9. Изменение Мгновенных сечений
фиктивной трубки тока по длине при замеие
разновязкостных жидкостей одновязкостиой.
АР (к) к( Ар _ со? (х) к1 Ар
Отсюда
^в^ + М!—х)
Ив
со; (х)
\1аАР(к)
'ИА+М1 — *¦)'
(Ш.67)
(III.68)
где <а* (х) — некоторая фиктивная площадь поперечного сечения
трубки тока, являющаяся функцией пути перемещения границы
раздела нефти и воды.
При продвижении границы раздела фаз по фиктивной трубке тока
(рис. III.9) на расстояние их приращение обводненного объема будет
равно
йУ = со* (х) ах:
ця<1х
Г 71 х, -,. И0=— • (Ш.69)
При неизменной скорости движения жидкости в фиктивных
трубках тока к моменту полного обводнения их с проницаемостью ка
89

продвижение границы раздела фаз по трубке тока с проницаемостью
к> будет равно
* = Т-. (ШЛО)
а заводненный объем из A11.69) и A11.70)
Постоянная С = —. Полный объем пласта при I. = 1.
к
шах
У„ж= / 0Р(к) = 1. A11.72)
щт
Коэффициеьт охвата заводнением пласта на момент прорыва
воды в галерею по трубке тока с проницаемостью ка складывается
из двух коэффициентов:
Ро1В = р1 + (и, (Ш.73)
где р\ = 1 — Р (ка) — коэффициент охвата полностью заводненных
трубок тока; $'0Х11 — коэффициент охвата частично заводненных
трубок, который равен из A11.71)
т о
Следовательно, полный коэффициент охвата пласта заводнением
определяется выражением
$т = \-Р(К) + а\ 1п[А(^о) + 1]^(й). A11.75)
«г
Таким же образом можно определить относительный суммарный
объем жидкости, прокачанной через пласт на момент времени 1а,
который складывается из относительных объемов добытой нефти
т,' и воды х".
Относительный объем нефти на момент 1а равен
' т' = р01В. A11.76)
Относительный объем воды, добытой по слою с проницаемостью
к^ 5= ка за период времени А 2, можно найти из соотношения
Аум* (У Ар
1В — Ч{ \"а *р— ^ц
V*. = Я< Иа~ ',) = ' ,, Л*. ("I-77)
90

где со* AЖ) = —йР (к) — фиктивное сечение трубки тока с
Пронине
цаемостью к, 2= ка на линии отбора; 1^ — время полного обводнения
трубки с проницаемостью к/, А1 = 1а — 1^ — продолжительность
периода отбора воды из трубки с проницаемостью к. до момента
обводнения трубки с проницаемостью ка, который равен
**=Ыъ-±У (Ш-78)
Для относительного объема воды, добытой на момент времени 1а,
с учетом (III.77) и A11.78) получим
я тат
Полный относительный объем жидкости, прокачанной через
пласт к моменту времени 1Я, будет
к„ к
а шах
т = т' + т' = а{1п[-^--^> + 1]^(А) + 5 ка*(к\ (Ш.80)
Содержание нефти в добываемой продукции можно найти из
соотношения
Входящий в выражение A11.81) объемный расход нефти через
сечение пласта Р (кл) по определению равен
д = У(кК)Р(к), A11.82)
*.
| к АР (к)
где ка = ° „. средняя проницаемость частично промытой
г Vеа)
зоны; V (ка)—средняя скорость течения границы раздела нефти
и воды на момент 1а. Считая, что по слою с проницаемостью кв
граница раздела нефти и воды продвинется от первоначального
положения на расстояние х — $'охъ, и учитывая выражение A11.82),
найдем объемный расход нефти на момент времени 1а!
| к йР (к) Ар
'•- .ЦК+М.-Ш ¦ <шл3>
где ф'№Ъ — коэффициент охвата частично промытой зоны,
определяемый из выражения A11.75).

Аналогично объемный расход воды на момент времени 1а через
сечение 1 — Р (ка)
д„ = У(к,)[\-Р(ка)] = ^[\-Р(ка)], (Ш.84)
Г в
к
шах
|' к ар (к)
где /сЕ = ——„ . средняя проницаемость пласта в полностью
промытой зоне.
Из совместного решения уравнений A11.83), (Ш.84), A11.81)
окончательно получим
/„ = ъ • (Ш-85)
таг
\ к <1Р (к)
1 + Ц Ни A -Но) + Но]
_[ к ар (к)
о
Рассматривая полученные зависимости A11.76), A11.80) и A11.85),
видим, что входящие в эти выражения интегралы можно решать
аналитически. Если фактическая функция распределения
проницаемости для данной залежи аппроксимирована, например функцией
вида I (к) = Ькте~ек, тогда расчеты еще более упрощаются.
В полученных зависимостях для расчета основных показателей
заводнения неоднородных пластов с учетом вязкостей нефти и воды —
коэффициента охвата пластов заводнением, содержания нефти
в добываемой продукции и относительного отбора жидкости из
пластов — в качестве независимой переменной будет проницаемость
трубок тока или слоев. Указанные показатели рассчитываются
численным интегрированием зависимостей при фиксированных
значениях проницаемости ка той трубки тока, которая обводнилась
полностью на данный момент. Иначе говоря, последовательно
определяется значение всех показателей процесса заводнения пласта
для принятых значений проницаемости полностью обводненных
трубок тока. Значения их принимаются на основе фактического
распределения проницаемости в объеме залежи, начиная с
максимальной, последовательно переходя к меньшим значениям.
При упорядоченном расположении различно проницаемых трубок
тока (слоев), например при уменьшении значений проницаемости
трубок тока снизу вверх, схема обводнения пласта к моменту
прорыва воды в галерею по трубке тока с проницаемостью ка будет
соответствовать рис. ШЛО. Число фиксированных значений
проницаемости полностью заводненных трубок тока должно быть таким,
чтобы с достаточной уверенностью определить динамику показателей
с начального до конечного периода разработки. Для удобства
прогноза процесса заводнения залежей строятся не зависимости показа-
92

телей от величины соответствующей им проницаемости полностью
обводненной трубки тока, а зависимости коэффициента охвата ро
и содержания нефти в добываемой продукции /н от относительного
суммарного объема отобранной из пласта жидкости (безразмерного
времени разработки т), т. е. ро = <р (т) и /и = ф^т). Расчет
показателей заводнения неоднородного пласта при различных значениях
соотношения вязкости нефти к вязкости воды р,0 показывает, что
показатели заводнения пластов существенно зависят от вязкости
нефти. Даже при увеличении ее с |10 = 1 до ц0 = 5 (Е= 1,6 и 0,33
соответственно) коэффициент охвата заводнением пласта уменьшается
на 14—15% к моменту достижения одних и тех же значений текущей
Рис. ШЛО. Упорядоченная форма текущего водо-иефтяного
контакта к моменту прорыва воды по слою с проницаемостью
обводненности добываемой продукции (содержания нефти /н) и
суммарного отбора жидкости из пласта — относительного объема
прокачанной через пласт жидкости. При соотношениях вязкости
нефти и воды ц0 = 10 -г- 20 уменьшение коэффициента охвата пласта
заводнением по сравнению с одновязкостными нефтью и водой может
превышать 25—30%. Соответственно при снижении вязкости нефти
ниже вязкости воды улучшаются показатели заводнения залежеп
(Е> 1,6 на рис. III.И).
Наиболее наглядно представление о влиянии вязкости нефти
на показатели заводнения в реальных условиях разработки
нефтяных залежей и сравнение фактической степени влияния с расчетной
можно получить на основе анализа процесса заводнения
месторождений, находящихся в конечной стадии разработки, с сильным
отличием их по вязкости нефти. Этим условиям удовлетворяют
месторождения Самарской Луки — Зольненское, Стрельненское,
Яблоновый Овраг, Губинское, Сызранское и Заборовское, залежи которых
приурочены к пласту Б2 угленосного горизонта. Они находятся
в наиболее поздней стадии разработки из всех месторождений
платформенного типа. Геолого-эксплуатационная характеристика
нефтяных залежей пласта Б2 Зольненского, Стрельненского, Яблоновый
Овраг, Сызранского и Губинского месторождений приведена в
табл. III.1.

Рис. III.И. Динамика заводнения неоднородного пласта при различных отношениях подвижностей нефти и воды (е).
Распределение проницаемости / (*) нласта подчиняется распределению, предложенному М. М. Саттаровым.

Таблица II 1.1
Показатели
Месторождение
Зольнен-
ское
Стрель-
ненское

Яблоновый
Овраг
Сызран-
ское
Губинское
Коллектор
Условия залегания нефти . .
Средняя мощность пласта, м
Средняя пористость, % ...
Средняя проницаемость, мд . .
Вязкость нефти в пластовых
Соотношение вязкостей нефти
Условия разработки залежи
Площадь залежи на одну
скважину, га:
в пределах сетки . . .
в пределах общей
площади
Темп разработки
максимальный, % от извлекаемых
запасов
Коэффициент безводной
нефтеотдачи
Обводненность добываемой
продукции на 1964 г., %
Прогнозная конечная нефте-
Суммарный относительный
объем внедренной воды к
моменту достижения
конечной нефтеотдачи
Нефтеотдача к моменту дости
жения относительного объема
внедрившейся в залежь воды
16
24
23 400
1,6
1
Залежи
И
23
1410
2,3
1,5
Естественный
9
22
8,7
0,36
92-93
0,65
1,5
0,65
10
26
10
0,28
86—88
0,63
1,6-1,8
0,61
Песчаник
пластового типа
10
24.5
2170
16,5
11,4
8
24,3
1560
!>30
— 25,8
8
24,2
1300
>20
— 17
водонапорный режим
5
20
9,3
0,16
97—98
0,55
>з
0,46
7,5
10
'—
0,07
91-92
0,35
>5
0,31
7,5
13
_
0,04
97—98
0,50
>5
0,4
Как видно из табл. III.1, по обводненности добываемой
продукции все рассматриваемые залежи находятся практически на конечной
стадии. Поэтому прогноз показателей заводнения, сделанный на
основе анализа фактических зависимостей нефтеотдачи от
относительного объема воды, прокачанной через залежи, можно считать
вполне достоверным [32].
Анализ таблицы позволяет отметить, что рассматриваемые
залежи, расположенные на небольшом расстоянии в одной
гидродинамической системе, мало отличаются по пористости и
проницаемости пластов, условиям залегания нефти (все залежи обладали
обширными начальными водо-нефтяными зонами, достигающими
55—65% от общей площади залежей) и условиям разработки (залежи
разрабатывались при естественном водонапорном режиме при
95

незначительном отличии расстояний между скважинами). Больше
всего залежи отличаются по вязкости нефти, которая изменяется в 25
раз.Следовательно, можно с определенной уверенностью полагать, что
превалирующим фактором, обусловившим отличие показателей
разработки этих залежей, является вязкость нефти. Отличие же залежей
по показателям заводнения очень значительное. Если по Зольнен-
скому месторождению с отношением вязкостей нефти и воды равным
1 безводная нефтеотдача достигала 36%, то по Губинскому
месторождению с отношением вязкостей нефти и воды равным 17
безводной добычи нефти практически не было (безводная нефтеотдача
составила лишь 4%). При изменении отношения вязкостей нефти и воды
с 1 до 25 конечная нефтеотдача уменьшается с 65 до 35%. Причем
такое резкое отличие в значениях конечной нефтеотдачи будет
получено даже при значительно больших суммарных отборах воды из
залежей с высокой вязкостью нефти. На Зольненском
месторождении конечная нефтеотдача в 65% будет получена всего при прокачке
через залежь воды в объеме, равном 1,5 от первоначально занятом
нефтью. На Губинском и Сызранском месторождениях для
получения нефтеотдачи 50 и 35% через залежи необходимо прокачать воды
более 5 объемов пор, первоначально насыщенных нефтью.
Сравнить степень влияния вязкости нефти на показатели
заводнения по расчетным зависимостям и по фактическим результатам
разработки можно по величине нефтеотдачи, достигнутой по
рассматриваемым залежам к моменту прокачки через залежи одного и
того же объема жидкости. Как показано в табл. III.1, при
внедрении в указанные залежи воды в объеме, равном 1,5 объема пор,
первоначально занятых нефтью, нефтеотдача сильно зависит от
вязкости нефти. При увеличении отношения вязкостей нефти к
вязкости воды от 1 до 1,5 и до 11 (Зольненское, Стрельненское и
Яблоновый Овраг) нефтеотдача уменьшилась на 4 и 19% соответственно,
а при увеличении и.0 до 25 (Сызранское) нефтеотдача снизилась еще
на 15%. Это фактическое влияние вязкости нефти на показатели
заводнения соответствует расчетам.
В работе [32] изложены результаты исследования В. И. Колга-
новым характера влияния вязкости нефти на показатели заводнения
указанных залежей на разных стадиях разработки. Было
установлено, что в начальной стадии разработки влияние вязкости нефти
на нефтеотдачу, достигаемую при определенной обводненности (до
30—50%), значительно сильнее, чем на конечной стадии разработки
при обводненности на 95—98%. На начальной стадии наиболее
сильно показатели ухудшаются при увеличении отношения
вязкостей нефти и воды до 10, тогда как на конечные показатели
заводнения (нефтеотдачу) степень влияния отношения вязкостей нефти и
воды одинакова при изменении его от 1 до 35.
Таким образом, и расчеты показателей заводнения неоднородных
пластов и анализ показателей разработки конкретных нефтяных
месторождений свидетельствуют об огромном влиянии вязкости
нефти на весь процесс разработки. Фактически этот физико-геологи-
т

ческий фактор является одним из основных, поэтому для
определения правильной перспективы разработки месторождений необходимо
возможно полнее учитывать его при прогнозе показателей
заводнения залежи нефти.
ВЛИЯНИЕ ОБШИРНЫХ НАЧАЛЬНЫХ ВОДО-НЕФТЯНЫХ ЗОН
ЗАЛЕЖЕЙ НА ПРОЦЕСС ЗАВОДНЕНИЯ
Показатели заводнения залежи с обширной водо-нефтяной зоной
существенно отличаются от показателей заводнения залежи с
полностью нефтенасыщенной зоной между контуром питания и
эксплуатационными скважинами при прочих одинаковых условиях.
При обширной водо-нефтяной зоне безводной нефтеотдачи
практически может не быть, тогда как до прорыва воды в скважины
внешнего ряда при полностью нефтенасыщенной зоне будет накоплена
большая безводная добыча нефти. Этот безводный коэффициент
нефтеотдачи (охвата) будет влиять на зависимость содержания нефти
(воды) от коэффициента охвата практически до конечной стадии
разработки. Поэтому при расчетах важно учитывать реальные
условия залегания нефти.
Для оценки влияния обширных водо-нефтяных зон на процесс
заводнения и учета этого влияния при прогнозе обводнения
требуется методика расчета.
Известные методы расчета показателей заводнения неоднородных
пластов [1,2 и др. 1 исходят из предположения вертикального
начального водо-нефтяного контакта. Такое допущение вполне правомерно,
когда основным питанием залежи при разработке будет внутрикон-
турное заводнение, как, например, по пласту Д1 Ромашкинского,
пластам АЗ и А4 Кулешовского, пластам ДП и СП Мухановского
и других месторождений. Большая же часть месторождений
платформенного типа, как отмечалось, имеют начальные водо-нефтяные
зоны, размеры которых достигают 60—70% от общей площади
залежей, запасы в них составляют 50—60% общих запасов, а
заводняются через эти зоны. В этих условиях замена истинного
горизонтального положения контакта фиктивным вертикальным,
расположенным на внешнем контуре нефтеносности или на ином каком-либо
расстоянии от внешнего ряда скважин, обусловит большие
погрешности при прогнозе заводнения.
Методике учета невертикальности начального водо-нефтяного
контакта посвящена работа Н. К. Праведникова [55]. Однако
предлагаемая им методика весьма сложна для практического
использования и не в полной мере учитывает различие в вязкостях
нефти и воды [69], вовсе не учитывает неоднородность пласта по
пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту вытеснения, а
также исходит из галерейного отбора жидкости.
В статье [71] нами совместно с В. С. Ковалевым рассмотрен
метод расчета показателей заводнения залежей с обширными
начальными водо-нефтяными зонами, который позволяет учитывать различие
97

вязкостей нефти и воды, фазовых пронпцаемостей в
заводненных и нефтенасыщенных слоях, неоднородности пласта по
проницаемости, пористости, нефтенасыщенности.
Реальные продуктивные пласты имеют очень небольшой наклон,
а плоскость водо-нефтяного контакта горизонтальна. Без учета
влияния на процесс
заводнения сил тяжести
расчетную схему можно
представить в виде
горизонтального пласта с наклонным
положением
водо-нефтяного контакта (рис. 111.12).
Вывод расчетных
зависимостей основан на
аппроксимации наклонной
плоскости водо-нефтяного
контакта ступенчатой
поверхностью, которая
образуется, если представить
залежь состоящей из п
горизонтальных плоских
элементов равной высоты
с вертикальным водо-неф-
тяным контактом. Каждый
элемент имеет нефтенасы-
щенную зону длиной Ь1
и водонасыщенную зону
длиной Ь2 — Ь1.
1. В однородном пласте
без учета фазовых
пронпцаемостей скорость
перемещения фронта
вытеснения по каждому элементу
будет одинаковой и равной
ц
1
I':
'1:
И
1
—^
Г
Л
сч 1
~~3
'.С
1
* ж<^-—
1 *-¦ \»
Л
1:1
И .
М :
V \
1.1-\
1« \
У/
'/у .
УД
1
ш
-1Ш
/ ^
1
5 И
\ц
Ы
м
М
г/
1Л
к
;\
щ
II
п
1
/
м
Я
И
!
м О
§ I
а
" —
V = ¦
к Др
аф^^г
A11.86)
8
<*-
где к — проницаемость;
(х — вязкость жидкости;
Др — перепад давления
между контуром питания
и эксплуатационной
галереей; тЭф — эффективная
пористость; тэф = тзх\\
т — пористость; я —
коэффициент
нефтенасыщенности; г) — коэффициент
вытеснения.
98

Время обводнения а-го элемента равно
или с учетом A11.86)
'а=-^ (Ш.87)
ЬдЬ&т^ ШТ8ЯЧ
1«= к Ар ¦ (Ш-88)
К моменту обводнения а-го элемента коэффициент охвата
заводнением будет
а
Р<-=^ 2Р<"»'- (Ш"89)
• =о+1
где Н/п — высота элементов; В — ширина залежи; V — общий
объем залежи; Рохв . — отношение обводненного объема /-го
элемента к объему залежи при продвижении фронта вытеснения на
расстояние /ф,. по 1-му элементу; Ьа — длина нефтенасыщенной зоны
а-го элемента.
Первое слагаемое в формуле A11.89) равно отношению объема
полностью заводненных элементов к общему объему залежи, второе —
отношение заводненного объема частично заводненных элементов
к общему объему залежи:
РоХ^ = Л^-- (Ш.90)
Подставляя формулы A11.88), A11.86) в выражение A11.90)
получим
Объем залежи
У = ВНЬср = ВН\_Ь1+±{Ь2-Ь1)~]=ВН±±±^. A11.92)
С учетом формул A11.93) и A11.92) соотношение A11.89) можно
представить в следующем виде:
и, та а
2Ьа(п-а)
я = 1 » = а+1 » = 1
A11.93)
Выразим Ь{ через уравнение плоскости водо-нефтяного
контакта;
Ьг = Ь + ^-(Ьг-Ь1). (III. 94)
Обозначим -± через Р (I); тогда выражение A11.94) можно
записать
Ь, = Ь гР{1){Ь2-Ьг)- (П1.94)

Подставив A11.94) в соотношение (III.93), получим
2(п-аIЬ1 + РA)A1-Ь1)]
Л 2 V., . р/14/у г ч, , 2(п-а)[Ь1 + РA)
* = 1
а
2Ьлп
2(п-а)[Ь1^РA)(^-Ь1)] (Шд5)
= у _1^5Я = Д*АрЯЯ (Щ 98)
^в ^ лЬ2Ц л!^!1
Если представить залежь, состоящую из бесконечного числа
горизонтальных элементов, то выражение (III.95) принимает
следующий вид;
У(Ц2&1 | (Ь2-11)^(Ц . 2[1-/,(<«I[Ь1 + /,(<,)№»-^1I
Р«» 1! + 1а "Г" Ь! + Ьа "^ Ьх + Ьг
(Ш.96)
Содержание нефти в добываемой продукции можно определять
по формуле
/.=—т- (Ш-97)
1+ —
Дебит воды и нефти соответственно равен:
кАрВН _акАРВН
» = 1
= у_к^ВН_=(пга)кАрВН (Ш99)
где а—число полностью обводненных слоев; п — а — число слоев,
по которым в галерею поступает нефть.
Подставляя A11.98) и A11.99) в (III.97), получим
/к = —V- (Ш.100)
в — а
Если использовать принятую выше функцию ГA), то формулу
(Ш.100) можно представить в следующем виде:
/. = - Р{1а) =1-Щ«)- (Ш.Ю1)
Количество отобранной жидкости можно определить по
следующей формуле, учитывая A11.98), A11.99), A11.88) и (Ш.92):
т— ?ж<" ^.^»+д")га _ 2^а (III.102)
С'зад У"Ьф ^1 + ^«
100

Водо-нефтяной фактор В = -^~ ((?в и ()в — соответственно
чти
количество отобранных воды и нефти) равен:
*=сттЪ- (ШЛ03)
Обводнение пласта можно рассчитать по выведенным формулам,
просто задаваясь величинами Ха или Р AЯ).
Коэффициент охвата заводнением на момент прорыва воды в
эксплуатационную галерею равен
До прорыва воды /н = 1 и
Р-вТвAн^Г' (ШЛ05)
где /ф — расстояние от начального положения водо-нефтяного
контакта до текущего положения фронта вытеснения. Величиной 1^
можно задаваться или определять по соотношению
1ф = У1. (III.106)
2. Вывод зависимостей, аналогичных A11.96), A11.101) и A11.102)
для однородного пласта, но с учетом фазовых проницаемостеи
в заводненной зоне, полученных в статье [71], опустим, а
приведем лишь их в конечном виде.
Коэффициент охвата залежи заводнением
о 2 С% лгт , 21а{2Ь2Е + 1Ь1+РAа)(Ь2-Ь1)]A-Е)} „
$™=1^т;)ырм+ п+г; Х
Х-1
и
х
Содержание нефти в добываемой продукции.
\ 212Е + A-Е) [2^ + ^(^A2-^1I' (Ш.107)
/.= 1Ж • (И1.108)
г _
1 +
Е
4РA)
.3 (Ьг-ЬЦ
. .IРA) + Е] + Ь!
Относительный объем жидкости, отобранной из залежи,
^2Ьа{2Ь2Е + (\-ЕIЬ1+РAа)A2-Ь1))) х
Г Щ<Л , 2С С
3 2Ь2Е + (\-Е)[211 + РA)(Ц-Ь1)] "Г Ь^Ь-2 ] 2Ьг
ЛГA)
_Е + ^A-Е)
ЁьШ^Ь- (И1-109)
101

где
С = [Ь, + Р (I) (Ь2 -Ь,)] {2Ь2Е + A - Е)[2^ + Р (I) (Ь2- ВД;
В={2Ь2Е^A-Е)[Ь1 + РAа)(Ь2-Ь1)\).
3. Для изучения процесса заводнения залежи с обширной водо-
нефтяной зоной и неоднородным по проницаемости пластом без
учета фазовых проницаемостей (Е = 1) примем следующую
расчетную схему. Залежь горизонтальными плоскостями разделена на п
слоев равной высоты, а вертикальными плоскостями на N элементов
равной ширины. Каждый вертикальный элемент залежи обладает
однородной проницаемостью, но от элемента к элементу
проницаемость изменяется в соответствии с некоторым распределением.
Следовательно, в каждом горизонтальном слое (плоскости)
проницаемость изменяется от ктЫ до ктлх реальной совокупности
проницаемостей.
Рассмотрим процесс заводнения одного слоя, имеющего длину,
например, Ь{. Скорость движения воды в пределах слоя также будет
изменяться в соответствии с распределением проницаемости.
Следовательно, коэффициент охвата заводнением слоя
к .
| Р (к) Aк
(}ЙХВ(^)=1--^- , (ШЛЮ)
где к1{ — проницаемость обводнившейся в данный момент в
горизонтальном сечении залежи длиной Ьх.
Если просуммируем коэффициент охвата по всем п слоям,
получим коэффициент охвата всей залежи
Р01Е " „
п
' Р (к) ак
й-
1а.1-!-ъ-№-1-1Ь2/<-
| Р (к) 4к
(ИМИ)
•' = 1 « = 1
к.{
Для определения коэффициента охвата по формуле (III.111)
необходимо знать проницаемость къ{ каждого слоя залеяш, который
обводняется в рассматриваемый момент времени.
Глубина внедрения воды по слою с проницаемостью ки элемента
длиной Ь. и по слою с проницаемостью ка элемента длиной Ь
соответственно
Ч^К) = У{Ц,КI = ^ A11.112)
и
Ч (А,Р, К) = V DР, К) 1 = ^-, (Ш.ПЗ)
где ка — проницаемость трубки тока в слое длиной Ь , которая
обводняется одновременно с трубкой тока проницаемостью кь.
в слое длиной Ьг
102

Разделив A11.112) на A11.113) и приняв во внимание, что
получим
К = К1г- (И1.114)
^ор
Относительное количество отобранной жидкости можно
определить по следующему соотношению:
т=-г-,5^(^) = -г-1^-г1 = -г1-5т*-- (ш-115)
1 = 1 < = 1 1=1
Переходя от сумм к пределам при бесконечно большом числе
элементов, формулы (ШЛИ) и (III.115) можно представить в
следующем виде
ра ]' Р(к)Лк г.% С Р(к)Лк
Ь| ^ср
^е
1_ 1тН Р(к)*кАР^ (III. 116)
^ср
A11.117)
Расчеты показателей заводнения залежи в зависимости от
величины водо-нефтяной зоны, изменявшейся от 0 (вертикальный водо-
нефтяной контакт) до 1 (вся залежь подстилается водой), показали,
что с увеличением водо-нефтяной зоны сокращается период
безводной эксплуатации — безводная нефтеотдача уменьшается, а к
моменту отбора того или иного относительного объема жидкости т
коэффициент охвата заводнением залежи снижается (рис. 111.12).
Особенно сильно влияние начальных водо-нефтяных зон на
коэффициент охвата отмечается в начальной стадии разработки. Так,
при т = 0,6 -г- 0,9 коэффициент охвата у залежи с подошвенной
водой может быть на 9—12% ниже, чем у залежи с вертикальным
водо-нефтяным контактом, при прочих одинаковых условиях.
Влияние водо-нефтяных зон на конечные показатели заводнения залежей
резко уменьшается. При т = 3 разница в коэффициентах охвата
соответствующих залежей не будет превышать 2—3%.
103

Следовательно, учет водо-нефтяных зон необходим в основном
для прогноза динамики показателей заводнения залежей.
Показатели же для конечной стадии разработки залежи могут оцениваться
и по широко применяемым методикам без учета размеров водо-
нефтяных зон.
Более благоприятные показатели заводнения пластов с
вертикальным водо-нефтяным контактом по сравнению с горизонтальным
указывают на целесообразность выбора такой схемы искусственного
заводнения, которая в большей мере удовлетворяла бы этим
условиям. Очевидно, разрезание залежей на блоки и других видов вну-
триконтурное заводнение, исключающее питание залежей по
естественному периметру, будут создавать условия для заводнения их,
аналогичные рассмотренным с вертикальным водо-нефтяным
контактом.
УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ ОБШИРНЫХ ВОДО-НЕФТЯНЫХ
ЗОН ЗАЛЕЖЕЙ
При исследовании влияния величин водо-нефтяных зон залежей
на показатели их заводнения, обычно предполагаются одинаковые
условия движения всей поверхности водо-нефтяного контакта.
Однако влияние площади обширных водо-нефтяных зон на
процесс разработки залежей значительно сложнее. Как показывает
опыт разработки многих месторождений (Покровского [67],
Красноярского [75], Шкаповского [82], Мухановского, Туймазинск'ого
[29] и др.), условия для извлечения нефти из первоначальной водо-
нефтяной зоны и чисто нефтяной зоны неодинаковы. Нефть из водо-
нефтяных зон залежей скважинами, расположенными в чисто
нефтяной зоне, или не извлекается совсем, или извлекается с большим
отставанием. На основе этого опыта принято даже говорить о
наличии специальной проблемы разработки водо-нефтяных зон [46].
В качестве примера, иллюстрирующего важность этой проблемы,
рассмотрим условия разработки водо-нефтяной зоны пласта Б2
Красноярского месторождения [75]. Площадь водо-нефтяной зоны
залежи этого месторождения (см. рис. 11.1) составляет более 50%
площади залежи. Ширина водо-нефтяной зоны достигает 1500 м.
Вязкость нефти в пластовых условиях 3,2 спз, а воды 1,25 спз.
Средняя проницаемость пласта 1,85 д. Эксплуатационные скважины
в основном (90%) расположены в первоначальной чисто нефтяной
зоне и 10% их — вблизи внутреннего контура нефтеносности.
Залежь разрабатывается с 1957 г.
На середину 1963 г. из залежи было извлечено более 35%
извлекаемых и 27% общих балансовых запасов нефти. Внутренний контур
нефтеносности по всему периметру продвинулся более чем на 1 км.
Обводнено 77% первоначальной чисто нефтяной зоны залежи. Вода
появилась в скважинах, у которых нижние интервалы перфорации
выше начального положения водо-нефтяного контакта на 25—35 .и,
тогда как внешний контур нефтеносности на южном крыле залежи
104

с обширной водо-нефтяной
зоной остается совсем или
практически неподвижным
(рис. 111.13).
Изучение характера и
скорости подъема водо-
нефтяного контакта в
различных участках
начальной водо-нефтяной зоны
проводилось методом НГК.
Для этого были
использованы контрольная скв. 14,
расположенная в 600—
800 м от внешнего
контура нефтеносности, и
поглощающая скв. 1,
расположенная в 50—100 м от
начального внутреннего
контура нефтеносности
(рис. 111.13).
Водо-нефтяной контакт
во внешней зоне (скв. 14)
установлен на глубине
1564 м, что соответствует
первоначальной
абсолютной отметке пласта Б2 —
1522 м (рис. 111.14).
За шесть лет
эксплуатации водо-нефтяной
контакт в районе скв. 14 не
претерпел никаких
изменений и практически
оставался на начальной
глубине.
Скв. 1 пробурена в
1960 г.
Электрометрические исследования
проведены 31/1 1961 г. Водо-
нефтяной контакт в районе
этой скважины поднялся
на 8,5 м. Скорость подъема
его 3,7 года составляет
в среднем 2,3 м!год, или
0,2 м/месяц.
Исследования, проведенные 30/Х1
1961 г., т. е. через 10
месяцев, показали, что ВНК
в районе данной скважины

Скв. 14
Ь
¦^
В7.5А0.75М
11/1 19581
О 40 ВО 120 160 ом-м
О 8 16 24 32
1580
НГК-БО ГК
13/Ш 1958г
О 12420 13572 14724
О 20? 404 606 808 1010 1212
НГК-60-46*1 Тк
21/Ж№0г
иипШ200 16800 21600 амп/мин
" 15 3 45 6 7,5 9 10.5Ц
НГК-60 ГК
23/V 1963г
0 2 4 6 8мкр/ч
1,1 1.4 16 1,8 ?рцслед.
1554 д
1522
Рис. III.И. Состояние водо-нефтяного контакта у внешнего контура нефтеносности пласта Б2 (скв. 14)
Красноярского месторождения.
Диаграммы: 1 — КС; 2 — ПС; з — ГК; 4 — НГК; 5 — НГК;
т — песчаник пефтенасыщеииый; б — песчаник водонасыщенный; в — глины, алевролиты; г — нефтепасыщенная часть шта-
1564 относительная отметка т,ттт,
рта; 0 — —-—г—-: ВПК.
— 1522 абсолютная отметка

находится на отметке —1511,5 ж, т. е. поднялся еще на 2 л, а
скорость подъема сохранялась прежней. Последнее исследование,
проведенное 21/У 1963 г., указывало на дальнейший подъем водо-
нефтяного контакта, но с меньшей скоростью, что объясняется
ухудшением свойств нефтенасыщенной части пласта.
Таким образом, в тот период, когда в районе внутреннего контура
нефтеносности (скв. 1) подъем водо-нефтяного контакта составил
И м, у внешнего контура нефтеносности водо-нефтяной контакт
оставался практически в начальном положении. Это показывает, что
в районе внутреннего контура нефтеносности дренируется вся
мощность пласта, а во внешней зоне обширного водо-нефтяного контакта
южного крыла нефтенасыщенная часть пласта остается полностью
или почти недренируемой.
Аналогичная картина подъема водо-нефтяного контакта
наблюдалась по пласту Б2 Покровского месторождения до бурения
специальных скважин [49, 66].
Одной из причин отставания продвижения внешнего контура
нефтеносности от внутреннего, очевидно, является высокое
соотношение вязкостей нефти и воды (ц.0 = 2,7 -г- 3,0). При и.я-> \л„
и обширной водо-нефтяной зоне даже в условиях однородного пласта
фильтрационное сопротивление по кровле значительно больше, чем
по подошве пласта. Если проницаемость пласта уменьшается к кровле
то разница в фильтрационных сопротивлениях еще более
увеличивается. Другой причиной, способствующей обычно слабой
подвижности внешней зоны водо-нефтяного контакта, может быть известное,
но мало изученное явление повышения вязкости нефти от кровли
пласта или свода залежи к водо-нефтяному контакту. При поинтер-
вальном отборе проб устанавливается, что вязкость нефти у водо-
нефтяного контакта может быть в 2—3 раза выше, чем в кровле
пласта. Этот слой более вязкой нефти на контакте выполняет роль
частичного экрана аналогично снижению проницаемости пласта на
контакте. Эффект частичного экранирования залежи может быть
обусловлен вторичной гидрофобизацией пласта на контакте.
Результаты исследования на электромодели (рис. 111.15)
продвижения водо-нефтяного контакта при условиях пласта Б2
Красноярского месторождения (вязкость нефти 3 спз, воды 1 спз,
проницаемость в водоносной области в 3 раза выше, чем в нефтяной, пласт
вскрыт по всей мощности, на поверхности водо-нефтяного контакта
расположен слой более вязкой нефти ([хи = 6 спз), средняя
мощность слоя 2 м) показали, что отмечается интенсивное опережение
внедрения воды по подошве по сравнению с кровлей, причем в
процессе эксплуатации опережение внедрения воды по подошве пласта
резко усиливается. Вначале соотношение скоростей движения
контакта по подошве и кровле пласта было равно 4, а затем возросло
до 7.
Привлекают внимание подъем интервала опережающего
обводнения пласта от подошвы к его середине и сужение потока. Это,
по-видимому, указывает на направление линии меньшего фильтрационного
107

сопротивления пласта движению жидкости и является причиной
указанного замедления продвижения контакта по кровле.
Отмеченное явление подъема интервала опережающего
обводнения пласта или направление линии меньшего фильтрационного
сопротивления от подошвы к середине пласта показывает, что
обводнение средних интервалов пласта и оставление нефти в подошве,
т. е. неустойчивое внедрение воды, обусловливаются не только
соответствующей его слоистой неоднородностью, но и вязкостью нефти,
особенно при неполном вскрытии пласта в скважинах.
Таким образом, на месторождениях платформенного типа вполне
реально существует проблема извлечения нефти из водо-нефтяных
зон.
Крсдли пласта
'МЫ
. Слой вязкой нефти
Текущие голошения
-^^•^водо-нефтяного контакта
Начальное положение \ % \хчл~~-" ~"^ """*
боёо-нефтянога контакта \^ \ \^\__1_^~"^.^
Линия наименьшего
фильтрационного сопротивления
V<x^^ллс:xлVЧ^VVУУАV*У><^V^.V,#xя^
лгх *--.' лЛлаы^
Рис. 111.15. Продвижение водо-нефтяного контакта при наличии слоя
вязкой нефти на контакте (по данным электромоделирования).
Скважины, расположенные в чисто нефтяной зоне и сильно
удаленные от внешнего контура нефтеносности, не могут эффективно
дренировать внешнюю часть залежи и обеспечить необходимое
заводнение этой зоны. Поверхность начального водо-нефтяного контакта
в процессе разработки испытывает неодинаковое воздействие. Зона,
прилегающая к начальному внутреннему контуру нефтеносности,
является зоной активного подъема контакта. Тогда как зона,
прилегающая к внешнему контуру нефтеносности, является зоной
пассивного подъема контакта (рис. 111.14). Повысить активность
дренирования этой зоны можно путем бурения и эксплуатации
специальных скважин, а также закачки воды только в нефтяную часть пласта,
т. е. в результате внутриконтурного заводнения. Наличие слоя
более вязкой нефти и гидрофобизации пласта на контакте
(частичного экрана) будет создавать благоприятные условия для вытеснения
нефти закачиваемой водой.
В зоне активного водо-нефтяного контакта бурить специальные
скважины не надо, поскольку они эффективно дренируются
внутренними.
108

Следовательно, принцип размещения скважин на залежах с
обширными водо-нефтяными зонами должен быть следующим. По
разреженной сетке скважины необходимо размещать во внешней части
водо-нефтяной зоны, а основную часть скважин — по более плотной
сетке в чисто нефтяной зоне залежи. При необходимости поддержания
пластового давления искусственное заводнение должно быть только
внутриконтурным, предпочтительно блоковое, путем разрезания
залежи на блоки со вскрытием в нагнетательных скважинах лишь
нефтенасыщенной части пласта. Такой принцип размещения
эксплуатационных и нагнетательных скважин будет создавать условия
для наиболее равномерного и эффективного дренирования и
заводнения различных зон залежей с обширными водо-нефтяными зонами.
ВЫВОДЫ
Рассмотрено влияние на показатели заводнения залежей
следующих физико-геологических факторов: неоднородности пластов по
проницаемости при избирательной фильтрации, комплексной
динамической неоднородности пластов — неоднородности по
проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту вытеснения
нефти водой с учетом характера фильтрации, микронеоднородности
пористой среды, вязкости нефти и обширных начальных водо-нефтя-
ных зон. Изучено также влияние трещиноватости пластов на
продуктивность скважин.
В результате исследований получены расчетные зависимости
для определения основных показателей заводнения пластов —
коэффициента охвата заводнением, содержания нефти в добываемой
продукции и относительного объема извлекаемой жидкости с учетом
отмеченных факторов.
Показана необходимость использования при прогнозе процесса
заводнения залежей не статической, а динамической характеристики
неоднородности пластов по фильтрационным сопротивлениям трубок
тока, обусловленной избирательной фильтрацией жидкости. При
этом условия для заводнения залежей получаются благоприятнее,
чем при выражении неоднородности пластов функцией
распределения проницаемости.
Характеристика неоднородности пластов по проницаемости не с
однозначна, а зависит от способа определения этого параметра
и содержит элементы субъективности. Объективно неоднородность
пластов выражается изменением размеров пор, а при движении
жидкости — изменением размеров (сечений) норовых каналов.
Предложена методика прогноза показателей заводнения пластов,
основанная на использовании характеристики неоднородности
внутренней структуры пористой среды — распределения размеров поро-
вых каналов при избирательной фильтрации.
Получены формулы для определения установившегося притока
жидкости в скважину, эксплуатирующую трещиновато-пористый
пласт, с учетом взаимного обмена жидкостью между трещинами
109

и блоками, что соответствует модели трещиновато-иористых пластов
как пластов с двойной пористостью. Продуктивность скважины
в трещиновато-пористом пласте может быть значительно выше
продуктивности скважины в пористом пласте только при условии, что
скважина вскрыла широко развитую сеть крупных трещин высотой
до 0,1—0,5 см.
Характер влияния вязкости нефти и обширных начальных водо-
нефтяных зон на процесс заводнения залежей общеизвестен. Однако
при прогнозе показателей заводнения залежей эти факторы
учитываются не всегда или не полностью. Предлагаются достаточно
простые методы прогноза показателей заводнения пластов с полным
учетом вязкости нефти и влияния водо-нефтяных зон. Вследствие
высокой вязкости нефти и обширности водо-нефтяных зон охват
залежей заводнением может снижаться на 20—30% и более по
сравнению с залежами с малой вязкостью нефти и вертикальным
начальным водо-нефтяным контактом (при разрезании залежей). Причем
вязкость нефти больше влияет на показатели, чем размеры водо-
нефтяных зон, которые сильно отражаются на процессе заводнения
в начальной и средней стадиях разработки.
На месторождениях с высокой вязкостью нефти и обширными
начальными водо-нефтяными зонами не только возникает
необходимость в учете этих факторов при прогнозе показателей заводнения,
но и существует проблема извлечения нефти из водо-нефтяных зон.
В таких зонах залежей платформенного типа сосредоточено до 50—
60% запасов нефти. Как показывает опыт, почти на всех
месторождениях внешние части этих зон скважинами, расположенными
в чисто нефтяной зоне, не дренируются, а значительные запасы
нефти в них консервируются.
Поэтому система разработки залежей с высокой вязкостью нефти
и обширными водо-нефтяными зонами должна предусматривать
такое расположение эксплуатационных и нагнетательных скважин,
которое способствовало бы вовлечению в активную разработку
запасов нефти водо-нефтяных зон. Рекомендуются предпочтительные
схемы расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин
на залежах подобного типа. При необходимости искусственного
заводнения разрезание залежи на блоки с закачкой воды в нефтяную
часть и размещение эксплуатационных скважин на всей нефтенасы-
щенной площади обеспечат равномерное дренирование.
При разработке залежи на естественном водонапорном режиме
следует предусматривать две системы эксплуатационных скважин —
для чисто нефтяной зоны и внешней части водо-нефтяной зоны.
Литература
1. А ш и р о в К. Б. и др. Условия разработки Кулешовского месторождения.
Геология нефти и газа, № 10, 1963.
2. Баишев Б.Т. Функции распределения проницаемости и учет неоднородности
пласта при проектировании разработки нефтяных месторождений. Труды ВНИИ вып. 28.
Гостоптехнздат, 1960.
3. Б а и ш е в Б. Т., Глебова Т. А. Результаты сопоставления фактического
и расчетного обводнения залежей с нефтью низкой вязкости. НТС по добыче нефти, № 11.
Гостоптехнздат, 1960.
110

4. Б а и ш е в Б. Т., Глебова Т. А., Праведников Н.К. Сопоставление
фактического и расчетного обводнения залежей с высокой вязкостью нефти. НТС по добыче
нефти, вып. 11. Гостоптехиздат, 1961.
5. Б а н А. Движение жидкости в трещиноватых пористых средах. Сб. «Влияние
свойств горных пород на движение в них жидкости». Гостоптехиздат, 1962.
6. Бац А. Определение времени запаздывания восстановления давления в
трещиноватой породе. Изв. АН СССР, ОТН. Механика и машиностроение, *в 4, 1961.
7. Б а н А. Определение параметров пласта трещиноватых пород по кривой
восстановления давления с учетом притока жидкости после закрытия скважины. Изв. АН СССР,
ОТН. Механика и машиностроение, Ли в, 1961.
8. Б а н А. и др. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости.
Гостоптехиздат, 1962.
9. Баренблатт Г.И. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей
в трещиноватых породах. ДАН СССР, т. 132, № 3, 1960.
10. Баренблатт Г. И., ж е л т о в Ю. П., К о ч и н а И. Н. Об основных
представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах.
ПММ т. 24, вып. 5, 1960.
11. Баренблатт Г. И., Ж е л т о в Ю. П., Кочана И. Н. О
закономерностях движения жидкости в трещиноватых породах. Сб. «Опыт разработки нефтяных и
газовых месторождений». Гостоптехиздат, 1963.
12. Б е й к е р Р. Дж. Течение жидкости в трещиноватых породах. IV Международный
нефтяной конгресс. Бурение скважин и добыча нефти. Перевод с англ. Гостоптехиздат, 1956.
13. Борисов К). П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки
нефтяных залежей. Труды ВНИИ, вып. 21. Гостоптехиздат, 1959.
14. Вахитов Г. Г., Султанов С. А. Опыт разработки Бавлинского нефтяного
месторождения. Татарское книж. иад-во, 1962.
15. Везиров Д.Ш., Кочешков А.А. Экспериментальное исследование
механизма нефтеотдачи трещинно-пористых коллекторов. Изв. АН СССР. Механика и
машиностроение, № 6, 1963.
16. Вентцель Е. С. Теория вероятностей. Госфизматиздат, 1962.
17. Герсеванов Н. М., Польшин Д. Е. Теоретические основы механики
грунтов н их практическое применение. Госстройиадат, 1948.
18. Горбунов А. Т. Экспериментальное изучение нефтеотдачи трещиновато-
пористых коллекторов. Инж. журн., т. 2, Л« 4, изд-во АН СССР, 1964.
19. Данилов В. Л., Скворцов В. В. Решение одной задачи о стягивании
контура нефтеносности с учетом различия вязкостей нефти и воды. Изв. Каз. фил. АН СССР,
сер. физ.-мат. и технич. наук, вып. 13, 1959.
20. Д а н и л о в В. Л., Скворцов В. В. Решение одной задачи о стягивании
контура нефтеносности с учетом различия вязкостей нефти и воды. Изв. Каз. фил. АН СССР,
сер. физ.-мат. и технич. наук, вып. 13, 1959.
21. Данилов в.Л. Интегро-дифференциальные уравнения движения границы
раздела двух жидкостей в пористой среде. Изв. Каз. фил. АН СССР, сер. физ.-мат. и технич.
наук, вып. 11, 1957.
22. Данилов В.Л. О движении водонефтяного контакта в пласте при упруго-
водонапорном режиме. Изв. каз. фил. АН СССР, сер. физ.-мат. и технич. наук, вып. 13, 1959.
23. Данилов В. Л., Скворцов В. В. Расчеты перемещения водонефтяного
контакта и времени обводнения скважин на электронной цифровой машине. Изв. АН СССР,
ОТН. Механика и машиностроение, л> 4, 1960.
24. Данвевич С.Д.К вопросу об эффективности гидроразрыва по данным
исследования скважин без остановки. Нефт. хоз., Л! 7, 1956.
25. Желтов Ю. П. и др. Решение гидродинамических задач течения неоднородных
жидкостей в трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах. Отчет по теме 245,
этап 111. ВНИИ, 1963.
26. Я о л о е в М. Т., Михайловский Н. К., Щелкачев В.Н. Некоторые
особенности перемещения ВНК при законтурном заводнении в полого залегающих пластах.
Труды МНИ, выи. 12. Гостоптехиздат, 1953.
27. И в а и о в а М. М. и др. Контроль за обводнением горизонта Д1 в процессе
разработки Ромашкинского месторождения. Труды ТатНИИ, вып. 4. Бугульма, 1962.
28. Капишников А. Л., Колганов В. И. Промысловые исследования
нефтеотдачи на месторождениях Самарской Луки. Труды Гипровостокнефти, вып. 5.
Гостоптехиздат, 1962.
29. Кисляков Ю. П. и др. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения.
Материалы Всесоюзного совещания, Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
30. Ковалев В. С, С у р г у ч е в М. Л. О подсчете запасов нефти в карбонатных
пластах. Труды Гипровостокнефти, вып. 7. Гостоптехиздат, 1964.
31. Ковалев В. С, Сургуч ев М. Л. Учет кинематики потоков жидкости
и различия вязкостей нефти и воды при расчете обводнения неоднородных пластов. Труды
Гипровостокнефти, вып. 9. Изд-во «Недра», 1965.
32. Колганов В. И., Сургучев В. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение
нефтяных скважин и пластов. Изд-во «Недра», 1964.
33. Котяхов Ф.Н. Некоторые замечания к предложенному нами методу
определения запасов нефти в трещиноватых породах. Нефт. хоз., Л8 9, 1958.
34. Котяхов Ф.И. Приближенный метод оценки естественной и искусственной
трещиноватости пород. Нефт. хоз., № 3, 1957.
35. Котяхов Ф. И. Приближенный метод определения запасов нефти в
трещиноватых породах. Нефт. хоз., № 4, 1956.
36. Кривоносое И. В., Ч а р н ы й И. А. Расчет дебитов скважин с трещино-
атой цризабойной зоной пласта. Нефт. хоз., № 9, 1955.
111

37. Кривоносое И. В., Ч арный И. Л. Расчет дебитов скважин с
трещиноватой призабойной зоной пласта. Нефт. хоз., № 9, 1955.
38. К р и с т е а Н. Подземная гидравлика, т. 2. Гостоптехиздат, 1962.
39. К у р а н о в И. Ф. Вытеснение нефти водой в слоистом пласте. Труды ВНИИ,
вып. 28, 1960.
40. К у р а н о в И. Ф., Ш е х т м а н Ю. М. Определение дебита скважины при
наличии горизонтальной трещины с заполнителем. Нефт. хоз., № 9, 1961.
41. Лысенко В. Д. Учет влияния начального ВНК на обводнение. Изв. вузов.
Нефть и газ, Л8 9, 1964.
42. М а й д е б о р В. Н. Некоторые вопросы методики изучения нефтяных залежей,
представленных мощными трещиноватыми коллекторами. Труды ГрозНИИ, вып. 6.
Грозный, 1960.
43. Максимович Г.К. О подсчете запасов нефти в трещиноватых коллекторах.
Геология нефти, .\< 3, 1958.
A. Максимович Г. К. Опыт гидравлического разрыва пластов на промыслах
Татарии и Башкирии. Нефт. хоз., Л! 1, 1955.
45. М аскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде.
Гостоптехиздат, 1949.
46. М у с т а ф н н о в Л. И. Система разработки с поддержанием давления в
нефтяных залежах с широким водоплавающим ореолом. Материалы Всесоюзного совещания,
Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаэ, 1964.
47. Пермяков И.Г., Саттаров М. М., Г е и к и н Э. Б. Методы анализа
разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1962.
48. Пилатовский В.П. О притоке нефти к скважинам круговой батареи
дренирующей купольную залежь. Труды ВНИИ, вып. 6. Гостоптехиздат, 1954.
49. Пилатовский В. П. Влияние различия в вязкостях воды и нефти на
перемещение водо-нефтяиого контакта. Труды ВНИИ, вып. 6. Гостоптехиздат, 1954.
50. Пилатовский В.П. Об уравнениях фильтрации в трещиноватых породах.
НТС по добыче нефти, вып. 10. Гостоптехиздат, 1960.
51. П и с к у н о в Н. С, Г о в о р о в а Г. Л. Приближенный метод определения
продвижения контура нефтеносности. Труды ВНИИ, вып. 6. Гостоптехиздат, 1954.
52. П и с к у н о в Н. С. Разрыв пласта и влияние разрыва на процесс эксплуатации
месторождений. Труды ВНИИ, вып. 16. Гостоптехиздат, 1958.
53. Постников В.Г. Объемный метод подсчета запасов нефти для залежей в
трещиноватых коллекторах. Труды ВНИИ, вып. 14. Гостоптехиздат, 1958.
54. Пирвердян А. М. Нефтяная подземная гидравлика. Азнефтеиздат, 1956.
55. Праведников Н. К. К вопросу расчета обводненности водоплавающей
залежи нефти в слоисто-неоднородных коллекторах. НТС по добыче нефти, вып. 17.
Гостоптехиздат, 1962.
56. Ромм Е. С. Исследование фильтрации в трещиноватых породах в связи с их кол-
лекторскими свойствами. Труды ВНИГРИ, вып. 12. Гостоптехиздат, 1958.
57. Рыжик В. М. Фильтрация двухфазной жидкости. Сб. «Влияние свойств горных
пород на движение в них жидкости». Гостоптехиздат, 1962.
58. Рябинина 3. К. Вопросы усовершенствования методики гидродинамических
расчетов при вытеснении нефти водой из неоднородных пластов. Диссертация. Фонды
ВНИИ, 1964.
59. саттаров М. М. Метод расчета темпов обводнения залежи в условиях
водонапорного режима. Труды УфНИИ, вып. 7. Гостоптехиздат, 1961.
60. Сафронов СВ. Перемещение ВНК в полого залегающих пластах при
предельных значениях вертикальной проницаемости породы. Труды ВНИИ, вып. 12.
Гостоптехиздат, 1958.
61. Сафронов С. В., Иванова М.М. Особенности эксплуатации водо-нефтя-
иых зон месторождений платформенного типа. Труды ВНИИ, вып. 12. Гостоптехиздат, 1958.
62. Скворцов В.В. Исследование закономерностей движения контура
нефтеносности на электронной цифровой машине. Нефт. хоз., -\« 11, 1961.
63. Смехов Е. М. и др. Вопросы методики изучения трещиноватых пород в связи
с их коллекторскими свойствами. Труды ВНИГРИ, вып. 121. Гостоптехиздат, 1958.
64. Смехов Е. М. Закономерности развития трещиноватости горных пород и
трещиноватые коллекторы. Гостоптехиздат, 1961.
65. С у р г у ч е в М. Л., Моргунов А. Н. О нефтеотдаче карбонатного пласта А4
Покровекого месторождения. Геология нефти, № 8, 1962.
66. Сургучев М.Л. О притоке жидкости к скважине в трещиноватом пласте.
Труды КуйбышевШШ НП, вып. 9. Куйбышевское книж. изд-во, 1961.
67. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования разработки неоднородных
пластов на примере нефтяных месторождений Куйбышевской области. Материалы
Всесоюзного Совещания. Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
68. С у р г у ч е в М. Л. О влиянии капиллярных сил на равномерность продвижения
контакта в макронеоднородном пласте. Труды ВНИИ, вып. 19. Гостоптехиздат, 1958.
69. Сургучев М.Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений
платформенного типа. Гостоптехиздат, 1960.
70. Сургучев М.Л. Характер подъема водо-нефтяного контакта при неполном
вскрытии пласта скважинами. Труды Гипровостокнефти, вып. 2. Гостоптехиздат, 1959.
71. Сургучев М. Л., Ковалев В. С. Метод расчета показателей заводнения
залежей с обширными водо-нефтяными зонами. Труды Гипровостокнефти, вып. 9.
Изд-во «Недра», 1965.
72. С у р г у ч е в М. Л., Сазонов Б. Ф., К о л г а н о в В. И. Эффективность
современных методов разработки нефтяных месторождений. Куйбышевское книж.
изд-во, 1962.
112

73. С у р г у ч е в М. Л., Маслянцев Ю. В. Влияние избирательной фильтрации
на показатели заводнения неоднородных пластов. НТС по добыче нефти, Л« 27. Изд-во
«Недра», 1965.
74. Сургучев М. Л., Маслянцев Ю. В. Влияние на процесс заводнения
пластов неоднородных по пористости, проницаемости и насыщенности при избирательной
фильтрации. НТС по добыче нефти, № 28, 1905.
75. Сургучев м. Л., Ю г и н Л. Г. Размещение скважин на залежах с
обширными водо-нефтяными зонами. Труды Гипровостокнефти, вып. 9. Гостоптехиздат, 1964.
76. Сургучев М. Л., Маслянцев Ю. В. Влияние капиллярной пропитки на
показатели заводнения неоднородных пластов. Ежегодник ВНИИ, 1964. Изд-во «Недра»,
1965.
77. Теслюк Е. В. О фильтрации жидкости в пластах е гидравлическим разрывом
и природными трещинами. НТС по добыче нефти, вып. 5. Гостоптехиздат, 1959.
78. Т р о ф и м у к А. А. К вопросу об оценке емкости трещиноватых нефтяных
коллекторов. Нефт. хоз., Ли 7, 1955.
79. Усачев П.Н.и др. Гидравлический разрыв пласта с подземным обследованием
аоны разрыва. Нефт. хоз., Л13 5, 1958.
80. Ч арный И. А. Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат, 1963.
И. Ч арный И.А. Методы расчета перемещения границы раздела нефти и воды
в пластах. Изв. АН СССР, ОТН, № 4, 1954.
82. Шаевский Ю. И., Ю ф е Р о в Ю. К. Состояние разработки Шкаповского
месторождения. Геология нефти и газа, .\« 10, 1963.
83. Швидлер М. И. К вопросу о притоке жидкости к горизонтальной трещине,
вскрывающей пласт. Труды УфНИИ вып. 6. Гостоптехиздат, 1960.
84. Шейдеггер А.Э. Фиаика течения жидкостей через пористые среды. Перевод
с англ. Гостоптехиздат, 1960.
85. Ш е х т м а н Ю. М. Приток жидкости к горизонтальной осесимметричной трещине
с заполнителем. Изв. АН СССР, ОТН. Механика и машиностроение, Л» 5, 1959.
86. Ш е х т м а н Ю. М. Приток жидкости к одиночной вертикальной трещине с
заполнителем. Изв. АН СССР, ОТН. Механика и машиностроение, ЛА 5, 1959.
87. Щелкачев В. Н. Постановка задачи и исследование некоторых
закономерностей обводнения скважин в иростеиших условиях. Труды МНИ им. Губкина, вып. 14.
Гостоптехиздат, 1955.
88. Б у к а I г а Н., Рагяопя К. Ь. ТЬе Рге<Нс110п о( оП Кесо-
уегу Ьу \Уа1ег11оои. 8ес. Нес. о! оП ш 1пе Ш. 2-п<1. Ей. АРЛ, 1950.
89. Е п г 1 ё Ь I К. .1. 1тЪШA0п-№\уе81 Ргойистё ТесЬшаие 011 апа Саз Л. 53,
N0 2, 104, 1954.
90. О г а п а т 3. \У., Д1спага80п Л. Ъ. Тпеогу апа АрПсаИоп о! 1тЫЪШоп
Рпепотепа 1п Кесо1егу о( ОН. 3. Ре1г. ТесЬпоК 11, V, XI, N0 2, 1929.
91. М а I I а х С. С, К у 4 е Л. К. 1шЫЬШоп о!1 Кесоуегу ггот Ргас1игеа \Уа1ег-
Опуе Кеяегуо^г. 8ос1е*у о/ Ре1го1еит Епёшеегв. Лот, V. 2, Липе, 1962.
92. Р 1 г я о п 8. 3. РегГогтапсе о( Ггас4игеа ОП Кевегуойз. Ви1. Ат. Азз. о4 Ре1г.
ТесЬпо1. РеЬ. V. 37, 1953.
93. 8 I а п 1 СО. Тке Е11ее1 о1 РегшеаЫШу Уаг1аИоп оп РЧооа Несоуегу. Ргоа.
МоипНПу. V. 24, N0 1, 6, 1959.
94. 3 1 Пев XV. Е. Ше о( РегшеаЫШу Б181г1Ьииоп 1п \Уа1ег Пооа Са1си1а1шпз.
Л. Ре4го1. ТесЬпо1., V. 1, N0 1, 1949.
95. \У а г г е п Л. Е., С о 8 ё г о V е 3. 3. РгесНсИоп о! \Уа4егAооа ВеЬау10г т а
81га1Шеа 8уя1ет. 8ос. о( Рек. Епа. 3., V. 4, N0 2, Липе, 1964.
96. Вго\упзсотЬе Е. В., О у е 8 А. В. \Уа1ег-1тЫЬШоп 01ар1асетеп1- А Ро»51-
ЫШу гог 1пе ЗргаЬеггу. АРЛ. БгШ. а. Ргаа. Ргас1. 1952.

ГЛАВА IV
РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ В ЗАВОДНЕНИИ
НЕФТЕНОСНЫХ ПЛАСТОВ И ВОЗМОЖНОСТИ
ИХ РЕГУЛИРОВАНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
Капиллярные силы в микронеоднородной пористой среде при
заводнении — это поистине «невидимые великаны».
Размеры пор и поровых каналов изменяются от 1—10 до 500—
1000 мк и более. В таких поровых каналах на границе раздела фаз
(нефти и воды) на мениске развивается капиллярное давление,
которое по величине может достигать 0,03—0,3 ат и более.
Эта величина кажется несущественной по сравнению с обычными
при разработке внешними перепадами давления. Но эти внутренние
капиллярные силы локализованы в весьма ограниченном объеме
на водо-нефтяном разделе, а градиенты их могут быть значительно
выше созданных градиентов давления, вследствие чего возможности
влияния капиллярных сил на процесс вытеснения нефти водой из
пластов очень большие.
До начала разработки нефтяных залежей на границе раздела
фаз поверхностно-молекулярные силы уравновешены силами тяжести.
При разработке залежей равновесие сил нарушается и движение
жидкости в пористой среде за счет созданного перепада давления
происходит при непрерывном проявлении внутренних сил, которые
стремятся вновь придать многофазной системе равновесное
состояние. Эти внутренние силы буквально контролируют весь процесс
фильтрации несмешивающихся жидкостей в пласте и определяют
текущие и конечные значения, всех показателей заводнения пластов.
Без выяснения роли капиллярных Цроцессов в заводнении и
нефтеотдаче продуктивных пластов невозможно обосновать пути
улучшения технологии и повышения эффективности заводнения нефтяных
залежей.
Значение капиллярных сил в процессе фильтрации
несмешивающихся жидкостей в пластах и пропитке пористых тел осознано
уже давно. Первые исследования микропроцессов, происходящих
в нефтеносных пластах при заводнении, были проведены в конце
30-х — начале 40-х годов.
Начало исследования поверхностно-молекулярных явлений при
вытеснении нефти водой из пористой среды было положено П. А. Ре-
биндером, Б. В. Дерягиным, М. М. Кусаковым, Ф. И. Котяховым,
Г. А. Бабаляном, Л. В. Лютиным и др.
На современном этапе исследования физики микроявлений
в продуктивных пластах при заводнении получили широкое развитие
114

и успешно проводятся В. М. Рыжиком, А. Г. Ковалевым, А. А. Ко-
чешковым, В. Г. Оганджанянцом, Ш. К. Гиматудиновым, А. Ф.
Богомоловой, Д. Н. Некрасовым, А. К. Курбановым, И. Л. Марха-
синым, И. И. Кравченко, В. Т. Аванесовым, Л. С. Мелик-Аслано-
вым и другими специалистами. Из зарубежных исследователей в
данной области известны Мур, Слобод, Раппопорт, Ричардсон, Кэйт,
Маттакс, Чатэневер, Грэхэм, Браунскомбе, Дэйс, Тервилигер,
Инрайт и др.
К настоящему времени проведено очень много исследований
условий и характера проявления капиллярных сил при заводнении
нефтеносных пластов, которые освещают самые различные аспекты
поверхностно-молекулярных явлений в пористых средах. Изучение
проводилось в разных условиях и направлениях.
Микроструктура и состояние граничных слоев, а также механизм
молекулярных процессов изучались в работах [20, 28, 78, 49 и др.].
Процесс движения несмешивающихся жидкостей в отдельных
капиллярах исследовался в работах [28, 78, 7, 45, 1, 50]. Аналитическому
исследованию фильтрации жидкости в пористых средах с учетом
динамического эффекта капиллярных сил (различия давления
в фазах) посвящены работы [11, 64, 65, 81, 33, 62, 86].
Больше всего проведено экспериментальных исследований
процесса вытеснения модели нефти водой из искусственных образцов
и моделей пласта с различной характеристикой смачиваемости
[64, 65, 11, 14, 39, 19, 60, 63, 101, 102, 95, 105, 106 и др.].
Результаты исследований вытеснения нефти водой на естественных
образцах керна изложены в [44, 81, 29, 18, 99, 100, 87 и др.]. Влияние
внешних факторов, таких, как температура, давление, скорость
движения, длина среды и др., на характер смачиваемости пористых
сред и капиллярные процессы изучалось в работах [14, 30, 25, 50, 4,
34, 77, 101, 102, 98 и др.].
Механизм микропроцессов вытеснения нефти водой из пористых
сред, гистерезисные явления и состояние (распределение)
насыщенности на фронте вытеснения освещаются в исследованиях [65, 81,
59, 45, 55, 89, 107 и др.]. Изучению состояния остаточной,
«связанной» воды в пористых средах и обращения (инверсии) смачиваемости
пород посвящены работы[38, 40, 7, 6, 10, 79, 77, 17, 35, 82].
Исследование поверхностного натяжения на границе разных нефтей с водой
выполнено в работах [43, 18].
Образование смеси нефти и воды в пористой среде и на фронте
вытеснения (стабилизированных зон) устанавливается в
исследованиях в [27, 6, 59, 107, 60]. Влияние поверхностно-активных веществ
на капиллярные процессы изучалось в работах [7, 57]. Обзор и
обобщение результатов экспериментальных (лабораторных)
исследований приведены в работах [47, 28, 66].
Как видно, исследований капиллярных явлений на
искусственных образцах, кернах и моделях выполнено довольно много.
Значительно меньше исследований капиллярных процессов проведено
непосредственно в промысловых условиях. Результаты наблюдений
115

за проявлением капиллярных сил в процессе промышленного
заводнения нефтеносных пластов изложены в работах [75, 76, 90, 74,
73, 3 и др.].
Во всех этих исследованиях изучены самые различные аспекты
капиллярных процессов и поверхностных явлений. Но в силу
принятых упрощений моделей поровых каналов и пористой среды
вследствие невозможности соблюдения всех критериев подобия
осуществляемого процесса вытеснения модели нефти водой реальному
процессу заводнения неоднородных пластов полученные результаты
исследований можно интерпретировать лишь для условий адэкват-
ных эксперименту. Поэтому на основе результатов отдельных
исследований, по-видимому, нельзя получить полного представления
о роли капиллярных сил в заводнении нефтеносных пластов и тем
более выяснить возможность использования их для улучшения
показателей заводнения, главным образом для повышения темпа
разработки и нефтеотдачи пластов. Промысловые исследования
проявления капиллярных сил объективно отражают все
многообразие условий их реализации, но позволяют интерпретировать
результаты лишь в интегрированном виде, не раскрывая деталей
процесса.
Капиллярные процессы на пористых средах и особенно при
промысловых исследованиях не поддаются непосредственному
наблюдению, поэтому можно лишь предполагать их характер, исходя
из теоретических представлений и полученных результатов. Ввиду
этого, очевидно, только на основе данных совокупности
разносторонних экспериментальных и промысловых исследований капиллярных
явлений можно представить достаточно близкую к реальной
объективную картину происходящих микропроцессов в пласте при
заводнении. Нами сделана попытка обобщения и установления
взаимосвязи результатов указанных исследований, выяснения условий
проявления капиллярных сил, механизма микропроцессов в
неоднородных пластах при заводнении и возможностей их регулирования.
УСЛОВИЯ ПРОЯВЛЕНИЯ КАПИЛЛЯРНЫХ сил
В процессе заводнения нефтеносных пластов формируется весьма
сложный контакт жидкостей (фаз), обладающих различной
поверхностной энергией.
На границе каждой фазы возникает поверхностный слой, в
котором свойства вещества отличаются от его объемных свойств [49, 78,
1, 2]. Вследствие этого поверхность раздела обладает свободной
энергией Р8, отличной от энергии объемных фаз (отнесенных к
одному и тому же количеству молекул). Свободная энергия
поверхности соприкосновения фаз является функцией температуры Т и
площади 5 поверхности раздела фаз. Свободная энергия
элементарной поверхности A8
лр8= -хват+ааз (IV.!)
116

или при Т = С0П51
ар,
ах
(IV.2)
где 0 — свободная энергия единицы поверхности при некоторой
постоянной температуре (межфазное натяжение); X — энтропия
поверхности.
Стремление свободной энергии к минимуму приводит к
возникновению сил, действующих тангенциально к поверхности раздела
фаз и стремящихся сократить ее. Но так как поверхность раздела
фаз по периметру соприкасается с поверхностью каких-либо каналов
или пор, то величина поверхности раздела фаз зависит от характера
смачиваемости жидкостями этих каналов.
Вследствие того, что поверхностные слои фаз обладают
различными свойствами, в разных фазах развивается неодинаковое
внутреннее давление. Разность давлений в фазах представляет собой
капиллярное давление на мениске рк, направленное в сторону фазы, менее
смачивающей поверхность каналов [81, 28, 18, 2]:
/ 2а сов 0 / ,тл, „.
/Р* = Р,-Р, = —~г—. / (Г7.3)
где рв — внутреннее давление в более смачивающей фазе (воде);
ри — внутреннее давление в менее смачивающей фазе (нефти);
б — угол избирательного смачивания; г — эффективный радиус
канала.
Под действием капиллярного давления в канале постоянного
сечения (радиуса) движение мениска (границы раздела фаз) будет
самопроизвольным. В строго горизонтальном или в вертикальном
каналах это движение должно происходить на
неограниченную глубину [16, 18]. Высота вертикального подъема мениска
в канале постоянного сечения ограничивается действием
гравитационных сил.
Равновесная или предельная высота капиллярного подъема
мениска в вертикальном канале равна [1, 7]
, 20СО8 0 /т-,. .,
К = -^-. (IV Л)
где А-у — разность удельных весов фаз.
Если же на пути движения мениска встречается резкое
расширение канала, самопроизвольное продвижение его прекращается
И, 50]. Граница раздела фаз через расширение канала может
продвинуться только под действием внешнего давления, превышающего
капиллярное в расширенном сечении, которое становится
противоположным по знаку, т. е. направлено в сторону более смачивающей
фазы [1]. Это приводит к тому, что в четочных каналах равновесная
высота самопроизвольного подъема мениска значительно меньше,
чем в каналах постоянного сечения.
117

Кроме того, мениск, поднятый в четочном канале выше
равновесной высоты, например под действием внешнего давления, не
опустится до равновесного уровня, а будет оставаться в этом положении
вследствие той же причины — изменения направления капиллярного
давления в расширенных сечениях каналов [7, 1]. Эти положения
отражены графически на рис. IV. 1. Следовательно, в каналах
переменного сечения капиллярные силы имеют прерывистый
характер.
Это наглядно иллюстрируется простым опытом. Гидрофильную
пористую среду одной плоскостью привести в соприкосновение
ш
Рис. IV.1. Схема капиллярного подъема (а), опускания менисков (б)
и противотока (в).
Р . = Р. —Р
2з соз 9
Р =-
2а соз 9
П + Г,
с водой; уровень капиллярного подъема воды в пористую среду
составит кг от поверхности воды. Если же пористую среду сначала
погрузить в воду, а затем поднять до соприкосновения с водой лишь
нижней плоскости или совсем вынуть из воды, то уровень воды
в пористой среде опустится до высоты Н2, которая будет в несколько
раз больше к1.
Теперь следует уяснить характер и структуру среды, в которой
протекают капиллярные процессы при заводнении пластов.
Продуктивные нефтеносные пласты обладают макронеоднородностью или
слоистостью [75]. Вследствие этого заводнение пластов, особенно
на фронте внедрения воды, носит довольно четкий послойный
характер (рис. 1.6) [23, 75, 24]. На границе заводненных и нефтенасыщен-
ных слоев возникает резкий скачок насыщенности, который
обусловливает большой перепад капиллярного давления [65, 107].
Следовательно, первым направлением капиллярных процессов является
вертикальная пропитка водой нефтенасыщенных слоев из смежных
заводненных. Экспериментальные исследования [60, 11, 105 и др.]
118

указывают не только на возможность, но и на активность подобных
процессов, хотя условия исследований, конечно, не вполне
соответствовали реальным нефтяным пластам.
Процесс капиллярной пропитки, как и вообще капиллярное
вытеснение менее смачивающей жидкости более смачивающей, —
это отражение в интегрированном виде движения менисков в
отдельных поровых каналах. Поэтому значение капиллярных процессов
нельзя выяснить без правильного представления микроструктуры
пористой среды. В работах [59, 81] проведено обстоятельное
обобщение исследований внутренней структуры пористых сред и показано,
что наиболее представительной моделью пористой среды может
служить капиллярная модель. Микроэлемент пористой среды можно
представить в виде «связки» капиллярных каналов разного диаметра,
концы которых соединены в один узел. Иными словами, пористую
среду можно рассматривать как множество капиллярных четочных
каналов различных размеров, но постоянного сечения между узлами.
Такая модель пористой среды была использована для объяснения
явлений капиллярных противотоков нефти и воды в промысловых
условиях [78, 75, 76].
Следовательно, при избирательной фильтрации жидкости в
пористой среде отдельные поровые каналы обладают различной
фильтрационной характеристикой, вследствие чего за фронтом внедрения
воды в заводненных слоях нефть остается сосредоточенной в наиболее
мелких поровых каналах, обладающих большим фильтрационным
сопротивлением, и в каналах, не совпадающих с направлением
движения фронта. Поэтому вторым направлением действия
капиллярных сил являются пропитка, замещение нефти водой в наиболее
мелких поровых каналах и вытеснение нефти в более крупные
обводненные каналы.
До начала формирования нефтяных залежей продуктивные пласты
были полностью водонасыщены и обладали гидрофильной
поверхностью. Формирование нефтяных залежей осуществлялось за счет
вытеснения воды нефтью, т. е. менее смачивающей жидкостью.
Следовательно, на поверхности пор первоначально оставалась
непрерывная пленка воды. Однако, как уже отмечалось, в работах [38, 40, 7,
17, 47] показано, что эта пленка длительное время существовать не
может. Под действием активных компонентов нефти, содержащей
растворенный газ, происходят разрыв ее и частичное оттеснение воды
от поверхности пор. Вследствие этого поверхность поровых каналов
становится неоднородной не только по диаметру (сечению), но и по
характеру смачиваемости: наряду с гидрофильной появляются
участки с гидрофобной поверхностью [18]. Микронеоднородность
пористой среды усложняется еще энергетической неоднородностью,
так как в различных точках пор граница раздела фаз (мениски)
будет находиться под влиянием различного баланса энергии.
В этих условиях, когда поровые каналы не только непостоянны
но своему сечению, но и обладают различной смачиваемостью
поверхности, капиллярные силы имеют резко прерывистый характер,
119

а условия для самопроизвольной глубокой пропитки резко
ухудшаются.
В работе [50] показано, что самопроизвольная капиллярная
пропитка пористой среды прекращается, если угол избирательного
смачивания 8 становится равным или больше 60°. В пористой среде
со смешанной (гидрофильной и гидрофобной) смачиваемостью осред-
ненный угол смачивания при движении мениска, очевидно, будет
не менее 60°.
Первоначальное распределение насыщенности неоднороднослои-
стых пластов в реальных залежах, очевидно, отражает капиллярное
равновесие, которое установилось при более высокой «связанной»
водонасыщенности менее проницаемых слоев и наименьшей водона-
сыщенности высокопроницаемых слоев. В послойно заводненном же
пласте при его разработке высокопроницаемые слои оказываются
заводненными (водонасыщенными), а менее проницаемые слои
остаются нефтенасыщеиными. Исходя из физических представлений
о стремлении двухфазной системы к уменьшению и даже
исчезновению капиллярного перепада давления на контакте слоев, следовало
бы ожидать постепенного перехода от насыщенности заводненных
слоев к насыщенности менее проницаемых нефтенасыщенных слоев
[65]. Однако даже длительный контакт заводненных и
нефтенасыщенных слоев в реальных условиях не обусловливает выравнивания их
насыщенности [23, 24]. Скачок насыщенности остается.
Следовательно, капиллярная пропитка в послойно заводненных
слоях и особенно на фронте заводнения или не реализуется совсем
или условия для нее сильно затруднены и она происходит очень
медленно. Вместе с тем капиллярные процессы в реальных
нефтеносных пластах могут происходить и при некоторых условиях
протекают весьма активно.
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ
ПРИ ЗАВОДНЕНИИ НЕФТЕНОСНЫХ ПЛАСТОВ
В процессе разработки нефтяных месторождений возникают
самые разнообразные условия проявления капиллярных сил.
Однако в большинстве случаев эти проявления или проходят
незамеченными, или специально не фиксируются.
Длительные наблюдения за различными процессами заводнения
нефтяных пластов позволили отметить капиллярные процессы:
1) при вскрытии и бурении пласта раствором на водной основе;
2) при выносе керна из пластов; 3) при простое и консервации
обводненных эксплуатационных и нагнетательных скважин; 4) при
консервации послойно заводненных залежей, 5) при обычном
заводнении неоднороднослоистых или трещиноватых пластов.
Рассмотрим результаты исследований и наблюдений, свидетельствующих
о ходе капиллярных процессов в этих условиях.
1. В нефтепромысловой практике широко известны факты нефте-
газопроявлений продуктивных пластов при бурении на растворе
с водной основой. Иногда нефтепроявления приводят к катастрофи-
120

ческим последствиям — к выбросу глинистого раствора из необса-
женной скважины и аварийному, нерегулируемому фонтанированию,
как это было, например, на скв. 1 Красноярского месторождения,
которая фонтанировала с дебитом более 2000 м3/сутки в течение
месяца в 1955 г. Обильные нефтепроявления и кратковременные
выбросы раствора из скважин наблюдались на Покровском, Золь-
ненском, Мухановском и других месторождениях Куйбышевской
области.
Интересно отметить, что все нефтепроявления происходят при
давлении в скважинах значительно выше пластовых. Так,
например, в упомянутой скв. 1 Красноярского месторождения давление
столба раствора было на 25—30 ат выше пластового, но через
несколько суток простоя произошел выброс раствора.
Вместе с тем, также хорошо известно, что при вскрытии
продуктивных пластов раствором на водной основе выбуриваемый керн
промывается водой, а в призабойную зону скважин внедряется
фильтрат раствора. Глубина проникновения последнего в пласты может
достигать 8—12 м [48, 61, 96]. Существующие объяснения этих двух
одновременно происходящих явлений противоречивы.
Промывка водой выбуриваемых кернов из пласта и призабойных
зон скважин обычно объясняется опережающим оттеснением нефти
из-под долота и от стенок скважин фильтратом раствора [26, 52, 24],
а нефтепроявления продуктивных пластов при бурении объясняются:
1) увлечением нефти из призабойных зон пласта движущимся
в скважине раствором, 2) поршневым всасыванием нефти из пласта
при подъеме инструмента и 3) отмывкой остаточной нефти из
выбуренной породы (шлама).
Несоответствие этих объяснений реальным условиям и
противоречивость их можно показать на примере нефтепроявлений при
бурении скв. 402 Мухановского месторождения [76]. Обычно в
промысловой документации нефтегазопроявления отмечаются лишь
как факты. В скв. 402 процесс нефтепроявления изучался специально.
Ее бурили с промывкой глинистым раствором удельного веса 1,27—
1,29 Г/см3. При глубине забоя 2542 м бурение было приостановлено
для проведения каротажа. Скважина простаивала 36 ч.
Продуктивные нефтеносные пласты нижнего карбона залегают на глубине
2150—2250 м. Давление от столба раствора на уровне пластов было
на 35—45 ат выше пластового. После каротажа бурение и промывка
были возобновлены.
Сначала из затрубного пространства выходил раствор удельного
веса 1,27—1,29 Г/см3, затем в нем появилась обильная пленка нефти,
постепенно увеличивающаяся. Удельный вес раствора замерялся
через каждые 5 мин до полного обновления раствора в скважине.
С появлением пленки нефти в растворе удельный вес его постепенно
снижался с 1,29 до 1,22—1,16 и даже до 1,13 Г/см3. Обильная пленка
нефти с раствором выходила из скважины в течение 1,2—1,5 ч.
В течение 25—30 мин выходил раствор удельного веса 1,13—1,16 77с.»*3
с включениями нефти в виде крупных «хлопьев».
121

Приближенная оценка по формуле
Уе* = У** + У,A — *) AУ.5)
(где 7СМ, ув, 7р — удельные веса соответственно смеси раствора
с нефтью, нефти и чистого раствора; и — содержание нефти в
растворе) показывает, что снижение удельного веса глинистого
раствора с 1,27—1,29 до 1,14—1,16 Г/см3 обусловлено содержанием
нефти в нем в количестве 24—30%. Расход промывочной жидкости
при бурении составлял 30—40 л/сек. Следовательно, при
концентрации нефти в растворе 24—30% за 25—30 мин из скважины раствором
вынесено более 15—17 м3 нефти или в пластовых условиях 18—20 м3.
Если учесть, что обильная пленка нефти в растворе была в течение
1,2—1,5 ч, то общее количество нефти, вынесенной раствором, будет
достигать 35—40 м3 и более. Аналогичный вынос нефти с раствором
неоднократно наблюдался после каждого прекращения бурения
скв. 407, 277 и многих других.
Как видно, результаты нефтепроявлений пластов но скв. 402
Мухановского месторождения исключают возможность объяснения
их указанными причинами. Накопление нефти в стволе скважины
произошло во время простоя, когда не было движения раствора.
До прекращения процесса бурения и после простоя содержание
нефти в растворе было менее 1%. Забой скважины был на 300 ж
ниже нефтяных пластов, и поршневого действия инструмента на
пласты также не было. Иначе на индикаторе веса фиксировался бы вес
не только инструмента, но и всего столба раствора. По этой же
причине в растворе не было остаточной нефти из выбуренной породы.
Кроме того, из всей мощности нефтяных пластов A00 м) было
выбурено 30—35 м3 породы, которые содержали всего 5—7 м3 нефти и
могли дать остаточной нефти не более 1,5 м3.
Изложенные результаты нефтепроявлений скв. 402 не допускают
также возможности объяснения попадания фильтрата глинистого
раствора в пласт путем обычного опережающего оттеснения нефти
из-под долота и от стенок скважины. Если бы это происходило, то
не было бы нефтепроявлений, так как непосредственно призабойная
зона пласта оказалась бы промытой и содержащей лишь остаточную
нефть.
Следовательно, эти взаимозависимые явления (внедрение
фильтрата раствора в пласт и приток нефти из него в скважины, где
давление столба раствора выше, чем в пласте) можно объяснить
лишь одновременным встречным движением в пористой среде воды
и нефти. Такие условия могут возникнуть только вследствие
активных капиллярных процессов, а именно капиллярного противотока
фильтрата раствора из скважины в пласт, а нефти во встречном
направлении из пласта в скважину.
Рассмотренные результаты исследований нефтепроявлений
пластов при бурении позволяют сделать важную практическую
рекомендацию. Для предотвращения аварийного выброса раствора из
бурящихся скважин необходимо с появлением первых признаков
122

нефти в растворе не прекращать бурения и промывки скважин
раствором, а наоборот, промывку следует усиливать [76]. Тогда
притекающая в скважину нефть будет примешиваться к раствору в
небольшой концентрации, облегчение раствора будет незначительным,
а выброс его невозможен.
2. Следующим промысловым примером, иллюстрирующим
проявление капиллярных сил в нефтенасыщенной пористой среде,
является промывка керна фильтратом глинистого раствора.
Широкий опыт исследования нефтенасыщенности кернов,
извлеченных из различных пластов, свидетельствует о том, что
происходит промывка их фильтратом глинистого раствора, поскольку
содержание нефти в кернах существенно ниже, а воды определенно выше,
чем в пластовых условиях. Причем вода в кернах имеет явные
признаки фильтрата промывочного раствора.
Обычно факт промывки кернов объясняется опережающим
оттеснением нефти фильтратом раствора из-под долота [26, 52, 24], т. е.
предполагается, что это процесс локального заводнения за счет
гидростатического перепада давления. Однако такое представление
недостаточно обосновано и многие фактические данные противоречат
ему [73]. В качестве примера можно рассмотреть результаты анализа
кернов пласта Д1 из скв. 1283 Туймазинекого месторождения,
проведенного в лаборатории физики пласта ВНИИ (Ф. И. Котяхов,
Ю. С. Мельникова и др.). Эти результаты (табл. IV.1) особенно
показательны потому, что исследование керна намечалось и
проводилось по специальному плану и был обеспечен высокий вынос его
из пласта. Но аналогичные данные имеются и по другим
месторождениям.
Многочисленные лабораторные исследования вытеснения нефти
водой из образцов керна показывают, что нефтеотдача их зависит от
проницаемости (чем она выше, тем больше коэффициент вытеснения).
Это вполне естественно. Как уже отмечалось, исследованиями
В. М. Березина для девонских песчаников Туймазинекого
месторождения установлено, что при увеличении проницаемости от 70
до 1080 мд коэффициент вытеснения изменяется от 0,57 до 0,77 [9]
Исходя из представления опережающего оттеснения нефти
фильтратом раствора из-под долота в глубь пласта, следовало бы ожидать
такую же зависимость степени промывки керна от их проницаемости,
т. е. остаточная нефтенасыщенность менее проницаемого керна
должна была бы быть выше нефтенасыщенности более проницаемого керна.
Как видно из рис. IV.2, довольно четко отмечается, что с
увеличением проницаемости кернов нефтенасыщенность их увеличивается,
а водонасыщенпость уменьшается. Содержание хлоридов в воде из
кернов свидетельствует о меньшей степени промывки высокопронп-
цаемых кернов и более слабом разбавлении погребенной воды
фильтратом раствора.
Эти результаты явно противоречат представлению промыпа
кернов вследствие опережающего оттеснения нефти из-под долота при
выбуривании.
123

Таблица IV.!
Физические свойства образцов кериа из пластов Д1 и ДП
Туймазинского месторождения, выбуренных с раствором на водной основе
(скв. 1283)
Глубина, м

Пористость,

цаемость,
мд
Водо-
насы-
щен-
ность
Нефте-
насы-
щен-
ность

Суммарная водо-
нефте-
насыщен-
ность
% от объема пор

Средний
радиус
пор,
Л1К

Удельная
поверхность
см2
см3

Концентрация
хлоридов,
%
1628-
1628-
1628-
1628-
1629,9-
1629,9-
1629,9-
1629,9-
1639-
1641-
1641-
1641-
1641-
1641-
1660-
1660-
1660-
1660-
1664-
1667-
1673,6-
1673,6-
1629
1629
1629
1629
1631
1631
1631
1631
1640
1642
1642
1642
1642
1642
1662
1662
1662
1662
1666
1669
1675
1675
21,4
23,3
19,5
17,6
21,8
22,6
23,0
24,5
22,7
23,6
23,8
24,5
21,8
22,3
21,7
21,7
22,1
22,6
25,5
23,7
22,4
23,0
927
1245
627
483
610
890
735
1515
470
403
1450
1730
1370
1720
471
552
70
542
1337
335
275
4С9
27,9
23,3
34,4
24,8
33,13
42,0
34,0
25,9
28,4
18,8
26,2
33,2
18,0
14,4
38,8
28,7
32,1
23,7
15,5
31,4
41,6
35,5
20,5
26,7
22,6
23,6
32,5
25,8
25,4
36,4
24,6
15,5
38,1
23,3
38,8
47,8
9,14
16,5
30,2
34,1
37,6
31,2
15,45
15,8
48,5
50,0
57,0
48,4
65,7
67,8
59,54
62,3
53,0
34,3
64,4
56,6
56,9
62,3
67,9
45,2
62,8
63,9
53,1
62,6
57,05
51,3
5,9
6,5
5,1
6,2
4,7
5,6
5,1
7,1
4,12
3,7
6,9
7,7
7,1
7,9
4,2
4,5
1,6
4,45-
6,5
3,4
3,1
3,8
720
700
760
740
900
790
895
690
1105
1255
715
640
610
564
1030
950
2720
1030
780
1400
1430
1210
1,08
0,787
0,66
1,01
0,723
0,599
0,63
0,743
0,475
0,75
0,478
0,473
1,21
1,00
0,55
0,89
0,345
0,539
3,27
0,607
0,444
10
4 40
а 3
В*
I
* /
4
У
,ВоЬонасыш
А
%У*
у
кНефтенась
вннасть
У
У
У
идейность
«
У
У ,_
•
д
* .
л
500 1000 1500
Проницаемость нерноб
2000
Рис. IV.2. Зависимость нефтенасыщенности и водона-
сыщенности от проницаемости кернов из пласта Д1
Туймазинского месторождения (на основе данных
табл. 1).
124

Низкую водонасыщенность кернов (в среднем 20—35%) и
суммарную нефте-водонасыщенность кернов (в среднем 50—65%) также
невозможно объяснить указанной схемой промыва. Суммарная нефте-
водонасыщенность кернов на забое составляет 100% от объема пор.
При выносе кернов на поверхность она может быть снижена лишь
за счет выделения и расширения газа из остаточной нефти. Но если
нефтенасыщенность кернов на забое составляет всего 25—30%, то
газ из этой нефти не может вытеснить 35—50% от объема пор
жидкости из гидрофильных кернов и тем более воды, которая удерживается
в порах капиллярными силами.
И, наконец, невозможность промыва кернов за счет
опережающего оттеснения нефти из-под долота фильтратом раствора
становится очевидной из сопоставления скоростей бурения и водоотдачи
глинистых растворов. Водоотдача обычно применяемых при бурении
растворов составляет 5 —12 см3 за 30 мин через поверхность в 75 см2.
Через 1 см2 поверхности забоя водоотдача раствора с учетом
большого перепада давления между забоем и пластом не превышает
0,2—0,3 см3. При пористости пласта 20% и коэффициенте вытеснения
0,5 скорость водоотдачи глинистого раствора в пласт будет не более
4—6 см/ч, тогда как долото при бурении в продуктивном пласте
проходит со скоростью не менее 5—6 м/ч. Как видно, скорость
проходки долота не менее чем в 100 раз выше скорости водоотдачи
раствора. Поэтому керн, выбуриваемый из пласта, никак не может быть
промыт фильтратом раствора прежде, чем он войдет в керновую
трубу.
Следовательно, промывка кернов фильтратом глинистого раствора
происходит после его выбуривания, в стволе скважины, до выноса
на поверхность. Процесс этот может осуществляться только под
действием капиллярных сил, обусловливающих проникновение
фильтрата раствора в керн, а нефти из керна в окружающий раствор.
В зоне, где давление в скважине становится ниже давления
насыщения, одновременно с капиллярной пропиткой происходят выделение
газа из нефти и дополнительное вытеснение ее.
Таким образом, вода, в керн внедряется только под действием
капиллярных сил, а нефть из керна вытесняется вследствие
совместного действия капиллярных сил и энергии расширяющегося газа.
Исходя из такого процесса промывки кернов, становятся
понятными и объяснимыми все отмеченные особенности нефтенасыщен-
ности и водонасыщенности кернов в зависимости от проницаемости
(рис. 1У.2).
3. Наиболее показательный и доступный для контроля процесс
капиллярной пропитки водой нефтяного пласта наблюдается при
простое или консервации обводненных эксплуатационных
скважин.
В промысловой практике весьма распространены случаи, когда
остановленные сильно обводненные скважины через некоторое время
оказываются полностью заполненными нефтью. Бесспорно, что
процесс этот протекает при встречном движении нефти и воды и
125

всегда в нем преобладают капиллярные силы. Но когда в период
простоя одних скважин другие скважины на залежи продолжают
работать, можно предположить, что поступление нефти в
простаивающие скважины происходит вследствие продолжающегося
движения нефти в пласте к действующим скважинам, а не под действием
капиллярных сил. Поэтому убедительными и однозначными данными,
свидетельствующими о капиллярном характере замещения в
скважинах воды нефтью, могут служить результаты по скважинам,
когда совсем не было отбора нефти из залежи, т. е. в период
консервации их.
Примеров полной временной консервации залежей в
нефтепромысловой практике немного. Однако в Куйбышевской области
проведены два таких опыта — на залежах пласта Б2 месторождения
Яблоновый Овраг и Губинском месторождении.
Залежь пласта Б2 была законсервирована в октябре 1957 г.,
когда обводненность добываемой продукции всех скважин
составляла 95—97%. Консервация продолжалась в течение года.
Пластовое давление в залежи за 3—4 месяца восстановилось до
начального. За 6—8 месяцев все скважины оказались заполненными нефтью,
давление на устьях поднялось до 5—10 от. Когда они были введены
в эксплуатацию, в первые сутки была получена безводная нефть [72].
Залежь пласта Б2 Губинского месторождения была
законсервирована в октябре 1964 г. на 1—1,5 месяца в соответствии с
экспериментом импульсного воздействия на пласт (цикличный отбор
жидкости). Продукция скважин также была обводнена на 95—99%
(табл. IV.2). Так же, как и на месторождении Яблоновый Овраг,
во всех скважинах происходило замещение воды нефтью.
Таким образом, данные по обводненным эксплуатационным
скважинам пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг и Губинское
в период их полной консервации свидетельствуют о довольно
активном процессе замещения воды в скважинах нефтью из пласта.
Процесс этот также протекает при встречном движении нефти и воды,
когда давления на забое скважин выше, чем давления в нефтенасы-
щенных слоях пласта, поэтому обусловлен он определенно
проявлением капиллярных сил.
4. Еще более интересные капиллярные процессы происходят
в нагнетательных скважинах. Промысловые исследования при
помощи расходомера показывают определенную зависимость
профиля приемистости или эффективной мощности от объема
закачиваемой в скважины воды. При уменьшении его снижается «эффективная
мощность и проводимость пласта» (кк), при увеличении объема
закачки, наоборот, наблюдается увеличение «эффективной мощности
пласта» [22].
Как видно из рис. IV.3, при малом объеме закачки F00 ма/сутки)
верхние интервалы пласта воду не принимали, поэтому их можно
было бы считать слабопроницаемыми, но с увеличением объема
закачки до 1500 м3/сутки приемистость верхних и нижних
интервалов пласта стала одинаковой, а при дальнейшем увеличении объема
126

закачки воды в пласт до 2700 м3/сутки, наоборот, приемистость
верхних интервалов стала значительно выше, чем нижних.
Иными словами, с увеличением депрессии на пласт произошло
обращение приемистости различно проницаемых интервалов пласта.
Аналогичная картина наблюдается и на других месторождениях
(Ромашкинском [56], Мухановском, Покровском и др.).
Исходя из законов гидродинамики (закона Дарси), объяснить это
явление обращения приемистости разных слоев нельзя. В работах
[56, 22] увеличение гидропроводности с повышением депрессии
объясняется существованием в неоднороднослоистых пластах так
Ы0 "Усутки
О «Л ЬО О
НПО мУсуты
<М 80 120 1Ы1 II
/700 м-*/Сутки
ПО 160 200 2Ы1 2>0 320
Рис. IV.3. Профиль приемистости скв. 205 пласта АЗ Кулешовского
месторождения при различных расходах воды. Расходомер РГД.
называемого порога давления. Однако при этом остается
необъяснимым обращение приемистости различных интервалов при изменениях
объема закачки воды или депрессии на пласт.
Эти необычные явления могут быть обусловлены и эффективно
объяснены лишь проявлением капиллярных сил при закачке воды.
На фронте заводнения, в данном случае на стенке скважины,
вследствие образования скачка насыщенности различных фаз на границе
двух сред возникает градиент капиллярного давления,
направленный на выравнивание насыщенности фазами разных сред. Вследствие
неоднородности пластов капиллярный градиент давления является
причиной того, что при ограниченной закачке воды в скважину при
невысоких гидростатических перепадах (градиентах) давления вода
внедряется лишь через некоторую часть поверхности стенки
скважины, а через другую часть вода не внедряется совсем или даже
нефть может поступать из пласта в скважину. С увеличением объема
закачки и гидростатического перепада давления капиллярный
градиент давления преодолевается и вода начинает внедряться в пласт
через ту часть поверхности, через которую при малом объеме закачки
поступлению ее в пласт препятствовали капиллярные силы.
Практически в скважине с перфорированной обсадной колонной, очевидно,
127

Данные исследования скважин пласта Б2 Губинского место
До консервации
параметры режима работы
глубина, м

подвески *
забоя
мощность
пласта,
дебит, т/сутки
нефти

жидкости
ЭЦН-160
ЭЦН-250
ЭЦН-250
ЭЦН-250
ЭЦН-250
ЭЦН-160
ЭЦН-160
НГН-2-70
НГН-2-70
ЭЦН-160
НГН-2-70
610
594
546
590
575
534
620
530
560
520
550
745
—
961
894
1096
1108
1065
1072
1104
1115
1112
9,4
3
8
6,2
8,6
12,9
6,5
7,2
12
5,1
7
5
8,8
5,6
5,5
5,3 .
3
0,4
0,6
2
0,6
215
150
212,2
264,4
217,5
127,5
236
83,6
59,4
98
72,4
222
155
221
270
223
133
239
84
60
100
73
Пьезометрическая
* Ниже насоса хвостовика из насосных труб не было.
** Замеры проводились в 1964 г.
*** Начальный столб нефти получен расчетным путем, исходя из обводненности добы
128

Таблица IV.2
рождения в период консервации в октябре —ноябре 1964 г.
•

забойное

давление, ат
17
48
35
60
64,0
50
61
61
69
64
дата **

остановки
1/Х
3/Х1
22/IX
1/Х
1/Х
22/1Х
1/Х
1/Х
1/Х
1/Х
22/1Х
1/Х
дата **
замера
13/Х
3/Х1
17/Х
26/X
7/ХП
13/Х
2/XI
14/Х
12/Х1
16/Х
26/X
5/Х1
14/Х
10/ХП
12/Х
27/X
5/ХП
27/Х
15/Х
2/ХП
17/Х
12/Х1
15/Х
27/Х
8/Х1
12/Х
26/X
14/XI
16/Х
В период консервации

статический
уровень
170
125
225
170
161
192
167
193
166
291
192
184
212
326
182
160
253
170
182
235
201
179
378
195
180
210
190
188
270
водо-
нефте-
раздел

начальный
столб
нефти ***
размеры в м
430
481
464
423
425
290
270
310
280
360
284
276
245
390
226
206
200
214
225
275
225
203
382
356
360
312
296
289
675
9-10
24
26
10
19
27
9
5
7
14
7
высота
столба
нефти
260
256
239
253
264
98
103
117
114
69
92
92
33
64
44
46
47
44
46
40
24
24
104
161
180
102
106
101

пластовое

давление, от
91,8
85,2
88,8
98,2
97
97
98,2
97
98,2
80,5
97
95,8
97
97
83,5

обводненность

продукции после

консервации, %
97
97,2
99,3
99,4
99
ваемой продукции скважин и забойных давлений.
129

в одни отверстия вода поступает, а в другие, поскольку капиллярные
силы препятствуют, нет.
Только так можно объяснить наличие нефти буквально у стенок
нагнетательных скважин после прокачки огромных объемов воды
и поступление сразу же нефти при самоизливе вместе с водой. Это
наблюдалось также на многих месторождениях (Покровском,
Кулешовском, Азнакаевской площади, Ромашкинского
месторождения и др.).
Подобное явление установлено и экспериментально на линейных
гидрофильных моделях пласта [99]. При нагнетании воды был
обнаружен концевой эффект на входном сечении модели пласта — вода
внедрялась только через часть входного сечения, а из другой части
сечения вытекала нефть во входную камеру. Затем с увеличением
закачки встречное движение нефти прекращалось, но вода
по-прежнему поступала только через первоначальную обводненную часть
входного сечения модели пласта.
5. И, наконец, наибольший интерес представляют промысловые
данные о проявлении капиллярных сил в процессе заводнения
продуктивных пластов. Показательные данные в этом отношении
получены при заводнении карбонатных трещиновато-пористых пластов.
В Куйбышевской области заводнение карбонатных пластов
осуществляется с 1947 г. на многих месторождениях (Калиновском, Муха-
новском, Яблоновом Овраге, Покровском, Якушкинском и др.).
Роль капиллярных процессов в заводнении продуктивных
карбонатных пластов всех этих месторождений отчетливо устанавливается
сравнением скоростей движения первоначального фронта заводнения
и воды с индикатором (флюоресцином) уже в заводненном пласте.
Анализ результатов заводнения пластов, и опытной закачки воды
с различными индикаторами с целью определения направления
и скорости движения воды проведен в работах [5, 13, 69, 68].
В качестве примера можно рассмотреть наиболее ранние
результаты заводнения пласта I кунгурского яруса Мухановского
месторождения [68]. Залежь разрабатывается с 1947 г. Проницаемость
пласта по керну не более 30—50 мд, по промысловым данным 200—
250 мд. Вязкость нефти 3—5 спз. Запасы нефти около 2 млн. т. На
залежи пробурено более 50 скважин с плотностью сетки 2—6 га/скв.
До начала 1949 г. из залежи было извлечено примерно 12% запасов
нефти — давление снизилось от начального D4 ат) до 22—26 ат.
Отмечалось внедрение в залежь контурных пластовых вод. Через
1 — 1,5 года эксплуатации появилась вода в приконтурных
скважинах. В июне 1949 г. начата опытная закачка в приконтурную скв. 19,
а затем в скв. 41, 102, 63, 99 на восточном участке. В октябре 1950 г.
в скв. 19 была закачана вода с раствором флюоресцина. К этому
времени все скважины участка C9 скважин) были в разной степени
обводнены от 5—6 до 90—95%. Средняя обводненность продукции с
участка составляла 43%. Вода с индикатором от скв. 19 была получена
в И эксплуатационных скважинах (скв. 62, 39, 32, 31, 61 и др.),
расположенных в первом, втором и третьем рядах от контура нефте-
130

носности на расстоянии 200—850 м от нагнетательной скв. 19.
В ближайших скважинах флюоресцин был отмечен через 21—24 ч,
а в дальних скважинах — через 2,5 суток после закачки его в скв. 19.
Средняя скорость движения воды с флюоресцином составила
12,6 м/ч или 300 м/сутки. Повторные исследования закачки флюо-
ресцина в скв. 68, расположенную на противоположном крыле
залежи, в 1951 г. показали среднюю скорость движения воды 13,6—
15,2 м/ч, или 360 м/сутки. Скорость молекулярной диффузии флюо-
ресцина (по лабораторным исследованиям) не превышает 0,35—
0,5 м/ч [68]. Кроме того, флюоресцин адсорбируется породой пласта
[13]. Отбор жидкости из залежи в пластовых условиях оставался
постоянным и даже в период закачки флюоресцина был меньше,
чем в предшествующий период заводнения.
Аналогичные результаты были получены при исследовании
скорости движения воды в заводненных пластах и всех других
указанных месторождений Куйбышевской области. На Восточно-Степанов-
ском участке площадного заводнения Калиновского месторождения
в 1948 г. скорость движения воды в заводненном пласте составляла
30—50 м/сутки. На месторождении Яблоновый Овраг 240—
280 м/сутки [5], на Якушкинском и Покровском месторождениях
120—250 м/сутки и на месторождении Карабулак-Ачалуки 30—
45 м/сутки [13, 69]. Такие скорости движения воды возможны,
конечно, только в сильно трещиноватых пластах. Но скорость
движения первоначального фронта заводнения на этих же
месторождениях при той же трещиноватости пластов не превышала 250—
500 м/год, или 0,65—1,5 м/сутки.
Как видно, скорость движения воды (с флюоресцином) в
заводненных пластах значительно (в 50—150 раз) выше, чем скорость
движения первоначального фронта заводнения — фронта вытеснения
нефти водой. Если учесть более высокие фильтрационные
сопротивления пластов при первоначальном заводнении за счет вязкости
нефти, то и тогда это отношение скоростей движения будет не менее
чем в 10—20 раз больше.
Без участия капиллярных сил в процессе заводнения
продуктивных пластов невозможно объяснить столь огромную разницу в
скоростях движения первоначального фронта воды и воды «меченой»
флюоресцином после заводнения пластов. Очевидно, при
первоначальном внедрении воды в нефтенасыщенную зону залежи
происходило замедление, «торможение» движения фронта вытеснения нефти
водой, которое обусловливалось капиллярной пропиткой. Вследствие
трещиноватости и слоистой неоднородности пластов внедрение воды
в нефтяные залежи было неравномерным с опережающим
заводнением трещин и наиболее проницаемых слоев. Это можно назвать
первичным охватом пластов заводнением. Между обводненными
трещинами и нефтенасыщенными пористыми блоками создается
скачок насыщенности и как следствие высокий капиллярный
градиент давления, который направлен на выравнивание насыщенности
разных сред. Под действием капиллярного градиента давления
131

происходит пропитка пористых нефтенасыщенных блоков, т. е.
вторичный, дополнительный охват заводнением пластов, а следовательно,
отток воды из трещин в блоки, что и является причиной «торможения»
или замедленного движения первоначального фронта вытеснения
нефти водой. После заводнения наиболее крупных трещин и
капиллярной пропитки прилегающих к ним окрестностей пористых блоков
закачиваемая вода без замедления проходит путь от нагнетательных
скважин к эксплуатационным.
Таким образом, изложенные результаты исследования скоростей
движения воды в карбонатных трещиноватых пластах
свидетельствуют о том, что заводнение их сопровождалось капиллярными
процессами. Помимо основного заводнения, обусловленного
гидростатическим перепадом давления, происходил дополнительный охват
заводнением плотных пористых блоков.
При опережающем внедрении воды по трещинам даже при
установившемся течении и |и,н > |1хв эпюра давлений между контуром
питания и зоной отбора такова, что давление в заводненном слое или
трещине выше, чем в смежном нефтенасыщенном пористом блоке
[51]. Следовательно, в течение всего периода продвижения фронта
вытеснения нефти водой из трещин между ними и нефтенасыщенными
менее проницаемыми пористыми блоками существует некоторый
непостоянный перепад давления. Кроме того, во всех
рассматриваемых залежах до закачки воды с индикатором искусственное
заводнение осуществлялось при периодически изменяющемся объеме, что
также создавало попеременный перепад давления. Однако пропитка
пористых блоков за период продвижения фронта вытеснения нефти
водой по трещинам полностью не завершена. Достаточно сказать,
что по всем указанным месторождениям достигнутая нефтеотдача
при заводнении составляет 30—43%. Очевидно, глубина
капиллярной пропитки блоков была небольшая.
По пласту Б2 месторождения Яблоновый Овраг межслойная
капиллярная пропитка наблюдалась на конечной стадии разработки
залежи в период консервации ее в 1957 г. [72, 24]. При вводе после
консервации в эксплуатацию всех скважин обводненность
продукции их возросла и достигала даже 100%. Затем через 3—4 месяца
обводненность стала снижаться, достигла 92% ив течение
последующих 1,5—2 лет оставалась ниже, чем была до консервации. За
этот период дополнительная добыча нефти составила более 12,5 тыс. т,
что соответствует повышению нефтеотдачи на 0,6—0,75%. Столь
значительное снижение обводненности добываемой продукции
свидетельствовало о повышении содержания подвижной нефти в
заводненных слоях и трещинах, т. е. о явлении «перемешивания» нефти
и воды в послойно обводненном пласте.
Эти результаты могли быть обусловлены, очевидно, только
проявлением капиллярных сил, т. е. межслойной капиллярной
пропиткой. В результате происходил переток нефти из менее проницаемых
нефтенасыщенных слоев в высокопроницаемые заводненные,
снижение фазовой проницаемости для воды и повышение ее для нефти.
132

Таким образом, капиллярные процессы происходят в самых
разнообразных условиях при заводнении продуктивных
нефтеносных пластов.
О МЕХАНИЗМЕ КАПИЛЛЯРНОЙ ПРОПИТКИ В РЕАЛЬНЫХ
НЕФТЕНОСНЫХ ПЛАСТАХ
Теория и механизм капиллярных процессов в пористых средах
изучались в работах [65, Об, 29, 81, 15 и др.]. На основе
экспериментальных и промысловых исследований нами сделана попытка
выяснить лишь элементы механизма — направление линий тока при
капиллярной пропитке и условия преодоления прерывистости
капиллярных сил в пористой среде.
Для выяснения этих вопросов полезно отметить одно не имеющее
удовлетворительного объяснения явление. Не вызывает сомнения,
что пласты, занимаемые современными залежами нефти,
первоначально были полностью водонасыщенными и гидрофильными. В
период формирования нефтяных залежей, следовательно, происходило
вытеснение воды нефтью, т. е. вытеснение более смачивающей
поверхность пор жидкости менее смачивающей. Причем образование
нефтяных залежей в структурных ловушках произошло при однократном
замещении объема воды нефтью. И тем не менее нефтенасыщенность
неоднородного по свойствам объема залежей или водоотдача их при
вытеснении воды нефтью достигла 90—94%. Даже из наименее
пористых и проницаемых слоев пласта нефть вытеснила более 70—
80% воды, а слоев, линз и зон, не охваченных «занефтением»
(противоположно заводнению), в объеме нефтяных залежей, как правило,
не наблюдается, т. е. коэффициент охвата пласта «занефтением»
равен единице.
В процессе же разработки нефтяных месторождений при
вытеснении менее смачивающей жидкости (нефти) более смачиваемой
(водой) нефтеотдача в лучших физико-геологических условиях н&
превышает 0,6—0,65, в заводненных слоях коэффициент вытеснения
не превышает 0,7—0,8, а коэффициент охвата заводнением
значительно меньше единицы @,6—0,85) даже при многократной
промывке залежей водой [53, 67].
Чем же объясняется высокая эффективность вытеснения из
гидрофильных неоднороднослоистых пластов воды нефтью и меньшая
эффективность вытеснения нефти водой? Почему капиллярные силы
не воспрепятствовали гравитационным силам в формировании
единых нефтяных залежей в сильно неоднородных и расчлененных
пластах? По-видимому, только в условиях нейтрализации или
многократного нарушения равновесия капиллярных сил могло
происходить заполнение объема залежей в полном соответствии с
проявлением сил тяжести. Нейтрализация или нарушение равновесия
поверхностно-молекулярных сил в процессе формирования нефтяных
залежей могли обусловливаться различного рода колебаниями
пласта и изменениями структуры пористой среды — тектоническими
133

и колебательными процессами в земной коре, динамическим
метаморфизмом пластов, пластической необратимой деформацией пористой
среды и др.
На основе многочисленных и разнообразных исследований
капиллярных процессов от отдельных норовых каналов до реальных
продуктивных пластов можно констатировать, что механизм
движения воды и нефти в пористой среде под действием внутренней
энергии весьма сложен и описать все его признаки для разнообразных
реальных условий, по-видимому, невозможно. Вместе с тем
доказано, что движение нефти и воды в пористой среде обусловливается
не только природными физико-геологическими свойствами системы
нефть — вода — порода, но и внешними факторами: величиной
давления, скоростью фильтрации, температурой и др. [30, 65, 98,
31, 77, 57, 28, 79). Следовательно, и механизм и активность
капиллярных процессов при заводнении нефтеносных пластов не являются
неизменными и нерегулируемыми. Наиболее доступно для
воздействия на капиллярные процессы в реальных условиях, очевидно,
изменение давления и скорости фильтрации, которые поддаются
регулированию при разработке нефтяных залежей. Можно
определить, какое состояние этих внешних факторов — установившееся
или неустановившееся — благоприятствует проявлению
капиллярных процессов при заводнении.
Микроскопическими исследованиями процесса заводнения
гидрофильных пород [65, 78, 89, 99, 87, 101] установлено, что вытеснение
нефти водой за счет поверхностно-молекулярных сил может
происходить в двух формах (видах):
1) вытеснение нефти, вызванное течением воды по пленке,
находящейся на гидрофильной поверхности пор, — пленочное внедрение
воды в нефтенасыщенную зону пласта;
2) вытеснение нефти из мелких поровых каналов, соединенных
с крупными порами, движущимися менисками, — менисковое
внедрение воды в нефтенасыщенную зону пласта.
В послойно заводненном пласте капиллярное движение нефти
и воды обоих этих видов обусловливает выравнивание насыщенности
заводненных и нефтенасыщенных слоев вследствие взаимного обмена
жидкостями и межслойных противотоков нефти и воды. При
пленочном внедрении воды встречное движение происходит в пределах
отдельных поровых каналов. По поверхности каналов вода
внедряется в нефтенасыщенную зону, а по центральной части их нефть
движется во встречном направлении в водонасыщенную зону.
Менисковое внедрение воды в нефтенасыщенную зону происходит по каналам
меньшего диаметра (сечения), нефть из них вытесняется в более
крупные каналы, а по ним — в заводненную зону.
В реальных условиях нефтеносных пластов, т. е. с четочной
структурой и неоднородной внутренней энергетической
характеристикой (изменчивой смачиваемостью) поровых каналов, этот
процесс капиллярного движения жидкостей значительно
усложняется.
134

Наличие гидрофобных участков на поверхности пор и
изменяющийся диаметр поровых каналов обусловливают так называемый
капиллярный гистерезис и прерывистый характер капиллярного
движения нефти и воды [1, 45, 36, 55]. На гидрофобных участках
пор и расширениях поровых каналов самопроизвольное пленочное
и менисковое движение воды прекращается вследствие изменения
формы менисков и величины контактных углов смачивания.
р^ми/см7
0123^56189 10 15 20 Г), см
Рис. IV.4. Каииллярное движение жидкости в канале
переменного сечення (по М. М. Кусакову и Д. Н. Некрасову).
Движение жидкости в каналах переменного сечения (рнс. IV.4)
под давлением, возникающим на мениске, изучалось М. М. Кусако-
вым и Д. Н. Некрасовым [45, 36, 55]. Было установлено, что
самопроизвольное перемещение границы раздела жидкостей
продолжается до тех пор, пока приращение потенциальной энергии по
высоте (длине) канала не становится равным нулю (-зт- = 0)> т- е-
до отметки, на которой достигается равенство капиллярного
давления гравитационному перепаду его. Эти отметки в каналах авторами
названы «равновесными высотами». На рис. IV.4 равновесные
высоты фиксируются пересечением эпюр капиллярного давления
и гравитационного перепада по длине канала.
135

В послойно заводненных пластах капиллярная пропитка
происходит вследствие менискового внедрения воды в нефтенасыщенные
слои или пористые блоки из заводненных слоев или трещин по
бесчисленному множеству сообщающихся неточных поровых каналов.
Причем неточный характер каналов, по которым происходит
капиллярное внедрение воды, обусловливается пересечением их каналами
в направлении, не совпадающем с капиллярной пропиткой.
Поэтому даже при избирательной фильтрации жидкости в поровых
каналах в процессе пропитки на пути движения менисков будут
встречаться расширения каналов случайных размеров.
Капиллярное давление по высоте каждого канала является
обратной функцией среднего радиуса канала в каждом сечении. Если
ограничить радиус сечения на перекрестке каналов суммой
радиусов пересекающихся каналов, то распределение капиллярного
давления 'по высоте каналов над плоскостью водо-нефтяного
контакта будет отображаться эпюрой, показанной на рис. IV.5. Как
видно, в любой плоскости, параллельной водо-нефтяному контакту,
капиллярное давление в каналах различно.
Разница внутренних давлений по высоте каналов будет еще
большей при наложении на эпюру капиллярных давлений энергетической
неоднородности поровых каналов. Поэтому при наличии
сообщаемое™ между каналами существует перепад капиллярных давлений.
За счет этого перепада давления и возможен капиллярный
противоток нефти и воды, т. е. менисковое внедрение воды в нефтенасыщен-
ную зону по мелким каналам с вытеснением нефти по наиболее
крупным каналам в заводненные слои. Причем в один крупный поровый
канал нефть может вытесняться из нескольких каналов меньшего
сечения одновременно или поочередно в соответствии с балансом
расхода нефти и воды и замедлением движения менисков в
расширениях каналов.
Глубина проникновения или высота подъема менисков в каналах
меньшего диаметра будет определяться «равновесными высотами».
На рис. IV.5 эти высоты отмечены штриховкой. Теоретически
равновесных высот может быть бесконечно много.
Для каждого канала высота капиллярного подъема границы
раздела нефть — вода (мениска) согласно работе [6] определяется из
соотношений
Лр* = -у-соае, г = /(Л). AУ.6)
Исходя из энергетической неоднородности пористой среды, т. е.
разнородности смачиваемости поверхности пор, к этим
соотношениям следует добавить еще одно:
со80 = ср(/г), (IV. 7)
где ф (к) — некоторая зависимость смачиваемости поверхности
канала от высоты над водонефтяным контактом; / (к) — зависимость
136

Л. см
Рис. IV.5. Эпюры капиллярного и гравитационного давления по высоте четочных каналов с псевдослучайным распределением
радиусов.
1 — эпюра капиллярного давления; г — эпюра гравитационного давления; я — необходимая дополнительная энергия для
непрерывного капиллярного движения границы раздела в канале переменного сечения,
?• = 0,01—0,1 лиг; Л = 8,7 см; Н. — равновесная высота поднятия,

радиуса г канала от высоты над плоскостью контакта заводненных
и нефтенасыщенных слоев.
Расчеты, проведенные по рассмотренной схеме (рис. Г7.5) и
реальные размеры поровых каналов смачиваемости и плотности нефти
и воды, показывают, что средняя минимальная равновесная высота
подъема менисков в микронеоднородной пористой среде при
статических условиях, т. е. за счет лишь внутренней энергии, не
превышает 10—15 см [71]. Следовательно, самопроизвольная капиллярная
пропитка нефтенасыщенных пористых сред и, в частности, в послойно
заводненном пласте происходить может, но глубина ее незначительна.
Очевидно, для преодоления менисками в четочных поровых каналах
равновесных высот и увеличения глубины капиллярной пропитки
необходима некоторая дополнительная внешняя энергия [1].
Затемненные площади рис. IV.5, образованные пересечением
эпюр капиллярного давления и гравитационного перепада по высоте
каналов, эквивалентны дополнительной внешней энергии (работе),
необходимой для преодоления мениском равновесных высот. Видимо,
глубокая капиллярная пропитка нефтенасыщенных пористых сред
будет происходить при условии, когда равновесные высоты будут
преодолеваться мениском при помощи внешних сил. В условиях
прерывистой и разнородной смачиваемости поверхности пор пленочное
движение воды также возможно, только оно не обеспечивает
существенной пропитки водой нефтенасыщенных слоев.
Однако смачиваемость поверхности пор переменна. Под действием
внешних факторов может происходить усиление или даже инверсия
смачиваемости пористой среды [31, 30, 98, 34, 79], для чего,
очевидно, также требуется дополнительная внешняя энергия.
Как показано, капиллярная пропитка нефтеносных пластов
происходит в самых разнообразных условиях заводнения и может быть
довольно существенной и глубокой. Но всем наблюдаемым в
реальных условиях заводнения пластов капиллярным явлениям
свойственна общая аналогия — капиллярные процессы происходили
при наличии избыточного или неустановившегося (переменного по
знаку) давления в водонасыщенной среде [75, 76, 72, 74, 92, 94 и др.].
По-видимому, именно эти условия в пласте являются
благоприятными для активной капиллярной пропитки. Неустановившееся
состояние в пласте или избыточное давление в водонасыщенной среде,
созданное искусственно при заводнении, очевидно, и представляет
ту дополнительную внешнюю энергию, необходимую для
преодоления менисками равновесных высот и инверсии смачиваемости
гидрофобных участков поверхности пор.
Следовательно, капиллярные процессы при заводнении
неоднородных нефтеносных пластов регулируемы и воздействовать на ход
этих процессов можно обычными технологическими средствами.
Это подтверждается многочисленными экспериментальными
исследованиями. Установлено, что с повышением гидрофильное™ пород
уменьшается остаточная нефтенасыщенность, т. е. увеличивается
полнота вытеснения нефти [33, 106, 98]. Поэтому для повышения
138

степени заводнения нефтенасыщенных слоев и более полной отмывки
нефти в послойно обводненных пластах, обладающих разнородной
смачиваемостью, следует стремиться к увеличению гидрофилизации
пластов.
Ряд исследований указывает на то, что гидрофильность пород
можно увеличивать искусственно [47, 37, 31, 30, 98, 4, 79] путем
повышения давления, температуры и скорости фильтрации. В
работах [30, 37, 31, 98] показано, что с повышением давления
увеличивается поверхностное натяжение на границе нефти с водой,
происходят уменьшение избирательного угла смачивания водой поверхности
пор и увеличение капиллярного вытеснения.
Интересное явление установлено в работе [79]. Пористая среда,
обладающая разнородной смачиваемостью, не имеет на поверхности
пор непрерывного слоя воды, который разорван проникшей нефтью,
п на отдельных участках нефть контактирует непосредственно с
поверхностью пор [35, 41, 18, 79 и др.]. При малых скоростях
движения жидкости в пористой среде такая прерывистая пленка воды
на поверхности пор сохраняется, однако с увеличением скорости
фильтрации происходят отрыв капель нефти от поверхности пор
и восстановление сплошного слоя воды [79]. Иными словами,
пористая среда, обладающая смешанной смачиваемостью, при высоких
скоростях движения жидкости становится гидрофильной. Инверсия
смачиваемости обусловливается искусственно созданными
градиентами давления.
По-видимому, повышением гидрофилизации пласта, а
следовательно, и усилением капиллярной пропитки неоднородной пористой
среды при высоких скоростях вытеснения объясняются результаты
работ [14, 57, 51, 101], в которых получено, что с увеличением
скорости вытеснения повышается нефтеотдача неоднородной системы
за счет более полного заводнения менее проницаемых и застойных
зон. Причем в работе [101] отмечается «разрушение» застойных зон,
капиллярная пропитка их при высоких скоростях движения
жидкости. Наличие же внешнего перепада давления между водонасыщен-
ной и нефтенасыщенной средами способствует преодолению
менисками расширений поровых каналов [1] при четочном строении их.
Таким образом, в реальных нефтеносных пластах, обладающих
слоистой макронеоднородностью и неоднородностью внутренней
структуры пористой среды, происходят капиллярные процессы,
направленные на повышение водонасыщенности нефтенасыщенных
слоев и увеличение нефтенасыщенности заводненных слоев. Эти
процессы сопровождаются встречным движением (противотоками) нефти
и воды под действием внутренней энергии пластов. Однако при
стационарных условиях в пласте возможности самопроизвольной
капиллярной пропитки в послойно заводненных слоях весьма ограничены.
Чтобы капиллярные процессы при заводнении пластов имели
практическое значение и способствовали повышению охвата пластов
заводнением, требуются определенные технологические условия
разработки и мероприятия по регулированию их.
139

Для повышения гидрофильное™ пластов, усиления капиллярного
вытеснения нефти водой из слабопроницаемых слоев и зон в
заводненные высокопроницаемые, для повышения коэффициента
вытеснения и коэффициента охвата заводнением неоднородных пластов
необходимо увеличивать скорости движения жидкости и создавать
неустановившееся состояние давления в пластах или избыточное
давление в водонасыщенных слоях. На практике это осуществимо
при импульсном воздействии на пласты или цикличной закачке воды.
ХАРАКТЕРИСТИКА КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОТИВОТОКОВ
В МИКРОНЕОДНОРОДНОЙ ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
На основе экспериментальных и промысловых исследований было
показано, что капиллярные процессы при заводнении нефтеносных
пластов сопровождаются встречными движениями, противотоками
Рис. IV.6. Схема микронеоднородиой пористой среды, межслойных и
капиллярных противотоков нефти и воды и вытеснения остаточной нефти при
Рк—Р0 Ф СОП51.
нефти и воды [11, 75, 76, 65, 87, 102, 92, 93, 99, 89]. В работе [11]
получены экспериментальные зависимости для расхода, скорости
и глубины капиллярной пропитки. Аналогичные зависимости можно
получить и аналитическим путем. Как уже отмечалось,
исследованиями установлено, что микронеоднородность пористой среды может
выражаться некоторой функцией распределения пор по размеру
140

Р (б). Для песчаника, например, распределение пор по размеру
подчиняется нормальному или логарифмически нормальному закону
[58, 81] с диапазоном изменения размеров пор от нуля до 500 мк
и более. В этих условиях, исходя из классической зависимости между
капиллярным давлением и размером поровых каналов, очевидно,
что при капиллярном межслойном противотоке внедрение воды в неф-
тенасыщенные слои происходит по наиболее мелким, а переток нефти
по более крупным норовым каналам (рис. IV.6). Расход жидкости
и скорость внедрения воды при капиллярной пропитке можно
выразить через функцию распределения размеров пор.
Плотность вероятности распределения размеров пор при
логарифмически нормальном законе описывается выражением
Aпо-1пеJ
/F)= -_ е «- , AУ.8)
Vх 2яао
где б — размер, или сечение, поровых каналов; а — стандартное
отклонение; 1п е — среднее значение 1пб.
Функция распределения размеров пор
о
тах
/¦(в)= / /(д)<й. (IV-9)
о
Связь между средней проницаемостью среды &ср и размерами
поровых каналов устанавливается в виде [59]
оо
\ б"/ F) A6
*«-=^г5= • <1У-10>
С 62/ (б) ^б
0
где Гь—~— коэффициент извилистости,т. е. отношение длины пути и,
пройденного жидкостью, к геометрической длине I пористой среды.
Фактически коэффициент извилистости Г0 отображает
избирательный характер фильтрации жидкости в микронеоднородной пористой
среде и, следовательно, может выражаться через плотности
вероятности распределения размеров пор [71], т. е.
г. / F)ш„ ,ту |,ч
Можно полагать, что в процессе капиллярной пропитки
фильтрация жидкости происходит избирательно, как и при движении за счет
внешнего перепада давления. Тогда в любом сечении пласта,
нормальном направлению капиллярной пропитки, поры с размерами
0 =^ б =5 б,. будут затоплены водой, а с размерами б; ^ б г^ б шах
141

нефтенасыщенны (рис. 1У.7). Причем суммарный расход жидкости
через любую такую плоскость равен нулю, т. е.
9»:
$кгч(Арк + к Ду)
^сп^ср' О
AУ.12)
гДе ^гаР — средняя гармоническая проницаемость по линии тока
жидкости, определяемая по формуле
^гар —
6г-+гЧ'
\ "ср. в аср. н /
AУ.13)
150 450 8,ик
Рис. IV.7. Распределение размеров пор в песчанике, к = 1 Э,
т = 18,4% (по В. Н. Николаевскому и А. Ф. Богомоловой).
1 — размеры пор, в которые внедряется вода; 2 — размеры
пор, из которых вытесняется нефть.
^ор. в' ^ср. п — средняя проницаемость поровых каналов,
соответственно заполненных водой и нефтью; Дрк — разность средних
капиллярных давлений в водонасыщенных поровых каналах и неф-
тенасыщенных:
ДА = Р..,@-в<)-Р..и(в,-вш„) = 4асоа8(}Г1- + д^-); AУ.14)
\ °ср. в иср. н '
^ср. в'^ср. и — средние значения размеров водонасыщенных и нефте-
насыщенных каналов, определяемые соотношениями
8.
*.р- , = / в/ (б) йв = 0,00057 К^-.
о в
г
всР. = = ) 6/F)^6 = 0,00057}/^^;
AУ.15)
142

6^ — размер самого крупного порового канала, затопленного
водой; к — глубина (высота) капиллярного внедрения воды в нефте-
насыщенный слой; Ду — разность удельных весов воды и нефти;
пгв и та — пористость заводненных и нефтенасыщенных норовых
М'н + ^в
каналов соответственно; (хср = ,, — средняя вязкость
жидкости по пути фильтрации; 5 — площадь поверхности фильтрации.
В формулах (IV.13) и (IV.15) /еор , и &ср н определяются из
соотношения (IV. 10) при замене пределов интегрирования в числителе
от 0 до б { и от б . до б тах соответственно.
Капиллярный перепад давления при капиллярном противотоке
значительно проще можно определить другим путем. По
распределению размеров пор можно получить распределение капиллярного
давления, которое ввиду обратной зависимости капиллярного
давления от размера пор будет выражаться в виде
Р{рК) = 1-Р{Ь). (IV. 16)
Статистическое среднее значение капиллярного давления в
микронеоднородной пористой среде можно определить через функцию
распределения:
М(рК)= / Р.0Р(рК), AУ.17)
р
'кт
где рк0 — капиллярное давление в самых мелких норовых каналах;
рКТ — капиллярное давление в самых крупных каналах (трещинах).
Для определения перепада капиллярных давлений при
противотоке необходимы средние значения их для заводненных ркв,
нефтенасыщенных ркш каналов, которые равны
а
р а
2
т
где а = 4ст сон 8; рк, рк{ и рКТ — капиллярные давления
соответственно в поровых каналах с размером б ш1п, б,. ибшах.
Теперь можно определить глубину капиллярного внедрения воды
в нефтенасыщенные слои, застойные зоны и линзы. Из условия
материального баланса
Я»1 = 5А0Р Лв -^ = 1ЧЛ.- (ГУ.20)
143

Из соотношений AУ.12) и AУ.20) можно получить зависимость
для глубины пропитки пористой среды при капиллярном
противотоке без учета гравитационных сил:
К = У ^Гя—7ГТГ' AУ.21)
Чв°ср. вН'ср-' О
где т)в~—~—?—— коэффициент вытеснения нефти водой в за-
1—«ев
^СР.В у у
водненных каналах; т]0 = -г коэффициент охвата заводнением
"ер
нефтенасыщенных слоев при капиллярном противотоке.
Остальные параметры к , Г0,б и АрК определяются по
соотношениям AУ.13), AУ.11), AУ.15), (IV. 18) и AУ.19). Подставив их
в (IV.21) и приняв тъ = тп = -у, что следует из равенства
суммарного расхода жидкости при противотоке нулю, получим выражение
для глубины капиллярной пропитки:
/ асо&Ъта<Ч1к —к°<5 А0-5 N
> 1 / V ср. ч ср. в ср. п/ ,у-у дрч
йср- I/ „и Гкр,ь 0,00057 ' ^ '
' 'вг ср 0 ср
которое аналогично ранее полученному экспериментально в работе
[11]. По соотношениям AУ.21) или (IV.22) можно определить
не только среднюю глубину, но и скорость капиллярной пропитки.
Приняв следующие значения параметров, входящих в формулу
AУ.22): а = 30 дин/см2, соз 8 = 0,6, т]в = 0,9, ц,ср = 2 спз, Г0 =
= 2, а значения лп = 18%, &ср = 1 д, &ор н = 1,6 д, кор в = 0,4 д,
в соответствии с распределением размера пор реального песчаника
из работы [59] получим: средняя глубина капиллярной пропитки
в течение 1 сек с начала пропитки составит 0,05 см, через 1 ч
достигнет 3 см, через 1 сутки 14,7 см, через 1 месяц 80,5 см, через 1 год
2,8 ж и т. д. Как видно, скорость капиллярной пропитки затухает
во времени, а глубина пропитки даже в идеализированных условиях
пористой среды — постоянного сечения каналов и смачиваемости —
в течение длительного периода не превышает минимальной мощности
нефтенасыщенных слоев при послойном заводнении реальных
пластов. Если же учесть, что капиллярная пропитка в реальных
условиях должна происходить в пористой среде с четочными поровыми
каналами и переменной смачиваемостью, то значения глубины
капиллярного внедрения воды во времени будут значительно меньшими.
ВЛИЯНИЕ КАПИЛЛЯРНОЙ ПРОПИТКИ НА ПОКАЗАТЕЛИ
ЗАВОДНЕНИЯ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ
Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том,
что вследствие слоистой неоднородности продуктивных пластов
происходит их послойное обводнение [24, 75 и др.], в результате чего
144

на контакте заводненных и нефтенасыщенных слоев создается резкий
скачок насышенности.
Капиллярные силы образуют некоторую «размытую» зону, где
насыщенность меняется от начальной до насыщенности в
заводненном слое, подобно «стабилизированной зоне» на фронте вытеснения
[64, 85, 100]. Исходя из этого, процесс заводнения неоднородных
пластов можно представить в следующем виде (рис. IV.6). При
фронтальном вытеснении происходит послойный охват заводнением,
а под действием капиллярных сил — дополнительно межслойный
охват заводнением смежных менее проницаемых нефтенасыщенных
слоев. Следовательно, полный коэффициент охвата неоднородного
пласта заводнением
г охв. по-тн г охв. поел 1 г охв. кап' \ ¦ ^*->)
гДе Рохв. восл — коэффициент охвата при послойном заводнении;
Рохв. кал — дополнительный коэффициент охвата вследствие
капиллярной пропитки.
Для определения охвата неоднородных пластов при фронтальном
послойном заводнении Рохв посл в настоящее время имеется уже
много методов, которые не учитывают капиллярной пропитки и
предполагают существование статического скачка насыщенности между
заводненными и нефтенасыщенными слоями. Поэтому представляет
интерес метод оценки дополнительного охвата заводнением пластов
за счет капиллярной пропитки [71].
Рассмотрим пласт, состоящий из слоев различной проницаемости.
Изменение проницаемости от слоя к слою описывается некоторой
функцией распределения Р (к), соотношение вязкостей нефти и воды
A0 = 1. Пусть на момент 1а полностью заводнились слои с
проницаемостью к ^ ка. Слои с проницаемостью А; ^ ка заводнились лишь
частично.
Текущий дополнительный коэффициент охвата заводнением пласта
за счет капиллярной пропитки в общем виде равен
Рохв. кап= 8Н, AУ.24)
где 5 — текущая поверхность контакта нефти и воды; к — текущая
высота (глубина) капиллярной пропитки или «размытой зоны».
Вследствие бессистемного случайного характера расположения
заводненных слоев в объеме залежи с ними могут оказаться в
контакте нефтенасыщенные слои любой проницаемости к <; ка. Из
этого следует, что плотность вероятности поверхности контакта
отдельных заводненных слоев / E) адэкватна плотности вероятности
распределения проницаемости в пласте /(/с), т. е. /E)=/ (к).
Безразмерная поверхность всех полностью заводненных слоев
равна 1 — Р (ка). Суммарная поверхность обводнения слоев, кото-
рые затоплены водой лишь частично, равна отношению н"ср ЬР (ка).
Вероятность того, что все обводненные слои будут по всей их
поверхности контактировать с нефтенасыщенными, равна 1 — |30
охв. поел'
145

С увеличением коэффициента охвата пласта заводнением повышается
вероятность слияния обводненных трубок тока, вследствие чего
уменьшается и поверхность контакта нефти с водой. Следовательно,
текущая безразмерная поверхность контакта нефти с водой может
быть выражена следующим соотношением:
5 =
1-Р(К) + -^ЬР(ка)
A-Рс.аосж). <™.25)
где Р (ка) — интегральная функция распределения для
проницаемости ка, или доля объема пласта проницаемостью ка от общего
ь
\ АР (к)
объема; кв ср= ° . средняя проницаемость нефтенасыщен-
ной части пласта; ром поол — текущий коэффициент охвата
заводнением пласта (на момент прорыва воды по слою с проницаемостью
ка); Ь — длина от контура залежи до линии отбора жидкости,
которая принимается равной единице.
Для глубины капиллярной пропитки можно написать
<№=--»„„*, AУ.26)
где V — скорость капиллярной пропитки; I —
продолжительность пропитки.
В работе [81] показано, что при капиллярном противотоке
сохраняется закон Дарси, поэтому
^=тг=-- <1У-27>
Перепад капиллярного давления при противотоке с учетом
гравитационных сил равен
Лп =.
г т.
К 2сг С05 0 /тт7 опч
ЛРка„=^==. AУ.28)
ср
т.
где а — поверхностное натяжение на контакте нефти с водой; Э —
2 - х
угол смачивания; т — пористость; с = -~-^гщ порометрическии
коэффициент; &*р = х2 кв — средняя проницаемость нефтенасыщенных
зон пласта для капиллярной пропитки (по нормали к поверхности
контакта нефти и воды); х — коэффициент анизотропии,
учитывающий уменьшение проницаемости в вертикальном направлении.
Имея в виду, что путь, проходимый контуром при фронтальном
вытеснении по какому-либо слою к моменту прорыва воды по слою
с проницаемостью ка," равен х = -г- Ь, приращение времени капил-
лярной пропитки 6,1 можно заменить и представить в виде
,. ти.Ых №тк*р
Л= АДГ = -ВДГ- AУ'29)
146

Подставив (IV. 27), AУ.28) иAУ.29) в AУ.26), получим
соотношение
,,, / 2асоз6 . \ 1&п,К\> ак /тл7 ол\
\ ' т '
Решение этого уравнения дает зависимость для глубины
капиллярной пропитки в неявном виде. Если же учесть, что в послойно
обводненном пласте она одновременно может происходить и вверх и
вниз, а суммарное действие гравитационных сил при этом будет
весьма малым, то, пренебрегая вторым слагаемым в скобках
выражения (ГУ.ЗО) и проинтегрировав его, получим зависимость для
глубины капиллярной пропитки.
сАРка 1п^Г- <1У-31)
Теперь, подставив вместо 5 и к соотношения AУ.25) и (IV.31)
в (IV.24), найдем зависимость дополнительного коэффициента
охвата заводнением за счет капиллярной пропитки от поверхностно-
капиллярной характеристики пласта, темпа разработки и степени
заводнения залежи:
^ р/1. \ , ^иор
X
ХA-РОИ,ДОСД)Т/^С089:0:5^°'51П%. AУ.32)
у с Арка к
Прямым следствием капиллярной пропитки (противотоков)
послойно обводненных пластов будет «перемешивание» нефти и воды —
повышение нефтенасыщенности заводненных слоев и водонасыщен-
ности нефтенасыщенных слоев, т. е. выравнивание насыщенности
фаз в объеме залежи. В результате этого в заводненных слоях будет
появляться подвижная нефть, а в нефтенасыщенных — подвижная
вода, что в свою очередь будет обусловливать изменение соотношения
расходов нефти и воды, т. е. обводненности добываемой продукции.
При наличии капиллярных противотоков в послойно
обводненном пласте содержание нефти в добываемой продукции на момент
прорыва воды по слою с проницаемостью ка будет определяться
выражением
/н= дГ+дГ= ! , КК+кк^ AУ.ЗЗ)
Здесь ке = Р (ка) — мощность нефтенасыщенных слоев; Нв =
= 1 — Р (ка) — мощность заводненных слоев; к'п (я), к'г ($) —
фазовые проницаемости для нефти и воды в заводненных слоях;
147

к"вк"ъ — фазовые проницаемости для нефти и воды в зоне
капиллярной пропитки.
Проницаемость для нефти и воды в заводненных слоях и зоне
капиллярной пропитки является функцией насыщенности
соответствующей фазой. Согласно исследованиям [29] в зоне капиллярной
пропитки можно принимать насыщенность нефтью и водой
одинаковой 5Н = 5В = 0,5, хотя это условие, по-видимому, необязательно
для всех случаев пропитки. Нефтенасыщенность для заводненных
слоев будет равна
«а = *о.я+%^0,5, AУ.34)
где 80 н — остаточная нефтенасыщенность заводненных слоев.
Зная насыщенности различных зон пласта на разных этапах
заводнения, по графикам относительных проницаемостей можно
определить фазовые проницаемости для нефти и воды и содержание нефти
в добываемой продукции с учетом капиллярной пропитки.
Для определения /ев, к"в, к'в и к"а можно использовать аппрок-
симационные зависимости фазовых проницаемостей работы [32].
Тогда содержание нефти в добываемой продукции будет выражаться
отношением
/ = •
1
[!-*(*„)] @,77 + 0,55 Ро'в" ка,[ )' *,. ер + 0,085^в, ср
л I \ Рои /
[Р (ка)-к]\. ор + 0.125Л*н. ср+ (о,87 +0,63Ьт^ш. V К ср
AУ.35)
к
шах
| ЫР(к)
где А; = —± — средняя проницаемость заводненных слоев.
Относительный объем жидкости, прокачанной через пласт при
заводнении с капиллярной пропиткой, выражается отношением
* = К'К-
Кр—средняя проницаемость всего пласта.
Выше рассмотрен метод определения дополнительного охвата
заводнением вследствие капиллярной пропитки для неоднородно-
слоистого пласта, когда изменение проницаемости слоев
описывается некоторой функцией распределения Р (к). Для условий
трещиноватого пласта, т. е. при заводнении пласта, состоящего из
системы слабопроницаемых блоков и высокопроницаемых трещин,
характеристика капиллярной пропитки будет, очевидно, иной.
В экспериментальных работах [11, 102] на основе изучения
капиллярной пропитки водой пористых блоков показано, что функция
148

пропитки достаточно хорошо для практических целей
аппроксимируется зависимостью
Басове!/— I ^2асоз01/А 1 2
где т — пористость блоков; яа — насыщенность блоков водой к
моменту времени 1а; 8 — осредненная удельная поверхность блоков;
А — постоянный коэффициент; и.и — вязкость нефти.
Расход воды, поступающей в блоки породы через поверхность
Р (х,, и2, х3, V) (где х{ — координаты; V — некоторый момент
временя), ограничивающую объем пласта V (у), охваченного
заводнением к моменту времени V =5 I, определяется
/<Р [*-?(*!, х„ Щ,)] & = Я (*)¦ AУ.37)
Если в выражении (IV.36) время заменить интегралом (IV.29),
то оно будет идентично AУ.31). Это дает возможность при расчетах
дополнительного охвата капиллярной пропиткой
трещиновато-пористых пластов глубину капиллярного внедрения воды в (Г7.24)
приближенно определять как длину стабилизированной зоны по
[11], полагая, что к ^=> X:
Да= =^ -,
№2
где д — расход воды, отнесенный к единице мощности к, ширине
пласта Ъ и осредненному размеру блока 1М; |* = —-, координата
фронта пропитки; |» = -= координата фронта вытеснения за счет
**
А*
внешнего перепада давления; Г#в =-~Т% — время образования
стабилизированной зоны в пористой среде со средней
проницаемостью; Г# — время пропитки каждого элемента пористой среды
с проницаемостью &*р, определяемое из опыта (практически
постоянно). Распределение насыщенности в каждый момент времени,
необходимое для определения относительных проницаемостей к'ъ,
к"в, к'в и к^, при расчете изменения содержания нефти в добываемой
продукции можно находить из формулы
фМ=тй№Ь>- ^ AУ'39)
I
ФE) = 1-^-Гф[Т-т(|)]^. AУ.40)
149

При принятых допущениях д (Г) = сопз1, когда
тF) = Г-Г#,
где
о соя 6
Т = г
3*
уравнение AУ.40) принимает вид:
Ф (з) = 1
Ч (Т)
у[Т]%-
AУ.41)
ЯцхвЛ
1.0
\|
\1
Л
р*г
^
ч
ф
р*в*
<
¦^
^
Таким образом, зависимости AУ.25), (ГУ.31), AУ.38) позволяют
определять в процессе заводнения пластов наиболее интересные
элементы возможной капиллярной пропитки — поверхность контакта
заводненных и нефтенасыщенных слоев 5 и глубину межслойного
проникновения воды или в
пористые блоки к. На основе этих
элементов зависимости (IV.32),
AУ.35), AУ.38) и AУ.41) дают
возможность оценивать влияние
капиллярной пропитки на
коэффициент охвата заводнением неодно-
роднослоистых и трещиноватых
пластов и содержание нефти в
добываемой продукции.
Как видно из рис. 1У.8,
дополнительный коэффициент охвата
заводнением за счет капиллярной
пропитки при принятых условиях
составляет в среднем р*оы1 ип =
= 0,08 ч- 0,085. Если реальный
пласт при заводнении будет
представлять собой бессистемное
расположение заводненных трубок
тока («шнурков») в объеме залежи
или сильно трещиноватую систему,
то дополнительный коэффициент
охвата может достигать 0,16—
0,20 и более.
Однако указанные значения
коэффициента охвата заводнением
пласта за счет капиллярной пропитки нельзя рассматривать как
обязательный «прибавочный коэффициент охвата» независимо от
условий эксплуатации. При определении глубины капиллярной
пропитки (IV.31) было принято допущение, что пористая среда
состоит из непрерывных каналов постоянного сечения, обладающих
постоянной и одинаковой смачиваемостью поверхности. В реальных
з л
& а 0.2
« на
0.8 1.2 1,6 г
Относительный, объем жидкости,
прокачанной через пласт х
Рис. IV.8. Степень возможного
повышения коэффициента охвата заводнением
неоднороднослоистого пласта за счет
капиллярной пропитки при распределении
проницаемости слоев (по М. М. Сатта-
рову).
1 — коэффициент охвата без учета
капиллярной пропитки; 2 — коэффициент охвата
с учетом капиллярной пропитки; з —
дополнительный коэффициент охвата за
счет капиллярной пропитки.
о.ч
150

пластах эти условия не соблюдаются. Поэтому, как показано выше,
вода самопроизвольно проникать из заводненных слоев в нефтена-
сыщенные под действием капиллярных сил не может глубоко.
Чтобы дополнительный охват заводнением пластов под действием
капиллярных сил был достаточно высоким, необходимо создать
определенные технологические условия. Способствовать увеличению
глубины капиллярной пропитки, а следовательно, и
дополнительному охвату пластов заводнением можно только созданием
неустановившегося давления в пластах или многократным переменным
гидростатическим перепадом давления между водонасыщеннои и нефте-
насыщенной зонами, что практически возможно осуществить
цикличной закачкой воды или цикличным отбором жидкости.
ВЫВОДЫ
[ГТ" Капиллярные процессы в заводнении нефтеносных пластов имеют
большое значение вследствие послойного их обводнения и
неоднородности внутренней структуры пористой среды.
Четочное строение поровых каналов и переменная
смачиваемость их поверхности обусловливают прерывистый характер
капиллярных сил и ухудшают условия для самопроизвольной капиллярной
пропитки.
Промысловыми исследованиями устанавливаются капиллярные
процессы в самых разнообразных условиях заводнения: при
вскрытии продуктивных пластов и выносе керна, при простое
обводненных эксплуатационных скважин и закачке воды в нагнетательные,
при цикличном отборе жидкости из обводненных залежей и
заводнении трещиновато-пористых пластов. Во всех этих условиях
капиллярные процессы сопровождались встречным движением воды в
нефти (противотоком) — вода внедряется по мелким поровым каналам
в нефтенасыщенные зоны, а нефть — по крупным каналам в
заводненные зоны.
Самопроизвольная капиллярная пропитка в реальных условиях
микронеоднородных пластов протекает медленно и на небольшую
глубину.
Все наблюдаемые на практике капиллярные процессы протекают
или при неустановившемся попеременно изменяющемся давлении
в пластах, или при избыточном давлении в водонасыщеннои
среде.
Капиллярные процессы в нефтеносных пластах поддаются
внешнему воздействию и регулированию обычными технологическими
средствами. Благоприятные условия для глубокого капиллярного
внедрения воды в нефтенасыщенные слои, блоки и зоны возникают
при переменном давлении в пласте, что обусловливает нарушение
равновесия капиллярных сил и способствует преодолению менисками
равновесных высот. Такие условия могут быть созданы при
цикличной закачке воды в пласт или цикличном отборе жидкости из
пластов.
151

Получена характеристика капиллярных противотоков нефти и
воды в пластах на основе отображения микронеоднородности
пористой среды функцией распределения размеров пор и поровых
каналов при избирательной фильтрации. Эта характеристика позволяет
определять глубину и скорость межслойной капиллярной пропитки.
Скорость капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные слои из
обводненных уменьшается во времени.
Рассмотрен метод прогноза показателей заводнения
неоднородных пластов с учетом межслойной капиллярной пропитки в
заводненных зонах пластов. Получены зависимости для определения
динамики коэффициента охвата заводнением пластов и содержания
нефти в добываемой продукции при условии межслойных
капиллярных противотоков нефти и воды. Дополнительный коэффициент
охвата заводнением пластов вследствие капиллярных процессов может
достигать 8—16% и более в зависимости от состояния заводнения
пластов, а также физико-геологических и
поверхностно-молекулярных свойств системы.
Литература
1. Адам Н. К. Принципы пропитки твердых тел жидкостью. Дискуссия Фарадеев-
ского общества. Изд. Фарадеевского общества, ЛЗ 3. Лондон, 1948.
2. А д а м Н. К. Физика и химия поверхностей. Госхимиздат, 1947.
З.Алексеев Ф. А. и др. Использование изотопа водорода-трития при разработке
нефтяных месторождений. Геология нефти и газа, № 12, 1958.
4. Асадов А. Ш. Влияние температуры на капиллярное вытеснение нефти водой.
Азерб. нефт. хоз., № 7, 1963.
5. Аширов К.Б., Громович В.А. Результаты закачки флюоресцина в
продуктивный пласт Яблоневского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып. 9. Изд-во
«Недра», 1965.
6. Б а б а л я н Г. А. Механизм нефтеотдачи пласта. Азнефтеиздат, 1956.
7. Бабалян Г. А., Кравченко И.И., Мархасин И. Л.
Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов.
Гостоптехиздат, 1962.
8. Баренблатт Г. И., Ж е л т о в Ю. П. Об основных уравнениях фильтрации
однородных жидкостей в трещиноватых породах. ДАН СССР, т. 132, № 3, 1960.
9. Березин В.М. Определение нефтеотдачи образцов сцементированных горных
пород при вытеснении нефти водой. Труды УфНИИ, вып. 2. Гостоптехиздат, 1957.
10. Богомолова А. Ф., Кочетков А. А., Крылов А. П. Процесс
перемещения погребенной воды при вытеснении нефти водой. Нефт. хоз., Л? 8, 1961.
11. Боксерман А. А., Желтое Ю. П., Кочешков А. А. О движении
несмешивающихся жидкостей в трещиновато-пористой среде. ДАН СССР, т. 155, № 6, 1964.
12. В а н - Т а й л Ф. М., Паркер В.,Г., С к и т е р с У. У. Миграция и
аккумуляция нефти и природного газа. ИЛ, 1948. ,
13. В а с и л ь е в Н, А., Соколовский Э. В., Майдебор В. Н. Результаты
исследований движения по пласту нагнетаемой воды при помощи радиоактивного изотопа
водорода-трития. Труды ВНИИ, вып. 29. Гостоптехиздат, 1960.
14. Везиров Д. Ш., Кочешков А. А. Экспериментальное исследование
нефтеотдачи трещиновато-пористых коллекторов при заводнении. Изв. АН СССР. Механика
и машиностроение, № 6, 1963.
15. Везиров Д. Щ., Кочешков А. А. Факторы, определяющие процесс
заводнения трещиновато-пористых коллекторов. НТС по добыче нефти, вып. 25. Изд-во «Недра »,
1964.
16. Волкова 3. В. Смачиваемость твердых тел как характеристика молекулярной
природы их поверхности и новый метод ее измерения. Ж. физ. хим. т. 13, вып. 2, 1939.
17. Гейман М.А., Шнеерсон В. В., Мамиконов А. Г. Влияние
давления на изменение смачиваемости минералов и нефтяных коллекторов. Изв. АН СССР ОТН,
1955, 6.127.
18. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1963.
19. Гиматудинов Ш. К. О роли капиллярных сил при вытеснении нефти водой
из пористых сред. Изв. вузов. Нефть и газ, № 11, 1961.
20. Д е р я г и н Б. В., Карасев В. В., Зорин 3. В. Об особом агрегатном
состоянии жидкости в слоях пограничных с поверхностью твердого тела. В книге строение
и физические свойства вещества в жидком состоянии. Киев, 1954.
21. Долина Л. П. Изучение характера нефтеводонасыщенности на Бавлинском
месторождении. Тема № 120, ВНИИ, 1960—1962.
152

22. К и с л я к о в ю. П., Демин Н. В., Р у с с к и х В. Н. Влияние градиентов
давления на величину параметров пласта на Туймааинском месторождении. Нефт. хоз.,
№ 2, 1964.
23. Калганов М. И. Особенности обводнения и нефтеотдачи пласта Б2 Золг.нен-
ского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
24. К о л г а н о в В. И., Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение
нефтяных скважин и пластов. Гостоптехиздат, 1965.
25. К о н о в а л о в Е. Г., Германович И.Н. Влияние температуры на высоту
подъема жидкости в капиллярах под воздействием высокочастотных вибраций. Инж.-физ.
журн., № 3, т. 6, 1963.
26. Котяхов Ф. И. и др. Об определении коэффициентов водонасыщенности
и нефтеотдачи пород по результатам анализа кернов. Нефт. хоз., № 6, 1956.
27. Котяхов Ф.И. Влияние воды на приток нефти при вскрытии пласта.
Гостоптехиздат, 1949.
28. Котяхов Ф. И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.
29. Кочешков А.А., Кусаков М. М., Л у б м а н Н. М. Механизм
капиллярной пропитки и капиллярного вытеснения в пористых средах. Изв. вузов. Нефть и газ,
№ 11, 1958.
30. Кочешков А. А. Влияние давления на капиллярное вытеснение из пористой
среды углеводородной жидкости водой. Изв. вузов. Нефть и газ, № 2, 1959.
31. К о ш е в н и к А. Ю., Кусаков М. М., Л у б м а н Н. М. Гидрофилизация
поверхности кварца с повышением давления. Уменьшение избирательного угла смачивания
на границе с нефтью. Труды ин-та нефти АН СССР. Нефтепромысловое дело № 11,1958.
32. Курбанов А. К. К расчетам заводнения нефтяного пласта. НТС по добыче
нефти, вып. 16. Гостоптехиздат, 1962.
33. Курбано А.К., Куранов И.Ф. К вопросу о влиянии капиллярных сил
на процесс вытеснения нефти водой. НТС по добыче нефти, № 25. Изд-во «Недра», 1964.
34. Кусаков М.М., Лубман Н. М., Кошевник А.Ю. Определение
поверхностного натяжения углеводородных жидкостей и нефтей методом измерения
размеров капли. Труды института нефти АН СССР, т. 2, 53. 1952.
35. Кусаков М. М., Мекеницкая Л. И. Экспериментальное исследование
толщины слоев водных растворов электролитов на стекле на границе с углеводородной
жидкостью. ДАН СССР, 107, 555 1956.
36. Кусаков М. М., Некрасов Д.Н. Капиллярный гистерезис при подъеме
жидкости в капиллярах переменного сечения. Ж. физ. хим. т. 34, вып. 7, 1960.
37. Кусаков М. М., Лубман Н. М., Кошевник А.Ю. Влияние давления
и температуры на поверхностное натяжение нефти. ДАН СССР, 74, 319, 1950.
38. К у с а к о в М. М., Мекеницкая Л. И. О толщине тонких слоев связанной
воды. Доклады на IV международном нефтяном конгрессе в Риме. Изд. АН СССР. 1955.
39. Кусаков М. М., К о ш е л е в а И. М. Вытеснение нефти водой из
гидрофобной пористой среды. Труды МНИ им. акад. Губкина, вып. 22. Гостоптехиздат, 1958.
40. К у с а к о в М. М., Ребиндер П. А., Зинченко К.Е. Поверхностные
явления в процессах фильтрации нефти. ДАН СССР, т. 28, № 5, 1940.
41. Кусаков М. М., Мекеницкая Л.И. Пленочная и капиллярно удержанная
вода в пористой среде. ДАН СССР, т. 115, № 5, 1957.
42. К у с а к о в М. М., Кошелева И. М. Влияние капиллярных сил на процесс
вытеснения нефти водой из гидрофильной пористой среды. Труды МНИ им. Губкина,
вып. 22. Гостоптехиздат, 1958.
43. Кусаков М.М., Зинченко К.Е. Молекулярно-поверхностные свойства
нефтей. Изв. АН СССР ОТН, т. 4, № 19. 1940.
44. Кусаков М. М., ГиматудиновМ. К. Капиллярное вытеснение нефти
водой из естественных кернов. Труды МНИ им. Губкина, вып. 22. Гостоптехиздат, 1958.
45. Кусаков М. М., Некрасов Д. Н. Подъем жидкости в капиллярах
переменного сечения и капиллярный гистерезис. ДАН СССР, т. 119, № 12, 1958.
46. Кусаков М. М., Кошелева И.М. Влияние капиллярных сил на процесс
вытеснения углеводородной жидкости водой из гидрофильной пористой среды. Труды МНИ
им Губкина, вып. 22. Гостоптехиздат, 1958.
47. Кусаков М. М. и др. Исследования в области физико-химии нефтяного пласта.
Труды ИГИРГИ, т. 2. Изд-во АН СССР, 1960.
48. Лапишин П. С. Определение объема извлеченного из пласта фильтрата
при помощи испытателя пластов. Нефт. хоз., № 11, 1962.
49. Л евич В. Г. Физико-химическая гидродинамика. Физматгиз, 1959.
50. Л ютин Л. В. Влияние смачивания на взаимное вытеснение двух несмешива-
ющихся жидкостей. Труды ВНИИ, вып. 3, 1954.
51. Мамедов Г.А. О перетоке жидкостей между двумя смежными пропластками
при различной их проницаемости. Изв. вузов, Нефть и газ, № 4, 1959.
52. М а с к е т М. Физические основы технологии добычи нефти.
Гостоптехиздат, 1953.
53. М е л и к|- II а ш а е в В. С, К о ч е т к о в М. Н., ЛисуновВ.А.
Нефтеотдача пластов в зависимости от объема воды, прошедшей через залежь. Геология нефти
и газа, № 11, 1963.
54. Муравьев И. М., Гиматудинов М. К., Николаев В. А. Влияние
скорости вытеснения нефти водой на нефтеотдачу. Труды МИНХ и ГП, вып. 48.
Гостоптехиздат, 1964.
55. Некрасов Д. Н., Кусаков М. М. Капиллярный подъем жидкости в
пористых средах и капиллярный гистерезис. ДАН СССР, т. 113, Л} 6, 1960.
56. Непримеров Н. Н., Шрагин А. Г. Особенности внутриконтурной
выработки нефтяных пластов. Изд-во Казанского Университета, 1961.
153

57. Николаев В. А., Гиматудияов Ш. К. О механизме и эффективности
действия поверхностно-активных веществ при вытеснении нефти из пористой среды. Изв.
вузов, Нефть и газ, Ли 6, 1964.
58. Николаевский В. Н. Капиллярная модель диффузии в пористых средах.
Изв. АН СССР ОТН Механика и машиностроение, Л» 4, 1959.
59. Николаевский В. Н. Методы исследования внутренней структуры пористых
сред. В книге «Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости». Гостоптех-
издат, 1962.
60. Оганджаняиц В.Н. Механизмы вытеснения нефти из слоистых пород.
В книге «Влияние свойств горных пород на движение в них жидкостей». Гостонтех-
издат, 1962.
61. Печорин О. М. Особенности опробования рааведочных скважин на
месторождениях Мангышлака. Нефт. хоз., № в, 1964.
62. Пилатовский В. П. Аналитическое решение задачи о вытеснении нефти
водой с образованием водонефтяной смеси в тонком наклонном пласте при постоянном
перепаде давления. ПМТФ, Л. 1, 1962.
63. Р з а б е к о в 3. Ф., Аванесов В. Г., Бондарев К. В. О процессе
периодического вытеснения нефти водой из обводненных пластов. Азерб. нефт. хоз.,
Л» 7, 1963.
64. Р ы ж и к В. М. О капиллярной пропитке водой нефтенасыщешюго гидрофильного
пласта. Изв. АН СССР, ОТН. Механика и машиностроение, Л> 2, 1960.
65. Рыжик В. М. Явление капиллярной пропитки пористых сред. В кн. «Влияние
свойств горных пород на движение в них жидкости». Гостоптехиадат, 1962.
66. Рыжик В.М. Обзор работ по взаимному вытеснению несмешивающихся
жидкостей из пористой среды. Изв. АН СССР, ОТН. Механика и машиностроение, № 2, 1961.
67. Сараджев Т.Н. Зависимость коэффициента нефтеотдачи от объема
внедрившейся в залежь воды. Азерб. нефт. хоз., № 12, 1963.
68. Сарбатов Г.Ф. Исследование эффективности законтурного заводнения на
месторождениях Зольный Овраг и Муханово. Фонды ин-та Гинровостокнефть, 1950.
69. Соколовский Э.В. Результаты исследования движения жидкости
^коллекторах трещинного тина. Нефт. хоз., № 8, 1964.
70. Султанов С. А. Определение нефтенасыщенности песчаников девона по их
электрическому сопротивлению. Труды ТатНИИ, вып. 1. Тат. книяш. изд-во, 1960.
71. Сургучев М. Л., Маслянцев Ю. В. Влияние капиллярной пропитки
на показатели заводнения неоднородных пластов. НТС по добыче нефти, вып. 30. 1966.
72. Сургучев М.Л. Результаты консервации пласта Б2 месторождения Яблоновый
овраг. ННТ сер. Нефтепромысловое дело, Л6 2, 1962.
73. Сургучев М. Л. К вопросу определения использования объема пор пласта
по данным анализа керна. Труды Гинровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
74. Сургучев М.Л. Об эффективности импульсного (цикличного) воздействия
на пласты с целью повышения нефтеотдачи. НТС по добыче нефти, № 27.
Гостоптехиздат, 1965.
75. Сургучев М.Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений
платформенного типа. Гостоптехиздат, 1960.
76. Сургучев М.Л. О причинах нефтегазопроявлений продуктивных пластов
при бурении. Труды Гинровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
77. Таиров Н. Д., Кусаков М. М. Изучение влияния давления и температуры
на смачивание нефтью и водой поверхности кварца. Изв. АН Азерб. ССР, .N5 4, 1957.
78. Федякин Н. Н. Изменение структуры воды в результате пленочного движения.
В кн. «Современные представления о связанной воде». Изд. АН СССР, 1963.
79. X а т м у л и н Ф.Г., Бабалян Г. А., Кравченко И. И. О влиянии
поверхностно-активных веществ на отмывку пленочной нефти. В кн. «Применение
поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности ». Труды Второго Всесоюзного
совещания по применению поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности.
Гостоптехиздат, 1963.
80. Чекалюк Э. Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев, 1960.
81. Шейдеггер А.Б. Физика течения жидкостей через пористые среды. Перевод
с англ. Гостоптехиздат, 1960.
82. Шнеерсон В.Б. Новый метод исследования гидрофобизации горных пород
под влиянием нефтей. Труды ин-та нефти АН СССР, вып. 1. Изд. АН СССР, 1949.
83. Щелкачев В.Н. Анализ длительной массовой остановки скважин и
обоснование рациональности форсирования отбора жидкости. Грозн. обл. изд-во, 1945.
84. Эфрос Д. А. Исследования фильтрации неоднородных систем.
Гостоптехиздат, 1963.
85. Э ф р о с Д. А., Оноприенко В. П. Моделирование линейного вытеснения
нефти водой. Труды ВНИИ, вып. 12. Гостоптехиздат, 1958.
86. В1а1Г Р. М. Са1си1аИоп о( оП Шхр1асешеп1 Ьу Саип1егсштеп1 \Уа4ег 1тЫЬШоп.
Зое. Ре1го1. Епёг. Л., V. 4, N0 3, 1964.
87. В г о » п 8 с о п Ь е Е. Н., О у е 8 А. В. \Уа1ег-1тЫЬШоп 01зр1асетеп1 А Розв!-
ЫШу 1ог 1Ье ЗргаЬеггу. АРЛ, ОНИ а. Ргой. РгаЫ. 1952.
88. С а 1 1 а «' а у Р. Н. Еуа1иайоп о( \Уа1ег Р1ооа РгозреЫз Л. Ре(г. ТесЬп., у. 11,
N0 10, ОсЛоЬег, 1959.
89. СЬа1епеу е г А., I п а г а М. К., К у I е I. Н. М1сго.чсор1С оЬяегуаМопз
о! йоШНоп Саа-Ог1Уе ВеЬау10г. .Г. о! Ре<т. ТесЬп., V. 11, N0 6, Липе, 1959.
90. С Ь и е с а А. НерагШоп Лее СагасСепзияиез е( Рас*еигя 1пПиепсап( ае Кесирега-
Моп Ппа1е аапз ип Не5егу01Г СагЬопа1е Не1его@епе. Кеуие <1е Ь' 1п$Ши1е КгапсаЬ аи Ре(го1е.
Т. 14, N0 11, 1959.
91. Еаг1ои@Ьег К., ОиеггегоЕ. Т. Апа1уя1ч апа Сотраг1$оп о? БЧуе Ме1Ьоа$
Шей 1о РгссЛс! \Уа1ег Р1ооа Незегуез апа РегГогтапсе. АР.Г БгН. а. Ргоа. Ргас1, 1961.
154

92. Е 1 к 1 п 8 Ь. Е., 8кОУ А. М. СуеНе \Уа1ег ПооЛшй 4Ье ЗргаЬеггу ШШхез
«ЕпЛ е!(ес1з», 1о Шегеазе оН РгоЛисПоп На(е. Л. Ре1го1. ТесЬп. N0 8, V. 15, 1963.
93. Е п г 1 ё Ь ' К- •!¦ ЗргаЬеггу СусНса1 Р1оо<1 ТесЬШдие тау по1 500 тПНоп Заг.
о( оИ. ОН а. Оаз. 3. Ос1оЬег, N0 1, 1962.
94. Е I г Щ Ь I Н. Л. 1тЬ1Ь1Ноп-№№ез( РгоЛис1Нв ТесЬпЬие. ОП апЛ Саа. Л. V. 53,
N0 2, 1954.
95. О г а Ь а ш , Л. \У., НиЬаг(|8 ' п Л. Ь. ТЬеогу апЛ АррНсаНоп о! 1шЫЫНоп
РЬепотепа 1П Несоуегу о! ОП. Л. Ре1г. ТесЬ., N0 2, 1959.
96. О г у п Ь е г Й Л. МТ-Зиссея ог РаИите? ОП. а. Ьаз Л., N0 26, 1959.
97. О и е г г е г о Е. Г., Еаг1оибЬег П. С. Апа1ув1з апЛ СошраНзоп о( Пуе
Ме1ЬоЛз 1ГзеЛ (о РтейШ \Уа1ег Р1ооЛ Везегуез апЛ Реггогтапсе. АРЛ. БгШ. АпЛ РгоЛ. Ргае1.
N0 7, 1961.
98. К у I е Л. Н. е( а1. Е!1ес1 о( ВезегуоЁг Епу1гапшеп1 оп \Уа1ег-0П В18р1асетеп1.
Л. Ре1го1. ГесппоК Г. 13, N0 6, 1961.
99. К у I е Л. В., Варарог 1 Ь. А. Ыпеаг \Уа1ег11ооЛ ЬеЬаумг ап1 ЕпЛ ЕМес1я
1П \Уа1ег-\Уе1 Рогоиз Ме<На. Л. Ре1го1. ТесЬпоОДу, N0 10, 1958.
100. Ь е у 1 п е Л. В1яр1асешеп1 МесЬаШзт 1п СопзоНЛа1еЛ Рогоиз 8Ыет. Тгапз.
А1МЕ. V. 201, 1954.
101. М а I I а х С. С, К у I е Л. К. Еуег 8е1 а АУа1ег Р1ооЛ? ОП апЛ Оаз Л., V. 59,
N0 42, 1961.
102. М а I * а х С. С, Ку1е Л. К. 1тЬШНоп ОН Несоуегу 1гот РгасНшгеЛ ^а1ег-
Г)Г1уе Незегуо1г 8ос. о( Ре(го1. Епб. Л. у. 2, Липе, 1962.
103. М о о г е Т. Р., 8 1 о Ь о Л В. Ь. ТЬе ЕНес1 оГ ЛЧ.чсояНу апЛ СарШагКу оп 1Ье
Ш.чр1асетеп1 о( о!1 Ьу \Уа(ег. РгоЛисегз МоШЬеу, у. 20, N0 10, АиЙия1, 1956.
104. М и п Й а п N. Во1е о( \Уе11аЫШу апЛ 1п1ег1ас1а1 Тепыоп 1п \Уа(ег Р1оо(Кп8.
ЗосШу оГ Ре(г. Епё. Лоигпа1. V. 4, N0 2, Липе, 1964.
105. В^иагЛзоп Л. Л., Регк1пз Р. М. ЬаЬога(огу 1пуе*>МёаМоп оГ ЕНес1
о( На1е оп Несоуегу о( ОН Ьу \Уа1ег ПооеНгц*. Тгапз А1МЕ, V. 210, 1957.
106. К о Ь 1 п в о п Л. М., Еаг1оиёЬег В. С. РгееНсИоп о( 8есопЛегу Несоуегу
1гот Соге Апа1узез. Вес. Несоу. о! ОН 1П 1Ье 118. АРЛ, 1950.
107. Т е г » 11 1 Й е г Р. Ь., е1 а1. Ап Ехрег1шеп1а1 апЛ ТЬеогеМса1 1пуезИбаМоп оГ
СгауНу ВгаШа^е Рег(огтапсе. Тгапз А1МЕ, у. 192, 1956.

ГЛАВА V
ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ
НА ПОКАЗАТЕЛИ ЗАВОДНЕНИЯ И НЕФТЕОТДАЧУ
НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ
ВВЕДЕНИЕ
Если изучение влияния физико-геологических факторов на
процесс заводнения залежей представляет главным образом
познавательный интерес и необходимо для прогноза показателей
заводнения, то изучение влияния технологических факторов, поскольку
они поддаются изменению, представляет собой основу
регулирования процесса разработки нефтяных месторождений.
Выбор технологических параметров системы и условий
эксплуатации обусловливает экономику и эффективность процесса
разработки нефтяных месторождений. К числу основных технологических
факторов, влияющих на показатели заводнения и нефтеотдачу
пластов, относятся:
1) параметры сетки эксплуатационных скважин;
2) схема искусственного питания залежей;
3) темп разработки залежей;
4) технология отбора жидкости и закачки воды в пласты;
5) условия разработки смежных пластов (совместно или
раздельно);
6) характер вскрытия продуктивных пластов в скважинах.
Эти факторы отличаются как по активности влияния на
показатели заводнения пластов и капиталоемкости, так и по степени
изученности.
Капитальные затраты на разработку месторождений больше
всего зависят от параметров сетки скважин. На разных этапах
развития нефтяной промышленности изучалось влияние параметров
сетки скважин и на элементы процесса разработки нефтяных
месторождений.
Наиболее длительный период уделялось внимание выяснению
так называемого «радиуса влияния скважин» и влияния плотности
сетки (числа) эксплуатационных скважин на уровень добычи нефти
из пласта в целом и из отдельных скважин. До 30-х годов текущего
века существовала дефектная теория Слихтера — Форхгеймера об
ограниченном радиусе действия скважин, на основе которой
обосновывалось чрезмерное переуплотнение сетки скважин (правило Кот-
лера). В работе В. И. Щелкачева и Г. Б. Пыхачева [76] была
доказана ошибочность этих представлений и развита теория
неограниченного взаимодействия скважин, влияния их числа на уровень
156

отбора жидкости из пластов. Зависимость отбора жидкости от числа
скважин при различном их расположении рассматривалась в
работе Маскета [36]. Взаимодействие скважин при упругом режиме
фильтрации исследовалось И. А. Чарным и М. Д. Розенбергом
[72]. В капитальной монографии коллектива авторов (А. П. Крылов
и др.) [32] вопрос о взаимодействии скважин и влиянии их числа на
уровень отбора жидкости из пластов рассматривался в плане
обоснования системы разработки месторождений. После этих работ
вопрос о степени взаимовлияния скважин и зависимости уровня отбора
жидкости из пластов от числа скважин стал совершенно ясен и не
требовал каких-либо новых исследований.
В последующих исследованиях [74, 51, 9, 10, 8, 34 и др.]
основное внимание уделялось выбору наиболее целесообразного
местоположения скважин на структурах. По этому вопросу пока нет
единого мнения. В работах [30,31, 34] обосновывается
целесообразность двухстадийного проектирования разработки нефтяных
месторождений и предусмотрения резерва скважин для улучшения
состояния разработки неоднородных пластов в процессе
эксплуатации.
Следующий этап заключался в выяснении влияния плотности
сетки скважин на конечную нефтеотдачу. Исследования
основывались на фактических результатах разработки месторождений.
Начало таких исследований положено в работе Крейза и Баклея [80],
в которой был подвергнут обработке геологопромысловый материал
но 103 американским залежам. Дополнительный, более полный
анализ данных разработки и зависимости нефтеотдачи этих залежей
от разных факторов (плотности, сетки, вязкости нефти, режима
эксплуатации и др.) проведен В. И. Колгановым [26].
Исследования степени влияния плотности сетки скважин на
нефтеотдачу проведены также в работах [35, 16, 15, 29, 2, 73]. По
этому вопросу также нет однозначного ответа. Если в работах [26,
29, 2, 80, 35] отмечается очень незначительное влияние плотности
сетки скважин на нефтеотдачу, то из работ [15, 16, 73] следует
вывод о существенной зависимости нефтеотдачи от плотности сетки.
Однако следует отметить, что в работах [15, 16] залежи не
дифференцированы по режиму разработки.
С целью оценки степени влияния плотности сетки скважин на
нефтеотдачу различных по свойствам пластов были организованы
A957 г.) эксперименты разработки разреженной сеткой скважин
песчаного пласта Д1 Бавлинского месторождения [22] и южного
участка залежи в карбонатном пласте А4 Покровского
месторождения A959 г.) [70]. Окончательные цели экспериментов еще не
достигнуты, а по предварительным результатам нельзя установить
большого влияния плотности сетки скважин на процесс заводнения
пластов и динамику обводнения добываемой продукции [70].
И, наконец, последний этап исследований, начавшийся лишь в
последние годы и продолжающийся до последнего времени,
характеризуется изучением влияния не отдельных элементов сетки скважин,
157

а всех параметров ее на изменение показателей заводнения и конечную
нефтеотдачу пластов, на обводнение продукции. Первую работу
в этом направлении выполнили П. М. БелашиМ. И. Максимов [61.
В ней были исследованы кинематика потоков жидкости и форма
наступающего контура воды в многорядную систему скважин, а также
зависимость водо-нефтяных факторов от продолжительности
эксплуатации скважин после прорыва воды. Вытеснение нефти водой в
систему скважин изучалось Д. А. Эфросом [78, 79], который поток
в многорядную систему скважин также дифференцировал на
составляющие потоки в отдельные ряды скважин. Для каждого ряда
скважин были получены зависимости нефтеотдачи от объема
прокачанной жидкости с учетом изменения насыщенности за фронтом
заводнения. При этом предполагалось, что форма зон дренирования
(линий тока) для скважин различных рядов в процессе обводнения
меняется незначительно и совпадает с формой потоков для одно-
жидкостной системы. В работе И. Ф. Куранова и Л. Г. Когана
[33], а также в [86] подтверждается допустимость этого
предположения. В [33] развит метод расчета вытеснения нефти водой в
систему скважин на основе разделения потока в скважины (при
помощи электромоделирования) на спектр микропотоков (трубок
тока).
Метод расчета показателей заводнения неоднородных пластов,
разрабатываемых рядами скважин, предложен Ю. П. Борисовым
[7]. Неоднородность пласта впервые выражается распределением
трубок тока по проницаемости. Одновременно с этим А. Г.
Ковалевым и А. П. Крыловым были выполнены исследования влияния
параметров размещения скважин на процесс заводнения и конечную
нефтеотдачу на физической модели пласта [24]. Была показана
возможность замены потока жидкости в систему скважин некоторым
линейным потоком в галерею с фиктивным соотношением вязкостей
нефти и воды. Экспериментально установлена зависимость
фиктивной вязкости нефти от параметров сетки скважин. В монографии
[31] приведена методика определения потерь нефти в стягивающем
ряду скважин.
Вопрос о влиянии параметров сетки скважин на показатели
заводнения пластов и нефтеотдачу исследовался во многих работах
в основном аналитического характера [49, 59, 55, 61, 62, 54, 53,
17, 81, 86, 83, 84[. В работах [49, 81, 86, 83] определяется
коэффициент охвата заводнением однородного пласта по площади при
линейном (однорядном) и пятиточечном (площадном) расположении
скважин. В [83] отмечается, что нефтеотдача и водо-нефтяной
фактор при многорядной системе скважин не отличаются от нефтеотдачи
при однорядной системе, только для первой требуется более
длительный период эксплуатации, чем для второй. Метод учета влияния
параметров сетки на нефтеотдачу основан на преобразовании
сложного потока жидкости в систему скважин в упорядоченный
эквивалентный линейный поток [55, 59, 62]. При этом все параметры сетки
отображаются функцией распределения микропотоков по приве-
158

денной длине. При помощи этого метода установлено, что наибольшее
значение из параметров сетки имеет не плотность ее, а относительное
расположение скважин на залежах.
Все отмеченные работы позволяют выяснить лишь характер
влияния параметров сетки скважин на процесс заводнения и
нефтеотдачу. Однако количественная сторона вопроса остается
выясненной пока еще не полностью, так как при помощи
методов оценки и полученных зависимостей нельзя эффективно учесть
все реальные условия пластов, размещения и эксплуатации
скважин.
Влияние параметров сетки скважин на процесс заводнения и
нефтеотдачу определяется выбором схемы искусственного заводнения
залежей. Принято считать, что законтурное заводнение,
сохраняющее естественное питание залежей, самый эффективный метод
искусственного заводнения. Однако исследования нефтеотдачи в
зависимости от распределения объемов закачиваемой воды по залежи
и обобщение опыта заводнения при разных схемах показали, что
наиболее активным и надежным, эффективным и экономичным
методом искусственного заводнения является разрезание залежей на
блоки. Более того, разрезанием залежей на блоки достигается даже
повышение их нефтеотдачи [17].
С повышением темпа разработки месторождений сокращается
общий период эксплуатации и естественно улучшаются
экономические показатели разработки. Однако длительно оставался диску-
сионным вопрос о влиянии темпа разработки на нефтеотдачу
пластов. Существуют противоположные мнения о характере влияния
темпа разработки на нефтеотдачу неоднородных пластов. После
работы Леверетта [85] долго существовало представление о
целесообразности установления низких темпов разработки, при которых,
как предполагалось, под действием капиллярных сил будет
происходить выравнивание фронта воды в неоднороднослоистом пласте
и, следовательно, обеспечиваться более высокая нефтеотдача, чем
при высоком темпе разработки, когда капиллярные силы не могут
выравнять фронта. Такие мнения высказывались и позднее [47,
21, 52].
Об упомянутом действии капиллярных сил в условиях
гидрофильного пласта сомневаться не приходится. Вопрос заключается
лишь в том, насколько целесообразно подчинять выбор темпа
разработки месторождений учету этого фактора. В работе [52] на
основе сопоставления скоростей капиллярной пропитки водой
пористых блоков и движения фронта по трещинам отмечается
ограниченная возможность достижения равномерного движения фронта воды
по трещинам и блокам. В работах [40, 28, 41, 42] сделан
противоположный вывод о влиянии скорости движения фронта воды на
нефтеотдачу, т. е. с увеличением скорости вытеснения увеличивается
и нефтеотдача, а в работах [57, 23, 54, 19, 20, 3] доказывается
независимость нефтеотдачи и характера заводнения пластов от темпа
разработки.
159

В работах [19, 25] подведены итоги аналитических и
промысловых исследований влияния различных факторов, в том числе
и темпа отбора жидкости, на показатели разработки, проводимых
в институте Гинровостокнефть. На основе этих исследований научно
обоснован и внедрен в практику разработки всех нефтяных
месторождений Куйбышевской области высокий темп эксплуатации, который
в среднем в 1,8—2,0 раза выше, чем темп разработки месторождений
других нефтяных районов Средне-Волжской провинции и страны
в целом. Уровень годовой добычи нефти но месторождениям области
достигает 7—8%, а по некоторым даже 10—15% от извлекаемых
запасов. Это в немалой степени обусловливает эффективные
экономические показатели разработки нефтяных месторождений
Куйбышевской области.
К технологическим факторам, влияющим на процесс разработки
пластов, относится длина стволов скважин в пределах
эксплуатационного объекта. Исследованию этого фактора посвящено много
работ [48, 71, 37, 38, 46, 63, 50, 1, 5, 43, И, 12, 13 и др.]. К числу
первых исследований относятся работы П. Я. Полубариновой-Кочи-
ной [48], А. М. Пирвердяна [46] и И. А. Чарного [71], в которых
были получены выражения для потенциальной функции и дебитов
одиночных наклонных и горизонтальных скважин в зависимости
от их геометрических размеров при условии конечной и бесконечной
мощности пласта. Дальнейшее развитие эти вопросы для отдельных
скважин получили в работах [37, 38] и [50]. Зависимости для
определения дебита и эффективности наклонных скважин,
расположенных в круговой и линейной батареях, получены в работе [63].
В этой работе было установлено, что продуктивность наклонных
скважин сильно зависит от плотности расположения их в батареях и от
удаления батарей от контура питания. В обычных условиях
продуктивность наклонных скважин даже с большой протяженностью
стволов в пределах пласта не может превышать продуктивность
вертикальных более чем в 1,3—1,6 раз. Этот вывод подтвержден
был затем в работах [1, 5] на основе анализа и сопоставления
фактической продуктивности наклонных скважин на Яблоновском и
Городецком месторождениях. Однако на этих же месторождениях
многие наклонные скважины имели продуктивность, в несколько
раз превышающую продуктивность соседних вертикальных.
Широкое и основательное изучение условий притока жидкости
к различным одиночным и батареям наклонных, горизонтальных,
многозабойных и многоярусных скважин и взаимодействия кустов
и батарей их в более точной постановке проведено В. П. Пилатов-
ским, Ю. П. Борисовым и В. П. Табаковым [43, И, 12, 13 и др.],
в результате чего появилась возможность проектирования
разработки месторождений такими скважинами.
Остальные технологические факторы, влияющие на процесс
заводнения и нефтеотдачу пластов, относятся к специальным
вопросам разработки нефтяных месторождений; их рассмотрим в
последующих главах.
160

ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ СЕТКИ СКВАЖИН НА ПОКАЗАТЕЛИ
ЗАВОДНЕНИЯ И НЕФТЕОТДАЧУ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ
Число скважий определяет главным образом объем капитальных
затрат и труда на разработку, а местоположение их на залежах
обусловливает текущие и конечные показатели разработки
месторождений.
Однако до последнего времени на стадии проектирования при
выборе из многих возможных одного основного варианта
размещения скважин для конкретной залежи влияние параметров сетки
скважин на заводнение и нефтеотдачу пластов или не учитывается
совсем или учитывается упрощенно, недостаточно полно. Это
объясняется отсутствием эффективного и вместе с тем простого метода
оценки влияния параметров сетки скважин на изменение
показателей заводнения.
При отборе жидкости из пластов посредством скважин отличие
от галерейного отбора заключается в кинематике потоков жидкости
[24, 6, 55]. Зоны дренирования скважин зависят от расположения
их в рядах относительно границ пласта и залежи, характера
неоднородности, режима работы скважин и других факторов. Форма
зон дренирования разных скважин очень сложная и различная,
линия тока жидкости к скважинам отличается по длине и
направлению. Следовательно, методы определения влияния иараметров сетки
скважин на процесс заводнения и нефтеотдачу пластов должны
просто учитывать все указанные особенности вытеснения нефти
водой, вызванные сеткой скважин. В работах [55, 60, 59] описаны
методы, которые в достаточной для практики мере позволяют
выяснить влияние на показатели заводнения различных элементов
сетки скважин.
Метод осредненных линий тока
Для приближенной оценки влияния параметров сетки скважин
на показатели заводнения залежей с обширными водо-нефтяными
зонами можно предположить, что обводнение их по различным
причинам (вязкость нефти, ухудшения ее на контакте, неоднородность
пласта, размеры водо-нефтяных зон и др.) происходит таким
образом, что форма водо-нефтяного контакта приобретает
последовательно положения, близкие к отмеченным на рис. У.1. При таком
допущении о продвижении водо-нефтяного контакта можно
рассматривать расчетную схему как частный случай, который, однако,
соответствует реальным условиям обводнения месторождений, когда
наблюдаются почти полная неподвижность внешнего контура
нефтеносности и опережающее обводнение залежей по подошве иласта
(см. главу III).
При расположении галереи на внутреннем контуре
нефтеносности вода в продукции появится с начала эксплуатации.
161

Содержание (доля) воды в добываемой продукции определяется
отношением
/,
?в + ?и '
С учетом известных соотношений
для галерейного отбора жидкости можно написать
и
И.
Контур питания
(У,1)
(У.2)
(У.З)
Ь-— 2*—Н1 I
7
Первоначальный водо-нефтяной контакт
Эксплуатационные галереи
Рис. У.1. Схема обводнения залежи о неоднороднослоистым пластом ж р > у. .
1, 2, з — последовательные положения водо-нефтяного контакта пои
эксплуатации галереи 1; г, 2'— то же при эксплуатации галереи II; Р и Р
—поверхности фильтрации нефти и воды в галерею положения I водо-нефтяного
контакта. Обводненная зона пласта заштрихована.
гДе /в — содержание воды в добываемой продукции; дгв и дв — дебит
нефти и воды; () — расход жидкости через сечение пласта; Е —
сечение пласта; V — скорость движения жидкости; Ря,
/^'—поверхность фильтрации воды и нефти на стенке галереи;" &„ и кя —
проницаемость пласта для воды и нефти; р0 = ^- — отношение
вязкостей нефти и воды; -^-~ градиент давления (по всем линиям
тока жидкости в галерею одинаков).
В формуле (У.З) -^ (ц.0 + 1) представляет собой фиктивную
средневзвешенную вязкость жидкости в необводненной части
мощности пласта, которая позволяет учитывать наклон водо-нефтяного
контакта. Обозначив
-/- = Рви^=^',
(УЛ)
162

из (У.З) можно получить коэффициент охвата пласта заводнением
по мощности у галереи:
2/ Ъ.( Мо \
Из принятых допущений о продвижении водо-нефтяного
контакта легко устанавливается соотношение между коэффициентом
охвата пласта заводнением по мощности Рд и коэффициентом охвата
заводнением залежи р\, 3:
&,.. = (тЬ+г)^-- <у-6)
Тогда коэффициент охвата залежи заводнением в общем виде
будет определяться выражением
к
¦Ы'-Ш-*.^)
где У — объем пласта между контуром питания и эксплуатационной
галереей; У, — первоначальный объем залежи нефти между
контуром питания и галереей; 2а — расстояние от внутреннего контура
нефтеносности до эксплуатационной галереи; Ь — то же от
внешнего контура нефтеносности.
Последнее выражение при / = 0 определяет коэффициент охвата
валежи заводнением за период безводной добычи нефти
Р. = гтг- <у-8>
Чем дальше будет удалена галерея от внутреннего контура
нефтеносности, тем выше «безводный» коэффициент охвата залежи
заводнением. При 26 = 0 второе слагаемое в выражении (У.6) отпадает
и можно определять коэффициент охвата залежи заводнением при
расположении эксплуатационной галереи на внутреннем контуре
нефтеносности. При 26 = 1 будет происходить внутриконтурное
заводнение, когда водо-нефтяной зоны нет (V = Уа), а
первоначальный водо-нефтяной контакт вертикальный и совмещен с контуром
питания. Если /в = 1, то при любых условиях Р0 , = 1.
Для оценки влияния параметров сетки скважин на показатели
заводнения необходимо общий поток жидкости в систему скважин
дифференцировать на составляющие потоки жидкости в отдельные
скважины, т. е. установить местоположение границ (нейтральных
линий тока) потоков жидкости в скважины. Разделение потока
можно осуществить путем электромоделирования, как это сделано
в работе П. М. Белаша и М. И. Максимова [6], или расчетным
163

путем с учетом режима работы скважин в разных рядах и опыта
электромоделирования.
Длина главных линий тока во все скважины определяется просто
(рис. У.2). По известной ширине потоков и длине главных линий
Галерее
Р,с
Р.
а
&\,[31ЕВ>
Рис. У.2. Кинематика потоков жидкости в галерею (а), в трехрядную систему скважин (б)
и развертка их (в).
1 — главные и нейтральные пинии тока в систему скважин; 2 — линии тока в систему скважин
и галерею; 3 — текущее положение контура нефтеносности; 4 — микропоток в
скважину III ряда.
тока в каждую скважину можно произвести развертку
микропотоков в систему скважин. Допустив, что длина микропотоков от
главной до нейтральной линии меняется по линейному закону, длины
нейтральных линий тока можно найти из условия равенства
площадей зон дренирования отдельных скважин на развертке и
фактическом спектре течения жидкости. Если обозначить: Р{ — площадь
зоны дренирования г-й скважины, 5; — ширина потока жидкости
в эту скважину, Ьг. — известная длина главной линии тока, то
длина нейтральной линии тока будет определяться соотношением
г _ 2^< т
0^.9)
164

Зная, в каких пределах изменяется длина микропотоков в
скважину каждого ряда, можно определить отличие показателей
заводнения залежи при отборе жидкости из скважин по сравнению с гале-
рейным. Обозначим через ыв{ = '•е1" отношение средней
¦^в. гал
длины линий тока воды в скважину к длине линий тока воды в гале-
I „
рею, а через ан1 = '•'" — аналогичное отношение для нефти.
¦^п. гад
Тогда вместо (У.З) можно написать
/. = . " и° ы° (УЛО)
Коэффициент охвата пласта обводнением по мощности у скважин
й Р'я \ 1 + ^0/ "я
Ш *>„ "^ 7" Цв V 1 + |х0 У со„ а* ив ш„
(У.Н)
а коэффициент охвата заводнением при отборе жидкости из ряда
скважин в общем виде будет определяться так:
г ( Ио \ ыв у
о _ ,В'У 1 + Ио/ мя Уа ,М1 <\Г \9\
Коэффициент охвата залежи заводнением при безводной
эксплуатации скважин зависит от параметров сетки и приближенно
может определяться формулой
Чем больше расстояние между скважинами 2а, тем меньше
ХГ1/ХН — отношение длины главной линии тока к нейтральной,
вследствие чего прорыв воды в скважины будет происходить при
меньшем коэффициенте охвата. Этот коэффициент охвата за
безводный период из скважин р6 а лишь при 2а —> 0 будет стремиться
К Р.. г-
Содержание воды в продукции скважин может быть получено
из (У.11):
к
(Эо* — Рб. в)-^- Н
«5
165

В соотношениях (У.11) и (У.13) все параметры, кроме -^и —',
в конкретных условиях залежи или постоянны, или легко
определимы по промысловым данным. Отношение средних значений
проницаемости заводненной мощности пласта к проницаемости нефтенасы-
щенной мощности пласта можно определять, например, на основе
статистической обработки геофизических исследований,
позволяющих дифференцировать свойства пласта по мощности. Для
определения коэффициента охвата или содержания нефти в продукции
по (У.11) или (У.13) необходимо одним из указанных показателей
задаваться.
Изменение отношения —! = '• с"в в процессе обводнения
^*н ^н. СКВ
скважин может быть весьма сложным и разнообразным, особенно
в условиях неоднородного пласта и различного режима
эксплуатации скважин. Но для условий зонально однородного пласта и
равных дебитов скважин, при известных значениях площади и ширины
зоны дренирования скважин, а также длины главных линий тока
и нейтральных линий можно указать приближенные пределы
изменения этих отношений:
1^<ов<^-^-, (У.15)
Если для неоднороднослоистого пласта принять изменение
средних значений функций сов и @Н в указанных пределах
прямолинейным в зависимости от охвата заводнением зон дренирования
скважин, то отношение их будет выражаться
мв _ Ро^ + ^п (* — Ри) (V \1\
Таким образом, по соотношениям (У.11), (У.13), (У.14) и (У.17)
можно определить изменение показателей заводнения зон
дренирования того или иного ряда скважин. При разработке залежи п
рядами скважин зоны дренирования рядов рассматриваются
раздельно, а для залежи в целом коэффициент охвата заводнением
определяется как средневзвешенный по всем зонам:
2 Ро<^
Ро., = -Ч • (У.18)
У 3
Для выяснения характера и степени влияния параметров сетки
скважин на показатели заводнения и нефтеотдачу были проведены
расчеты (рис. У.З и У.4).
Было принято, что залежь с односторонним питанием
разрабатывается двумя рядами скважин. Причем первый ряд их расположен
166

0,2 0,4 0,6 0,8
Коэффициент охвата заводнением
Р=1> ЕЕЭ* ^з ЕЕЗ*
1.0
Рис. У.З. Характеристика вытеснения нефти водой из
неоднородно-слоистого пласта в различные ряды скважин.
Ширина первоначадьиой водонефтяной зоны Г-о = 1500 м.
л — 2A! = 500 м, 2й, = 0, 2 — 2а, = 1000 м, 2в = 0,
3 — 2а, = 500 м, 26, = 500 л», 4 — 2а, = 1000 м, 2в, =.
= 750 м; 1а II — кя/кя = 1, ц„ = 1; /' и Л» — кя/кя =
= 1, ц0=3; 1Ч1Г-ЬД^1, Д. = 3; *т„ =
= 3 8, Л
ер
18."т1а=0,5в.
Рис. У.4. Зависимость обводнения
добываемой продукции от охвата
залежи заводнением. Ширина
первоначальной водо-нефтанои зоны Ьв =
= 1500 м.
а — 20, = 20, = 500, 2в, = 500 м;
6 — 2а, = 2а, = 1000, 2Л, = 750 м;
1 - \1ЪВ = 1, Но = 1; 2 - яв/Йн =
= 1, ц, = 3; 3 — к/к = 1, 11, = 3-
к = за,
шах '
ср
16
Ьш1п
= 0,5 Э.
1.0
Ив
0,6
ом
0,2
Г<
1/,
/
1 /
у
4^
1А^
2 У
/¦1
~*2^*
'' у
у
V
6
0,2 0.4 0,6 0,6 -ГЩ
'«¦}

на внутреннем контуре нефтеносности. Поэтому в продукции,
добываемой из первого ряда скважин, вода появляется с самого начала
эксплуатации. Второй ряд скважин удален от внутреннего контура
нефтеносности на 2ст и до некоторого момента продукция из него
будет безводной. С увеличением расстояния между скважинами
в первом ряду повышается темп роста обводненности продукции
в зависимости от охвата в начальной стадии и снижается конечный
коэффициент охвата заводнением, особенно в условиях
неоднородного пласта и цЕ > ця (рис. У.З). То же самое происходит при
увеличении расстояния между скважинами второго ряда и при
сохранении неизменным расстояния его от контура нефтеносности.
Однако при удалении второго ряда скважин от первоначального
внутреннего контура нефтеносности увеличивается безводная добыча
нефти (безводный коэффициент охвата). Вследствие этого при
увеличении расстояния между скважинами второго ряда хотя и
повышается темп роста обводнения добываемой продукции в начальной
стадии, но коэффициент охвата заводнением для конкретной
обводненности временно остается выше, чем при меньших расстояниях
между скважинами и близком расположении ряда от контура
нефтеносности. Конечный же коэффициент охвата заводнением при
увеличении расстояния между скважинами также уменьшается. Это
обстоятельство отражается и на зависимости обводнения
добываемой продукции от охвата заводнением залежи в целом (рис. У.4).
С увеличением расстояний между скважинами в рядах
повышается в начальной стадии темп роста обводненности продукции,
добываемой из залежи, и снижается конечный коэффициент охвата
залежи заводнением. Но увеличение безводной добычи нефти из
второго ряда скважин, за счет удаления его от контура
нефтеносности, обусловливает временное превышение текущего коэффициента
охвата залежи заводнением (для конкретной обводненности) даже
при разрежении сетки скважин. При разрежении сетки скважин
в три раза, например с 25 до 75 га1скв, конечный коэффициент охвата
снижается в условиях неоднородного пласта и A0 = 3 на 5—6%.
При более высоких неоднородности пласта и различии свойств нефти
и воды влияние параметров сетки скважин на коэффициент охвата
увеличивается.
Метод эквивалентной криволинейной галереи
Этот метод основан на преобразовании сложного нелинейного
потока жидкости в систему скважин эквивалентным линейным
потоком в криволинейную галерею [55, 59, 61].
На рис. У.5 представлена кинематика потоков жидкости в
многорядную систему скважин по данным электромоделирования [6].
Преобразовать этот сложный поток жидкости в линейный поток
можно следующим образом. Общий поток жидкости в систему
скважин разделяется на п микропотоков с одинаковым входным
сечением — шириной на некотором контуре питания. Вследствие этого
168

во всех микропотоках расход жидкости одинаков. Но микропотоки
обладают, естественно, не только различной фактической длиной,
но и различной формой, а главное, сечением, что обусловливает
разную скорость движения жидкости по длине каждого микропотока.
Рис. \.л. Кинематика (спектр) линий тока жидкости в галерею и
систему скважин при различном расположении.
а — трехрядная сетка; б — двухрядная сетка.
1 — линии тока; 2 — изобары; з — площадь выделенного
микропотока.
В расширениях потоков скорость уменьшается, а в сужениях
увеличивается. В общем виде изменение скорости по длине микропотока
выражается так:
ЬA)-
(У.19)
ВA)'
где В (I) — ширина (сечение) микропотока на расстоянии I от
контура питания; ц — расход жидкости в микропотоке, равный и-ой
части общего расхода жидкости в систему скважин.
В условиях большого разнообразия микропотоков по форме и
сложной функции скорости движения фронта по их длине точный
расчет процесса заводнения залежи с учетом параметров сетки
скважин практически весьма затруднителен. Прогноз показателей
заводнения залежи можно значительно упростить, если скорость по длине
каждого микропотока принять постоянной, равной некоторой
средней скорости.
169

Средняя скорость движения жидкости в каждом микропотоке
в общем виде равна
ь
М (У.20)
».-**
* А В (I) •
о
где Хф — фактическая длина микропотока.
Если же фактический микропоток сложной формы заменить
фиктивным микропотоком с некоторым постоянным сечением (шириной)
В0, то средняя скорость движения жидкости в нем будет определяться
очень просто:
^ = 1^ (У.21)
Однако чтобы продолжительность продвижения фронта нефть —
вода от начального положения до скважины в фиктивном
микропотоке соответствовала фактической, длина его должна быть иной,
отличной от реальной, которую назовем приведенной Ь.
Период времени, в течение которого фронт нефть — вода в
фактическом микропотоке пройдет от начального положения до
скважины, при условии постоянного расхода жидкости равен
*. = $ = *$. <Ъ22)
где (? — запасы (объем) нефти в микропотоке; 5 — площадь
микропотока; А — коэффициент, учитывающий мощность пласта,
пористость, нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти водой.
Исходя из условия равенства времени прохождения фронта воды
в фактическом и фиктивном микропотоках, найдем приведенную
длину последнего, приняв .4 = 1:
ь'-=^а = тгй> ОГ-23)
Таким образом, преобразовав все выделенные фактические
микропотоки сложной формы в фиктивные простой формы, получим
совокупность линейных микропотоков с равным расходом и
скоростью движения жидкости в каждом из них, которую можно
рассматривать как выборку из генеральной совокупности линий тока
жидкости в систему^скважин. Распределение полученных
микропотоков жидкости по^приведенной длине, т. е. упорядоченное
расположение их, тождественно заменяет процесс движения жидкости в
систему скважин движением жидкости в криволинейную галерею,
форма которой|описывается интегральной функцией распределения
микропотоков по приведенной длине Р (Ь) (рис. V. 6) или в
ступенчатую галерею. *а* й$щ
Минимальная длина микропотока в галерею будет, очевидно,
равна длине главной линии тока в скважины внешнего ряда Ьг,
а максимальная длина микропотока в галерею будет стремиться
170

к длине нейтральной линии тока во внутренний (осевой) ряд
скважин.
Для такой преобразованной расчетной схемы уже сравнительно
просто получить зависимости для показателей заводнения пласта.
Так как площадь каждого микропотока с приведенной длиной равна
фактической площади его, то площадь пласта от криволинейной
галереи до контура питания (изобары) равна площади залежи или
рассматриваемого участка.
В работах [55, 59, 62] изложен описанный здесь метод
преобразования сложного потока жидкости в систему скважин в эквивалент-
Рис. У.б. Преобразованная схема потоков жидкости
в систему скважин в линейный поток к криволинейной
галерее (пласт однородный).
Заштрихована заводненная площадь залежи в момент
прорыва воды.
ный поток жидкости к криволинейной галерее. Однако при выводе
формул для коэффициента охвата и содержания нефти в добываемой
продукции в условиях однородного пласта было принято, что
расход жидкости в каждом микропотоке и скорость перемещения фронта
нефть — вода обратно пропорциональны приведенной длине. Это
обстоятельство вносило существенную погрешность в прогноз
показателей заводнения, на что нам было указано Ю. П. Борисовым
и Б. Т. Баишевым. В данной работе эта неточность устранена.
Ниже рассматривается влияние параметров сетки скважин на
показатели заводнения пластов в различных физико-геологических
условиях.
Однородный пласт. Е = ~ • -Й2. = 1
Расчетная модель пласта очень простая. Однородный по
простиранию и по мощности пласт состоит из микропотоков одинакового
сечения (ширины), но с различной длиной. Длина их изменяется от
минимальной Ьг до максимальной Ь*. Во всех микропотоках расход
и скорость движения жидкости одинаковы и постоянны. Поэтому
171

продвижение контура в модели пласта будет параллельным
исходному положению. До момента
1 = ±- (У.24)
жидкость, добываемая из галереи (системы скважин), будет
безводной, а коэффициент охвата пласта заводнением достигнет
Ро. л=—Ь—' ~Г~- (У.25)
^п Ь.
ер
где Уа — объем пласта; Ь^ — средняя длина микропотока в
криволинейную галерею; к — мощность пласта.
С этого момента начинается водный период эксплуатации и
заводненный объем (площадь) пласта складывается из объемов (площади)
полностью и частично обводненных микропотоков, т. е.
'а ' п
где Ух — объем полностью заводненных микропотоков с длиной
Ь гд Ьа\ У2 — заводненный объем микропотоков с длиной Ь ^ Ьа,
по которым в галерею еще поступает нефть; Ьа — длина
микропотока, по которому произошел прорыв воды в галерею.
Обозначив через а число полностью заводненных микропотоков,
можно приближенно определить коэффициент охвата пласта
заводнением на момент прорыва воды в галерею по микропотоку
длиной Ьа:
К» = ^^ЛЬ+ЬаВоУПа-~а) (У.27)
или
»--;Ь2'.+^- <у-28>
-'ер ^^ ^ср
Содержание нефти в добываемой продукции
/н = —^—= ^-^-. (У.29)
Относительный объем извлеченной жидкости
т = —у— = —. (У.ЗО)
При использовании функции распределения микропотоков
жидкости по приведенной длине зависимости для показателей завод-
172

нения однородного пласта, разрабатываемого системой скважин,
можно представить в виде
*¦«
| ЫР (Ь)
Ро = ^ + ЬаЦ-Р(Ьа)], (^31)
]" ЫР щ
и = \-Р(ЬаУ, (У.32)
1 = -^ . (У.ЗЗ)
| !<*/• (Ь)
1.1
где
/ ЫР(Ь)^Ьер.
Во всех полученных формулах независимой переменной будет
длина микропотока, по которому произошел прорыв воды в галерею,
Ьа. Для определения динамики показателей заводнения пласта
этой переменной следует задаваться, а значения интегральной
функции Р (Ь) можно снимать с фактического графического изображения
распределения микропотоков по приведенной длине при вычислении
интегралов приближенным методом Симпсона или трапеций.
Неоднородный (неоднороднослоистый)
пласт. Е = 1
Расчетная модель пласта строится на основе предположения,
что при избирательной фильтрации жидкости происходит идентичное
усложнение потоков в различно проницаемых разностях пласта,
вызванное сеткой скважин. Иными словами, число микропотоков
жидкости с той или иной проницаемостью пропорционально
плотности вероятности этой проницаемости в объеме залежи с
равномерным распределением их по приведенным длинам. Тогда процесс
заводнения неоднородного пласта, разрабатываемого системой
скважин, можно представить в виде заводнения совокупности
неоднородных элементов, обладающих различной длиной (рпс. У.7). Изменение
проницаемости в каждом элементе описывается функцией
распределения проницаемости Р (к), а изменение длин выделенных элементов
функцией распределения потоков по приведенной длине Р (Ь).
Изменение показателей заводнения любого выделенного элемента
с некоторой приведенной длиной Ь можно определять, как обычно
для неоднородного пласта с галерейным отбором жидкости. А
значения этих показателей для пласта в целом (совокупности
неоднородных элементов) будут выражаться их средневзвешенными
величинами.
173

Коэффициент охвата заводнением неоднородного пласта,
разрабатываемого системой скважин,
А>1
^.34)
Содержание нефти в добываемой продукции в общем виде
(У.35)
ШШУУ'
Рис. УЛ. Схема преобразования потоков жидкости в
систему скважин в линейный поток к криволинейной
галерее (неоднородный пласт).
Заштрихован заводненный объем пласта в момент
прорыва воды по слою длиной Ь и проницаемостью А .
ср а
и относительный объем отобранной жидкости
¦и ^<ор
(У.36)
В этих соотношениях р0 (Ь), /н Щ и т (Ь) - соответственно
коэффициент охвата заводнением, содержание нефти в продукции
и относительный объем отобранной жидкости для некоторого
элемента пласта длиной Ь, которые могут определяться по зависимостям
например по A11.26), A11.27) и A11.28), учитывающим комплексную
неоднородность, при условии избирательной фильтрации жидкости
в каждом неоднородном элементе или по A11.11), (III.12) и A11.13),
учитывающим лишь динамическую неоднородность пластов по
проницаемости.
При расчетах в качестве опорного удобнее выбрать элемент
со средней длиной ЬсГ К моменту заводнения в этом элементе слоя
со значением Ч^ в других элементах будут полностью заводнены
другие слои, параметры которых Ч*1 могут быть определены так:
Ч',
1±.
^ор
Ч'
(У.37)

Следовательно, выражения для коэффициента охвата
заводнением, содержания нефти в продукции и относительного отбора
жидкости после подстановки A11.26), A11.27) и A11.28) и замены
предела интегрирования хРа на Чг< по (У.37) можно записать в
следующем виде:
ь* ь*
о
ОР
*'=$ЪЖ) I ™/^)^), (У.39)
2^1 и
_- ""ор иг .
1/1 тД
(У.40)
^ср
В этих соотношениях независимые переменные Ч?а и I,. Значение
параметра Ч?а определяется по формуле (У.25) после замены Ь%
на ЬаГ Величину Ь в процессе расчетов можно снимать
непосредственно с графического изображения распределения элементов
пласта по приведенной длине. Вследствие избирательного характера
фильтрации жидкости и различной длины выделенных элементов
величина ^ор {Ь) становится зависимой от длины элементов и может
определяться как средняя распределения этого параметра при
конкретной длине каждого элемента.
Наиболее общим показателем степени влияния параметров сетки
скважин на процесс заводнения и конечную нефтеотдачу пластов
может служить так называемый коэффициент удлинения
(деформации) потоков жидкости в систему скважин, который наиболее
полно характеризуется коэффициентом вариации (изменчивости)
длин линий тока. Приближенно он может характеризоваться
отношением площади АВОСА (рис. У.6) к площади залежи:
Ь1+^-(Ь*-Ь1) ,,,,
к= -г = к#±- 0^.41)
¦^ор ^ср
Чем больше этот коэффициент, тем в больших пределах
изменяется приведенная длина микропотоков от минимальной до
максимальной и, следовательно, тем больше влияние параметров сетки
скважин на процесс заводнения. С увеличением коэффициента
деформации потоков отличие показателей заводнения пласта при
17 5

отборе жидкости из скважин по сравнению с галерейным увеличивается
и наоборот.
С целью оценки точности предлагаемого метода определения
влияния параметров сетки скважин на показатели заводнения были
сравнены результаты, полученные
данным методом криволинейной
галереи и на основе точного решения
задачи заводнения пласта (рис. У.8, У.9).
Для некоторых простейших частных
случаев размещения скважин получена
характеристика заводнения пласта с
помощью ЭЦВМ. Такие данные,
например, приводятся в статье В. С. Спо-
рышева 1. Как видно из рис. У.10,
разница в показателях заводнения
небольшая и с увеличением количества
выделяемых микропотоков по
предлагаемому методу эта разница
уменьшается. Следовательно, точность метода
практически вполне достаточна, но
в силу принятых допущений
рассмотренный метод оценки влияния
параметров сетки скважин на показатели
заводнения относится к числу
приближенных. Основное допущение —
одинаковые забойные давления в
эксплуатационных скважинах — уменьшает
целесообразность применения его для
прогноза показателей заводнения
залежей с учетом параметров сетки
скважин, так как это условие на практике
никогда не соблюдается. Условия
эксплуатации скважин обычно столь
разнообразны и сложны, что прогноз
показателей заводнения с полным и
объективным учетом всех факторов,
обусловленных работой скважин, будет,
по-видимому, невозможен никаким
другим методом. Однако предлагаемый
метод определения влияния параметров
сетки скважин на показатели
заводнения будет, очевидно, эффективным для сравнительной оценки
различных вариантов размещения скважин и выяснения порядка
рассматриваемых величин.
На стадии проектирования, когда геологическое строение
залежи и условия залегания нефти известны лишь в общих чертах,
1 НТС по добыче нефти, вып. 20, Гостоптехиздат, 1963.
176
,,,,,,,,,,,*Ь,,////у///,,/,,/,,,,,,{.
И I I 1
м | I |
и I I I 1|
-11_1 I 1 1 1_
— в——1 ;
-I а
Рис. У.8. Кинематика линий тока
и положение фронта вытеснения
на различные моменты времени при
вытеснении нефти водой в батарею
скважин, расположенную у экрана
(иоказан элемент потока).
Положение фронта вытеснения и
линий тока рассчитано при помощи
ЭЦВМ для е=1, пласт однороден
по проницаемости [6].
1 — линии тока; 2 — положение
фронта вытеснения на различные
даты; я — экран; 4 —
эксплуатационная скважина; 5 —
нейтральная линия тока; 6 — главная
линия тока; 7 — контур питания;
В — ширина микропотока; о —
ширина участка залежи (половина
расстояния между скважинами
в батарее).

такие упрощения условии эксплуатации скважин вполне допустимы.
Причем сравнивать варианты размещения скважин этим методом,
по-видимому, можно для условий однородного пласта, так как
можно предполагать, что характер влияния слоистой неоднородности
Рис. У.9. Расчетная (преобразованная) схема заводнения
пласта при отборе жидкости из системы скважин (рис. У.8).
Заштрихована заводненная площадь залежи в момент прорыва
воды в скважины.
1 — контур питания; 2 — криволинейная галерея; Е, —
минимальная приведенная длина микропотоков; I,* —
максимальная приведенная длина микропотоков; о — ширина
участка залежи.
пластов будет аналогичным при любых вариантах, хотя степень
влияния неоднородности пластов при разных схемах размещения
скважин может меняться.
На стадии анализа разработки месторождений предлагаемый
метод также может быть полезным. Во время разработки, когда
уточнены геологическое строение залежи, условия залегания нефти
Л.
вохб
1
0.8
0.6
0,4
0,2
2^\
\2Г^г= =--,
2 1
г )
0,2 0.1 0,6 0,8 1.0 1,2 1,4 1.6 1.8 2,0 2,2 2,1 2,6 2,8 3,0Т
Рис. \'.10. Сравнение точного и приближенного (по предлагаемой
методике) расчета процесса заводнения.
1 — точное решение; 2 — приближенное решение при разделении
всего потока жидкости на восемь микропотоков.
в пласте и неоднородность пластов, этот метод, позволяющий
учитывать все особенности потоков жидкости в систему скважин,
поможет решать вопрос о расположении и числе дополнительных
(резервных) скважин.
Метод преобразования, сложных потоков жидкости в
многорядную систему скважин в тождественный линейный поток к
криволинейной галерее бесспорно нуждается в дальнейшем развитии с тем,
чтобы его можно было использовать не только для оценки различных
вариантов размещения скважин, но и для прогноза показателей
177

заводнения залежей в различных физико-геологических и
технологических условиях. Необходимо, чтобы метод позволял учитывать
различие вязкостей и подвижностей нефти и воды, различие и
непостоянство условий эксплуатации скважин, условий питания
залежей и других факторов. В разработке метода определения влияния
параметров сетки скважин на процесс заводнения залежей и
конечную нефтеотдачу с учетом возможно большего количества реальных
факторов заключается одна из важнейших задач дальнейших
исследований.
ЭКСПРЕСС-МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЗАВОДНЕНИЯ
НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ С УЧЕТОМ ПАРАМЕТРОВ СЕТКИ СКВАЖИН
Прогноз показателей заводнения неоднородных пластов,
особенно с учетом параметров сетки скважин, по всем применяемым
и рассмотренным методикам расчета, как видно из основных
зависимостей, сопровождается большими трудностями и сложными
вычислениями. Однако методы расчета можно значительно упростить,
если представить, процесс заводнения неоднородных пластов,
разрабатываемых системой скважин, в виде совокупности случайных
функций заводнения отдельных однородных трубок тока.
Как было показано, процесс вытеснения нефти водой из
неоднородных пластов в систему скважин при избирательной
фильтрации жидкости можно рассматривать как заводнение множества
трубок тока, длина и проницаемость которых в определенных пределах
являются случайными переменными. Следовательно, зависимости
коэффициента охвата заводнением отдельных трубок тока во
времени ро (<) и расход воды по ним /н (I) случайные функции,
определение каждой из которых при известных длине и проницаемости
не представляет трудностей. Функции Р0 (О и /н (О» найденные для
всех выделенных трубок тока (микропотоков), будут представлять
совокупность случайных функций заводнения неоднородного
пласта, разрабатываемого системой скважин.
Порядок определения показателей заводнения может быть
следующим. На основе электромоделирования потока жидкости в
систему скважин производится распределение микропотоков жидкости
в скважины по приведенной длине в однородном пласте. Для всех
отдельных микропотоков жидкости графические изображения
зависимостей /ц (т) и Р^ (т) совпадают и определяются очень просто.
Совокупность реализаций случайных функций во времени р'0 (I) и /^ (I)
можно получить путем перехода от безразмерного времени т к
размерному т' по соотношению
<. = тХу, (У.42)
где Ь, — длина отдельного микропотока жидкости в систему
скважин. Для распределения микропотоков жидкости по приведенной
длине Р (/) (рис. У.6) в систему скважин, расположенных по схеме
рис. У.5, б, совокупность реализации случайных функций р^ (I)
178

и /д (I) показана на рис. У.11. При этом разделение общего потока
жидкости в криволинейную галерею (систему скважин) на N
микропотоков было проведено, исходя из условия равенства их
приращения функции Р (I). Общий поток был разделен на N = 10
микропотоков, следовательно,
АР{11) = МAа) =
:ЬРA„) =0,1.
(У.43)
Этим микропотокам по функции распределения по приведенной
длине соответствуют следующие значения средних длин 1, 1,05,
1,15, .... 4,95 Ьх.
1,0
0.8
0.6
а+
0,2
о
27&
5&Л
У
-6
'4-
/6
г^^"
%$).
^^*'-
^^*^^
/шШ
ъ\ш
Ч<К
0,2 0,4 0,6 0.8 1,0 1.2 /.<¦ 1.6 18 2.0 2,2 2,4
3,2 3,4 4.6 4,81 -и
Рис. \'.Н. Совокупность реализаций случайных функций Р' (I) и /' (I) для однородного
пласта разрабатываемого системой скважин.
1—10 — реализации случайных функций }'а (I) и р' (<) для элементов спектра линий
тока с приведенной длиной микропотоков 1, 1,05; 1,15, 4,95 соответственно,
а — коэффициент охвата 1-го элемента спектра линий тока; б — содержание нефти в
продукции 1-го элемента.
Математическое ожидание значений случайных функций в
некотором I сечении определяется выражениями
Г., = м (/„(',)> -
1'.^ 2Ч4""
^1 _^ '
.5
др
ь
\Р{1)
- Ьх
2ЬРA
(У.44)
(У.45)
По этим соотношениям легко найти значения показателей
коэффициента охвата ф'0 (г)ср и содержания нефти в продукции, добываемой
179

через систему скважин из однородного пласта /н A)с на
заданные моменты времени. Изменение показателей 8' "и /°Р во вие-
мени (рис. У.11) можно перевести в безразмерные координаты при
помощи соотношения
(У.46)
Для прогноза показателей заводнения неоднороднослоистых
пластов с учетом параметров сетки скважин полученные графические
Рис. У.12. Совокупность реализации случайной функции Роп (() для неоднороднослоистого
пласта, разрабатываемого системой скважин.
1~10 ~ реализации функций коэффициента охвата во времени для слоев проницаемости 0,1
0,33, 0,55 2,6 3 соответственно. '
а — коэффициент охвата для однородного пласта и прямолинейной галереи; б — то же для
неоднородного пласта и прямолинейной галереи; в — то же для однородного пласта и
криволинейной галереи; г — то же для неоднородного пласта и криволинейной галереи; Э —
сечения случайных функций р" (I).
зависимости 8^ (т) и /^ (т) для однородного пласта и системы
скважин принимаются за исходные. При помощи соотношения
1 к>
(УЛ7)
находится изображение совокупности реализаций случайных
функций 80 (I) и /н (I) для неоднороднослоистого пласта. На рис. У.12
и рис. У.13 показаны совокупности реализаций случайных функций
Ро @ и /н (') Для пласта с распределением проницаемости по Сатта-
рову (&ср = 1 д). При этом также было принято, что пласт состоит
из п = 10 слоев равной мощности, следовательно,
М?(к1) = М?(кг)= . . . =д/^и) = 0I.
(У.48)
Тогда из распределения проницаемости А, = 0,1, А, =
= 0,33, . . . , к10 = 2,6 д. 2
№

Математическое ожидание значений случайных функций ро (I)
и /н (I) в некотором г'-м сечении будет определяться выражениями
Ро.ср = ^ 1Ро@)= / Р0^(А) = 2Р0^Л/,(Л>), (У.49)
/В.ер = ^
Ш" 2 ^> А' Д'Р (М
,кAР(к)
о ]' Ай^(к)
(У.50)
^и 6 г 8 а
Рис. У.13. Совокупность реализаций случайной функции <н (/) для неоднороднослоистого
пласта, разрабатываемого системой скважин.
1—10 — реализации функций / (I) для слоев с проницаемостью 0,1, 0,33, 0,55, 0,26 д и т. д
соответственно.
а — содержание нефти в продукции для однородного пласта и прямолинейной галереи;
б — то же для неоднородного пласта и прямолинейной галереи; в — то же для однородного
пласта и криволинейной галереи; г — то же для неоднородного пласта криволинейной
галереи; в — сечения случайной функции / (().
По средним значениям показателей Р0 (*)ср п /и(^),.р в заданных
сечениях строится изменение этих показателей во времени. На
рис. У.12 и У.13 показаны зависимости во времени Р0 и /н для
условий неоднородного пласта и отбора жидкости криволинейной
галереей (системой скважин).
Перевод в безразмерные координаты осуществляется при помощи
соотношения
т = *Ар. (У.51)
Таким образом, очень простым способом без сложных и
громоздких вычислений можно рассчитывать основные показатели
заводнения неоднороднослоистых пластов с учетом влияния параметров
сетки скважин.
На рис. У.12 и У.13 для сравнения нанесены зависимости
коэффициента охвата заводнением и содержания нефти в продукции для
однородного и неоднородного пластов (распределение по Саттарову)
181

без учета влияния параметров сетки скважин, т. е. при галерейном
отборе жидкости. Сопоставлением всех зависимостей можно
выяснить раздельное влияние на показатели заводнения неоднородности
пласта при отборе жидкости галереей и системой скважин и влияние
системы размещения их в однородном и неоднородном пластах.
Как видно, влияние каждого из этих факторов на процесс заводнения
залежей довольно существенное, а совместное их влияние столь
значительно, что пренебрежение им при прогнозе будет обусловливать
большие ошибки в определении текущих и конечных показателей
заводнения.
На основе анализа полученных зависимостей, особенностей
кинематики потоков жидкости к скважинам и результатов расчета
показателей заводнения пласта при различных условиях разными
методами можно отметить общую характерную тенденцию влияния
различных параметров сетки скважин на процесс заводнения и
конечную нефтеотдачу.
С уплотнением сетки скважин в центральных зонах или зонах
наибольшей депрессии залежей улучшаются показатели заводнения
и условия достижения высокой нефтеотдачи пласта. Благоприятным
фактором является увеличение расстояния от контура питания до
внешнего ряда скважин. При размещении скважин равномерной
сеткой и особенно создании нейтральной зоны в области наибольшей
депрессии или оси симметрии залежи ухудшаются условия
заводнения и снижается конечная нефтеотдача пласта. Приконтурное
искусственное заводнение и особенно заводнение залежи со стороны
экрана менее благоприятно для нефтеотдачи, чем внутриконтурное
заводнение (осевое или разрезание на блоки), при одинаковом
удалении нагнетательных скважин от эксплуатационных. С увеличением
расстояния между нагнетательными скважинами и объема закачки
воды в каждую из них снижаются текущие и конечные показатели
заводнения пласта. При уменьшении расстояния между
нагнетательными скважинами и объема закачки воды в каждую из них
улучшается процесс заводнения. С удалением эксплуатационных
скважин от водо-нефтяной зоны увеличивается безводная
нефтеотдача и улучшаются начальные показатели, но конечные показатели
при этом ухудшаются.
Используя рассматриваемый метод, выбрать основной наиболее
целесообразный вариант размещения скважин на залежи в
конкретных условиях можно путем сопоставления и технико-экономического
анализа показателей заводнения при различных схемах размещения
и числе эксплуатационных и нагнетательных скважин.
ВЛИЯНИЕ СХЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НА ПОКАЗАТЕЛИ
РАЗРАБОТКИ
К одним из важнейших технологических факторов разработки
нефтяных месторождений относится система искусственного
заводнения, которая определяет порядок расположения эксплуатацион-
182

ных скважин и объем капитальных затрат на заводнение. При
проектировании системы разработки нефтяных залежей всегда
возникает необходимость в обосновании целесообразности и выборе схемы
заводнения.
Основные схемы искусственного заводнения нефтяных залежей:
1) законтурное или периметральное заводнение и 2) разрезание
залежей на блоки — самостоятельные участки разработки. Система
искусственного заводнения должна обеспечивать надежное
выполнение запланированных отборов жидкости (добычи нефти) и
достижение возможно более высокой нефтеотдачи пласта при
минимальных капитальных затратах.
Обычно, за исключением таких уникальных месторождений, как
Ромашкинское, Арланское, Шкаповское и др., предпочтение
отдавалось законтурному заводнению, осуществленному на Мухановском,
Покровском, Дмитровском, Зольненском, Бавлинском и многих
других месторождениях. В качестве основного преимущества
законтурного заводнения перед другими методами обычно считается
сохранение только естественного направления питания залежей,
при котором, как предполагается, возможна наиболее высокая
нефтеотдача пласта.
Однако накопленный опыт законтурного заводнения, оценка
и прогноз текущих и конечных показателей разработки многих
залежей свидетельствуют о том, что этот метод заводнения в реальных
физико-геологических условиях обладает значительно большими
недостатками, чем преимуществами. То, что при законтурном или
периметральном приконтурном заводнении ухудшаются или даже
исключаются возможности использования напора пластовых вод,
увеличивается протяженность коммуникаций системы заводнения,
а следовательно, капиталоемкость и вследствие большого
расстояния между скважинами воздействие на пласт носит очаговый
характер, вполне очевидно и не требует доказательств. Но главное
заключается в том, что законтурное и приконтурное заводнение не является
надежным и активным методом воздействия на залежь в отношении
обеспечения необходимых темпов разработки и не способствует
повышению нефтеотдачи пласта.
Неизвестно ни одного месторождения, на котором законтурное
заводнение удалось бы осуществить в намеченном виде и при этом
выполнить все планируемые показатели. Например, на Покровском
(пласт Б2), Зольненском (пласт Б2), Дмитровском (карбон) и других
месторождениях вместо периметральной системы заводнения
осуществлена лишь односторонняя; закачка воды оказалась возможной
только с одного крыла, а 30—50% нагнетательных скважин
непригодны для системы заводнения. По пластам А4 и Б2 Покровского
месторождения вместо 27 и 16 нагнетательных скважин пришлось
пробурить соответственно 47 и 26, т. е. перерасход нагнетательных
скважин составил 75—65% [64]. Аналогичное соотношение
проектных и фактически пробуренных нагнетательных скважин свойственно
и другим месторождениям. Перерасход нагнетательных скважин
183

означает не только увеличение капитальных средств на систему
заводнения, но и растягивание сроков освоения системы.
Например, на Покровском (пласты А4 и Б2) и Мухановском (II и III
объекты) месторождениях законтурное заводнение осуществлялось по
5—7 лет, потому что после выполнения проектных схем проводились
многократные изменения и дополнения систем заводнения с целью
интенсификации добычи нефти. Но даже после обеспечения 2—3-
кратной компенсации отбора жидкости закачкой проектных
показателей добычи нефти достигнуть не удавалось. В залежах пластов
СП и ДН Мухановского месторождения объем закачиваемой воды
в 2,5—3 раза превышал текущий отбор жидкости, а уровень добычи
нефти из залежей составлял лишь 30—40% от проектного.
На Ярино-Каменоложском месторождении в конце 1964 г.
закачка воды в пласт Б2 превышала отбор в 4 раза, суммарная закачка
воды компенсировала накопленный отбор жидкости из пласта, а
давление в залежи снижалось, в пласте образовалась газовая шапка
при уровне добычи нефти, равном половине от запланированного.
Эти недостатки законтурного заводнения обусловливаются,
конечно, вполне объективными причинами — недостаточной
информацией о свойствах и зональной неоднородности пластов в
законтурной зоне, необходимой для правильного расположения
нагнетательных скважин, особенно на стадии проектирования, и ухудшенной
сообщаемостью залежей с водоносной областью.
От всех отмеченных недостатков законтурного (приконтурного)
заводнения свободен метод заводнения залежей через ряды
скважин, разрезающих их на блоки. Этот метод заводнения может быть
применим и эффективен для залежей, приуроченных к брахианти-
клинальным и сильно вытянутым складкам. Даже при слабой
изученности месторождения он сводит до минимума возможность
«перерасхода», т. е. бурения неэффективных нагнетательных скважин.
Любое изменение размеров залежей (удлинение или сокращение)
не потребует существенных изменений схемы заводнения. Методу
разрезания залежей на блоки свойственны высокая активность
воздействия на пласт и возможность обеспечения высоких темпов
разработки. Например, расчеты показывают, что разрезание сильно
вытянутой залежи (вроде залежи СИ Мухановского месторождения)
на квадратные блоки при таком же удалении разрезающих рядов
от эксплуатационных скважин, как при законтурном заводнении,
и таких же перепадах давления позволит отбор жидкости с единицы
площади залежи увеличить в 1,5—1,7 раза.
Следовательно, разрезание залежей на блоки — действенный
способ интенсификации разработки их, особенно в сочетании с
повышением давления на линиях нагнетания, что не всегда допустимо
и целесообразно при законтурном заводнении.
В этом случае не происходит утечка воды за контур и если уже
обеспечена закачка воды в пласт, то можно уверенно рассчитывать на
соответствующий отбор жидкости, а вначале и нефти.
Преимущества разрезания залежи на блоки в отношении использования есте-
184

ёлок Я
Рис. У.14. Карта разработки пласта Л4 Кулешовского месторождения с блоковой системой заводнения.
Скважины: 1 — эксплуатационные; 2 — нагнетательные; 3 — проектные эксплуатационные; 4 — пьезометрические; 5 —
эксплуатационные (пласты АЗ и А4 совместно-раздельно); 6 — контрольные проектные; 7 — контрольные пробуренные; « —
внешний контур нефтеносности.

ственнои энергии законтурной водоносной области и сокращения
протяженности (капиталлоемкости) системы заводнения по
сравнению с законтурным заводнением вполне очевидны. Размеры блоков
и число рядов эксплуатационных скважин между нагнетательными
могут быть приняты такими, чтобы не консервировать внутренние
зоны залежей.
Учитывая эти преимущества системы заводнения залежей через
разрезающие ряды и рассматривая недостатки законтурного
заводнения на основе накопленного опыта при проектировании системы
разработки залежей в пластах АЗ и А4 Кулешовского
месторождения, в 1960 г. было обосновано и рекомендовано [18] разрезание
Рис. V. 15. Карта разработки пласта АЗ Кулешовского месторождения с блоковой системой
заводнения.
Скважины: 1 — эксплуатационные пробуренные; 2 — эксплуатирующие пласты совместно
раздельно; а — нагнетательные, но дающие нефть; 4 — нагнетательные (пробуренные); 5 —
эксплуатационные (проектные); в — нагнетательные (проектные); 7 — эксплуатационные
(резервные); в — пьезометрические; 9 — внешний контур нефтеносности; 10 — зона
выклинивания коллекторов; и — внутренний контур нефтеносности.
залежей на блоки (рис. У.14 и У.15). В настоящее время системы
заводнения этих пластов осуществлены полностью. Уже имеющийся
опыт подтвердил все отмеченные достоинства метода заводнения
через разрезающие ряды скважин. Самый главный эффект
заключается в том, что, например, по пласту АЗ система заводнения
освоена в рекордно короткий срок (за 1—1,5 года), уровень добычи
нефти возрос в 6—7 раз и доведен до проектного. При этом среднее
давление в залежи повысилось со 132 до 152 от, скважины устойчиво
фонтанируют и не пробурено ни одной лишней, неэффективной
нагнетательной скважины. Такого быстрого освоения системы
поддержания давления и получения эффекта от искусственного заводнения
не было достигнуто ни на одном месторождении с законтурным
заводнением. Экономия составила более 80 млн. руб. по сравнению
с вариантом законтурного заводнения.
На основании рассмотренных результатов сопоставления
различных систем заводнения в 1962 г. было запроектировано
разрезание залежи в пласте ДП Мухановского месторождения, законтурное
заводнение которой, как отмечалось, оказалось неэффективным.
186

В настоящее время система дополнительного заводнения пласта ДП
полностью осуществлена, залежь четырьмя поперечными рядами
нагнетательных скважин разрезана на пять блоков. За 2,5 года
дополнительная добыча нефти составила около 3 млн. т, а до 1970 г.
суммарный отбор нефти будет на 15% выше, чем при первоначальном
законтурном заводнении. Технико-экономический анализ показал,
что за счет этого средняя себестоимость добычи 1 т нефти снижается
на 11%. Эффект только за 2,5 года эксплуатации превысил
5 млн. руб. [17].
В 1964 г. запроектировано разрезание залежей в пластах СП
и СШ объекта II Мухановского месторождения, которые при
законтурном заводнении в течение 8 лет были практически
законсервированы [17].
Однако метод заводнения путем разрезания залежей на блоки
эффективен не только в отношении повышения темпа разработки
залежей. Непосредственно повышается нефтеотдача разрезаемых
пластов, хотя принято считать, что дополнительные линии
разрезания обусловливают снижение нефтеотдачи. При заводнении
нефтяных залежей охват заводнением пластов по мощности неодинаков,
а увеличивается от фронта внедрения воды к контуру питания или
от внутренних зон к внешним [56]. При этом коэффициент охвата
заводнением различных зон залежи в направлении вытеснения —
это функция объема жидкости, прошедшей (прокачанной) через
каждую зону.
В полулогарифмических координатах эта зависимость
изображается прямой линией [59]:
$ы = а + ЫпУ, (У.52)
где а — коэффициент охвата заводнением при прокачке через зону
одного объема жидкости; Ъ — коэффициент, равный тангенсу угла
наклона прямой линии к оси 1п V; р0>. — коэффициент охвата
заводнением г-й зоны; V — относительный объем жидкости (в объемах
пор), прокачанной через зону.
При наличии указанной зависимости коэффициента охвата
пласта заводнением от объема прокачанной жидкости всегда будет более
высокий коэффициент охвата заводнением внешних зон, ближе
расположенных к контуру питания.
В условиях внутриконтурного заводнения запечатанной залежи
в пласте А4 Покровского месторождения в зоне у нагнетательных
скважин коэффициент охвата заводнением на протяжении всего
периода разработки выше, чем во всех внутренних зонах.
Следовательно, для опасений о каких-то дополнительных потерях
нефти на линиях разрезания нет оснований. Представления о
«потерях» или «застойных целиках» возникают лишь, исходя из
идеализированной схемы однородного пласта и неизменного режима работы
всех нагнетательных скважин, введенных под нагнетание
одновременно.
187

Если исходить из реальных неоднороднослоистых пластов и
непостоянного режима работы нагнетательных скважин, то
представления о «застойных целиках» и «потерях» нефти в разрезающих
рядах уступают место вполне объективной зависимости
коэффициента охвата заводнением зоны залежи в районе нагнетательных
скважин, как и других внутренних зон, от объема прокачанной
через каждую зону жидкости.
77.
Нагнетательный ряд
I 2 I
ф ряд ряд ряд ф
т
7
в
Рис. \'.1в. Схема разработки участка (заштрихован) залежи при
законтурном заводнении и разрезании залежи на блоки.
а — залежь в целом; б — при законтурном заводнении; в — при
разрезании залежи на блоки; I, II— зоны участка.
Коэффициент охвата заводнением залежи в целом р*0 з является
средневзвешенным по объему коэффициентов охвата заводнением
отдельных участков или зон залежи, т. е.
Ро. 3
или с учетом (У.52)
Ро.
№
21
и
N
2
1
АУ
ДУ
V,
(о
»Р01
+ ЫаУ{)
(У.53)
(У.54)
Следовательно, коэффициент охвата заводнением залежи при
искусственном заводнении зависит от распределения объема
закачиваемой воды по зонам, обладающим различными объемами и
запасами нефти.
В качестве примера сравним коэффициенты охвата заводнением
(нефтеотдачи) для условий залежей в пластах ДН и СП Муханов-
ского месторождения при законтурном заводнении и разрезанип на
188

блоки (рис. У.16). Расчеты были проведены по соотношению (У.54),
а значения коэффициентов а и Ъ приняты по данным пласта Б2
Красноярского месторождения [56] соответственно равными 0,59
и 0,174. К моменту отбора жидкости из каждого блока в объеме,
равном запасам нефти блока, средний коэффициент охвата при
законтурном заводнении составит 0,62, а при разрезании 0,66. Затем
для условий пласта А4 Кулешовского месторождения были
проведены расчеты показателей заводнения по методике [65],
позволяющей учитывать влияние водо-нефтяных зон при законтурном
и осуществляемом разрезании залежи на блоки. Как видно
(рис. 17), при заводнении залежи путем разрезания ее на блоки не
/Зср
1(п)
Рис. У.17. Показатели заводнения при различных вариантах разработки пласта А4
Кулешовского месторождения (по данный электромоделирования).
1 — разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки; г —
нагнетательные скважины расположены на южном крыле; а — разработка залежи без заводнения.
только не ухудшаются, но даже обеспечиваются более эффективные
показатели, чем при законтурном заводнении; коэффициент охвата
при этом повышается на 8—10%.
Таким образом, разрезание залежей на блоки как метод
искусственного заводнения обладает следующими бесспорными
преимуществами перед законтурным заводнением.
1. Способствует повышению безводной и конечной нефтеотдачи.
2. Сокращает протяженность линий нагнетания и период
освоения системы, что резко уменьшает объем капитальных вложений
на заводнение.
3. Если при законтурном заводнении закачка воды носит
очаговый характер и возможна консервация внутренних зон, то при
разрезании залежей на блоки при одном и том же числе нагнетательных
скважин расстояния между ними в несколько раз уменьшаются,
питание залежей приобретает форму организованных линий и
исключается возможность консервации каких-либо зон залежи.
4. Уменьшается элемент риска осуществления нецелесообразной
схемы заводнения и перерасхода нагнетательных скважин
вследствие неполного представления о структуре и размерах залежи на
стадии проектирования.
189

5. Эффективность (активность) системы заводнения при
разрезании залежей на блоки максимально высокая. Если при законтурном
заводнении высокий объем закачки воды в пласт еще не означает
достижения соответствующей добычи нефти, так как коэффициент
полезного действия по опыту Мухановского, Ярино-Каменнолож-
ского, Покровского и других месторождений не превышает 0,3—0,5,
то при разрезании залежей на блоки нагнетательные скважины
ставятся в одинаковые условия с эксплуатационными и весь объем
нагнетаемой воды идет на вытеснение нефти. Коэффициент полезного
действия заводнения достигает единицы. При обеспечении
необходимого объема закачки воды в залежь непременно будет достигнута
и соответствующая добыча нефти.
ВЛИЯНИЕ ТЕМПА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НА ХАРАКТЕР
ЗАВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ И НЕФТЕОТДАЧУ
Если при заводнении пластов не происходило бы капиллярных
процессов, то можно было бы априори утверждать об инвариантности
нефтеотдачи от темпа разработки. Но, как отмечалось, при
заводнении пластов, обладающих макронеоднородностью (слоистостью)
и неоднородностью внутренней структуры пористой среды,
проявление капиллярных сил возможно:
1) в направлении движения фронта обводнения вследствие
внешнего перепада давления;
2) в направлении, нормальном к основному вытеснению нефти
водой при избирательном послойном заводнении залежей.
Рассмотрим возможности и степень влияния капиллярных сил
в этих направлениях на характер заводнения пластов в зависимости
от темпа разработки [57].
1. Действие капиллярных сил в первом направлении проявляется
на фронте внедрения воды в залежь и зависит от характера
смачиваемости поверхности поровых каналов и
поверхностно-молекулярных свойств воды и нефти. В гидрофильной пористой среде
капиллярные силы совпадают с внешним перепадом давления и
способствуют вытеснению нефти водой, а в гидрофобной среде они,
наоборот, противодействуют вытеснению нефти водой за счет внешнего
перепада давления. Так как пористая среда при движении жидкости
состоит из множества поровых каналов различных размеров и
сечений, на основе исследований Ф. И. Котяхова [27] скорость
движения границы раздела нефти с водой (мениска) V в каждом поровом
канале будет определяться в общем виде формулой
8 У\Ц1Л-(ц2-щ) [0,25га* (й- р2 + Рх) + 2^ЬЬХ-Ь\ (щ-цх)]
Если вытесняющая и вытесняемая жидкости изовискозны^ц = и.2,
эта формула принимает вид:
190

где г — радиус порового канала; Р1 и р2 — давление на концах
капилляра; рк — капиллярное давление мениска, равное в =
_ 2асоз6 ^ ^к
—; Рк с плюсом принимается для гидрофильной, а с
минусом для гидрофобной среды; Ь — длина капилляра; а —
поверхностное натяжение на границе раздела нефть — вода; б — краевой
угол смачивания.
Воспользуемся указанной формулой для определения скоростей
движения водо-нефтяного контакта в различных слоях и линзах
неоднороднослоистого пласта в зависимости от темпа отбора
жидкости, т. е. в зависимости от создаваемой депрессии между
водо-нефтяным контактом и забоями эксплуатационных скважин
Водо - нефтяной раздел
\тшш*тштшш?шж
91
Рис. Л\18. Схема двухслойного пласта.
Тогда в (У.56) V — скорость движения водо-нефтяного контакта
в слоях; г — усредненный радиус поровых каналов, определяемый
согласно [27] по формуле
г =
7-Ю»
V
(У.57)
&Р = Р1 — Р 2 — созданный перепад давления между контуром
нефтеносности и забоями эксплуатационных скважин; Ь —
расстояние между водо-нефтяным контактом и выходом пористой среды;
к — коэффициент проницаемости; т — коэффициент пористости.
Для удобства анализа определяются не абсолютные величины
скоростей движения водо-нефтяного контакта в различных слоях
и линзах в зависимости от темпа отбора жидкости из пласта, а
отношение скоростей.
Предположим, что горизонтальный пласт состоит из двух слоев
различной проницаемости (рис. У.18). Проницаемость одного из них
кл, а другого к2. Причем кг > к%. Расстояние между водо-нефтяным
разделом и забоями скважин для обоих слоев одинаково, т. е. Ьх =
= Ьг. При установившемся режиме фильтрации Арг = Ар2.
Отношение скоростей движения водо-нефтяного контакта в слоях
можно представить так:
V* г1(АР1±Рк>)
(У.58)
191

Из соотношения (У.58) видно, что в условиях гидрофильного
пласта при малых значениях капиллярных давлений по сравнению
с созданным перепадом давлений Ар, когда их значениями можно
пренебречь, скорости движения жидкости в различных слоях будут
пропорциональны их проницаемости при любых созданных
перепадах давлений, т. е.
а исходя из (У.57),
И, наоборот, при очень низком темпе разработки, когда
создаваемый перепад давлений Ар стремится к нулю, соотношение (V. 58)
примет вид:
г1р„'
или с учетом формулы, определяющей величину капиллярного
давления, будет
л.=и=]/!Е. (у.бо)
Таким образом, из (У.59) и (У.60) следует, что при любом темпе
отбора жидкости из пласта, находящемся в интервале между
крайними рассмотренными условиями, т. е. при Ар, достигающем
неизмеримо большой величины по сравнению с капиллярными
давлениями (Ар > рк), и при Ар, приближающемся к нулю (Др <^ рк),
отношение скоростей изменяется в пределах
У% ^ 77 ^ % ПРИ *- » Л^ » А,- (У-61)
При гидрофобной пористой среде отношение скоростей движения
жидкости в различных слоях в зависимости от темпа отбора
согласно (У.58) будет изменяться в пределах
*к^<оо при р„«ДР<Р.,- (™2)
Для иллюстрации влияния на отношение скоростей движения
водо-нефтяного раздела в различных слоях, капиллярных сил и
темпа отбора жидкости рассмотрим два численных примера для
гидрофильной среды.
Допустим кх = 1 д, к2 = 0,2 д, а тг = т2 = 20%. Тогда
согласно (У.57) усредненный радиус поровых каналов г1 = 6,35 мк,
а г2 = 2,85 мк. При а = 30 дин/см и 0 = 0 средние капиллярные
давления в различных слоях будут рк1 = 0,1 ат, рк2 = 0,225 ат.
Из рис. У.19 видно, что и для гидрофобной и для гидрофильной
пористых сред уже при созданных (внешних) перепадах давления
И.
»2
Е1.
V2
1
г\
*1
*а
(У.59)
192

в 2—5 ат отношение скоростей движения водо-нефтяного раздела
в различных слоях становится практически равным отношению
их проницаемостей. Это тем более справедливо для более высоких
перепадов. При весьма малых перепадах давления (стремящихся
к нулю) отношение скоростей движения водо-нефтяного раздела
для гидрофильной среды достигает величины значительно больше
единицы, а для гидрофобной среды стремится к бесконечности.
Это означает, что в гидрофобной среде при весьма малых перепадах
давления, но все-таки более высоких, чем рЕ1, т. е. при рк2 > Ар >
>> рк1, движение жидкости будет происходить только в
высокопроницаемом слое.
Как видно из (У.58), отношение скоростей движения
водо-нефтяного раздела в различных слоях не зависит от длины неоднородных
20Ар
Рис. \Л9. Зависимость отношения скоростей движения
контакта V1/Vг в слоях с рааной проницаемостью от
созданного перепада давлений Ар между контуром
заводнения и линией стока для гидрофильной и гидрофобной
сред.
слоев, а зависит только от внешних перепадов давления,
капиллярных давлений и радиусов поровых каналов или их проницаемостей.
Следовательно, при наличии ограниченных по простиранию пласта
менее проницаемых линз или плотных включений картина движения
водо-нефтяного раздела в них и в смежных высокопроницаемых
зонах будет аналогичной.
Таким образом, на основании изложенного можно полагать,
что при любом темпе отбора жидкости из макронеоднородного пласта
и при любом характере неоднородности его водо-нефтяной раздел
в высокопроницаемых слоях и линзах будет продвигаться всегда
быстрее, чем в менее проницаемых. При практически
целесообразных темпах отбора жидкости из пласта (Ар = 10 -е- 50 ат) скорости
движения водо-нефтяного раздела будут пропорциональны прони-
цаемостям различных слоев и линз. Отсюда как следствие вытекает,
что коэффициент охвата заводнением (нефтеотдача) пласта к
моменту прорыва воды в скважины при рассмотренных условиях
(|лн = (хв) не зависит от темпа отбора жидкости из пласта E7).
193

Мы рассмотрели влияние капиллярных сил и темпа отбора
жидкости на характер перемещения водо-нефтяного раздела в макро-
неоднородном, слоистом пласте. Аналогичная картина будет
наблюдаться и при движении контакта в различных поровых каналах.
Очевидно, коэффициент вытеснения нефти водой в заводненных
слоях также не зависит от темпа разработки.
2. Действие капиллярных сил на контакте заводненных и нефте-
насыщенных слоев обусловливает капиллярную пропитку их,
выражающуюся в межслойном противотоке нефти и воды. При этом
характер заводнения пластов может зависеть от капиллярных сил
лишь при условии равенства скоростей послойного внедрения воды
и скорости межслойной капиллярной пропитки, т. е. должно
сохраняться равенство
где I — глубина послойного внедрения воды за период I; к —
глубина межслойной капиллярной пропитки за этот же период.
Используя полученную зависимость глубины капиллярной
пропитки во времени (IV.22) и дифференцируя по I, условие (У.бЗ)
можно записать в виде
±-р^р = ^, (У.64)
где
-V1
соя 6т°.б (* ,—к^ш „&0р. н) ,., йсх
о-? . (У.о5)
ЧвИер/о*!!; о,ооо57
При физических свойствах и параметрах пористой среды,
описанных в главе IV (стр. 140—144), этот постоянный коэффициент равен
А =0,05. Приняв §гаар=0,0050ат/см, получим, что равенство (У.63)
будет соблюдаться лишь в течение 2—3 мин, а уже через 1 ч левая
часть равенства (У.63) становится в десятки раз больше правой.
В последующем их различие еще больше увеличивается. Это
означает, что скорость межслойной капиллярной пропитки может быть
равна скорости фронтального внедрения воды лишь в самом начале
при образовании контакта нефти с водой при послойном обводнении
пласта. Затем скорость капиллярной пропитки становится
значительно меньше скорости послойного внедрения воды, непрерывно
уменьшаясь во времени, тогда как скорость фронтального
(послойного) движения воды в обычных реальных условиях остается
постоянной или увеличивается в процессе внедрения воды.
Следовательно, межслойная капиллярная пропитка также не может вырав-
нять фронта внедрения воды в неоднороднослоистых пластах, даже
если мощность чередующихся заводненных и нефтенасыщенных слоев
194

будет составлять всего 5—10 см. Очевидно, именно поэтому в
реальных условиях наблюдается послойное заводнение на многих
месторождениях, а длительные наблюдения за контактами нефтенасыщен-
ных и заводненных слоев не позволяли отметить существенного
изменения их состояния [25].
Таким образом, исследования степени влияния капиллярных
сил на характер заводнения неоднороднослоистых пластов
указывают на инвариантность его от темпа разработки, поэтому и
нефтеотдача их при практически целесообразных темпах добычи нефти
не зависит от этого фактора.
На основе наших исследований, а также [23, 54] институтом
Гипровостокнефть практически на всех нефтяных месторождениях
Куйбышевской области запроектированы высокие темпы разработки,
в 1,5—2 раза выше, чем на промыслах Татарии и Башкирии, которые
дают возможность при небольших запасах поддерживать высокий
уровень добычи нефти и повышать экономическую эффективность
разработки.
ВЫВОДЫ
Рассмотрены вопросы влияния на показатели заводнения и
нефтеотдачу пластов технологических факторов: параметров сетки
скважин, расположения искусственного контура питания на залежах,
темпа разработки и характера вскрытия продуктивных пластов
в скважинах.
Предложены методы определения влияния параметров сетки
скважин на процесс заводнения и конечную нефтеотдачу. Метод
осредненных линий тока — приближенный метод — позволяет
оценивать результаты вытеснения нефти водой в систему скважин и дает
возможность установить значение отдельных рядов скважин в общем
процессе заводнения залежи и достигаемых показателей в
зависимости от их местоположения на структуре.
Наиболее эффективным и представительным методом определения
влияния параметров сетки скважин на показатели заводнения
пластов может служить предлагаемый метод криволинейной галереи,
который основан на преобразовании сложного нелинейного потока
в систему скважин в линейный, эквивалентный поток. Получены
основные зависимости для прогноза показателей заводнения залежей
с учетом всех параметров сетки и особенностей расположения
скважин, отображаемых интегральной функцией распределения
микропотоков жидкости в скважины по приведенной длине Р (I).
Зависимости позволяют учитывать при расчетах неоднородность пластов
не только по проницаемости, но и по пористости, насыщенности и
коэффициенту вытеснения, а также непоршневой характер
вытеснения нефти водой.
С целью упрощения прогноза предложен экспресс-метод
определения влияния параметров сетки скважин на показатели
заводнения однородных и неоднородных пластов. Этот метод основан на
195

представлении процесса заводнения пластов, состоящих из
множества трубок тока в систему скважин, в виде совокупности реализаций
случайных функций во времени ро (I) и /н (I). Затем в сечениях,
фиксируемых временем, определяется математическое ожидание
случайных функций, которые и определяют динамику изменения
коэффициента охвата и содержания нефти в добываемой продукции
при разработке неоднородных пластов системой скважин.
Анализ полученных зависимостей и проведенные расчеты при
различных условиях расположения скважин разными методами
позволили отметить благоприятные и неблагоприятные параметры
сеток. К числу благоприятных параметров относятся: уплотнение
сетки скважин в зоне наибольшей депрессии (в центральных зонах
залежей), расположение нагнетательных скважин внутри залежей
с двусторонним питанием, или блоковые системы заводнения,
уменьшение расстояний между ними и другие. Неблагоприятные
условия для заводнения возникают при редкой сетке скважин и
образовании нейтральных зон внутри залежей, при больших
расстояниях между нагнетательными скважинами и расположении их
по контуру нефтеносности и др.
На основе обобщения опыта искусственного заводнения
различных месторождений и дифференцированного исследования
нефтеотдачи по зонам залежей показано преимущество разрезания
залежей на блоки перед законтурным (приконтурным) заводнением по
всем показателям. Метод разрезания залежей на блоки,
обеспечивая высокую надежность, активность и экономичность системы
заводнения, способствует и повышению нефтеотдачи пластов.
Разрезание залежей на блоки было запроектировано и успешно
осуществляется на залежах пластов АЗ и А4 Кулешовского
месторождения, пластов ДП, СН и СШ Мухановского месторождения и
на других объектах.
При блоковых системах заводнения процесс разработки залежей
в полном смысле становится управляемым, поскольку возможно
устанавливать темп разработки и применять любой современный
метод повышения нефтеотдачи.
Эффективность цикличного воздействия на пласты будет,
очевидно, повышаться при усилении гидродинамического и
капиллярного эффектов. Это может достигаться за счет усиления импульсов
давления в пласте, обработке воды ПАВ, теплом и др.
Проведены исследования влияния темпа разработки пластов
на характер их заводнения и нефтеотдачу. Установлено, что в
пределах промышленно целесообразных и допустимых темпов
разработки нефтяных залежей условия заводнения и нефтеотдача пластов
инвариантны. На основе этих, а также других исследований
разработка многих нефтяных месторождений осуществляется высокими
темпами, что позволяет поддерживать высокий уровень добычи нефти
п обеспечивать эффективные экономические показатели разработки
месторождений.
196

Литература
1. Абрамов В. Н. и др. Определение по промысловым данным эффективности
скважин с горизонтальным забоем. Труды КуйбышевНИИ НП, вып. 9. Куйбышевское
книжн. изд-во 1961.
2. Аванесов В. Т. и др. Определение коэффициентов нефтеотдачи длительно'
разрабатываемых пластов по фактическим данным и выявление причин, влияющих на
нефтеотдачу. Материалы Всесоюзного Совещания в Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
З.Андреев Б. А., Сабиров И. X., Юрин И. Я. Итсри интенсивной:
разработки пласта Д2 Константиновского месторождения. Нефт. хоз. Л» 3, 1960.
4. Л р а в и и В. И., Нумеров С. Н. Фильтрация жидкостей в недеформируемой
пористой среде. Гостеориздат, 1953.
5. А ш и р о в К. Б. и др. О разработке Городецкого месторождения
наклонно-направленными скважинами. Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
6. Белаш П.М., Максимов ^М. И. Влияние срока эксплуатации обводненных
скважин на форму наступающего контура воды и соотношение объемов добываемой нефти
и воды. Труды ВНИИ, вып. 10. Гостоптехиздат, 1957.
7. Борисов Ю.П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки
нефтяной залежи. Труды ВНИИ, вып. 21. Гостоптехиздат, 1959.
8. Борисов Ю.П. О наивыгоднейшем размещении эксплуатационных скважин
на нефтяных залежах круговой формы. Труды ВНИИ, вып. 20. Гостоптехиздат, 1958.
9. Борисов Ю.П. О рациональном размещении нефтяных скважин в полосовой
залежи. Труды ВНИИ, вып. 8. Гостоптехиздат, 1956.
10. Борисов Ю. П., Крылов А. П. К вопросу о размещении нефтяных
скважин. Нефт. хоз., № 1, 1958.
11. Борисов Ю.П., Табаков В.П. Расчет взаимодействия батарей наклонных
и многозабойных скважин в слоистом пласте. НТС по добыче нефти, вып. 15.
Гостоптехиздат, 1961.
12. Борисов Ю. П., Табаков В. П. О притоке нефти к горизонтальным
и наклонным скважинам в изотропном пласте конечной мощности. НТС по добыче нефти,
вып. 16. Гостоптехиздат, 1962.
13. Б о р и с о в ю. П., Табаков В. II. Определение дебита многоярусной
скважины в изотропном пласте большой мощности. НТС по добыче нефти, вып. 16.
Гостоптехиздат, 1962.
14. Вентцель Б. С. Теория вероятности. Физматгиз, 1962.
15. Гришин Ф.А. Плотность размещения скважин на новых месторождениях
США. Геология нефти и газа, Л5 9, 1960.
16. Гришин Ф. А. Зависимость коэффициента нефтеотдачи от плотности
размещения скважин. Геология нефти и газа, № 5, 1961.
17. Губанов А. Н., Сургучев М. Л. Разработка методов регулирования
эксплуатации многопластовых объектов. Ин-т Гипровостокнефть. Рукопись, 1964.
18. Г у б а н о в А. И., Сургучев М. Л., Ковалев В. С. Технологическая,
схема разработки нефтяных залежей пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения.
Труды Гипровостокнефти, вып. 5. Гостоптехиздат, 1962.
19. Г у б а н о в А. И. и др. Некоторые итоги исследования влияния различных
факторов на показатели разработки нефтяных месторождений. Труды Гипровостокнефти,
вып..7. Гостоптехиздат, 1964.
20. Губанов А.И. и др. Влияние форсированного отбора жидкости на процесс
обводнения и нефтеотдачу на примере месторождений Яблоневый Овраг. Нефт. хоз.
№ 6, 1962.
21.Джардан Дк., Мак-Карде л В. Влияние скорости вытеснения водой
на нефтеотдачу. ГОСИНТИ, 1957.
22. Дорохов О. И., II о л у я н И. Г., С у л т а н о в С. А. Крупный
промышленный эксперимент на Бавлинском нефтяном месторождении. Нефт. хоз., № 3, 1959.
23. Капишников А. Л., Колганов В. И. Промысловые исследования'
нефтеотдачи на месторождениях Самарской Луки. Труды Гипровостокнефти, вып. 5,
Гостоптехиздат, 1962.
24. Ковалев А. Г., К р ы л о в А. П. О влиянии плотности расположения скважин
на нефтеотдачу пласта. Изв. АН СССР, ОТН. Металлургия и топливо, Л5 3, 1959.
25. Колганов В. И., Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение
нефтяных скважин и пластов. Изд-во «Недра», 1965.
26. Колганов В. И. О влиянии плотности сетки скважин на нефтеотдачу пласта.
Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
27. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.
28. Котяхов Ф. И. Скорость движения приконтурной воды и нефтедобыча. Труды
Совещания по развитию научно-исследоват. работ в области вторичных методов добычи
нефти. Изд-во АН АзССР, 1953.
29. Корнилаев В. Н. Определение потерь нефти пласта Д1 Туймазинского
месторождения в зависимости от плотности сетки скважин. Труды ВНИИ, вып. 21,
Гостоптехиздат, 1959.
30. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки
нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. Труды Всесоюзного совещания'
по добыче нефти. 19эь, Куйбышев. Гостоптехиздат, 1957.
31. Крылов А. П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.
Гостоптехиздат, 1962.
32. Крылов А. П. и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений
Гостоптехиздат, 1948.
19Т

33. К у р а н о в И. Ф., Коган Л. Г. Расчет вытеснения нефти водой в системе
скважин. Труды ВНИИ, вып. 21. Гостоптехиздат, 1959.
34. Максимов М. И. Разрежение сеток эксплуатационных скважин — важное
народно-хозяйственное мероприятие. Геология нефти и газа, № 8, 1962.
35. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Перевод с англ.
Гостоптехиадат, 1953.
36. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Перевод с англ.
Гостоптехиздат, 1949.
37. Меркулов В. П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин. Нефт.
т<оз., № 6, 1958.
38. Меркулов В. П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины
в пласте конечной мощности. Изв. вузов. Нефть и газ, Л5 1, 1958.
39. Муравьев И. М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений. Гостоптехиздат, 1958.
40. М у р а в ь е в И. М., Гиматудинов Ш. К., Николаев В. А. Влияние
скорости вытеснения нефти водой на нефтеотдачу. Труды МИНХ иГП, вып. 48.
Гостоптехиздат, 1964.
41. Мэрфи В. Увеличение темпа заводнения способствует повышению нефтеотдачи.
Реф. сб. сер. НПД 158(8). Гостоптехиздат, 1958.
42. Пермяков И. Г., Гудок Н. С. О целесообразности разработки нефтяных
месторождений при высоких темпах извлечения нефти. Нефт. хоз., № 6, 1961.
43. Пилатовский В. П. К вопросу о разработке овальных нефтяных
месторождений. Определение дебитов и забойных давлений элиптических батарей. Труды ВНИИ,
вып. 8. Гостоптехиздат, 1956.
44. Пилатовский В. П. Уравнения неоднородного фильтрационного потока,
рассматриваемого как некоторый вероятностный процесс вытеснения. НТС по добыче нефти,
вып. 21. Гостоптехиздат, 1963.
45. Пилатовский В. П. О вероятностном обводнении макронеоднородного
пласта. НТС по добыче нефти, вып. 23. Гостоптехиздат, 1964.
46. Пирвердян А. М. Нефтяная подземная гидравлика. Азнефтеиздат, 1956.
47. Пирсоне.Д. Учение о нефтяном пласте. Перевод с англ. Гостоптехиздат, 1961.
48. Полубаринова-Кочина П. Я. О наклонных и горизонтальных
скважинах конечной длины. Прикл. мат. и механика, т. 20, вып. 1, 1956.
49. Праведников Н. К., К а ц Р. М. Об учете особенностей работы скважин
в рядах при расчетах обводненности нефтяного пласта. Научные записки Укр. НИИ проекта,
вып. 9. Киев, 1962.
50. П ы х а ч е в Г. Б. Подземная гидравлика. Гостоптехиздат, 1961.
51. Розенберг М.Д. К вопросу о наивыгоднейшей расстановке скважин в
нефтяных пластах с водонапорным режимом. Труды МНИ, вып. 11. Гостоптехиздат, 1951.
52. Рыжик В. М. Фильтрация двухфазной жидкости. Сб. Влияние свойств горных
пород на движение в них жидкости. Гостоптехиздат, 1962..
53. С а з о н о в Б. Ф. К вопросу влияния плотности размещения скважин на
нефтеотдачу. Труды Гипровостокнефти, вып. 5. Гостоптехиздат, 1962.
54. Сазонов Б. Ф. Характеристики процесса вытеснения несмешивающихся
жидкостей в систему скважин. Труды Гипровостокнефти, вып. 5, Гостоптехиздат, 1962.
55. Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования разработки неоднородных
пластов на примере нефтяных месторождений Куйбышевской области. Материалы
Всесоюзного совещания, Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
56. Сургучев М. Л. Метод оценки показателей заводнения и прогноза конечной
нефтеотдачи пластов по промысловым данным (метод изохрон обводнения залежей).
Геология нефти и газа, Л! 11, 1964.
57. С у р г у ч е в М. Л. О влиянии капиллярных сил на равномерность перемещения
водонефтяного контакта в макронеоднородном пласте. Труды ВНИИ, вып. 15.
Гостоптехиздат, 1958.
58. Сургучев М. Л. К вопросу влияния параметров сетки скважин на процесс
заводнения и конечную нефтеотдачу неоднородного пласта. Труды Гипровостокнефти,
вып. 9, Изд-во «Недра», 1965.
59. Сургучев М. Л. Метод определения влияния параметров сетки скважин на
заводнение и конечную нефтеотдачу продуктивных пластов (метод криволинейной галереи).
Труды Гипровостокнефти, вып. 9. Изд-во «Недра», 1965.
60. Сургучев М. Л. Влияние параметров сетки скважин на процесс обводнения
и конечную нефтеотдачу неоднороднослоистых пластов. Нефт. хоз., № 5, 1962.
61. Сургучев М. Л., Ковалев В. С. Определение динамики заводнения
и конечной нефтеотдачи неоднородных пластов в зависимости от параметров сетки скважин
с учетом вязкости нефти и воды и фазовой проницаемости. Труды Гипровостокнефти,
вып. 9. Изд-во «Недра», 1965.
62. Сургучев М. Л., Ковалев В. С. Метод определения влияния параметров
сетки скважин на динамику показателей заводнения и конечную нефтеотдачу пластов. Нефт.
хоз., Л1 5, 1965.
63. Сургучев М. Л., Меркулов В. П. Определение дебита и эффективности
наклонных скважин. Нефт. хоз., Л1 2, 1960.
64. Сургучев М. Л., Ковалев В. С. Изменение представлений о нефтяных
залежах и систем разработки в процессе эксплуатации. Труды Гипровостокнефти, вып. 5.
Гостоптехиадат, 1962.
65. Сургучев М. Л., Ковалев В. С. Метод расчета показателей заводнения
залежей с обширными водонефтяными зонами. Труды Гипровостокнефти, вып. 9. Изд-во
«Недра», 1965.
66. Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф., Колганов В. И. Эффективность
современных методов разработки нефтяных залежей. Куйбышевское книжн. изд-во, 1962.
198

67. Табаков В.П. Определение дебитов кустов скважин, оканчивающихся
горизонтальными участками стволов в плоском пласте. НТС, вып. 13. Гостоптехиздат, 1961.
68. Табаков в.П.О притоке к батарее двухзабойных скважи 1 в полосовой залежи
в слоистом пласте. НТС по добыче нефти, вып. 13. Гостоптехиздат, 1961.
69. Табаков В.П. Об учете интерференции батарей кустов скважин с
горизонтальными и полого-наклонными забоями. НТС по добыче нефти, вып. 15.
Гостоптехиздат, 1961.
70. X а н н и М. Л. и др. Опыт разработки залежи нефти карбонатного пласта А4
Покровского месторождения разреженной сеткой скважин. Геология нефти и газа, Л! 6, 1962.
71. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. Гостоптехиздат, 1958.
72. Чарный И. А., Розенберг М. Д. Взаимодействие скважин при упругом
режиме фильтрации жидкости. Труды МНИ, вып. 12. Гостоптехиздат, 1963.
73. Черномордиков М. 3., Шапиро Б. А. К вопросу о выборе
рациональных систем разработки нефтяных залежей. Материалы Всесоюзного совещания. Баку,
1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
74. Щелкачевв.Н. Замечания о методике проектирования и способе расстановки
нефтяных скважин. Нефт. хоз., Л1 10, 1956.
75. Щелкачев В.Н. Анализ современного состояния нефтедобычи и разработки
нефтяных месторождений США. ГОСИНТИ, 1961.
76. Щелкачев В. Н., Пыхачев Г. Б. Интерференция скважин и теория
пластовых водонапорных систем. АзГОНТИ, 1939.
77. Щелкачев В. Н., Кондратьев В. Ф. Неустановившийся процесс
интерференции скважин. Нефт. хоз., Л? 6—7, 1946.
78. Эфрос Д. А. Вычисление зависимости объема добытой нефти от объема
закачанной воды для многорядной системы. ННТ Л> 3, 1959.
79. Эфрос Д. А. Движение водо-нефтяной снеси в системе скважин. Труды ВНИИ,
вып. 12. Гостоптехиздат, 1958.
80. С г а г е К. С, В и с к 1 е у 8. Е. А Рас1иа1 Апа1у515 о( 1Ье ЕГГесе оГ ЧУеП
8рас1пё он ОН Кесоуегу. ОН апа Сак 1. 24/У111. 1946.
81. Н а и Ь е г, \У. С. РепасНоп о! Ч\'а1егГ1ооA РегГогтапсе Гог АгЬИгагу \Уе11 РаНегпз.
апД МоЬПНу КаИок. 1. оГ Ре1го1. ТесЬпо1. Лапиагу, V. 16, N0 1, 1964.
82. Н 1 ^ е 1 п $ В. V., Ь е 1 § Ь. I о п А. Д. Сошри1ег РгеЛсИоп о» \Уа1ег БтГуе ог ОП
апй Сак М1х1иге8 Тпгои^Ь 1гге§и1агу ВоипаеЛ Рогоик МесПа 1Ьгее—РЬаке Р1о«г Л. Ре1г
ТесЬп. V. 10, N08, 8ер1. 1962.
83. Н о V а п е 8 5 1 а п 8. А., Л\'а1егПооA Са1сп1аИоп Гог МиШр1е 8е1в о! Ргооисшё
\Уе11в , Л. оГ Ре1г, ТесЬп, V. 12, N0 8, Аи^. 1960.
84. Кегп Ь. В. Б18р1асетеп1 МесЬаткт 1П МиШ-ДЛ'еП 8у81ет8 Тгапв, А1МЕ,
195 39 1952
85.' Ь е у'е г е I I М. С. СарЦагу ВеЬау1ог 1П Рогоив 8оИав. А1МЕ. ТесЬп. РиЪ_
1223, 1941.
86. Р г а I 8 М., МаНЬеи-, С. 8. а. а1. РгеаЧеНоп оГ ГщесИоп Ка1е апа Р1ойисНоа
Н18(огу Гог МиШПи1<1 Р1уе-8рог1 Р1ооа8. Тгапв. А1МЕ. 216, 98, 1959.

ГЛАВА VI
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ
РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ
ВВЕДЕНИЕ
Большинство платформенных нефтяных месторождений
многопластовые. На многих, как, например, Мухановском, Покровском,
Ромашкинском и др., промышленной нефтеносностью обладают по
7—9 пластов и более.
При обосновании системы разработки таких месторождений один
из важнейших вопросов — условия разработки каждого пласта
и мощность объектов разработки. Раздельная разработка каждого
пласта самостоятельной системой скважин, конечно, позволила бы
максимально упростить технологический процесс эксплуатации,
но для осуществления такой системы разработки потребовались бы
огромные капитальные средства и весьма длительный период
времени. На подобных месторождениях пришлось бы проектировать
по 7—9 сеток эксплуатационных скважин. Бурение всех скважин
и обустройство месторождений растягивались бы на десятки лет.
Кроме того, при раздельной разработке каждой залежи не всегда
обеспечиваются наиболее эффективные показатели, а иногда это
просто экономически нерентабельно. С сокращением мощности
объекта разработки соответственно уменьшается продуктивность
скважин, а с уменьшением дебитов их быстрее наступает предел
экономической рентабельности их эксплуатации [30, 5, 7].
Некоторые залежи, обладающие очень низкой продуктивностью пластов,
малыми запасами нефти и залегающие на большой глубине, при
современном уровне нефтяной техники оказывается вообще
нецелесообразно разрабатывать. В этих условиях единственный способ
снижения капитальных средств на разработку, сокращения
продолжительности периода ввода в эксплуатацию разведанных запасов
нефти и повышения эффективности показателей заключается в
осуществлении совместной разработки нескольких смежных пластов
единой системой эксплуатационных скважин. Поэтому на нефтяных
месторождениях страны этот метод разработки нашел широкое
применение. Причем в совместную разработку объединяются от 2
до 5 и более пластов.
В условиях месторождений платформы целенаправленная,
регулируемая совместная разработка нескольких пластов единой
сеткой скважин впервые была запроектирована ВНИИ и осуществлена
на Ромашкинском месторождении, на котором в один объект было
200

включено пять пластов. Затем совместная разработка была
спроектирована в Гипровостокнефти и применена на Мухановском
месторождении. В настоящее время на этом месторождении имеются два
объекта совместной разработки: объект девона состоит из двух
пластов ДП и ДШ и объект нижнего карбона состоит из четырех
пластов СП, СШ, СГУа, С1У6. Народнохозяйственный эффект только
от совмещения процесса разработки четырех пластов нижнего
карбона Мухановского месторождения в единой сетке
эксплуатационных скважин превышает 30 млн. руб. Значительно больший эффект
от совместной разработки пластов девона получен на Ромашкинском
месторождении [18].
Перспективы применения метода совместной разработки пластов
ввиду открытия многопластовых нефтяных месторождений в новых
районах страны и развития нефтяной техники еще более широкие.
Согласно теории фильтрации жидкости в пористой среде процесс
совместной разработки нескольких пластов при установившемся
режиме ничем не отличается от раздельной разработки неоднородно-
слоистых пластов. Поэтому специальных гидродинамических
исследований движения жидкости в пластах при совместной эксплуатации,
по-видимому, не требуется. Однако при неустановившемся режиме
взаимодействие пластов возможно через слабопроницаемые
перемычки и переток жидкости из одного пласта в другой. Этот вопрос
исследовался в работах [37, 10, 14]. Способы определения
продуктивности (дебитов) пластов при эксплуатации их одной скважиной
предложены были И. М. Муравьевым и А. П. Крыловым [24],
а также в статье [31]. В работе [24] показана возможность
поглощения жидкости из скважин отдельными пластами при совместной
эксплуатации. При этом высгазывается необходимость обоснования
совмещения пластов не только из условия повышения
продуктивности скважин, но и обеспечения эффективного дренирования и
нефтеотдачи пластов.
В работе [17] М. А. Ждановым впервые были сформулированы
критерии совместимости пластов и выбора объектов для совместной
разработки, исходя из физико-геологических свойств залежей и
условий залегания нефти. В статье [35] показана необходимость-
ограничения мощности объекта совместной разработки из условия
приращения уровня добычи нефти. Исследования по обоснованию
выделения эксплуатационных объектов на месторождениях Пред-
карпатья (Долина, Битков, Борислав) и Краснодарского края с
огромной мощностью тонкослоистых пластов проведены коллективом
специалистов ВНИИ [5, 7, 6]. В результате была показана
эффективность совместной разработки коллекторов большой мощности
указанных месторождений при любом режиме эксплуатации, что
обеспечивало снижение себестоимости добычи нефти на 14—30% и
увеличение добычи нефти на 4,6—12%.
В работе [3] проведено исследование притока газированной нефти
к скважинам, эксплуатирующим совместно (одним фильтром)
несколько пластов при различных условиях (задано забойное давле-
201

ние в нижнем пласте или задан общий отбор нефти из всех пластов)
с учетом продвижения водо-нефтяного контакта в пластах. При этом
сделаны выводы, что снижение забойных давлений в скважинах
ниже давления насыщения и создание больших депрессий улучшают
возможности расширении фильтра и что характер вытеснения
газированной нефти водой приближается к процессу вытеснения
несжимаемой нефти.
Методы расчета показателей заводнения пластов при совместной
эксплуатации также в принципе не отличаются от прогноза
заводнения отдельных пластов [27, 28, 33, 29]. При этом приходится
учитывать лишь возможное отличие пластов по характеру
неоднородности (распределению проницаемости), свойствам жидкостей и
размеру нефтяных залежей.
Но при совместной разработке нескольких пластов значительно
усложняется процесс эксплуатации, а некоторые вопросы на
практике приобретают характер проблемных [1, 2, 16, 8, 36]. Особенно
^большое значение приобретают вопросы регулирования. Вместе
с увеличением мощности повышается и степень неоднородности
объекта, поэтому достижение благоприятных показателей
совместной разработки возможно лишь при эффективном регулировании
процесса. Однако до настоящего времени нет единых мнений как
о методах, так и о средствах регулирования. Существуют
представления, что лучшее средство регулирования совместной разработки—
раздельный отбор жидкости из пластов в одной эксплуатационной
скважине. И, наоборот, есть основания полагать, что наиболее
действенное средство — раздельно дифференцированное воздействие на
пласты через нагнетательные скважины при совместном отборе из
пластов в эксплуатационных скважинах.
В работах [12, 36] показано, что возможности регулирования
темпа разработки пластов за счет повышения гидродинамического
совершенства скважин, увеличения плотности сетки и приближения
контура питания ограничены. Но другие гидродинамические
исследования и опыт регулирования совместной разработки
свидетельствуют, что за счет изменения схемы питания отдельных залежей
(разрезания на блоки) и повышения давления нагнетания
возможности интенсификации разработки слабопродуктивных пластов
очень высокие. В соответствии с этим выдвигаются и различные
методы регулирования — разноскоростная выработка пластов,
опережающее заводнение их снизу вверх [4, 5, 6, 20] и опережающее
заводнение менее проницаемых пластов или залежей с наибольшими
запасами нефти [18, 22, 23].
Принято считать, что неизбежным следствием совместной
разработки нескольких пластов будут снижение конечной нефтеотдачи
и ухудшение показателей разработки объекта по сравнению с
раздельной разработкой пластов. В работах же [13, 32, 34, 11, 7]
показано, что при соответствующих условиях регулирования совместная
разработка может даже способствовать повышению нефтеотдачи
объекта в целом по сравнению с раздельной разработкой. И, наконец,
202

в практике проектирования и анализа разработки многопластовых
месторождений проявляется различный подход к выбору объектов
совместной эксплуатации. Критерии совместимости пластов в
разработке также разноречивы.
При совместной разработке нескольких пластов одной системой
скважин значительно экономятся капитальные средства на освоение
н ввод в разработку нефтяных месторождений, расширяются
перспективы внедрения, но поскольку единых представлений о средствах
и методах регулирования нет, вопросы эксплуатации
многопластовых объектов относятся к числу важнейших для нефтедобывающей
промышленности. Ниже рассматриваются лишь следующие вопросы
этой проблемы.
1. Контроль за процессом совместной разработки
многопластовых объектов.
2. Влияние различных физико-геологических и технологических
факторов на показатели совместной разработки.
3. Опыт разработки и регулирования процесса эксплуатации
многопластовых объектов на месторождениях Куйбышевской области..
4. Критерии совместимости и порядок выбора объектов
совместной разработки.
КОНТРОЛЬ ЗА ПРОЦЕССОМ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ
ОБЪЕКТОВ
Длительный опыт исследования совместной разработки
нескольких пластов единой сеткой скважин позволяет отметить основные
формы осложнения процесса по сравнению с раздельной
эксплуатацией.
1. Крайне неустойчивый профиль притока жидкости в
скважине по мощности объекта.
2. Неравномерное, непропорциональное запасам нефти и даже
гидропроводностям долевое участие пластов в текущей добыче нефти
из объекта и нефтеотдаче.
Эти особенности процесса совместной разработки пластов
определяют направление контроля и регулирования.
1. Неустойчивость профиля притока жидкости в скважины по
мощности объекта установлена путем исследования взаимодействия
скважин глубинными дебитомерами и расходомерами.
Как видно из рис. VI. 1, интенсивность притока жидкости в
скважины из различных интервалов мощности объекта резко менялась.
Если по состоянию на 31 июля 1962 г. приток жидкости в скв. 244
происходил в основном из пластов II и IV, а пласт III поглощал
жидкость, то по состоянию на 14 сентября 1962 г., наоборот,
основной приток жидкости происходил из пласта III, а из пласта II не
поступала нефть, а происходило поглощение жидкости.
Аналогичное наблюдается в скв. 224 (табл. 1 и рис. VI.2) и всех других
скважинах, эксплуатирующих совместно несколько пластов. Причина
неустойчивости профиля притока жидкости из объекта заключается
203

Рис. VI.!. Профиль притока жидкости по мощности объекта II в скв. 244 Мухановского месторождения.
1 — приток; 2 — поглощение.

Рпс. VI.2. Профиль притопа по скв. 224.

в изменении режима работы соседних взаимодействующих скважин.
к
При различной проводимости — пластов в объекте резкое измене-
И-
ние режима работы скважин обусловливает неодинаковое изменение
градиентов давления по отдельным пластам, вследствие чего
изменяется и долевое участие их в текущей добыче (дебите) нефти.
Таблица У1.1
Приток жидкости из пластов второго объекта
Мухановского месторождения в скв. 224 1
Дата
26/11 1962 г.
27/II 1962 г.
2/111 1962 г.
7/Ш 1962 г.
8/III 1962 г.
29/Ш 1962 г.
19/IX 1962 г.
20/IX 1962 г.
23/У 1963 г.
30/У1 1963 г.
31/У1 1963 г.
11/У1 1963 г.
19/У1 1963 г.

диаметр

штуцера,
мм
7
7
7
7
7
7
7,5
10,5
12,2
10,2
8,0
12,2
12,2
Дебит по пластам,
м3 /сутки
СИ
23
21
И
-И
-19
24
—5
10
4
—1
-5
—2
—5
СШ
6
25
14
14
13
И
10
210
—2
6
9
9
-1
С1У
88
108
126
111
103
103
139
180
163
137
95
131
151

Суммарный
дебит

скважины,
м3/ сутки
117
129
136
125
116
138
149
211
163
143
104
140
151
Дебит по пластам, % к суммарному
СП
19,6
16,3
8,1
Поглощение
»
17,4
Поглощение
4,7
Поглощение
»
»
»
»
дебиту
СШ
5,2
Поглощение
»
11,2
11,2
7,2
6,7
10
Поглощение
4,2
8,7
3,6
Поглощение
С1У
75,2
83,7
91,9
88,8
88,8
75,4
93,3
85,3
100
95,8
91,3
96,4
100
! Промысловые исследования скважин глубинными дебитомерами проводились под
руководством Ю. П. Пилягина.
Вследствие этих особенностей притока жидкости из пластов
при совместной разработке требуется непрерывный контроль за
профилем притока жидкости по мощности объекта. Причем эти
исследования необходимы не только для определения долевого участия
пластов в текущей добыче нефти и нефтеотдаче (разделения добычи),
но главным образом для выяснения условий поглощения жидкости
отдельными пластами. Если переток нефти из одного пласта в другой
через скважину в безводный период эксплуатации означает лишь
неэффективное использование пластовой энергии в процессе добычи
нефти, то поглощение жидкости отдельными пластами после
обводнения продукции неизбежно обусловливает резкое ухудшение
условий разработки объекта. Обычно первоначально обводнение объекта
происходит или по наиболее проницаемому пласту, или по пласту,
размеры залежи в котором наименьшие. Давление в обводненном
206

пласте всегда выше, чем в необводненном, и, следовательно,
наиболее благоприятные условия для поглощения воды будут в менее
проницаемых пластах и залежах с наибольшими запасами нефти.
Насколько велик вред от перетока воды из обводненного
высокопроницаемого пласта в нефтенасыщенный менее проницаемый пласт,
показывает опыт разработки пластов ДН и ДШ Мухановского
месторождения. После прорыва воды в скважины по пласту ДШ
вследствие поглощения воды пластом ДП продуктивность скважин
по нефти сразу снижалась в 3—5 раз, а обводненность добываемой
продукции возрастала с 3—10 до 70—80%
и более. Следовательно, основная задача
исследования динамики профиля притока
жидкости многопластового объекта
заключается в том, чтобы при их помощи можно
было регулировать условия эксплуатации
скважин, исключая возможность поглощения
воды менее проницаемыми пластами и
залежами с наибольшими запасами нефти.
2. Неравномерное и непропорциональное
запасам нефти долевое участие пластов
в текущей добыче нефти и нефтеотдаче
наблюдается почти на всех объектах
совместной разработки. Это устанавливается
различными исследованиями — глубинными
дебитомерами, электромоделированием
процесса совместной разработки, оценкой
нефтеотдачи отдельных пластов и др.
Показателен в этом отношении объект совместной
разработки в нижнем карбоне
Мухановского месторождения. В этом объекте
у основной по запасам нефти залежи пласта
СП D7% от запасов нефти объекта) за
8-летний период совместной эксплуатации
достигнута нефтеотдача лишь 5,7%, а у самой малой
залежи пласта С1У6 (9% от запасов нефти объекта) нефтеотдача
превышала 36%. Причина такой неравномерной выработки запасов
нефти из отдельных пластов заключается в различных условиях
питания залежей, разной гидропроводности пластов и ухудшении
условий притока нефти из залежи пласта СИ вследствие отмеченных
явлений поглощения воды из пласта С1У.
Вполне очевидно, что данные об изменении уровней добычи нефти
(рис. VI.3) и нефтеотдачи по пластам в объекте являются основой
для целенаправленного регулирования процесса совместной
разработки. Поэтому контроль за изменением этих показателей также
должен быть непрерывным.
Методы контроля рассмотренных особенностей процесса
разработки многопластовых объектов могут быть прямыми и
косвенными.
'Мь
во
50
40
30
20
10
10
20
4,7.
Рис.' VI.3. Распределение
дебитов по мощности
объекта II Мухановского
месторождения (по данный
исследования СКВ. 238, 224, 243).
207

Прямым методом контроля профиля притока жидкости по
мощности объекта и уровней добычи нефти из отдельных пластов
(нефтеотдачи) служили бы непрерывные надежные исследования
глубинными дебитомерами профиля притока жидкости по мощности объекта
с дифференциацией по фазам во всех эксплуатационных скважинах
и глубинными расходомерами — профиля расхода воды во всех
нагнетательных скважинах. Однако возможности контроля
показателей совместной разработки нескольких пластов существующими
приборами пока весьма ограничены. Практически очень сложно
за короткий период провести даже разовые исследования
дебитомерами и расходомерами во всех эксплуатационных и
нагнетательных скважинах, а с наступлением механизированного способа
добычи нефти возможность таких исследований в эксплуатационных
скважинах исчезает совсем. Поэтому информация о динамике
профилей притока жидкости в скважины и уровня добычи нефти из
пластов носит спорадический характер и может быть получена только
в период фонтанной эксплуатации. Кроме того, точность дебитоме-
ров и расходомеров недостаточна, а глубинных приборов,
дифференцирующих поток жидкости по фазам, на промыслах пока еще нет.
В этих условиях контроль указанных показателей прямым
методом весьма осложняется и практически может осуществляться лишь
при помощи косвенных методов. В период же механизированного
способа эксплуатации скважин определение добычи нефти из
каждого пласта и степень обводнения их возможно только косвенными
методами.
В Гипровостокнефти для контроля разработки многопластовых
объектов используются два косвенных метода. Эффективным может
быть электромоделирование процесса совместной разработки
пластов на сеточной модели УСМ, которая позволяет моделировать
одновременно разработку нескольких пластов. Отдельные пласты
можно набирать на сетках раздельно с учетом всех геологических
особенностей: мест слияния пластов, зон выклинивания и др. По
фактическому изменению давления в «опорных» скважинах и отбору
жидкости из залежей уточняются свойства внутренней зоны объекта
(каждого пласта) и внешней водонапорной системы, т. е.
устанавливается зональная неоднородность пластов. Затем при условиях
эксплуатации, соответствующих реальным, определяется динамика
отбора жидкости из объекта в целом и долевого участия отдельных
пластов в добыче нефти и нефтеотдаче, а при помощи карт изобар —
продвижение фронта обводнения.
Таким методом был проведен анализ совместной разработки
пластов СП, СШ, С1У6 второго объекта нижнего карбона Муханов-
ского месторождения, в результате чего была установлена весьма
важная особенность разработки объекта — очень слабая разработка
залежей в пластах СП и СШ и интенсивная разработка залежей
в пластах С1У — С1У6. Запасы нефти отдельных залежей
соответственно составляют 46. 24 и 9% от запасов нефти объекта в целом,
а текущая нефтеотдача на начало 1964 г. соответственно достигала
208

5,7; 13,1; 21 и 36%. Такое состояние разработки отдельных залежей
в объенте подтверждается исследованием скважин глубинными де-
битомерами (рис. VI.3), анализом обводнения продукции скважин
и текущей нефтеотдачи по промысловым данным.
Другим косвенным методом определения долевого участия
отдельных пластов в добыче нефти из объекта может служить способ
разделения дебита нефти во всех эксплуатационных скважинах,
основанный на различии удельного веса нефтей. Этот косвенный
приближенный способ, основанный на сравнении плотностей нефтей
из пластов и смеси их, пригоден лишь для двухпластовых объектов
и заключается в решении системы уравнений
<?0=<?1 + <?2, ^1-2)
где ф0 — суммарный дебит скважины с объекта в т/сутки; (^ —
дебит одного пласта в т/сутки; (?2 — дебит другого пласта в т/сутки;
рси — плотность смеси (добываемой нефти); рх — плотность нефти
одного пласта; р2 — то же другого.
Если дебит скважины определяется в ма/сутки, то вместо
уравнения (VI. 1) надо применять уравнение
^ + '^. = ^, (У1.3)
тогда дебит второго пласта
^ 1_
<2> = <>0±-^ илй <,2 = ^(^). (У1.4)
Р1 Рг
Определение дебитов отдельных пластов в многопластовом объекте
таким способом возможно путем разделения объекта на два и т. д.
Точность этого способа будет тем выше, чем больше разница в
плотностях нефтей этих пластов.
Таким методом при анализе разработки Б. Ф. Сазонов
и В. А. Шабанов разделяли добычу нефти по совместно
эксплуатируемым пластам ДП и ДШ девона Мухановского месторождения.
Было также установлено крайне неравномерное заводнение залежей.
Текущая нефтеотдача пласта ДШ была в 2,8 раза выше, чем
пласта ДП, тогда как запасы нефти в пласте ДП в 3,4 раза выше, чем
в пласте ДШ.
Результаты контроля за процессом разработки двух
многопластовых объектов Мухановского месторождения различными
методами были положены в основу радикальных методов регулирования.
Таким образом, при современном состоянии измерительных
средств и глубинной аппаратуры контроль за процессом совместной
209

разработки многопластовых объектов зависит от точности
определения изменения добычи нефти и воды из отдельных пластов на основе
комплекса различных исследований, требующего от специалиста-
технолога большого опыта в анализе разработки нефтяных
месторождений.
В будущем, только с появлением глубинных приборов, способных
с забоев эксплуатационных и нагнетательных скважин в течение
длительного периода непрерывно передавать информацию об
изменении поинтервального расхода нефти (газа) и воды, например, до
диспетчерского пункта, с которого по телетайпу она направлялась
бы в вычислительный центр, контроль за процессом совместной
разработки многопластовых объектов может стать полным и точным.
В вычислительном центре полученная информация будет
«запоминаться» и систематизироваться электронно-вычислительными
машинами. На основе обработки информации по отдельным
скважинам и залежам «центр» сможет периодически освещать
характеристику текущего состояния объекта в целом, отдельных пластов
в объекте и скважин, а также выдавать рекомендации по
регулированию режима эксплуатации скважин и разработки отдельных
залежей.
Можно надеяться, что разработка многопластовых
месторождений Западной Сибири и Мангышлака будет проводиться уже с таким
аффективным непрерывным контролем и регулированием.
ВЛИЯНИЕ ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ
Обычно даже смежные нефтяные залежи, принадлежащие к
одному этажу нефтеносности, обладают различными
физико-геологическими параметрами. Залежи отличаются по геометрическим
размерам (площади и мощности пластов), запасам нефти, характеру
неоднородности пластов, свойствам нефти и пр. Примером могут
служить все залежи в объектах совместной разработки Мухановского
месторождения. Очевидно, лишь в редких исключениях различные
залежи одного месторождения могут обладать идентичными физико-
геологическими условиями.
Чаще всего объект совместной разработки можно составить
только из залежей с различными свойствами. Поэтому уже при
обосновании мощности объектов совместной разработки на стадии
проектирования необходимо знать характер и степень влияния
различных физико-геологических факторов на показатели разработки
объекта для прогноза показателей и установления с самого начала
мероприятий по регулированию. К числу основных
физико-геологических и технологических факторов, определяющих показатели
совместной разработки пластов, относятся:
1) неоднородность (средние свойства) пластов;
2) размеры залежей;
210

3) свойства нефтей отдельных пластов;
4) темпы разработки отдельных залежей.
В Гипровостокнефти изучению влияния этих факторов на
показатели разработки многопластовых объектов внимание уделяется уже
давно [33, 32, 13, 12, 29, 34, 11] и результаты исследований
используются при проектировании и регулировании процесса совместной
эксплуатации объектов на месторождениях Куйбышевской области.
Приближенные аналитические исследования
При совместной разработке га неодинаковых по объему залежей
с различной гидропроводностью пластов коэффициент охвата
заводнением объекта, представляющий собой отношение суммарного
заводненного объема всех пластов к общему первоначальному нефте-
насыщенному объему объекта, определяется выражением
л
Ро.о = Л (^1-5)
2 г*
1
Содержание воды в продукции, добываемой из объекта без
поддержания давления или с поддержанием, на одном и том же контуре
одинакового давления при установившемся режиме фильтрации
выражается следующей формулой
« л
^^ ЛиЧгж» ^ /в»8»
/...=-4 =—п—. Ол.в)
1 1
где р0 0 и A0( - коэффициенты охвата заводнением объекта и 1-го
пласта; /, 0 и /в4 — содержание (доля) воды в продукции,
добываемой из объекта и из 1-го пласта; фя. — отбор жидкости из 1-го
пласта; V. и е< = —*—* объем и общая гидропроводность
И1»
1-го пласта; А,., Л. и ц. — соответственно средние проницаемость,
мощность и вязкость нефти для 1-го пласта.
Зависимость между содержанием (долей) воды в продукции
/в< и коэффициентом охвата заводнением р*0< отдельных
неоднородных пластов в объекте для условий галерейного отбора жидкости
можно приближенно определить следующим образом. Содержание
воды в продукции из 1-го пласта
и-=1пЬ- = Ни ' <У1-7>
ккУ-в
211

Заводненную мощность ки можно определить из соотношения
для коэффициента охвата
где Р01. — коэффициент охвата заводнением 1-го пласта; р",- и кв{ —
коэффициент охвата заводнением и проницаемость той части пласта,
по которой еще поступает в галерею нефть; р* и кз{ — коэффициент
охвата и мощность полностью заводненной части пласта; к —
проницаемость той части пласта, по которой произошел прорыв воды
в галерею; Ь — расстояние от начального контура нефтеносности
до эксплуатационной галереи; Ут = Н1 — общий
первоначальный объем залежи; Н — общая мощность пласта.
Из (VI.8) найдем
л„=л(Ро,—т-)=яР«- <У1-9)
Подставив в уравнение (VI.7) вместо Нм уравнение (VI.9),
получим зависимость содержания воды в продукции из г-го пласта от
коэффициента охвата заводнением:
Ро
Л* =7 ^ г—~, !^Г- (VI. 10)
(л--т-)+^A-^+-т-)
Из соотношения (VI. 10) видно, что из пласта будет поступать
безводная жидкость (/в = 0) до тех пор, пока коэффициент охвата
не достигнет
Ро*=^ = ^Ч (У1.11)
К «шах
где &ср< — средняя проницаемость пласта; кШЛ1 — максимальная
проницаемость слоя в пласте, по которому прорвалась вода.
Для расчета процесса заводнения пласта по зависимости ("У1.Ю)
необходимо знать функцию распределения проницаемости пласта,
по которой известным способом предварительно следует определить
значения Рой, ка{ и км в зависимости от к. Однако для оценки
степени влияния совместной разработки пластов на конечную
нефтеотдачу (когда величина кя1к мала по сравнению с р0) зависимость
А: •
(VI. 10) можно упростить, если подставить вместо р01. —¦ из
(VI.8) выражение
^= г~Ч • <У1-12)
Рг+т^-^-Р?)
"в» Ци
Тогда р*?, кК{ и ки можно определить по гистограмме
проницаемости пластов путем последовательного заводнения их от
максимальной проницаемости к минимальной.
212

Для более четкого установления влияния неоднородности
пластов, вязкости нефти и размеров залежей на показатели разработки
объекта изучался процесс совместной эксплуатации двух пластов
с различной асимметрией распределения проницаемости. Пласт I
с левым распределением проницаемости со средней проницаемостью
0,55 д, а пласт III с правым распределением проницаемости со
средней проницаемостью 1,3 д (рис. VI.4). Рассмотрено более 70
вариантов совместной разработки этих пластов при различных условиях.
у
Соотношение объемов залежей —^- принималось равным 0,25, 0,5;
1; 2 и 4. 1
Причем объемы залежей изменялись путем изменения мощности
пластов при равной площади и путем изменения площади залежей
при различных мощностях
пластов. Не рассматривая
методов технического
осуществления опережения
разработки пластов,
задавались соотношениями
ДРо1 = Ро1-РоШ
и (У1.13)
ДРоШ=РоШ-РоГ
Проницаемость, д
Рис. VI.*. Гистограммы A) и кривые распределения
проницаемости B).
Величины Д{501 и Л Рощ
принимались равными 0;
0,2; 0,4; 0,6.
Предполагалось, что заданная величина опережения
обводнения пластов сохранялась с начала и до конца разработки одного
из пластов, т. е. до полного заводнения одного из пластов разрыв
в опережении заводнения их не сокращался и не увеличивался.
После этого продолжалось заводнение оставшегося пласта.
Большие значения опережения обводнения пластов (Др = 0,4
и 0,6), конечно, на практике не всегда достигаются, если пласты
вступили в совместную разработку одновременно, но они были
приняты, чтобы виднее была тенденция в изменении показателей
совместной разработки объекта.
Вязкость нефти изменялась в широких пределах. Относительная
вязкость |х0 = -^2- была взята равной 1; 2; 5 и 10.
Состояние, когда доля воды в продукции, добываемой из объекта,
достигает 0,96, можно считать пределом экономической
целесообразности разработки. Поэтому значения коэффициента охвата
заводнением при этой обводненности продукции можно рассматривать
как конечные.
Так, например, при опережении разработки пласта I на Дро1 =
= 0,2 обводненность добываемой продукции из объекта достигает
/. = 0.8, при коэффициенте охвата заводнением объекта Р0 = 0,7
213

А
(рис. VI.5). А при таком же опережении разработки пласта III
аналогичная обводненность добываемой продукции наступит при
коэффициенте охвата заводнением объекта, лишь равном 0,61.
¦ Предельная обводненность продукции из объекта /в = 0,96
наступит в первом случае при коэффициенте охвата заводнением объекта
Р0 0 = 0,92, а во втором случае при коэффициенте охвата объекта
заводнением р0 о = 0,86.
Анализ графиков (рис. VI.6 и VI.?) позволяет отметить
следующее. При совместной эксплуатации неоднородных пластов
опережение разработки высокопроницаемого пласта обусловливает менее
благоприятные текущие и конечные показатели разработки объекта,
чем опережение разработки менее
проницаемого пласта, при прочих
равных условиях.
Если бы можно было на
протяжении всего процесса разработки
выдержать равное коростное
обводнение пластов, что соответствует
условиям их раздельной
разработки, то это обеспечило бы
показатели разработки объекта более
благоприятные, чем при
опережающем заводнении
высокопроницаемого пласта, но менее
благоприятные, чем при опережающем
заводнении менее проницаемого пласта.
Физически отмеченное
различное влияние опережения
разработки того или иного пласта на
показатели эксплуатации объекта
объясняется тем, что заводнение некоторой мощности (объема)
слабопроницаемого пласта обусловливает меньшее увеличение
содержания воды в продукции, добываемой из объекта, чем заводнение
такой же мощности высокопроницаемого пласта. Извлекаемые же
запасы нефти из одинаковых объемов различно проницаемых пластов
вследствие незначительной разницы в их пористости и
коэффициентах вытеснения нефти будут мало отличаться.
V
При любом соотношении объемов 1П залежей равных площадей
1 I
опережение разработки менее проницаемого пласта обеспечивает
более высокий коэффициент охвата для объекта. И только при
значительном превышении объема высокопроницаемого пласта по срав-
и
^
V",
Г*"
|— 1.0
«5
_^5*
0.1
О.ч
0.2 0.4
0,2 0
Опережение разработки
пласта Ш пласта I
Им
Рис. VI.5. Зависимость коэффициента
охвата заводнением объекта от различного
опережения разработки отдельных залежей,
одинаковых по объему (по площади и
мощности) .
нению с объемом менее проницаемого
(^Г>*)
конечные
коэффициенты охвата объекта заводнением мало отличаются независимо
от того, какой пласт разрабатывался с опережением, т. е. становится
допустимым опережение обводнения высокопроницаемого пласта.
214

Причем при равных
площадях залежей опережение
разработки менее проницаемого
пласта обеспечивает
наилучшие условия для конечного
охвата объекта заводнением
лишь до некоторого
соотношения объемов
высокопроницаемого и менее
проницаемого пластов.
у
При —тр- > 4 конечный
коэффициент охвата
становится меньше, чем при
III
отношения -
III
нии обводнения менее
проницаемого пласта
коэффициент охвата заводнением
объекта снижается, а при
опережении обводнения
высокопроницаемого пласта
повышается (рис. VI.7). Однако в
пределах отношения объемов
у
О 5^ —^ ^ 3 коэффициенты
1.0
«1
^ 0,9
та
*>-?
а03- ОД
^ 5
«)
5!
0,6
< 0.51
<1. Однако, когда объем
залежи в слабопроницаемом
пласте больше объема залежи
в высокопроницаемом У1 >>
. у
>^ш(-^1 <*)> Условия
для совместной разработки
также становятся менее
благоприятными. Поэтому
результаты совместной
разработки могут оказаться
удовлетворительными лишь при
сильном опережении
обводнения слабопроницаемого
пласта (рис. VI.6).
Когда объемы залежей
неодинаковы по площади
нефтеносности при равных
мощностях пластов, с ростом
Ут
при опереже-
/^
Л
5»**
*,=««
ь_ _ —
/
~~7—
2
Л
г
Относительный обьем пластов -тг-
Рис. VI.6. Зависимость коэффициента охвата
заводнением объекта от относительного объема
совмещаемых залежей при опережении их
разработки (залежи одинаковые по площади).
1 — при опережении разработки пласта I ДР01 =
= 0,2; 2 — при опережении разработки пласта
III Д0оШ = 0.2.
3
I
411
1
а-
I
ко
0,9
>
он
0,1
0,6
05
1
/
0,96 -
4,8
2
У--
1^
1
1?~
0 1 2 3 * 5
Относительный, овьем пласта! -Ка
Рис. VI.7. Зависимость коэффициента охвата
заводнением объекта от относительного объема
совмещенных залежей при опережении их
разработки (мощность пластов одинаковая).
1 — ири опережении разработки «ласта! дрот=
= 0,2; 2 — при опережении разработки пласта
III Дрош
= 0,2;
215

охвата при опережении обводнения менее проницаемого пласта
выше, чем при опережении обводнения высокопроницаемого
V
пласта. И только при соотношении объемов *п ;> 3 появляется
У1
целесообразность опережения разработки высокопроницаемого
пласта.
Различие вязкостей нефти в пластах также влияет на
показатели совместной разработки и обусловливает определенные условия
регулирования процесса эксплуатации. Например, при отношении
проницаемости пласта к вязкости нефти по высокопроницаемому
пласту большем, чем по менее проницаемому пласту, т. е. при
—21 ^ _Ц по-прежнему оказывается целесообразным опережение
заводнения залежи с менее проницаемым пластом. Лишь когда
—1-5* —^-1 т. е. при небольшом отличии пластов по проницаемости,
но при цш> цх целесообразным может оказаться опережение
разработки высокопроницаемого пласта.
На основе результатов исследований (см. рис. VI.6 и VI.7)
можно указать ориентировочное условие, при котором можно
считать допустимым и в известной мере целесообразным опережающее
обводнение высокопроницаемого пласта с большими запасами нефти.
Этим условием может являться неравенство,
1^>А.121м (У1.14)
т. е. отношение объема (запасов) более проницаемого пласта У6
к объему менее проницаемого пласта Ум должно быть больше, чем
отношение их проводимостей.
Рассмотренные результаты совместной разработки залежей
позволяют полагать, что целесообразность совмещения эксплуатации
может возникнуть даже при сильно отличающихся по свойствам
пластах и по объему залежах.
Лучшие показатели совместной разработки достигаются, когда
объем залежи со слабопроницаемым пластом значительно меньше
объема залежи с высокопроницаемым пластом. При совместной
разработке таких пластов нефтеотдача может даже повышаться.
Маленькая по запасам нефти залежь со слабопроницаемым пластом
способствует эксплуатации скважин до более высокой предельной
обводненности продукции из большей залежи с высокопроницаемым
пластом. А увеличение предельной обводненности продукции,
добываемой из большой залежи, может обеспечить рост суммарной добычи
нефти по ней, превышающий снижение нефтеотдачи залежи с малыми
запасами и менее проницаемым пластом при совместной разработке.
Если же после совместной разработки можно организовать
раздельную доразработку залежи со слабопроницаемым пластом, то
конечная нефтеотдача будет еще более повышена.
216

Исследования на ЭЦВМ
Изложенные результаты приближенных исследований не
охватывают достаточно широко сочетания различных условий и факторов,
чтобы можно было распространить их на все реальные варианты
совместной разработки.
С целью более полного изучения зависимости показателей
совместной разработки пластов от разных факторов нами было
поставлено исследование на электронной цифровой вычислительной
машине [И]. Исследование, которое проводилось х во ВНИИ и ЦСУ
на ЭЦВМ Минск-22, предусматривало решение огромного числа
(более 2 тыс.) вариантов задачи совместной разработки двух пластов
при различном сочетании физико-геологических свойств
(проницаемости пластов, их неоднородности, свойств нефти и воды, размеров
залежей и др.) и технологических факторов (перепадов давления и
опережения разработки того или иного пласта).
В табл. VI.2 указаны условия всех рассматриваемых вариантов
исследования. Задача была поставлена в следующем виде.
Два пласта (I и II) разрабатываются совместно с самого начала
или объединяются на различной стадии истощения одного из пластов.
Расчет процесса заводнения каждого пласта в отдельности
проводился по следующим формулам. Коэффициент охвата пласта
заводнением
*•_
Роя = *"(*..«)-*"(*.)+ -4^ Г Г7==Т> (V1-15)
+ Е г к,
ка ' *+У*
где Р (к) — интегральная функция распределения проницаемости
(использовались так называемые распределения Максвелла и Сат-
тарова); А;таж — максимальная проницаемость, равная 6кср при
распределении Саттарова и 4/сср при распределении Максвелла.
Содержание нефти в добываемой продукции
/. = о—1 • (VI-16)
1 Ц(к)йк
к}(к) ёк
Е
о
1Л + (!!=!!*.
' ка
1 Программирование и решение задачи на машине выполнены. А. Н. Таловой
под руководством В. Л. Данилова, В. В. Шуракова и М. М. Максимова.
217

Таблица У1.2
Условия совместной разработки двух пластов
Параметры
Коллекторские свойства пластов:
средняя проницаемость кс{ . . .
* » КП1 ¦••
степень неоднородности пласта —
распределение проницаемости
(С — распределение Саттарова;
М — распределение Максвелла):
пласт I
пласт II
Вязкость насыщающих пласты
жидкостей, спз:
нефти:
пласт I
пласт II
воды:
пласт I
пласт II
Отношение подвижностей вытесняемой
и вытесняющей жидкости е:
пласт I
пласт II
Размеры залежей, м:
мощность пластов:
пласт I
пласт II
расстояние между контуром питания
и эксплуатационной галереей:
пласт I
пласт II
Перепады давления между контуром
питания н эксплуатационной
галереей, ат:
пласт II
Степень выработки пласта к моменту
подсоединения для совместной
разработки:
охвх
в°т 1
Группы вариантов совместной разработки
3
1
1
С
м
1
0,5
1
1
1.665
3,33
10
40
1500
1500
23,2
34,8
0
0
0
0,1
4
1
0,5
С
С
1
2,5
1
1
1,665
0,668
10
20
1500
1200
23,2
46,4
0,1
0
0
0,2
5
1
0,2
С
С
1
10
1
1
1,665
0,166
10
5
1500
900
23,2
69,6
0,2
0
0
0,4
6
1
0,1
М
М
1,667
1,667
1
1
1,667
0,333
10
2,5
1500
500
23,2
7,5
0,4
0
0
0,6
7
—
.
1
1
10
1
0,6
0
_
218

х =
-кпЕ
Безразмерное количество отобранной жидкости
1 + Е
-1 Г кццм+Е Г кПк)ак
к_ о Г Ад
.+
+ -^Г1^(*;ш«)-^(А;.)]- (У1-17)
Для каждого момента времени I определялась проницаемость
пропластка, который полностью обводнялся в данный момент:
Х2т4 (Е +1)
где Ь — расстояние между нагнетательной и эксплуатационной
галереями; та4 = тзх]; т — пористость; л — нефтенасыщенность;
т] —коэффициент вытеснения; Е = —2- -р.; [1 и (гв соответственно
И'Н "в
вязкость нефти и воды; кв, кв соответственно фазовые
проницаемости для нефти и воды (при расчете принято, что /сн = 1, кя = 0,6);
Ар — перепад давления между нагнетательной и
эксплуатационными галереями.
Затем по формулам (VI.15), (VI.16) и (VI.17) определяли
коэффициент охвата пластов заводнением, содержание нефти в
добываемой продукции и относительное количество отобранной жидкости
для каждого пласта.
Показатели заводнения объекта в целом определялись по
следующим соотношениям.
где Р01В0 и т0 — соответственно коэффициент охвата заводнением
и относительное количество отобранной жидкости в целом по
объекту; Ротв х и р"ох]1 п — коэффициент охвата заводнением
пластов I и II; дя1 и <7ж11 — дебит жидкости пластов I п II; ()я:1П1
и (?ыаи—запасы нефти пластов I и II. Дебит жидкости в
рассматриваемый момент времени определялся по формуле
<7Я = *%. (У1.21)
где () = Ьк2ат^; к — мощность пласта; 2о — его ширина.
219

Следует отметить, что при решении правильнее было бы дж
определить по следующей формуле
Я*
Ак.
Щ(к)Лк — Е
Г к} (к) е1к I
1 /^ЭТ
(У1.22)
где
Арк2а
Однако это осреднение дебита по интервалам времени не
вносит большой погрешности и тем более не изменяет характера
зависимости. При ка^кт.лх выражения (VI.18), (VI.19) и (VI.20)
принимают следующий вид:
/к=1, (У1.23)
Ро
1 + Е Г к) (к) Ак
О " ка
(У1.24)
Принималось, что при обводненности 99% пласт выключается
из эксплуатации.
По результатам исследований было построено 68 графиков,
отображающих зависимость коэффициентов охвата заводнением и
содержания нефти в добываемой продукции от относительного
объема жидкости, отобранной из пластов и объектов и во времени.
На основе этих зависимостей составлены графики (рис. VI.8,
рис. VI.9, рис. VI.10) для следующих свойств и условий разработки
пластов в объекте (табл. VI.3).
Таблица VI.В
Характеристика пластов при совместной разработке
Пласт
I
II
I
II
I
II
к
1,0
0,2
1,0
0,5
1,0
1,0
к
шах
6,0
1,2
6,0
3,0
6,0
4,0
^н
1,0
0,5
1,0
0,5
1,0
0,5
Е
1,6
3,3
1,6
3,3
1,6
3,3
п
10
40
10
40
10
40
Ь
1500
1500
1500
1500
1500
1500
Др
23
34
23
24
23
34
*/»*«
1,0
0,4
1,0
1,0
1,0
2,0
При высокой степени неоднородности пласты отличаются лишь
по проводимости —. На рис. VI.8 показаны результаты, когда более
высокой проводимостью пласта обладает залежь с меньшими
запасами нефти (пласт I), а на рис. VI.9, когда проводимость пласта
у крупной залежи (пласт II) равна проводимости пласта у залежи
с небольшими запасами нефти.
220

г-Ы
Т'1.5
Г =1,0
Г- 0,7
Х-1,1
>Л
~~—-
__
~У*^
^~\
¦^
2*
4
\1
1
1
1
1
/
0
0,9-
0,1.
0,5
>.._
•^.^
¦—
1" — ~^_
1-1.5
г-о
1-Ы1
Х'0.7
Г-0,7
*м*
ол
0,2 0,1 0
0,1 0,2
ол
о.б л;,
Рис. У1.8. Зависимость коэффициента охвата заводнением 8 и продолжительности
рлзработки объекта I от степени опережения заводнения различных пластов.
к
-^-1, -11 = 0,4,
'II
I1!
«¦¦II
I и II — распределение Саттарова.
1 — время; 2 — коэффициент охвата.
т-гр
1*1.0
Т = 1,0
Т'1,5
Рис. VI.9. Зависимость коэффициента охвата заводнением 8 и продолжительности
разработки объекта I от степени опережения заводнения различных пластов.
-^ = 1, -5л =1, -^- = 4
^1 "II У1
I и II — распределение Саттарова.
1 — время; 2 — коэффициент охвата.

Сравнение показателей разработки этих двух объектов между
собой при идентичных технологических условиях, т. е. при
одинаковом опережении заводнения того или иного пласта показывает, что
при совместной разработке залежей с одинаковыми проводимостями
пластов обеспечиваются более благоприятные показатели, чем при
разработке объекта с различными проводимостями пластов. Это
положение можно считать очевидным. Однако не при любых условиях
можно достигнуть преимущества показателей объекта с одинаковыми
¦С-1,5
Г-1,1
Т-0.7
Т-1.5
Х-1,0
Т-Ц7
„ — —"
— —— — •
1
-»¦
0
М
0,!
— — -
^-
~~
— - Т-1.5
- Х-1Л
Х-0,11
Т-1,0
Т-Й.Т
ьИгЫ
4*
«2 0.1 О 0,1 0,Г
^' БЕЗ*
ЯЛ
0,6 А?!
Рис. VI.10. Зависимость коэффициента охвата заводнением 0 и продолжительности
разработки объекта I от степени опережения заводнения различных пластов.
А1 _, АИ
= 2,
-=4.
¦Ч '' 1*11 "' У
распределение Саттарова; II — распределение Максвелла.
1 — время; 2 — коэффициент охвата.
проводимостями пластов. Например, при опережении заводнения
пласта II с большими запасами нефти и малой проводимостью на 0,4—
0,6 в объекте с различными проводимостями показатели совместной
разработки (коэффициент охвата и продолжительность разработки)
на всех стадиях будут даже лучше, чем при любых условиях
разработки объекта с одинаковыми проводимостями пластов.
Если рассматривать каждый объект совместной разработки
в отдельности, то можно установить, при каких условиях будут
получены наиболее эффективные результаты. При разработке
объекта (рис. VI.8) с опережением заводнения залежи, имеющей
более высокую проводимость пласта и меньшие запасы нефти (пласт
I), ухудшаются показатели разработки объекта — коэффициент
охвата заводнением объекта на всех стадиях ниже, чем при
разработке их при равных темпах. Тогда как при опережении заводнения
222

залежи с большими запасами нефти и меньшей проводимостью
пласта (пласт II) вначале также ухудшаются показатели разработки
объекта по сравнению с разработкой их равными темпами, но при
дальнейшем опережении заводнения пласта II и коэффициент охвата
и продолжительность разработки объекта становятся эффективнее,
чем при разработке пластов с равными темпами. Аналогичная
картина наблюдается и при разработке объекта с равными проводимо-
стями пластов. При этих условиях лучшие показатели также
получаются при сильном опережении заводнения пласта II (на Др\, п >
^> 4), в котором более высокие запасы нефти.
Следует особо подчеркнуть, что, как это видно из табл. VI.3,
при сильном опережении заводнения залежи в объекте с меньшей
проводимостью пласта и большими запасами нефти (пласт II)
показатели совместной разработки пластов возможны более эффективные,
чем при раздельной разработке пластов, — одинаковые
коэффициент охвата заводнением и относительный объем добытой жидкости
достигаются при сокращении продолжительности разработки
объекта в 1,5—2 раза. Но если нет возможности сильно опередить
заводнение пласта II, допустимо некоторое небольшое опережение
заводнения пласта I с большей проводимостью.
Если пласт II более однороден, чем пласт I, необходимо
стремиться к опережению заводнения залежи с меньшей проводимостью,
так как при опережении заводнения пласта II с большей
проводимостью продолжительность разработки объекта значительно больше,
чем при любых других условиях и даже при раздельной разработке
пластов (рис. VI. 10).
Эти результаты подтверждают данные предыдущих
аналитических исследований влияния различных физико-геологических и
технологических факторов на показатели совместной разработки
пластов при более упрощенном выражении неоднородности пластов
[33], но ввиду того, что рассмотренные варианты совместной
разработки пластов по данным ЭЦВМ отличаются одновременно по
нескольким параметрам, характер влияния каждого из них на
показатели объекта получился менее выразительным, чем в [33].
Таким образом, результаты проведенных исследований позволяют
намечать подход и формулировать требования к регулированию
совместной разработки неоднородных пластов.
В нефтепромысловой практике в настоящее время в основу
регулирования разработки многопластовых объектов положены
следующие принципы: 1) опережающее заводнение нижних пластов
с последующей их изоляцией и 2) равноскоростное, одновременное
заводнение пластов на протяжении всего периода разработки.
Изложенные результаты исследований дают основание считать
оба эти принципа необоснованными, поскольку не учитываются
различие неоднородности пластов, свойства нефти, размеры залежей и
другие факторы.
При разработке многопластовых объектов необходимо
предусматривать опережающее заводнение залежей с меньшей проводимостью
223

пластов или залежей с наиболее высокими запасами нефти. Если
проводимость пластов в объекте отличается не более чем в 2—3 раза,
то при помощи современных технических средств и технологических
методов разработки (раздельное дифференцированное заводнение,
разрезание залежей на блоки и др.) достигнуть опережающего
заводнения залежей с меньшей проводимостью пластов вполне возможно,
конечно, если меры по регулированию темпа разработки отдельных
залежей будут предприняты с самого начала совместной разработки.
При выполнении этого условия регулирования, как показали
исследования, показатели совместной разработки пластов будут
даже лучше, более благоприятные, чем при раздельной разработке
пластов, составляющих объект.
При многократном отличии проводимостей пластов в объекте
опережающее заводнение менее проницаемых пластов может
оказаться недостижимым, но всегда будет целесообразной максимально
возможная интенсификация их разработки. Необходимо допустить
опережающее заводнение того из высокопроницаемых пластов
в объекте, у которого наибольшие запасы нефти. Так как
интенсификация разработки той или иной залежи в объекте требует
капитальных затрат, целесообразность применения этого метода
регулирования должна обосновываться экономическим анализом
различных вариантов совместной разработки.
Результаты рассмотренных здесь исследований были положены
в основу регулирования двух многопластовых объектов Муханов-
ского месторождения, разработка которых уже осуществлена и
получен большой народнохозяйственный эффект.
СРЕДСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ
И ИХ ВОЗМОЖНОСТИ
В условиях нерегулируемой совместной разработки различных
по размеру залежей в объекте с неоднородными свойствами пластов
заводнение каждой из них происходит разными темпами.
Продолжать разработку объекта при неизменных, естественных темпах
истощения отдельных залежей нецелесообразно по следующим
причинам.
1. Разработка отдельных пластов (особенно с большими
запасами нефти) низкими темпами равноценна консервации их, что
неэффективно, ибо открытые природные ресурсы не приносят
должной пользы.
2. Резкое отставание выработки менее проницаемых пластов
в объекте (особенно больших размеров) будет обусловливать резкое
удлинение общего срока разработки объекта за счет периода
раздельной доразработки отстающих пластов.
3. Поочередная выработка и отключение пластов обусловливают
сокращение продуктивности (дебита) скважин и снижение предельно
целесообразной обводненности добываемой продукции, а
следовательно, и нефтеотдачи.
224

Все эти последствия нерегулируемой совместной разработки
не только нежелательны, но и недопустимы. Поэтому при
совместной разработке неоднородных пластов в соответствии с
рекомендуемым принципом регулирования возникает необходимость в
изменении темпа, а главным образом в интенсификации разработки
отдельных менее продуктивных пластов в объекте и пластов с
наибольшими запасами нефти.
В качестве средств интенсификации разработки отдельных
пластов в объекте используются различные мероприятия.
1. Повышение степени гидродинамического совершенства
вскрытия этих пластов в скважинах (дополнительная перфорация,
торпедирование, гидроразрыв, обработка растворами и пр.).
2. Увеличение количества эксплуатационных и нагнетательных
скважин в существующих рядах, т. е. уплотнение сетки скважин.
3. Приближение эксплуатационных скважин к линии
нагнетания или нагнетательных скважин к линии отбора жидкости без
изменения схемы питания залежей.
/4. Повышение давления на линии нагнетания или увеличение
перепадов давления между контуром питания и зоной отбора.
5. Организация дополнительных линий питания залежей —
разрезание крупных залежей дополнительными рядами нагнетательных
скважин на блоки, т. е. изменение схемы (условий) питания залежей.
Эти мероприятия по регулированию совместной разработки
требуют различных капитальных затрат и обладают различными
возможностями повышения темпа разработки менее продуктивных
пластов в объекте. /*
1. Наименьшие затраты потребуются для повышения степени
гидродинамического совершенства скважин, исключая гидроразрыв
пласта. Общие затраты на неоднократный разрыв пласта в каждой
скважине могут быть сопоставимы с затратами на ее бурение [19].
Однако любой способ повышения гидродинамического совершенства
скважин обладает весьма ограниченной возможностью повышения
их дебитов, а следовательно, и темпа отбора жидкости из пластов.
Это известно из основ подземной гидравлики [22, 26]. Если радиус
скважины в пределах однородного, не трещиноватого пласта
увеличить в 10 раз, например с обычного 0,3 м до 3 м, то при прочих
неизменных условиях дебит скважины возрастет лишь на 30%.
А так как все мероприятия по повышению степени
гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация,
торпедирование, гидроразрыв и пр.) менее радикальные средства, то
рассчитывать на увеличение дебитов скважин от их применения в
нормальных условиях более чем на 10—15% нет оснований. Поэтому данные
мероприятия не могут служить действенным средством
регулирования совместной разработки, но использовать их в порядке
дополнительного средства будет целесообразно.
2. Повышать темп разработки менее проницаемых пластов за
счет уплотнения сетки эксплуатационных или нагнетательных
скважин также нерадикально. Из теории взаимодействия скважин
225

[38, 26, 22] следует, что в условиях зонально однородного пласта
увеличение числа скважин (уплотнение сетки) при достаточно
большом их количестве обусловливает при прочих одинаковых условиях
несущественное увеличение отбора жидкости из пласта. Например,
при увеличении числа гидродинамически несовершенных скважин
вдвое (с 12 до 24) отбор жидкости повысится лишь на 12—15%, а при
увеличении с 25 до 50 скважин — всего на 6—8% [26]. Если же
скважины гидродинамически совершенны, а их можно считать
такими при эффективной кумулятивной перфорации, то повышение
отбора жидкости из пласта с увеличением числа скважин будет еще
меньшим. Следовательно, это весьма капиталоемкое мероприятие
не может быть активным средством регулирования совместной
разработки неоднородных пластов.
3. Рассмотрим возможности повышения темпа разработки менее
продуктивных пластов в объекте за счет приближения по ним
нагнетательных скважин к эксплуатационным. Отношение отборов
жидкости из пласта, эксплуатируемого тремя линейными рядами скважин,
при различном удалении нагнетательного ряда от первого
эксплуатационного и при всех прочих одинаковых условиях можно
представить в виде
1,1.1
(?' -^1+а1 ^2 + Д2 ^3 + а3 /\7Т 9^\
0"~ 11. ' {\1.Л>)
^1 + °! 1ц + а2 ~*~ Ь3 + а3
где (? — отбор жидкости из пласта при начальном удалении контура
питания от зоны отбора; ()' — отбор жидкости из пласта после
приближения контура питания к зоне отбора; Ьх, Ь2, Ь3 —
первоначальное удаление контура питания до первого, второго и третьего
рядов эксплуатационных скважин соответственно; аи а2, а3 —
внутренние сопротивления скважин первого, второго и третьего рядов;
Ь[, Ь[, Ь'3 — удаление контура питания от соответствующих рядов
после его приближения к зоне отбора.
Этот способ регулирования совместной разработки обладает
большими возможностями. Например, при Ь1 = 1000 м, Ь2 =
1500 м, Ь3 = 2000 м, уменьшив расстояние от первого
эксплуатационного ряда до нагнетательного ряда вдвое {Ь[ = 500 м), отбор
жидкости из пласта можно увеличить на 30—40%. Если первоначально
какая-либо залежь в объекте разрабатывалась при естественном
режиме питания (Ь1^> 10 км), то размещение нагнетательного ряда
скважин на расстоянии Ь'х = 1000 м позволит увеличить отбор даже
в 2—3 раза. Как видно, путем приближения контура питания к зоне
отбора жидкости можно довольно действенно регулировать темп
разработки менее продуктивных пластов.
4. Повышение давления на линии нагнетания менее
продуктивных пластов при раздельном заводнении залежей объекта и вообще
220

повышение перепада давления между контуром питания и зоной
отбора для интенсификации их разработки может быть весьма
эффективным, особенно при внутриконтурном заводнении и небольшой
глубине залегания пластов. Этот способ интенсификации разработки
пластов предложен и обоснован во многих работах [20, 21, 15] и
рекомендован ВНИИ для осуществления на Миннибаевской площади
Ромашкинского месторождения. При этом методе регулирования
увеличение отбора жидкости из слабопродуктивных пластов будет
пропорциональным увеличению общего перепада давления между
контуром питания и зоной отбора и, как показывает опыт, может
даже превышать рост перепада давления.
Однако этот способ регулирования будет целесообразен до
обводнения скважин, вернее до выравнивания степени истощения менее
продуктивных и более продуктивных пластов, затем лучше всего
уменьшить перепады давления с тем, чтобы сократить расход воды
по менее проницаемым пластам.
5. Наибольшими возможностями повышения темпа разработки
слабопродуктивных пластов в объекте совместной разработки
обладает метод «разрезания» больших залежей на блоки. Как
показывают расчеты, электромоделирование и опыт регулирования
разработки объекта ДП -{- ДШ Мухановского месторождения
разрезание залежей на блоки может способствовать увеличению отбора
жидкости с единицы площади залежи в 1,5—1,7 раза при сохранении
всех прочих условий одинаковыми.
Таким образом, своевременным применением комплекса
мероприятий по регулированию совместной разработки —
дифференцированным, раздельным заводнением залежей в объекте, разрезанием
их на блоки и повышением давления на линиях разрезания —
реально можно обеспечить сильную интенсификацию и даже опережение
заводнения менее продуктивных пластов и залежей с наибольшими
запасами нефти.
ОПЫТ РАЗРАБОТКИ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА
ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ
Совместная разработка нескольких смежных пластов единой
сеткой скважин осуществляется на многих месторождениях
Куйбышевской области, Татарии, Башкирии и других районов. Но наиболее
интересным и показательным опытом располагает Мухановское
месторождение. На этом месторождении совместно разрабатываются
объект, состоящий из пластов ДН и ДШ девонского горизонта,
и объект, состоящий из пластов СП, СШ, С1Уа и С1У6 нижнего
карбона. На объектах уже осуществлена радикальная система
регулирования и получены показательные результаты. Поэтому опыт
разработки и регулирования процесса эксплуатации
многопластовых объектов Мухановского месторождения можно использовать
на других месторождениях и мы рассмотрим его подробнее.
22 7

Объект ДН+ДШ девонского горизонта
Залежи объекта мало отличаются по проницаемости и
проводимости пластов, но сильно различны по запасам нефти (табл. VI.4).
Таблица VI.4
Геолого-эксплуатационная характеристика объекта
ДП + ДШ Мухановского месторождения
Параметры
Залежь пласта
ДП
ДШ
Дата ввода в разработку
Коллектор
Абсолютная отметка подошвы залежи, м
Эффективная мощность (средняя), м
Пористость, % .
Проницаемость, мд
Коэффициент расчлененности
Коэффициент песчанистости
Вязкость нефти в пластовых
условиях, агз
Вязкость воды, спз
Плотность нефти, г/с.цЯ
Плотность пластовой воды, г/см3 . . .
Коэффициент иефтенасыщенности . . .
Этаж нефтеносности, м
Запасы нефти в долях от запасов
объекта
Принятый коэффициент нефтеотдачи
Начальное пластовое давление, ат . .
Давление насыщения, ат
Газовый фактор, м^/т
Размещение эксплуатационных скважин
по состоянию на 1962 г
Число эксплуатационных скважин . .
Схема искусственного заводнения по
состоянию на 1962 г
Число нагнетательных скважин ....
1956 г. 1956 г.
Песчаник
2790
17
17
140
3,2
0,52
0,96
0,8
0,84
1,19
0,9
80
0,76
0,6
332
120
120
3 ряда
73
Законтурное
23
2836
20
16
180
2,4
0,74
0,65
0,8
0.82
1,19
0,9
41
0,22
0,6
332
139
162
1 ряд
40
Совместное
23
Независимо от того, что объем закачиваемой воды в объект превышал
отбор жидкости на 5—6 тыс. мя/сутки, пластовое давление в
залежах продолжало снижаться и достигало в конце 1961 г.
минимальной величины 190—194 ат (рис. VI.11). В центральной части залежи
(скв. 322, 323 и др.) пластовое давление снижалось до 170—180 ат,
228

300- Шг ВООг 2* г 12000
275
250
225
200
-/75
75
-Щ50
/5//
/00
75
50
25
Рис, VI.И. График
эксплуатации пластов
девона Мухановского
месторождения.
1— среднесуточная до.
быча нефти; 2 —
среднесуточная добыча
жидкости; 3 — нарастающая
добыча нефти; 4 —
обводненность; 5 —
среднесуточная закачка воды во
внутриконтурные
нагнетательные скважины;
в — среднесуточная
закачка воды в
законтурные нагнетательные
скважины; 7 — пластовое
давление; 8 —
среднесуточная добыча нефти на
одну скважину; 9 — фонд
эксплуатационных
скважин.

тогда как на линии
нагнетания, удаленной от этой
зоны всего на 1,5—1,6 км
и не экранированной рядами
скважин, пластовое давление
поднималось до начального
(рис. VI.12). В связи со
снижением пластового давления
в залежах условия
эксплуатации скважин постоянно
ухудшались, прекращалось
фонтанирование их, а
механизированным способом из-за
большого газового фактора
дебит обеспечивался в 3 —
5 раз меньше, чем при
фонтанном способе
эксплуатации. Вследствие этого
наметилась четкая тенденция
снижения среднего дебита нефти
на одну скважину и отбора
нефти из объекта. Если
в 1960 г. средний дебит
одной скважины составлял
200 т/сутки, то к 1962 г. он
снизился до 150 т/сутки.
Уровень добычи нефти из
объекта по прогнозу к концу
1964 г. снизился бы не менее
чем на 3—4 тыс. т/сутки по
сравнению с суточной
добычей нефти в 1961 г. Такое
резкое снижение уровня
добычи нефти из объекта
при существующей текущей
нефтеотдаче нельзя было
считать удовлетворительным.
Улучшить же состояние
разработки объекта за счет
интенсификации
законтурного заводнения было явно
невозможно. Согласно
расчетам лишь 36—40% объема
закачиваемой воды
поступало в залежь,
остальная вода уходила за контур.
На начало 1962 г. нефтеотдача пласта Д1П была почти в 3 раза
выше нефтеотдачи пласта ДП, тогда как запасы нефти в пласте ДП
230

в 3,4 раза больше, чем в пласте ДШ. Такое соотношение темпов;
разработки залежей в объекте не соответствовало ни текущим, ни
конечным требованиям. После прорыва воды в скважины по пласту
ДШ и простоя их обводненность продукции резко возрастала до
70—80%, а продуктивность по нефти снизилась, вследствие
поглощения воды пластом ДП и ухудшения свойств призабойных зон.
Столь низкий темп разработки пласта ДП означал почти
консервацию залежи, в которой сосредоточены основные запасы нефти.
В этих условиях на основе изложенных выше исследований было-
признано необходимым сильно интенсифицировать разработку
залежи в пласте ДП наиболее активным методом — разрезанием
залежи на блоки. Предлагалось разрезать залежь на блоки пятью
линиями примерно одинаковой ширины (рис. VI.12). Во всех линиях
в качестве нагнетательных вначале намечалось использовать 17
имеющихся эксплуатационных скважин и 9 нагнетательных скважин
из системы законтурного заводнения. Оформление линий
разрезания было начато с 1962 г. К концу 1964 г. под нагнетание воды
было освоено 16 скважин. Объем закачиваемой воды в разрезающие
ряды превышал 11 тыс. м31'сутки. Средняя приемистость
нагнетательных скважин разрезающих рядов 750—800 м3/сутки. По
состоянию на август 1964 г. в залежь пласта ДП через разрезающие ряды
скважин закачано 5 млн. м3 воды. Одновременно с увеличением
объема закачки в скважины разрезающих рядов объем нагнетаемой
воды в законтурные скважины уменьшался и к концу 1964 г.
снизился на 6—7 тыс. м3/сутки по сравнению с 1961 г. Всего в
законтурные екважины закачано около 30 млн. м3 воды.
В настоящее время, когда уже суммарная закачка в разрезающие
ряды достигла значительной величины, появилась возможность
оценить эффективность этого мероприятия. Эффективность
выражается прежде всего в повышении пластового давления в залежах.
Среднее давление по объекту за период с 1962 г. до конца 1964 г.
повысилось более чем на 30 ат — со 194 до 224 ат (рис. VI. 12).
В районе разрезающих рядов пластовое давление еще выше. С
повышением давления в объекте существенно улучшились условия
эксплуатации и дебиты скважин. В качестве примера можно привести
скв. 302, 303, 340, 376, 378 и другие, которые расположены от
разрезающих рядов на 800—1500 м. Через 1—3 месяца после начала
закачки воды в скважинах разрезающих рядов были отмечены
повышение давления на 10—14 ат и одновременный рост дебитов
нефти в 2—3 раза, достигавший 150—200 т/сутки. В последующий
период наблюдалась стабилизация добычи нефти и продолжение
роста давления.
Вследствие улучшения условий эксплуатации и повышения
дебитов скважин увеличилась и добыча нефти из объекта. За трехлетний
период внутриконтурного дополнительного заводнения добыча
нефти не только сохранилась на исходном уровне, но даже
превышала его на 500—800 т/сутки. Дополнительная добыча нефти из
объекта ДП -}- ДШ за счет регулирования составляет более
231

2,1—3,0 млн. т, а реализация этой нефти дала доход порядка 5—
7 млн. руб. За весь период разработки объекта эффективность
организованной системы регулирования будет еще значительней и выразится
в резком сокращении продолжительности разработки и повышении
нефтеотдачи объекта. К 1970 г. суммарная добыча нефти из объекта
будет на 15% больше, чем без мероприятий по регулированию
совместной разработки. Средняя себестоимость добычи 1 т нефти за
период снизится на 11%. Все эти показатели дают основание
•считать систему регулирования разработки объекта ДП -+- ДШ
как высокоэффективную, отвечающую текущим и конечным задачам
разработки.
Объект СИ+СШ+С1Уа+С1Уб нижнего
карбона
Краткая геолого-эксплуатационная характеристика объекта
приведена в табл. VI.5. Залежи объекта сильно отличаются и по
проводимости пластов и по запасам нефти (табл. VI.5). Наибольшая по
запасам нефти залежь в пласте СИ D3% от запасов объекта)
облазь
дает наименьшей проводимостью — = 100 мд/спз, а наименьшая по
запасам залежь в пласте СГУб (9% от запасов объекта) — самой
высокой проводимостью — = 400 мд/спз. Другие залежи занимают
И1
промежуточное положение и по запасам и по проводимости. Залежи
в объекте отличаются и по условиям залегания нефти — в пластах
СП и СШ являются пластовыми, а в пластах СГУа и С1У6 — почти
полностью подстилаются водой.
Законтурное заводнение объекта начато в 1957 г. Первоначально
заводнение залежей в объекте предполагалось через одну систему
нагнетательных скважин раздельно в каждый пласт [1]. Так,
сначала проводилась закачка воды с разделением пакерами пластов
СП и СШ от СГУа и СГУб. Но уже в 1958 г. было установлено, что
в пласт С1У вода поступает лишь в нижнюю часть его — в пласт
С1У6, а большая часть закачиваемой в пласты СИ и СШ воды
прорывается в вышележащий пласт С1а. Поэтому объект был разделен
на две пачки: СП + СШ и СГУа + СГУб, в которые воду
закачивали раздельно через самостоятельные законтурные скважины.
Но и таким образом не удалось обеспечить эффективное заводнение
всех пластов объекта. В каждой пачке вода поглощалась одним
каким-либо пластом. Основной объем закачиваемой воды поступал
в пласты СШ и СГУб. И только в 1961 г. было осуществлено
раздельное заводнение всех залежей. После этого состояние разработки
отдельных залежей в объекте несколько улучшилось, но темп
разработки основных залежей в пластах СИ и СШ, запасы нефти в
которых составляют 70% от запасов объекта, остается очень низким.
Можно счптать, что самая крупная залежг. в пласте СП была
232

Таблица
Геолого-эксплуатационная характеристика второго
объекта нижнего ^карбона Мухановского месторождения
У1.5
Параметры
Пласты объекта
СП
сш
С1Уа
Дата ввода в разработку
Коллектор
Абсолютная отметка подошвы залежи, м
Запасы в водо-нефтяной зоне, % от
общих запасов .
Эффективная мощность (средняя), м
Пористость, %
Проницаемость по керну, мд
Коэффициент расчлененности
Коэффициент песчанистости
Вязкость нефти в пластовых
условиях, спз
Вязкость воды, спз
Отношение вязкостен
Плотность, г/см3:
нефти
пластовой воды
Коэффициент нефтенасыщенности . . .
Этаж нефтеносности, м
Запасы нефти, % от запасов объекта
Принятый коэффициент нефтеотдачи
Начальное пластовое давление, ат . .
Давление насыщения, ат
Газовый фактор, м3/т
Размещение эксплуатационных скважин
по состоянию на 1964 г
Число эксплуатационных скважин . .
Схема искусственного заводнения по
состоянию на 1964 г
Начало заводнения
Число нагнетательных скважин ....
Закачка воды, лФ/сутки,
Отношение объема закачки к отбору
жидкости ,
Обводненность добываемой
продукции, %
Накопленная добыча нефти, % от
суммарной добычи с объекта
1954 г.
2130
13
7,5
18,8
340
1,9
0,7
3,45
1
3,5
0,860
1,17
0,89
96
43,3
0,6
249
63
43
1954 г. 1954 г.
Песчаник
2130
12
6,5
19,2
350
1,6
0,62
3,5
1
3,5
0,863
1,17
0,89
83
25,7
0,6
249
63
49
2130
63
13,4
19,1
570
1,7
0,8
2,5
1
2,5
0,856
1,17
0,9
58
21,8
0,62
249
73,8
67
3 ряда вдоль большой оси
9,2 I 78 I 44 I И
Законтурное, раздельное на каждый
пласт
1961 г.
13
3400
2,5
3
18
1957 г.
12
3700
2,2
10
24
1959 г.
8
2900
1,4
35
34
195
3
1600
1,1
45
24
233-

весь этот период практически законсервирована. Текущий уровень
добычи нефти из нее, как видно из табл. VI.5, остается самым
низким из всех залежей в объекте, хотя фонд эксплуатационных
•скважин на пласт СП выше, чем на пласт С1П, в 1,2 раза, выше,
чем на пласт СГУа, в 2Г1 раза и выше, чем на пласт СГУб, в 3,4 раза.
Нагнетательных скважин на пласт СП также больше, чем на
любой другой пласт. Объем нагнетаемой воды в пласт СИ в 2,5 раза
выше отбора жидкости в пластовых условиях.
Все эти показатели свидетельствуют о крайне
неудовлетворительном состоянии разработки залежи пласта СИ и о невозможности
улучшить его при законтурном заводнении *. Состояние разработки
залежи пласта СН1, второй по запасам нефти в объекте, несколько
лучше, чем пласта СИ, но также не может быть признано
удовлетворительным. Текущая нефтеотдача этой залежи в 1,7 раза ниже
нефтеотдачи пласта СГУа, и в 2,8 раза ниже нефтеотдачи пласта
СГУб. Текущий уровень добычи нефти из пласта С1Н не
соответствует запасам и состоянию разработки залежи. Объем
закачиваемой воды в законтурные скважины пласта СПI превышает отбор
жидкости в пластовых условиях в 2 раза, и существенно повысить
темп разработки этой залежи за счет законтурного заводнения
также невозможно. И только текущие показатели разработки
пластов С1Уа и СГУб значительно выше средних по объекту.
Законтурное заводнение для них не только достаточно, но даже
излишне.
Вследствие весьма низкого темпа разработки основных залежей
достигнут незначительный максимальный темп разработки объекта.
-Это очень низкий темп разработки, почти в два раза ниже
среднего темпа для месторождений области. Но и этот низкий темп
разработки объекта невозможно сохранить. Вследствие обводнения
наиболее продуктивных пластов СГУб и СГУа наметилось резкое
снижение уровня добычи нефти (рис. VI.13).
В этих условиях разработки многопластового объекта возникает
вопрос о принципе регулирования. Если рассмотренные результаты
разработки второго объекта нижнего карбона Мухановского
месторождения расценивать, исходя из практикуемого принципа
регулирования, т. е. стремления к опережающему обводнению нлаетов
•снизу вверх, то их можно было бы признать вполне
удовлетворительными. Два нижних пласта сильно опередили разработку верхних
пластов СИ и СШ и, казалось бы, вполне можно регулировать
процесс совместной разработки в соответствии с указанным принципом,
т. е. отключать (заливать) нижние пласты. Тем самым снизится
•обводненность добываемой продукции.
1 Неэффективность законтурного заводнения залежи в пласте СИ,
возможно, обусловлена ухудшением свойств пласта и нефти у контура
нефтеносности, на что указывалось в [9], сильным удалением нагнетательных скважин
от эксплуатационных и утечками воды в пласт С1а.
-234

Но это был бы пассивный и заведомо неэффективный метод
регулирования. Более всего обводнена продукция из пласта СГУб (свыше
45%) и из пласта СГУа (свыше 30%). Отключать же (заливать) эти
Рис, VI.13. Динамика показателей разработки II объекта Мухановского месторождения.
1 — обводненность; 2 — число скважин; 3 — среднесуточная добыча жидкости; 4 —
среднесуточная закачка; 5 — среднесуточная добыча нефти; в — добыча нефти; 7 — закачка воды.
пласты во всех скважинах в настоящее время нельзя, так как иг
нефтеотдача еще очень низка. Целесообразность выключения пластов
СГУа и СГУб из объекта совместной разработки изучалась
специально, исходя из получения народнохозяйственного эффекта от
реализации нефти, добываемой из этих пластов [11]. Были
рассчитаны зависимости накопленной добычи нефти из пластов
235-

от суммарных отборов воды (рис. VI.14), которые
соответствуют конкретным значениям текущей обводненности добываемой
продукции. На] ^основе этой зависимости была определена
динамика эксплуатационных
расходов на извлечение
обводненной продукции и дохода от
реализации добываемой нефти
(рис. VI.15). Вполне очевидно,
что пока доход от реализации
добываемой нефти будет выше
эксплуатационных расходов,
выключение обводненных
пластов С1Уа и С1У6 из объекта
будет менее эффективным.
И только по достижении
обводненности добываемой
продукции из пластов на 94%,
которая согласно расчетам
наступит по пласту СГУб лишь
60%
О 0,5 1,0 1,5 2,0
Сокращение добыча нефти, млнл
Рис. VI.14. Соотношение между сокращением
в суммарном отборе нефти из II объекта и
¦сокращением добычи попутной воды в
зависимости от степени обводнения продукции
пластов С1У6 и С1Уа к моменту их консервации.
ч.о
V»
5
6
е
5 500
-о
| иоо
3
| 200
е
-1 1.0
Е
О*
1-1
г>-2,0
а!
-"',5
Е
¦а
<*.
Сэ
С)
»
¦Ч?.0
с*.
<ъ
С)
а 1,0
.Е

2
/
3
-
-._
1
\
1
ч
<
\
У
1
1
1
У Г
^ 1
1
X
1
У
У
4
'
ч:
—'Г
5
7
**,
-Г 1
ч
. \
Ч
ШШ11Ш1
СЛ С*1 СЛ СУ)
III
§111
Рис. VI.15. Результаты экономического анализа эффективности консервации
обводненных пластов С1У6 и С1Уа Мухановского месторождения.
1 — добыча нефти; 2 — эксплуатационные расходы на добычу нефти; з —
себестоимость добычи 1 т нефти; 4, 4'— экономия за счет реализации нефти
пластов С1У6 и С1Уа; 6, 6' — экономия эксплуатационных расходов прп
консервации пластов СГУб и СГУа.
через 20 лет, а по пласту СГУа через 35 лет, возникает
целесообразность выключения этих пластов из объекта. В настоящее время
такой обводненности продукции из пластов СГУб и СГУа не
достигнуто ни в одной скважине.
236

33, ЕГ>СЕ]Д ЕХ]"ГП^Са15Г^17 Г^Па ГЖПз |^>о|^»[^/г[^и[^№[^№[^^|^>7[^;>РП^
Рис. VI.1в. Карта разработки и система регулирования пластов СИ, СШ, С1Уа и С1У6 нижнего карбона.
Скважины эксплуатационные соответственно на пласты: 1 — СИ; г — СИ + СШ; 3 — СИ + СШ + СГУа; 4 —
СП + СШ + С1Уа + СГУб; 5 — СИ + СИГ+ С1Уб; 6 — скважины в простое; 7 — скважины контрольные
и пьезометрические на пласты С1У6, СП; « — скважины нагнетательные (обозначения аналогичны
эксплуатационным) СГУа, СШ; 9 — скважины эксплуатационные дополнительные на пласты СП + СШ; 10 — скважины
нагнетательные дополнительные на пласт СП; 11 — то же на пласт СШ; 12 — контур нефтеносности внешний пласта
СП; 13 — то же внутренний пласта СП; 14 — то же внешний пласта СШ; 15 — то же внутренний пласта СШ;
16 — то же внешний пласта С1Уа; 17 — то же внутренний пласта СГУа; 18 — то же внешний пласта С1У6; 19 —
граница замещения пласта.

Как показывает экономический анализ, принцип регулирования
совместной разработки, предусматривающий опережение заводнения
залежей снизу вверх, приводит к пассивной разработке. Если в
течение 20 лет не целесообразно выключать нижний пласт из
эксплуатации, то, соблюдая этот принцип, не требуется никаких конкретных
мероприятий по регулированию разработки многопластового
объекта.
При сохранении установившихся темпов разработки отдельных
пластов и последовательном отключении их при целесообразной
обводненности период разработки объекта согласно расчетам
растягивается еще на 85—90 лет. Кроме того, при последовательном
выключении пластов из объекта за счет сокращения мощности его
в эксплуатационных скважинах, как отмечалось, будут ухудшаться
условия для достижения высокой нефтеотдачи каждого пласта и
объекта в целом.
Таким образом, состояние разработки отдельных залежей в
объекте и темпы добычи нефти из них не соответствуют ни текущим
задачам роста уровня добычи нефти, ни конечным требованиям
разработки многопластовых объектов. Поэтому в работе [11] в основу
регулирования разработки второго объекта Мухановского
месторождения был положен принцип максимальной интенсификации
залежей с наибольшими запасами нефти и менее продуктивными
пластами. В этой работе нами была обоснована система регулирования
разработки объекта, предусматривающая наиболее активное,
дополнительное внутриконтурное, раздельное заводнение залежей в
пластах СП и СП1 путем «разрезания» их рядами нагнетательных
скважин на блоки (рис. VI. 16).
Положение «разрезающих» рядов нагнетательных скважин
выбрано с учетом уже осуществленной системы регулирования разработки
объекта в девоне ДП + ДП1 — «разрезающие» ряды совмещены.
Это позволит ускорить освоение системы регулирования на объект
нижнего карбона и сократить капитальные расходы. На пласт СП
рекомендуется первоначально три «разрезающих» ряда, в которых
девять скважин будет использовано из числа эксплуатационных
после изоляции нижних пластов, три скважины — из числа
существующих законтурных и только восемь скважин потребуется
пробурить вновь (рис. VI.46). Для «разрезания» на блоки залежи в пласте
СШ потребуется 17 скважин, из которых три входят в систему
законтурного заводнения, а 14 необходимо пробурить. Вода будет
закачиваться по линии «разрезания» залежей вначале обязательно в
скважины, расположенные через одну. Из остальных скважин
«разрезающих» рядов будет всемерно интенсифицироваться отбор жидкости
до их обводнения на 60—90%, после чего их также переводят под
нагнетание.
Ввиду того, что нефтеотдача пласта СП не превышает 6%,
обширная зона между контуром нефтеносности и южным рядом (шириной
более 1,5 км) безусловно еще не выработана. Поэтому по новой
схеме на пласт СП в этой зоне необходимы дополнительные эксплуа-
238

тационные скважины. В работе [11] рекомендуется пробурить на
второй объект в нижнем карбоне дополнительно 17
эксплуатационных скважин, в которых будут вскрываться лишь пласты СП
и СШ. Таким образом, для системы регулирования разработки
многопластового объекта в нижнем карбоне Мухановского
месторождения требуется пробурить 39 дополнительных скважин, 22
нагнетательных и 17 эксплуатационных.
Осуществление рекомендуемой системы регулирования
совместной разработки пластов нижнего карбона позволит получить
следующий эффект.
1. С самого начала формирования линий «разрезания» (работа
эксплуатационных и нагнетательных скважин через одну) появится
возможность существенно повысить отбор нефти из залежей. Эти
8—10 скважин на пласт СИ и 7—8 скважин на пласт СШ ввиду
их близкого расположения от источников питания — нагнетательных
скважин в разрезающих рядах — могут быть в 2—3 раза
продуктивнее, чем остальные скважины при законтурном заводнении.
2. Только «разрезание» залежей в пластах СИ и СШ на блоки
при всех прочих неизменных условиях позволит повысить темп
отбора жидкости из них в 1,5—1,7 раза. А с бурением
дополнительных эксплуатационных скважин и повышением давления на линиях
разрезания еще в большей степени увеличится уровень добычи нефти
из объекта. Согласно перспективным планам добычи нефти,
обоснованным в [И}, рекомендуемая система регулирования разработки
объекта позволит повысить добычу нефти на 2500 т/сутки, или на
59% от текущей добычи нефти, без регулирования.
3. За период формирования линий «разрезания» будет накоплено
существенное количество безводной нефти. До момента прорыва воды
от разрезающих рядов в ближайшие эксплуатационные скважины
текущая нефтеотдача будет увеличена по опыту разработки пластов
девона Мухановского месторождения не менее чем на 7—9%. Эта
безводная нефтеотдача будет улучшать показатели разработки до
самой конечной стадии.
4. Как показано в п. 3, на основе исследования влияния
различных факторов на показатели разработки многопластовых объектов
можно считать, что всякая интенсификация разработки залежей
с большими запасами нефти и меньшей гидропроводностью пластов
(какими и являются залежи в пластах СП и СШ) будет
способствовать повышению конечной нефтеотдачи объекта.
5. Дополнительное заводнение залежей в пластах СП и СШ
позволит повысить средневзвешенное пластовое давление в них,
вследствие чего ухудшатся условия для перетока через скважины
из нижележащих обводненных пластов. С исключением возможности
поглощения пластами СИ. и СШ обводненной жидкости улучшится
динамика обводнения добываемой продукции из отдельных скважин
и объекта в целом.
6. Технико-экономический анализ системы регулирования
совместной разработки второго объекта нижнего карбона Мухановского
239

месторождения, проведенный по методике, рекомендуемой ВНИИ
[4], показал высокую эффективность этой системы. Экономия от
внедрения запроектированной системы регулирования составит более
12 млн. руб. Следовательно, система регулирования разработки
многопластового объекта нижнего карбона Мухановского
месторождения отвечает основным требованиям рациональной разработки
и будет эффективной во всех отношениях.
О КРИТЕРИЯХ СОВМЕСТИМОСТИ И ПОРЯДКЕ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ
СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКИ
Изложенные результаты исследований влияния различных
физико-геологических и технологических факторов на показатели
совместной разработки пластов, опыт разработки и регулирования
процесса эксплуатации многопластовых объектов позволяют
наметить критерии и порядок выбора объектов для совместной разработки
их единой системой эксплуатационных скважин.
При выборе объектов совместной разработки многопластового
месторождения надо обязательно исходить из существующих средств
контроля за динамикой притока жидкости по мощности объекта
с разделением ее на фазы и возможностей современных методов
регулирования процесса, т. е. возможностей изменения долевого участия
отдельных пластов в текущей добыче нефти из объекта и нефтеотдаче.
Совмещать разработку пластов можно только при обеспечении
непрерывного контроля за динамикой притока жидкости по
мощности объекта и долей участия каждого пласта в текущей добыче нефти
и нефтеотдаче. Иначе не может быть целенаправленного
регулирования процесса, а следовательно, и эффективной совместной разработки.
Программы и методы контроля и регулирования должны
определяться и обосновываться в начальной стадии разработки объекта
(при проектировании). При нерегулируемой разработке
многопластовых объектов конечные показатели менее эффективны, чем'
раздельная разработка пластов объекта, тогда как при
соответствующем регулировании совместной разработки неоднородных пластов
текущие и конечные показатели по объекту могут быть даже лучше,
чем при раздельной разработке этих пластов. В определенных
условиях совместная разработка пластов может способствовать
повышению конечной нефтеотдачи объекта в целом.
К основным, наиболее действенным методам регулирования
разработки многопластовых объектов относятся дифференцированное,
раздельное искусственное заводнение залежей, «разрезание» их
на блоки и повышение давления на линиях «разрезания». При
сочетании этих методов можно радикально изменять темпы разработки
отдельных залежей в объекте.
Раздельное искусственное заводнение пластов при разных схемах
и давлениях нагнетания воды должно являться основным условием
рациональной разработки многопластового объекта. Идя на
совмещение пластов в фильтре эксплуатационных скважин, необходимо.
240

иметь возможность раздельно воздействовать на пласты через
нагнетательные скважины, которых всегда нужно меньше, чем
эксплуатационных, при раздельной разработке. Только таким образом,
сэкономив средства на общем числе скважин, можно обеспечить
необходимое регулирование процесса и получить эффект от совмещения
пластов в единый объект разработки.
Эффективность использования капитальных вложений в
разработку и сокращение продолжительности периода освоения нефтяных
месторождений определяются числом совместно разрабатываемых
продуктивных пластов. Однако рациональность разработки нефтяных
месторождений обусловлена рядом критериев, ограничивающих
целесообразность объединения неоднородных пластов. В объект
разработки можно объединять пласты со значительно различающимися
гидропроводностью, неоднородностью, размерами залежей по
площади и запасам нефти.
Совмещать разработку пластов целесообразно при технической
и технологической возможности обеспечить опережающее заводнение
залежей в объекте с меньшей проводимостью коллекторов или
заводнение всех залежей с одинаковой скоростью. Если нельзя добиться
опережающего заводнения менее продуктивных пластов или
заводнения всех залежей в объекте с одинаковой скоростью, то совмещать
их разработку с залежами, имеющими высокую продуктивность
пластов, допустимо только при условии, что запасы нефти в пластах
с высокой проводимостью значительно больше запасов в менее
продуктивных пластах.
Исходя из условия опережающего заводнения залежей в объекте
с менее продуктивными пластами или наибольшими запасами нефти,
необходимость совмещения разработки различных пластов может
возникнуть на промежуточной стадии их эксплуатации.
Объект для совместной разработки следует выбирать, исходя
также из необходимости создания рациональных условий эксплуатации
скважин. При этом необходимо обеспечить устойчивый режим
эксплуатации скважин, особенно в стадии их обводнения. Важно,
чтобы совмещение пластов способствовало непрерывной и устойчивой
работе эксплуатационных скважин.
Совмещение разработки пластов независимо от возможностей
регулирования нецелесообразно, если гидропроводность пластов
высокая, а совместная эксплуатация их вследствие невозможности
обеспечить огромные отборы жидкости из скважин обусловит
сокращение темпа разработки по сравнению с раздельной эксплуатацией.
Это следует учитывать при выборе мощности объекта для совместной
разработки. Необходимо ограничивать мощность объекта, когда
общая нефтенасыщенная мощность в разрезе месторождения
достигает нескольких десятков или сотен метров.
Из опыта разработки нефтяных месторождений Куйбышевской
области следует еще один критерий для выбора объектов совместной
разработки. Нельзя совмещать разработку пластов, содержащих нефть
резко различного физико-химического (углеводородного) состава,
241

так как смешение таких нефтей может привести к выпадению и
отложению асфальтенов, что сильно затрудняет условия эксплуатации
скважин. Иногда смешение нефтей различного состава нежелательно,
исходя из требований качества (кондиций) добываемой продукции.
Ввиду того, что при совместной разработке нескольких пластов
усложняются условия эксплуатации и не всегда можно получить
эффективные показатели, а методы регулирования сопряжены с
капитальными затратами, решение о совмещении разработки отдельных
пластов в едином объекте следует принимать на основе комплексного
анализа результатов гидродинамических расчетов по прогнозу
показателей разработки, возможностей методов контроля и
регулирования, условий эксплуатации скважин и экономической эффективности
разных вариантов совместной и раздельной разработки всех пластов
месторождения.
ВЫВОДЫ
Разработка многопластовых объектов значительно сложнее
раздельной разработки составляющих пластов. Осложнения
выражаются в крайней неустойчивости профиля притока жидкости по
мощности объекта вплоть до прекращения поступления жидкости из
отдельных пластов и даже поглощения жидкости из скважин через
некоторые интервалы по мощности объекта. Неравномерность
поступления жидкости из пластов в текущей добыче нефти и нефтеотдаче
объекта может обусловить даже консервацию отдельных залежей.
Исследованиями влияния различных физико-геологических и
технологических факторов на показатели совместной разработки
пластов установлено, что показатели разработки многопластовых
объектов зависят не только от физико-геологических параметров пластов
и свойств нефти, но и от размеров залежей, темпа разработки их,
состояния и условий заводнения в период совместной эксплуатации.
Регулирование при совместной эксплуатации пластов должно
обеспечить опережающее заводнение или максимально возможную
интенсификацию разработки менее продуктивных пластов в объекте —
пластов с меньшей проводимостью. При невозможности создать
опережающее заводнение менее продуктивных пластов целесообразно
допустить опережение заводнения той залежи в более продуктивном
пласте, запасы нефти которой наибольшие. Тогда показатели
разработки многопластового объекта могут быть эффективнее показателей
раздельной разработки составляющих пластов.
Действенно и активно регулировать разработку многопластовых
объектов можно «разрезанием» залежей на блоки в сочетании с
повышением давления на линиях нагнетания.
Только при раздельном, дифференцированном заводнении всех
залежей в объекте разработка многопластовых объектов может быть
регулируемой и эффективной.
Обобщен опыт разработки и регулирования двух многопластовых
объектоп Мухановского месторождения — пластов ДП и ДШ девона
и пластов СП, СШ, СРУа и С1У6 нижнего карбона. Установлена
242

крайне неравномерная выработка отдельных пластов в объектах.
Основные по запасам нефти залежи разрабатывались очень низкими
темпами.
По объекту ДП + ДП1 система регулирования уже обеспечила
большой народнохозяйственный эффект и позволит существенно
улучшить конечные показатели разработки. Для объекта совместной
разработки в нижнем карбоне СП + СШ + СГУа + С1У6 система
регулирования обоснована и запроектирована и также будет
эффективной.
На основе аналитических исследований, обобщения опыта
разработки и регулирования процесса эксплуатации многопластовых
объектов намечены критерии и порядок выбора объектов совместной
разработки в условиях многопластовых платформенных месторождений.
Литература
1. Аширов К. Б. и др. Разработка нефтяных залежей II, III, 1Уа и 1У6 пластов
нижнего карбона Мухановского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоп-
техиздат, 1981.
2. Бег иш ев Ф. А. и др. Регулирование процессов разработки горизонта Д1
Ромашкинского месторождения. Геология нефти и газа, № 10, 1963.
3. Б о к с е р м а н А. А. Расчет притока нефти к скважинам в условиях смешанного
режима при объединении нескольких пластов одним фильтром. Труды ВНИИ, вып. 28.
Гостоптехиздат, 1960.
4. Б у чин А. Н. Методические вопросы экономической оценки увеличения
нефтеотдачи пластов в результате уплотнения сетки скважин. Нефт. хоз., № 7, 1964.
5. Быков Н.Е. Выделение эксплуатационных объектов в тонкослоистых
коллекторах на примере месторождений Краснодарского края. Труды ВНИИ, вып. 33.
Гостоптехиздат, 1961.
6. Б ы к о в Н. Е., Кучапина М. И., Г у ж н о в с к и й Л. П. Методические
основы выделения эксплуатационных объектов в тонкослоистых коллекторах на примере
месторождений Краснодарского края. НТС по добыче нефти, вып. 10. Гостоптехиздат,
1960.
7. Б ы к о в Н. Е. и др. Выделение эксплуатационных объектов по месторождениям
Предкарпатья. НТС по добыче нефти, вып. 19. Гостоптехиздат, 1963.
8. Вахитов Г.Г. и др. Текущее состояние и задачи дальнейшей разработки
Ромашкинского месторождения. Нефт. хоз., № 7, 1958.
9. Газарян Г.С. К вопросу гидродинамического расчета совместной разработки
нескольких пластов одной сеткой скважин. Изв. вузов, нефть и газ, № 10, 1959.
10. Газарян Г. С. Экспериментальное исследование движения жидкости в
смежных горизонтах при наличии слабопроницаемой перемычки. Изв. вузов. Нефть и газ,
Л? 4, 1958.
11. Губанов А.И., Сургучев М.Л. Разработка методов регулирования
эксплуатации многопластовых объектов на месторождениях Куйбышевской области. Фонды
ин-та Гипровостокнефть, 1964.
12. Губанов А.И., Сазонов Б.Ф. О методах регулирования разработки
многопластовых объектов. Труды Гипровостокнефти, вып. 7. Изд-во «Недра», 1964.
13. Губанов А. И., Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф. Перспективы
внедрения совместной разработки неоднородных пластов одной сеткой скважин. Труды
Гипровостокнефти, вып. 7. Изд-во «Недра», 1964.
14. Гусейнов Г.П. Некоторые вопросы гидродинамики нефтяного пласта.
Азнефтеиздат, 1961.
15. Дорохов О. И., Б у ч и н Н. А. Об увеличении и выборе перепада давления
между зоной нагнетания и зоной отбора. Нефт. хоз., Л? 1, 1960.
16. Е р о н и н В. А., Иванова М. М., Чоловский И. П. Опыт разработки
Ромашкинского нефтяного месторождения. Нефт. хоз., № 10, 1961.
17. Жданов М.А. Некоторые вопросы разработки многопластовых нефтяных
месторождений. Нефт. хоз., № 7, 1953.
18. Каламкаров В. А., Крылов А. П., Т р е б и н Ф. А. Генеральная схема
разработки Ромашкинского месторождения и ее внедрение. Нефт. хоз., № 4, 1960.
19. Кравченко И. И.„ И м а н а е в Н.Г. Изоляция пластовых вод в нефтяных
скважинах. Гостоптехиздат, 1960.
20. Крылов А.П. О наивыгоднейшем давлении нагнетания при законтурном
заводнении. Нефт. хоз., № 12, 1953.
21. Крылов А. П. и др. О возможности повышения добычи нефти и снижении
капитальных затрат при разработке нефтяных месторождений. Нефт. хоз., № 5, 1957.
22. Крылов А. П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.
Гостоптехиздат, 1962.
243.

23. Михайловский Н.К. К вопросу об определении производительности
отдельных прослоев при совместной их эксплуатации. НТС по добыче нефти, вып. 20, 1963.
24. М у р а в ь е в И. М., Крылов А. П. Эксплуатация нефтяных
месторождений. Гостоптехиадат, 1949.
25. Правила разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин. Составлена
комиссией под руковод. С. А. Оруджева и А.П.Крылова. Утверждены Госхшшефтекомн-
тетом 25/Х 1963.
26. П и р в е р д я н А. М. Нефтяная подземная гидравлика. Азнефтеиздат, 1956.
27. Праведников Н.К., Кучапина М. И., Злотников Р. В. О
расчете степени обводненности многопластовых залежей нефти. Научные записки УкрНИИ-
ироект, вып. 9. Киев, 1962.
28. Рябиннна 3. К. Вопросы усовершенствования Методики гидродинамических
расчетов при вытеснении нефти водой из неоднородных пластов. Фонды ВНИИ.
Кандидатская диссертация. 1964.
29. С а з о н о в Б. Ф. О возможных потерях нефти в малопроницаемых прослоях
эксплуатационных объектов. Труды Гипровостокнефть, вып. 7 Иад-во «Недра», 1964.
30. Сазонов Б.Ф. К вопросу влияния плотности размещения скважин на
нефтеотдачу. Труды Гипровостокнефти, вып. 5, Гостоптехиздат, 1962.
31. Сидоренко В. С. Приток нефти к скважине при совместной эксплуатации
нескольких пластов. Труды Гипровостокнефти, вып. 7. Изд-во «Недра», 1964.
32. Сургучев М. Л. Влияние совместной разработки неоднородных пластов
на процесс заводнения и конечную нефтеотдачу. Геология нефти и газа, № 1, 1963.
33. Сургучев М. Л. О регулировании совместной разработки неоднородных
пластов. Нефт. хоз., № 4, 1964.
34. Сургучев М. Л. О принципах регулирования совместной разработки
неоднородных пластов. Труды Гипровостокнефти, вып. 7. Изд-во «Недра», 1964.
35. Черепахин Н. А., Григорян И. А. О выборе мощности
эксплуатационного объекта при разработке многопластового месторождения. НТС по добыче нефти,
вып. 20. Гостоптехиздат, 1963.
36. Чоловский И.П. Разработка Ромашкинского нефтяного месторождения
в условиях литолого-фациальной неоднородности. Труды ВНИИ, вып. 38.
Гостоптехиздат, 1963.
37. Щ е л к а ч е в В. Н., Гусейн-Заде М.А. Влияние проницаемости кровли
и подошвы пласта на движение в нем жидкости. Нефт. хоз., № 12, 1953.
38. Щелкачев В.Н. Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных
систем. ОНТИ, 1937.

ГЛАВА VII
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
ПЛАСТОВ
ВВЕДЕНИЕ
Стремление нефтепромысловой науки и практики наиболее полно
познать процесс извлечения нефти из пластов и изучить влияние
различных факторов на показатели их заводнения не является
самоцелью. Главная задача в конечном итоге заключается в том, чтобы
на основе этих знаний и исследований можно было наиболее
эффективно воздействовать на процесс извлечения нефти из пластов и
наиболее полно использовать природные запасы нефти.
В практике разработки отечественных нефтяных месторождений
многое делается для повышения нефтеотдачи пластов. На наших
нефтяных месторождениях в среднем достигается нефтеотдача 49%
[34], что значительно выше средней нефтеотдачи, достигаемой на
американских месторождениях, составляющей всего 33—37% [55, 28].
Такая разница в нефтеотдаче обусловлена внедрением научно
обоснованных систем разработки и эффективного искусственного
заводнения залежей на самой ранней стадии эксплуатации.
Широкое внедрение искусственного заводнения и проектирование
систем разработки залежей начато с 40-х годов, после выхода в свет
монографии [51], в которой впервые были сформулированы
рациональные условия разработки нефтяных месторождений, научно
обоснована система поддержания пластового давления на Туймазин-
ском месторождении и разработаны принципы проектирования
разработки. В настоящее время заводнение залежей считается наиболее
эффективным методом разработки. Оно особенно эффективно на
залежах, не обладающих естественной энергией напора пластовых вод.
В качестве примера можно привести нефтяную залежь
карбонатного пласта А4 башкирского яруса Покровского месторождения.
При разработке этой залежи с использованием только естественной
энергии конечная нефтеотдача не превышала бы 21—22% [40].
При искусственном же заводнении, которое проводится с 1953 г.,
текущая нефтеотдача уже составляет 42%, а конечная превысит
50—55%, т. е. будет больше чем в 2 раза выше нефтеотдачи без
заводнения [50].
Как показано было в предыдущих разделах, путем изменения
параметров разработки месторождений и технологических факторов,
таких, как расположение эксплуатационных и нагнетательных сква-
^кин на залежах, распределение отбора жидкости и закачка воды
245

по зонам, изменение темпа заводнения отдельных залежей в объекте
и другие, можно воздействовать на процесс и конечные показатели
заводнения. Наиболее удачное расположение эксплуатационных
скважин относительно естественных экранов и зон завершения
разработки залежей, эффективное размещение рядов нагнетательных
скважин относительно зон сосредоточения основных запасов нефти и
обеспечение наиболее целесообразных темпов разработки отдельных
залежей в многопластовых объектах могут способствовать повышению
нефтеотдачи. Причем каждое из этих мероприятий не менее чем на
5—8%. Следовательно, при научно обоснованной системе разработки
месторождения и регулировании процесса заводнения обеспечивается
значительно более высокая нефтеотдача, чем при бессистемной или
нерегулируемой разработке.
Однако при существующей технологии заводнения даже в лучших
фпзпко-гео логических условиях, конечная нефтеотдача пластов
обычно не превышает 60—65%, а при неблагоприятных условиях
(трещиноватый пласт и высокая вязкость нефти, неудачное
расположение скважин и др.) она не достигает даже 35—40% [21, 51, 20].
Следовательно, более 35—60% первоначальных природных запасов
нефти при современных методах разработки месторождений остаются
нензвлеченными. Поэтому повышение конечной нефтеотдачи
продуктивных пластов — основная, непроходящая проблема нефтяной
промышленности. Особенно остро проблема повышения нефтеотдачи
пластов встает в связи с грандиозными планами роста уровня добычи
нефти, поскольку природные запасы ограничены, а затраты на
открытие и разведку каждой тонны нефти непрерывно
увеличиваются.
В последнее десятилетие предпринимаются многочисленные
изыскания новых методов повышения нефтеотдачи пластов.
Исследования ведутся главным образом в направлении изыскания новых,
более эффективных по сравнению с водой рабочих
агентов-вытеснителей нефти [18, 16, 11, 10, 25, 30, 1, 24, 59 и др.]. Анализ состояния
работ по исследованию и применению новых агентов вытеснения
нефти в нашей стране и за рубежом проведен в работах [30, 1, 24,
59]. Предложены различные агенты, смешивающиеся с нефтью:
сжиженный газ, сжатый под высоким давлением сухой газ, смесь
азота, воздуха и углекислого газа (дымовой гвз), смесь дымового
газа и углеводородного, спирты, пены и др. Рекомендованы
различные модификации процесса вытеснения нефти смешивающимися
фазами — образование на фронте вытеснения нефти оторочки из
эффективного агента с последующим вытеснением не менее
эффективным, но дешевым агентом, непрерывное нагнетание
смешивающейся фазы и т. п. Проведены промышленные испытания
эффективности некоторых новых агентов по вытеснению нефти из пластов.
На основе всех исследований новых методов вытеснения нефти из
пористой среды можно с уверенностью сказать, что только
растворители и смешивающиеся фазы обеспечивают более высокое значение
коэффициента вытеснения, но насколько этими методами можно повы-
246

сить нефтеотдачу реальных неоднородных пластов в целом п
насколько они экономичнее заводнения, пока не установлено.
Очевидно, до практического применения этих методов повышения
нефтеотдачи пластов в широких промышленных масштабах требуются
дополнительные исследования и обоснования их экономической
целесообразности. Кроме того, их не всегда можно применить, поскольку
в районе месторождений не всегда в достаточном количестве имеется
соответствующий растворитель или смешивающаяся фаза.
Другое направление исследований методов повышения
нефтеотдачи пластов — тепловые методы воздействия на пласты: от
прогревания призабойных зон скважин и закачки в пласт теплоносителя
(воды, пара) до создания в пласте движущихся очагов горения,
подземной газификации нефти и других радикальных методов [5.3,
54, 4, 23]. Как показывают соответствующие исследования, эти
методы также могут обеспечить увеличение нефтеотдачи из зон пласта,
охваченных воздействием. Однако трудности технического порядка
очень большие.
Состояние работ и исследований всех этих методов извлечения
нефти из пластов не дает основания полагать, что в ближайшие 20—
25 лет они станут основными промышленными методами. Очевидно,
в течение ближайших десятилетий заводнение нефтяных залежей
останется наиболее экономичным и эффективным методом разработки
нефтяных месторождений. Поэтому необходимо изыскивать пути
повышения нефтеотдачи продуктивных пластов в пределах
водонапорного режима разработки.
Исследования методов дальнейшего повышения нефтеотдачи
пластов при заводнении по своему характеру можно разделить на две
категории. Одни из них направлены на улучшение вытесняющей
способности воды, которое достигается обработкой нагнетаемой
в пласт воды различными поверхностно-активными веществами
(ОП-10, ОКПН, ТНФ, углекислота и др.). Различные аспекты
применения поверхностно-активных и других веществ для повышения
нефтеотдачи пластов при заводнении рассматриваются и обобщаются
в работах [2, 3, 7, 13, 37 и др.]. Экспериментальные исследования
свидетельствуют о достаточно сильном снижении остаточной нефте-
насыщенности в моделях пласта при вытеснении нефти водой с
растворами различных поверхностно-активных веществ — не менее чем
иа 4—10% [2, 37, 25]. Но эффективность применения поверхностно-
активных веществ остается неясной в связи с имеющимися
указаниями на образование на фронте вытеснения нефти вала погребенной
воды [8] и на сильную сорбируемость поверхностно-активных
веществ в пористой среде [2, 3, 37].
Другие исследования направлены на улучшение условий охвата
пластов заводнением, что достигается повышением вязкости
закачиваемой воды. Вследствие этого отношение вязкостей нефти и воды
уменьшается, соответственно уменьшается и водо-нефтяной фактор
при заводнении пласта. Из этой категории исследований можно
отметить работу [63], в которой изложены результаты экспериментального
247

изучения вытеснения нефти водой с растворимыми полимерами
и промысловый опыт закачки такой воды на одном обводненном
участке месторождения в Калифорнии. В экспериментах отмечено
повышение нефтеотдачи (коэффициента охвата), а в результате
промыслового опыта получена дополнительная нефть. Необходимые
расходы полимеров и экономическая сторона метода при
промышленном применении в работе не рассматриваются. Можно лишь
предполагать, что применение полимеров или каких-либо других
химических материалов при заводнении нефтяных месторождений требует
значительных дополнительных средств.
Однако возможности повышения нефтеотдачи продуктивных
пластов при заводнении не исчерпываются рассмотренными методами.
Как показывают теоретические и экспериментальные исследования,
а также промысловый опыт, эффективность заводнения пластов можно
существенно повысить импульсным воздействием на пласты [44, 46,
47, 45, 43, 60, 61]. Суть этого метода воздействия на пласты
заключается в том, что в них искусственно создается неустановившееся
состояние давления и движения жидкости. При этом возникают
благоприятные условия для эффективного проявления внутренних видов
энергии залежей — упругости и капиллярных сил, под действием
которых полнее и равномернее вытесняется нефть водой.
Импульсное воздействие на пласты можно осуществлять путем цикличного
изменения объема закачиваемой в пласт воды при искусственном
заводнении залежи или путем цикличного отбора жидкости из пласта
при естественном водонапорном режиме разработки залежи. При
соответствующей организации этого метода воздействия на пласты
дополнительных капитальных затрат почти не требуется.
МЕТОД ИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТЫ С ЦЕЛЬЮ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Физические основы импульсного воздействия на пласты
Целесообразность импульсного воздействия на пласты вытекает
из особенностей их структуры и обводнения. Вследствие статической
макронеоднородности и неоднородности внутренней структуры
пористой среды (микронеоднородности) происходит избирательная
фильтрация жидкости или вернее продуктивные пласты в процессе
движения жидкости выступают как неоднородные только вследствие
избирательного характера фильтрации (см. главу I).
Динамическая неоднородность пластов и прямоточная
фильтрация жидкости несовместимы, поскольку при прямоточной
фильтрации любой статически неоднородный пласт характеризуется как
однородный. Макронеоднородность пластов обусловливает
избирательное движение жидкости в макропотоках (трубках тока, слоях),
а неоднородность внутренней структуры пористой среды —
избирательное движение жидкости в отдельных поровых каналах. Макро-
неоднородные пласты послойно обводняются практически на всех
248

месторождениях [20, 51, 46, 22, 17, 39 и др.]. Послойное обводнение
установлено и в терригенных и карбонатных пластах на
месторождениях Зольненском, Покровском, Мухановском, Кулешовском, Туй-
мазинском, Шкаповском, Ромашкинском и других. Очевидно,
избирательное обводнение пластов — основной вид заводнения. То, что
оно еще не отмечено на ряде месторождений, объясняется лишь
отсутствием соответствующей информации, недостаточным
контролем за процессом и особенностями внедрения воды в залежи.
Однако избирательное заводнение макронеоднородных пластов
лишь условно можно называть послойным. При бессистемном
распределении проницаемости в объеме залежи возможность образования
макрооднородного слоя с обширным простиранием его по площади
залежи маловероятна. Значительно более вероятно образование
в залежи ограниченных по простиранию и по мощности
макропотоков жидкости.
Мощность (высота) макропотоков в пластах устанавливается
контролем за процессом заводнения залежей и достигает 1,5—3 м,
или 10—20% от мощности пластов [20, 22, 42, 50, 51]. Ширина
макропотоков жидкости в неоднородных пластах обычно неизвестна,
потому что при интерпретации обводненных слоев по простиранию
залежей между пробуренными скважинами не исключена
возможность объединения разобщенных макропотоков в единый слой.
Заводненная нефтяная залежь в общем объеме представляет собой,
по-видимому, бессистемное чередование обводненных и нефтенасы-
щенных макропотоков. До охвата заводнением залежи или какой-
либо зоны пласта на 50% вероятность слияния различных
обводненных макропотоков в единый слой будет меньше, чем вероятность их
разобщенности.
В начальной стадии разработки залежь оказывается пронизанной
обособленными обводненными макропотоками. На более поздней
стадии разработки различные обводненные макропотоки могут
сливаться и составлять сплошные обводненные слои с широким
распространением их по площади, а в первоначальном объеме залежи
будут чередоваться заводненные и нефтенасыщенные слои. На
конечной же стадии разработки, когда коэффициент охвата заводнением
залежи превышает 0,7—0,8, оставшиеся нефтенасыщенными
макропотоки, по-видимому, оказываются все разобщенными внедрившейся
по различным потокам водой. Ввиду неравномерного заводнения
залежи в разных зонах или сечениях пласта создаются различные
условия для слияния макропотоков. На контуре питания залежи,
где коэффициент охвата заводнением всегда выше среднего значения
[50, 42, 20], заводненные макропотоки в большей степени объединены,
чем нефтенасыщенные, тогда как на фронте внедрения воды в залежь,
где коэффициент охвата заводнением первоначально не превышает
€,1—0,2, обводненные макропотоки разобщены и рассредоточены
между нефтенасыщенными.
Аналогичные явления, если исходить из исследований [33, 52],
вероятно, наблюдаются и внутри каждого обводняющегося макро-
249

потока, что обусловлено их микронеоднородностью. На фронте
внедрения воды в макропотоке обводнены лишь наиболее крупные
поровые каналы, которые рассредоточены среди нефтенасыщенных
поровых каналов. Во входном же сеченпи заводненного макроиотока
нефть остается лишь в самых мелких поровых каналах, обойденных
и разобщенных водой, или в каналах, не совпадающих с
направлением фильтрации жидкости в макропотоке. Такой характер
заводнения мнкронеоднородной пористой среды подтверждается
существующей зависимостью коэффициента вытеснения от проницаемости
пласта [6], а макронеоднородного пласта — дифференцированным
изучением нефтеотдачи залежей по зонам [42, 50].
Коэффициент нефтеотдачи залежи при заводнении представляет
собой произведение коэффициента охвата залежи заводнением и
коэффициента вытеснения нефти водой из заводненных зон залежи.
Коэффициент охвата заводнением в различных физико-геологических
условиях достигает значений от 0,5—0,6 до 0,80—0,85 в зависимости-от
степени макронеоднородности пластов, вязкости нефти и
технологических условий разработки залежей [51]. Примерно в таких же
пределах изменяется и коэффициент вытеснения нефти водой [6],
который является главным образом функцией неоднородности
внутренней структуры пористой среды. На любой стадии разработки
залежи заводненными оказываются зоны (макропотоки) пласта
с наибольшей проницаемостью или наименьшим фильтрационным
сопротивлением п более крупные поровые каналы. Текущие же
запасы нефти остаются сосредоточенными в менее проницаемых
слоях (макропотоках) и наиболее мелких поровых каналах в
заводненных зонах.
Следовательно, проблема повышения нефтеотдачи пластов при
заводнении сводится к повышению охвата пластов заводнением
и увеличению коэффициента вытеснения нефти водой в заводненных
зонах, т. е. к извлечению нефти из менее проницаемых зон (слоев)
и наиболее мелких поровых каналов.
При стационарном режиме разработки залежи в неоднородном
пласте движение жидкости становится установившимся, а микро-
и макропотоки жидкости приобретают постоянную форму, т. е.
создаются условия для образования слабо дренируемых, застойных
и обойденных водой зон. На это указывают исследования гидропро-
водности и профиля расхода воды, проведенные на Туймазинском,
Кулешовском и Ромашкинском месторождениях [19, 31],
рассматриваемые в главе IV. При неустановившемся режиме разработки
залежи между различными зонами, каналами и потоками жидкости
создаются перепады давления, которые обусловливают переток
жидкости между ними, изменение направления движения и форму
потоков. При импульсном воздействии на' неоднородный,
неравномерно заводненный пласт перепады давления между различными
нефтенасыщенными и заводненными зонами и слоями, между
различными каналами и потоками жидкости будут попеременно изменяться
по величине и направлению, а в результате создадутся условия для
250

непрерывного перемещения нефти из застойных зон и каналов в зоны
активного дренирования. Это гидродинамический эффект
импульсного воздействия на пласт. При переменных по знаку перепадах
давления между зонами и потоками различной нефтенасыщенности
возникнут благоприятные условия для вытеснения нефти из слабо
дренируемых и застойных зон и каналов вследствие капиллярного
эффекта.
Гидродинамический эффект от импульсного воздействия
на пласты
Вследствие избирательного характера фильтрации жидкости
в неоднородном пласте общий поток жидкости в систему скважин
состоит из множества составляющих его макропотоков.
Фильтрационная характеристика каждого отдельного макропотока определяется
его длиной и средней проницаемостью (пьезопроводностью), которые
могут быть найдены при помощи имеющейся фактической функции
распределения проницаемости. При установившейся фильтрации
расход жидкости по каждому макропотоку является функцией
фильтрационного сопротивления, а границы потоков или нейтральные
линии тока не меняют своей формы. При импульсном воздействии
на пласты, когда давление на контуре питания или в зоне отбора
не постоянно, а меняется во времени, в макропотоках (слоях)
давление также изменяется (перераспределяется) в соответствии с их
пьезопроводностями. Поскольку в любой момент заводнения залежи
все макропотоки и заводненные и нефтенасыщенные, отличаются по
пьезопроводности, то при неустановившемся давлении в пласте между
ними возникают перепады давления (рис. VII.1). В результате
взаимодействуют заводненные и нефтенасыщенные макропотоки и
жидкость перетекает через поверхности их контакта.
Математическое исследование этого явления с учетом всего
комплекса реальных граничных и начальных условий в
неоднородных, послойно заводненных пластах, по-видимому, весьма сложно.
Однако с некоторыми допущениями получены приближенные
решения задачи, аналогичной рассматриваемой [41, 46, 9, 15, 35].
Если допустить, что в течение некоторого времени перепад
давления между макропотоками (слоями) в каждой точке их
соприкосновения остается неизменным, то исследование процесса перетока воды
из макропотока с одной пьезопроводностью в слой с другой
пьезопроводностью упрощается (аналогия смены стационарных состояний)
и сводится к решению следующей математической задачи. Требуется
найти решение уравнения
в области, ограниченной поверхностями (рис. VII.2)
г = гс, г =ЯК, 2 = 0 и 2 = к,
251

в.=т\
Рис. VII.!. Перераспределение
давления в неоднороднослоистон
пласте при изменении объема
нагнетания воды в пласт (а) и
консервации залежи (б).
к > к , и < и В < в
Перепад давления между обвод.
ненным и нефтенасыщенным
слоями заштрихован.
а-лы
Рнс. VII.2. Схема двухслойного пласта.
Нефтенасыщенный слой "
-м-
т
&-0
42
Ян
"«
воданасыщенный мой „
Рн>М$
-#7Ъ

удовлетворяющее следующим условиям на эксплуатационной и
нагнетательной галереях и подошве пласта:
р(гс,г) при 0 ===2==: к, (VII.2)
р(/?кJ) при 0^2^ к, (УИ.З)
11=0 = ° ПрИ гс=^Я, <УП-4>
На контакте слоев условие задается некоторой функцией
р(г,к) = Р(г) при г0^г^Дк (УН.5)
где Р(ПК) = рК и ^(гс) = рс.
Очевидно, что решение не будет зависеть от 9. Аналогично
Н. С. Пискунову [36] будем искать функцию р(г, г) в виде суммы
трех функций:
р(г,г)--=р, + У{г,г) + 11(г,г), (УП.6)
где У (г, г) должна удовлетворять следующим условиям:
Р(ДКJ) = 0 при 0 =?: 2^ Л, (VII.7)
У(г,Ь) = Р(г)-р% при г.^г^Д,, (УН.8)
ау_
= 0 при гс«=.г==:Дк, (УИ.9)
а функция Л (г, г)— следующим условиям:
*7(ДК,2)=0 при 0 ===2е= Л, (VII.10)
II(г, й) = 0 при гв^г^Дж, (VII. 11)
~[=ГЪ при г.^г^Д., (УИ.12)
Н(га, г) = Ре-Рк-У(ге, 2) = /B). (УН.13)
Тогда функция, представленная в виде (VII.б), будет
удовлетворять условиям (VII.2)—(VII.5).
Определение функции V(г, г)
Будем искать решение V (г, г) в форме
оо
7(г,2) = 24Л(^,^-)сЬ^. (УП.14)
Известно, что решениями уравнения (VII. 1) являются
выражения
2[А1(к)Г0(кг) + А2(к)К0(кг)][С1(к)созкг + С2(к)зткг];(УПЛ5)
2 [Ах (к) Г0 (кг) + А2 (к) К0 (кг)] [С1 (к) сЬЯг + С2 (к) аЬ кг]; (УП.16)
а (VII. 14) получается из (VII.16) при
Аг(к) = С,(к)=0.
253

Очевидно, что условие (VII.?) удовлетворяется. Чтобы
удовлетворялось условие (VII.8), должно выполняться соотношение
со
^('¦)-р«=2^»Мх»'^)сЬ"дг- (УПЛ7)
т=1
Отсюда находим коэффициент
Л„сд^ = I (г[Р{г)-Рк]10(К-й-Lг. (УП.18)
О
Подставляя значение Ат в (VII. 14), окончательно получаем
л
У(г,') = -Ж
1П=1 " О
(VII.19)
Функция Р (т) удовлетворяет условиям Дирихле, поэтому ряд
(VII.19) сходится при г ^ Як и удовлетворяет условию (VII.9) при
Определение функции II (г, г)
Эту функцию будем искать в форме
со
»с. »> - 2 О- (^ -)+ад (^ -)]°» ^ ¦
»г=0
(УИ.20)
Функция /(г), указанная в условии (VII.13), разлагается
в ряд Фурье:
со
/(*)=2с»соз-тя2' (т21>
н=0
где
Сп = 11}{1)ю&^±±-лКН. {N11.22)
о
Для того чтобы удовлетворялись условия (VII. 10) и (VII. 13),
Ап и Вп должны удовлетворять условиям
Л<Л ("Т яЛ«) + 5»*° (^ я^) =0' (УП-23)
^Л(п^1Я'-в)^ВД0(^1яг(!) = С, (УИ.24)

Решая эту систему, находим
'^„(^1„в.),„(^±1„,)-,0(^1„,),„(^»д.)>
(УП.25)
-С'Г°[^1Г-Я**)
„ /2га+1 _ \ _, / 2ге + 1 \ г /" 2гс + 1 \ / 2гс+1 „ \ '
г° (Г--яЛ-) К° (-1Г- Я,'0-Го (-2А- яг0 *« (-2Г- **•)
(УИ.26)
Таким образом, функция V (г, г) будет иметь вид:
В =
п - „ -"(^¦"¦У-(^1'-)+
¦2-
+^(^-«¦)'• (па1 "О *+.
-'.(^-)*'(п^--)
„ / 2и +1 „\„ /2лг1 \
гЧ-2Г-яЛ")Л:о(-27Г-я'-
соз -^±1 т. (УИ.27)
Подставляя найденные У (г, г) и С/(г, г) в формулу (VII.6)
получим искомое решение уравнения (VII. 1) в виде ряда Фурье —
Бесселя:
в
кт2
р(г,*)=Рк+41 2^-:,г/;::^ \^ю-д.^
т=\ к о
_,„(а^ „я.) ,-„(¦* + <-„,„) +
(^)* + 2'
где /0 — функция Бесселя первого рода; К0, /^ — функции Бесселя
мнимого аргумента; Сп — коэффициент Фурье; Кт — корни функций
Бесселя; сЬ — гиперболический косинус.

Для определения количества жидкости, перетекающей из
рассматриваемого слоя в примыкающий, требуется вычислить
интеграл
^=^Ш^2пЫг- (УП-29)
г
с
Из (VII.28) следует, что вычисление интеграла (VII.29) связано
с большими трудностями. Поэтому для установления количества
воды, Перетекающей из одного слоя в другой при увеличении
давления на контуре питания, в [41 ] получено приближенное решение
данной задачи. Суть приближенного решения сводится к тому, что
задается геометрия перетока — сложные линии тока воды,
перетекающей в нефтенасыщенный менее проницаемый слой,
аппроксимируются ломаными линиями. При соответствующих условиях на
контакте слоев, контуре питания и линии отбора получены выражения
для определения величины межслойного перетока воды. Так,
например, для законтурного заводнения межслойный переток
определяется выражением
(VII.30)
^ ^ 1
2яЦ 1
[ДР1(г, 1)-АР2(г, 1)\Лт
Н(Нх-га)п-(г-гс)п] 1п77<Л»-г«>"
г(П*-ге)» ' пН(г-г0)"-1
где Арх (г, I) — повышение давления в обводненном
высокопроницаемом слое после изменения давления на нагнетательной галерее;
Ар2 (г, I) — повышение давления в нефтенасыщенном или другом
обводненном слое.
Эти функции могут определяться по известным формулам
упругого режима, но разность их в процессе перетока жидкости
претерпевает сложные изменения. Поэтому исследование межслойных
перетоков жидкости при неустановившемся давлении в пласте даже по
этой упрощенной методике без дополнительных допущений также
затруднительно.
В [15] приведены результаты расчетов суммарных потерь
жидкости из одного пласта в другой через слабопроницаемую перемычку
и к контуру питания при следующих условиях. Расстояние от
нагнетательной галереи до эксплуатационной I = 5000 м, а до контура
естественного питания Ь = 10 000 м, мощность продуктивного
пласта кх = 20 м, мощность перемычки Н2 = 10 м. Начальное
(исходное) давление в продуктивном пласте, давление в верхнем пласте
и забойное давление в эксплуатационной галерее р0 = ра = рс =
= 100 аш. Давление на нагнетательной галерее рн = 180 апг.
Проницаемость продуктивного пласта кх = 0,7 д, проницаемость меж-
пластовой перемычки к2 = 10 и к2 = Ю~Б мд (рис. VII.2а).
Так как условия этой задачи в значительной мере соответствуют
условиям межслойного перетока жидкости в неоднородном послойно
256

заводненном пласте при создании импульса давления на контуре
питания, на рис. VII.3 показана динамика потерь жидкости из основ-
г
Р„
п
\
~
ш
шшшш®,
I Л,
1 1
Ш
"•V
Рз
Т
Р1
4 шшш^
]'
л
Рис. VII.2а. Схема избирательного заводнения макронеоднородного
пласта и межсловных перетоков жидкости при импульсном
воздействии. Цьезопроаодность слоев уц > Хш > Хц
1 — заводненные слои; 2 — иефтенасыщенные слои; з — переток
жидкости при увеличении объема закачки воды в пласт
ного пласта только через слабощюницаемую перемычку
относительно расхода жидкости по этому пласту к эксплуатационной
галерее. Как видно, переток жидкости из слоя в слой через
слабопроницаемую перемычку при созда- «
нии импульса давления на кон- | д-
туре питания достигает весьма "
существенных объемов. В
начальный момент переток из
высокопроницаемого в другой
слой может превышать даже
расход жидкости по нему к
галерее, т. е. вся вода
нагнетаемая в рассматриваемый слой,
перетекает в смежные слои
с менее высоким давлением.
Затем в соответствии с
перераспределением
(выравниванием) давления в различных
слоях переток жидкости резко
уменьшается и практически
прекращается совсем. Однако
за 100 суток суммарный объем
перетекаемой жидкости из рас-
Рис. VII. 3. Относительный межпластовый
переток жидкости при неустановившемся ре-
жиле (по Г. П. Гусейнову).
1 — к, = 10-*; 2 — к, = 10-'.
сматриваемого слоя через менее проницаемый достигает 22—25%,
а за 50 суток даже 40—45% от суммарного расхода нагнетаемой
воды по слою за соответствующий период при неустановившемся
257

режиме движения. Из рис. VII.4 видно также, что в начальный
период после создания импульса давления относительный переток
жидкости почти не зависит от проницаемости перемычки,
разделяющей слои.
Количественная оценка межслойного перетока жидкости в неодно-
роднослоистом пласте проводилась также приближенным методом
по зависимости (VII.30) при следующих условиях [41, 46].
Проницаемость обводненного слоя 1,2 д, а смежного нефтенасыщенного
к2 = 0,2 д. Мощность слоев одинакова к1 = к2 = 2 м. Вязкость
воды 1,2 спз, нефти 3,6 спз. Пьезопроводность водонасыщенного слоя
аг = 50 000 см2/сек, а нефтенасыщенного а2~ 1065 см2/сек. Радиус
нагнетательной галереи Дп = 1750 м, эксплуатационной В3 = 750 м.
В некоторый момент объем закачиваемой в пласт воды увеличивается
на 1000 м3/сутки и поддерживается в течение 60 суток. В результате
созданного на пласт импульса давления происходит межслойный
переток воды из обводненного слоя в нефтенасыщенный. Суммарный
объем перетока за период составил 10—11% от суммарного объема
дополнительной закачки, тогда как по напластованию в
нефтенасыщенный слой поступило 5—6% от этого объема.
В работе [12] изложены результаты экспериментальных
исследований перетока жидкости из пласта в пласт через слабопроницаемую
перемычку, проведенных на электрической модели ЭМ-3. Условия
исследований почти полностью соответствуют физическим условиям
импульсного воздействия на неоднородный послойно заводненный
пласт. Отношение проницаемостей заводненного пласта и менее про-
к
ницаемой перемычки было равно -у- = 17. Давление на линии
нагнела
тания во всех слоях и менее проницаемой перемычке задавалось
одинаковым, а давление в эксплуатационной галерее по основному
заводненному высокопроницаемому слою поддерживалось выше,
чем в другом слое. При этом были получены результаты, аналогичные
изложенным расчетным. Относительная величина утечек из
высокопроницаемого слоя через менее проницаемую перемычку достигает
0,5—0,6, т. е. до 50—60% от нагнетаемой воды перетекает в смежные
слои через слабопроницаемые перемычки. Причем с увеличением
разницы забойных давлений по различным слоям с 40 до 60 ат
относительная утечка воды из основного слоя также увеличивается
с 0,36 до 0,45 при длине слоев 130 мне 0,52 до 0,6 при длине слоев
230 м. Как видно, с увеличением расстояния между нагнетательной
и эксплуатационной галереями переток жидкости из
высокопроницаемых слоев через менее проницаемые перемычки увеличивается.
С повышением проницаемости перемычек условия для межслойных
перетоков жидкости, естественно, улучшаются.
В работе [62] исследованы влияние межслойных перетоков
жидкости на характер перераспределения (восстановления) давления
и динамика продуктивности скважины в двухслойном пласте при
наличии межслойного перетока жидкости. Отмечается, что в этих
условиях динамика восстановления давления и продуктивности
253

скважины в процессе их обводнения аналогичны динамике этих
показателей в однородном пласте.
Следовательно, вследствие межслойных перетоков жидкости
улучшается характеристика неоднороднослоистого пласта, т. е.
уменьшается динамическая неоднородность его, а условия разработки
становятся благоприятнее.
Приведенные результаты оценки межслойных перетоков воды
при переменном давлении на контуре питания различными методами
и при разных условиях отличаются между собой и, конечно, не
претендуют на высокую точность. Точное решение этой задачи или
полное экспериментальное исследование с соблюдением всех столь,
сложных и непостоянных реальных условий взаимодействия слоев,
неоднородных по свойствам и насыщенных разнородными
жидкостями, сопряжены с очень большими трудностями, но результаты
проведенных расчетов и исследований бесспорно соответствуют
явлениям, происходящим в неоднородном пласте при неустановившемся
состоянии давления, и дают представление о порядке
рассматриваемых величин.
На основании этих результатов можно полагать, что при
импульсном воздействии на неоднороднослоистые и послойно заводненные
пласты вследствие гидродинамического эффекта возможны меже
дойные перемещения жидкости, а следовательно, и вытеснение нефти
водой из менее проницаемых слоев, застойных и слабо дренируемых
зон в высокопроницаемые слои и зоны активного дренирования.
Эти явления в пластах, несомненно, способствуют повышению их
нефтеотдачи, так как условия заводнения будут приближаться
к условиям заводнения однородных пластов.
Капиллярный эффект от импульсного воздействия на пласты
Вследствие послойного заводнения продуктивных пластов и
неоднородности их внутренней микроструктуры энергетическое
состояние системы нефть — вода становится неустойчивым. В смежных,
граничных микрообъемах жидкости в заводненных и нефтенасы-
щенных слоях из-за различного соотношения и направления
внутренних и внешних сил (капиллярных, гравитационных и внешний
перепад) давления различные.
Ввиду избирательного характера фильтрации жидкости в макро-
неоднородном пласте внешние градиенты давления при
неустановившемся режиме в одном и том же сечении смежных заводненных
и нефтенасыщенных зон или слоев неодинаковы по величине и не
совпадают по направлению. Поэтому составляющая компонента
градиента давления направлена по нормали к поверхности контакта
зон или слоев. Однако неустойчивое состояние распределения нефти
и воды в послойно заводненной залежи обусловлено в основном
неуравновешенностью гравитационных и капиллярных сил. Под
действием гравитационных сил нефть стремится перемещаться из менее
проницаемых слоев и зон в кровельную часть структуры. Капиллярные
259

силы в послойно заводненном, микронеоднородном пласте
проявляются значительно сложнее. О капиллярных процессах при заводнении
нефтеносных пластов на основе многочисленных теоретических
и экспериментальных исследований подробно изложено в главе IV
и в главе V (стр. 195, 196).
При заводнении нефтяных залежей действие капиллярных сил
проявляется разнообразно. В гидрофильном пласте на фронте
внедрения воды в нефтяную залежь капиллярные силы способствуют
вытеснению нефти. В заводненных зонах и слоях капиллярные силы
обусловливают остаточную нефтенасыщенность, т. е. удерживают
нефть. На контакте же заводненных и нефтенасыщенных слоев
капиллярные силы направлены на выравнивание насыщенности нефтью
и водой смежных слоев. Активность и характер проявления
капиллярных сил в этих процессах различны и зависят от технологических
факторов заводнения пластов.
Послойным заводнением пластов объясняется образование
многократных скачков насыщенности. Заводненные слои насыщены не
менее чем на 75—85% водой и на 15—25% нефтью, нефтенасыщенные же
слои, наоборот,насыщены лишь на 5—20% водой и на 80—95% нефтью.
Аналогичная разница в насыщенностях поровых каналов между
обводненными крупными поровыми каналами и нефтенасыщенными
мелкими поровыми каналами свойственна заводненным слоям.
В связи с этим на контакте различно насыщенных слоев и отдельных
поровых каналов возникают очень большие капиллярные градиенты
давления. Перераспределение насыщенности в пласте обусловлено
резким сокращением или даже исчезновением капиллярных
градиентов и скачков насыщенности, т. е. капиллярной пропиткой
нефтенасыщенных слоев и каналов или капиллярным противотоком нефти
и воды. Однако длительными наблюдениями за состоянием контактов
заводненных и нефтенасыщенных слоев не отмечено быстрых
процессов по изменению их насыщенности. Также нет указаний на то, что
в заводненных слоях при обычных условиях нефть из мелких
поровых каналов переходит в наиболее крупные, вследствие чего
сокращается поверхностная энергия.
Очевидно, в реальных условиях не всегда возможен теоретически
неизбежный процесс капиллярной пропитки на контакте различно
насыщенных слоев и каналов или этот процесс протекает очень
медленно. Как было показано выше, прерывистый характер
капиллярных сил в реальных продуктивных пластах обусловлен четочным
строением и неоднородной (непостоянной) смачиваемостью
поверхности поровых каналов. Расчеты скорости капиллярной пропитки
пористой среды с учетом этих особенностей ее внутренней
структуры подтверждают, что процесс этот весьма медленный и
затухающий во времени (глава V, стр. 190—195). Но из анализа
результатов многочисленных экспериментальных исследований и
промысловых наблюдений следует, что капиллярное пропитывание можно
значительно ускорить и углубить путем регулирования технологии
заводнения пластов. Благоприятные условия для капиллярных про-
260

цессов вытеснения нефти водой из менее проницаемых слоев и
выравнивания насыщенности различных зон, слоев и каналов возникают
при повышении давления в водонасыщенной среде или при
неустановившемся состоянии давления в послойно заводненном
микронеоднородном пласте. Именно такие условия создаются при
импульсном воздействии на пласты — цикличном заводнении залежей или
отборе жидкости из них.
Следовательно, капиллярный эффект в процессе импульсного
воздействия на пласты может способствовать вытеснению нефти водой
из менее проницаемых зон, слоев и мелких поровых каналов в
высокопроницаемые слои и крупные поровые каналы и тем самым более
полному извлечению нефти из пластов. Расчеты (глава IV,
стр. 144—150) показывают, что по достижении предельной
обводненности добываемой продукции вследствие капиллярной
пропитки коэффициент охвата неоднородных пластов заводнением может
увеличиться на 12—16% по сравнению с заводнением пластов
в условиях нейтрализованных капиллярных сил.
Вода, внедрившаяся в нефтенасыщенные слабопроницаемые слои
из смежных обводненных, при снижении давления будет
удерживаться в них капиллярными силами как обратным клапаном, т. е.
обеспечивается углубляющая пропитка этих слоев.
ОПЫТ ИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТЫ
Возможности и промышленная ценность любого метода
повышения нефтеотдачи пластов, даже хорошо изученного теоретически
и экспериментально, остаются проблематичными до испытания его
в условиях разработки нефтяных месторождений. Только на
основании практических результатов можно наиболее полно и объективно
установить эффективность процесса и экономическую
целесообразность внедрения метода в практику разработки нефтяных
месторождений.
Метод импульсного воздействия на пласты для повышения темпа
разработки и конечной нефтеотдачи не испытан еще настолько, чтобы
уверенно определять область его применения и проектировать
технологию заводнения залежей и отбора жидкости из пластов в
различных физико-геологических условиях. Но накопленный опыт дает
основание считать эффективность метода бесспорной и рекомендовать
испытание и внедрение его на других месторождениях.
Строго говоря, импульсное воздействие на пласты осуществляется
практически на всех месторождениях. Не установлены пока масштабы
воздействия. Ни на одном месторождении нет и не может быть
условий для непрерывной работы всего фонда эксплуатационных и
нагнетательных скважин в течение всего периода разработки
месторождения и тем более при постоянном, неизменном режиме. Отдельные
скважины по различным причинам выключают из эксплуатации
и вновь включают. Но в связи с тем, что отбор жидкости из залежей
и закачка воды в пласты проводятся по установленному плану,
обычно выключение той или иной скважины компенсируется
261

увеличением отбора жидкости из соседних скважин или закачки воды
в них, а включение—соответствующим ограничением отбора или
закачки. Ввиду этого создаваемые импульсы давления в пласте
оказываются незначительными по величине и локализованными в
отдельных точках объема залежей. И только вследствие каких-либо
климатических помех или непредвиденных технических срывов
иногда резко уменьшается (увеличивается) объем закачиваемой воды
в пласт или отбор жидкости из него, а следовательно, создается
сильный импульс давления.
В настоящее время в основном именно такие непланируемые и
нерегулируемые многократные спады и рост закачки воды в пласты
Рис. VII.4. Новостепановский участок площадного заводнения
Калиновского месторождения.
1 — эксплуатационные скважины; 2 — нагнетательные
скважины; 3 — внешний водо-нефтяной контур; 4 — внутренний
газо-нефтяной контур; 5 — внешний газо-нефтяной контур
или отбора жидкости из залежей и составляют опыт импульсного
воздействия. И тем не менее анализ его результатов свидетельствует
об эффективности метода в отношении повышения темпа разработки
залежей и увеличения нефтеотдачи пластов. Наиболее показателен
опыт воздействия на следующих месторождениях: Калиновское
(Новостепановский участок) [44, 45], Мухановское (второй объект
нижнего карбона), Покровское, Якушкинское (пласты А4
башкирского яруса), Яблоновый овраг (пласт Б2) [47] и американское
месторождение Спраберри (участок Драйвер) [60, 61]. Рассмотрим
условия заводнения и показатели разработки этих месторождений.
Новостепановский участок Калиновского месторождения.
Средняя проницаемость продуктивного пласта этого участка (по керну)
20—30 мд и пористость 8—25%. Вязкость нефти в пластовых
условиях составляет 13—18 спз. Газовый фактор 21 м3/т. Начальное
пластовое давление 28 ат. Нефтяная залежь в подошве подстилается
водой, а в кровле имеет газовую шапку (рис. VII.4). Первоначальные
262

балансовые запасы нефти всего участка составляли около 1 млн. т.
В • зоне размещения скважин запасы составляли 470—500 тыс. т.
Участок разрабатывается с 1940 г. До 1947 г. разработка велась
без поддержания пластового давления, в основном при режиме
вытеснения нефти газом из газовой шапки. Внедрения подошвенных
вод в залежь не наблюдалось. Все скважины были безводными. За
этот период суммарная добыча нефти достигла 99,3 тыс. т.
Следовательно, нефтеотдача в подгазовой части залежи за счет вытеснения
нефти газом составляет около 20%.
В конце 1947 г. нагнетанием воды в скв. 152, 132 и 124 было
начато площадное заводнение. Через два года нагнетали воду
уже в 21 скважину. Эксплуатационных было 38. С началом
заводнения прекратился приток нефти из подгазовой части залежи, так как
закачка всегда превышала отбор. Прорыв воды от нагнетательных
скважин в эксплуатационные происходил очень быстро вследствие
трещиноватости и газонасыщенности пласта. Трещиноватость пласта
установлена контролем за скоростью продвижения закачиваемой
воды. Нагнетавшаяся в 1948—1950 гг. в скв. 124, 132, 401 и другие
подкрашенная (меченая) флюоресцином вода через 5—8 дней была
обнаружена в ближайших эксплуатационных скважинах 28, 411,
413, 280, 407 и других, удаленных на 90—100 м [14].
Процесс площадного заводнения этого участка имел свои
особенности, отличающие его от опыта заводнения других месторождений.
Во-первых, закачка воды в скважины проводилась не круглосуточно,
а только по 12—16 ч/сутки. Во-вторых, ежегодно (до 1954 г.) в период
весеннего паводка на 2—3 месяца закачка воды прекращалась совсем.
В-третьих, в течение месяца нагнетательные скважины по различным
причинам поочередно простаивали, а объем закачиваемой воды во
времени резко колебался. В результате воздействие на пласт носило
импульсный характер.
Как видно из рис. VII.5, за период с 1947 до 1953 г. закачка воды
была цикличной, обводненность добываемой продукции (?эак
с участка возросла лишь до 30—35%, при этом неоднократно резко
снижалась на длительное время. Уровень отбора жидкости (?ж и нефти
()п практически не изменялся. Относительный темп обводнения
продукции (?зак/(?ж также неоднократно снижался и не испытывал
тенденции к росту, а оставался на уровне 0,6—1,0. Надо отметить,
что в условиях неоднородного пласта, высокой вязкости нефти и
установившегося движения жидкости в пласте отношение текущей
обводненности добываемой продукции к нефтеотдаче, полученной лишь
за водный период эксплуатации, не может быть меньше единицы.
В последующий период закачка воды в пласт была непрерывной.
В результате обводненность добываемой продукции резко и неуклонно
возрастала и достигала в 1956 г. 85—90%, а добыча нефти снижалась
независимо от форсирования отбора жидкости с участка.
Относительный темп обводнения продукции также непрерывно рос и достигал
1,95. Сравнение этих двух периодов разработки Новостепанов-
ского участка показывает, что вначале продукция обводнялась
263

Оббодненность добываемой продукции, %
-»(^Э ^ ^ ^1 31 N1 СО ц,
саса =й ==> са сэ <5э Си сэ
Ьтбор жидкости и нефти из пласта , Чмес
Закачка Йоды'б пЛаст\гг^мес

значительно медленнее, чем в последующем. Теоретически и по опыту
разработки месторождений Самарской Луки и соседних участков
этого же месторождения при высокой вязкости нефти и неоднородном
пласте темп обводнения в начальной стадии всегда выше, чем в
последующей [22, 51]. И, наконец, за период с 1956 по 1963 г. объем
закачиваемой воды и коэффициент закачки Д вновь резко изменились;
обводненность добываемой продукции практически не увеличилась,
а только неоднократно снижалась. Причем снижение обводненности
продукции достигало 8—
10% (рис. УП.6).
Наглядно также снижение
относительного темпа
обводнения продукции с 1,9
до 1,1. Уровень добычи
нефти изменялся не в
соответствии с изменением
отбора жидкости из пласта.
Зато относительный
коэффициент закачки воды
в этот период очень сильно
изменялся.
Интересна динамика
добычи нефти, жидкости
и содержания воды в
продукции скважин этого
участка. При
эксплуатации скважин отмечалась
основная особенность —
резкое изменение
обводненности добываемой
продукции. Причем
изменение обводненности происходило даже при постоянном отборе
жидкости из скважин. Содержание воды в продукции скважин
неоднократно достигало 100%, а дебит нефти снижался до нуля. Но
затем в продукции вновь появлялась нефть, дебит нефти возрастал,
а содержание воды снижалось до 90—70% и ниже.
Таким образом, обводненность добываемой продукции отдельных
скважин и как следствие обводненность продукции со всего участка
площадного заводнения испытывали неоднократные резкие
снижения, а дебит скважин и добыча нефти с участка — повышения.
Совершенно ясно, что в условиях установившегося давления и
движения жидкости в пласте такая динамика обводнения продукции
скважин и участка в целом необъяснима.
Снижение обводненности продукции можно объяснить только
импульсным воздействием на пласт, цикличной закачкой воды.
Еще более наглядно эффективность цикличной закачки воды в пласт
выражается на графике зависимости коэффициента нефтеотдачи от
обводненности продукции (рис. VI 1.6). Как видно, эта зависимость
1.0
«5.
0,8
I 0.6
5Г
51
е-
0,ч
0,2
___--•
__----"
•*%
•
^
:>/
/
0,2 0,и 0,6 0.8
Обводненность продукции Ц
Ш
Рис. VII.6. Зависимость обводненности продукции от
нефтеотдачи за водный период эксплуатации Ново-
степановского участка площадного заводнения.
1 — фактическая зависимость; 2 — теоретическая
зависимость.
265

совершенно необычная для установившегося режима
заводнения.
Эффективность импульсного воздействия на пласт Новостеианов-
ского участка можно установить при помощи рис. VII.7. По опыту
разработки месторождений Самарской Луки известно, что в водный
период эксплуатации эти зависимости получаются прямолинейными
[23]. Согласно положениям физики в конечном итоге они должны
, ^ 1,0
11 § 0,75
счо 0,5
Из Си ^
^ I 0,25
§§<!
Сэ У,* п
ч 250
0,050,07 0.1 .ОЛ 0,3 ОМ 0.6 1,0 1.5 2 3 5
Относительныйобъем жидкости,прокачанной через пласт
5е*
150
100
¦во
60
»""'
а^
<?'
¦"
Г<?„
„--
.--
""
5 7 10 20 30 1*0 5060 100 150 200 300 500^
Накопленный атбао воВы.тыс.т
Рис. VII.7. Зависимости нефтеотдачи 0, содержания нефти в
добываемой продукции / и относительной обводненности продукции / /0
от относительного объема жидкости, прокачанной через пласт,
^^ и накопленной добычи 20 нефти от накопленного отбора
воды 2СЭ .
отклоняться и асимптотически стремиться к горизонталям,
проходящим через предельные значения нефтеотдачи и накопленной добычи
нефти. По Новостепановскому же участку (рис. VII.?) эти кривые,
наоборот, отклоняются в сторону более высоких значений
нефтеотдачи и накопленной добычи нефти. Если развитие процесса
заводнения пласта при установившемся режиме соответствуют
прямолинейным зависимостям (пунктир на рис. VII.?), то эффективность
импульсного воздействия выразится разностью конечных значений
нефтеотдачи при одинаковом относительном объеме прокачанной
жидкости. При относительном объеме жидкости, прокачанной через
пласт, равном 1,7, и установившемся режиме движения нефтеотдача
достигла бы 25—27% и в лучшем случае 40—42% (рис. VII.?).
266

Нефтеотдача по участку при площадном заводнении составляет
57-58%.
Ни на одном месторождении с аналогичными свойствами нефти
и неоднородностью пласта такая нефтеотдача даже в условиях
естественного водонапорного режима не достигнута. По соседним
участкам этого же месторождения (Восточно-Степановскому и Журавлев-
скому), разрабатываемым в условиях активного внедрения
подошвенных пластовых вод, конечная нефтеотдача не превышает 20—30%.
На Восточно-Степановском участке вследствие трещиноватости
пласта отбор нефти сопровождался очень быстрым ростом содержания
воды с самого начала обводнения. В 1945 г. участок введен в
эксплуатацию, а уже в 1958 г. содержание воды в добываемой продукции
этого участка возросло до 80—85%, хотя темп разработки его был
ниже, чем Новостепановского участка. В 1954 г., т. е. через 10 лет
после ввода в эксплуатацию, при достигнутой нефтеотдаче в 20—21%
ввиду предельного обводнения продукции всех скважин разработка
Восточно-Степановского участка была уже прекращена. По Заборов-
скому и Сызранскому месторождениям с такой же вязкостью нефти,
но с лучшими пластами, чем на Новостепановском участке, конечная
нефтеотдача будет не более 35—38% [51].
Следовательно, эффект от импульсного воздействия на пласт
Новостепановского участка выражается в повышении нефтеотдачи по
сравнению с обычным заводнением не менее чем на 18—25% или
в дополнительной добыче нефти не менее 70—90 тыс. т. Это очень
высокий эффект.
Второй объект нижнего карбона Мухановского месторождения.
Этот объект состоит из четырех пластов: СП, СШ, СГУа и С1У6,
которые в эксплуатационных скважинах вскрыты единым фильтром,
а искусственное законтурное заводнение каждого пласта начато
с 1957 г. раздельно.
По объективным причинам закачка воды в пласты в течение всего
предшествующего периода носила цикличный характер. В период
весеннего паводка ежегодно на 1,5—2,5 месяца закачка воды в пласты
практически прекращалась совсем, после чего вновь быстро
достигала максимума (рис. VI. 13). За весь период заводнения объекта
с 1957 до 1964 г. было шесть мощных импульсов давления.
Даже общий анализ динамики показателей разработки объекта
дает основание утверждать, что никаких отрицательных последствий
в результате цикличной закачки воды не наблюдалось, а наоборот,
такое заводнение объекта было эффективным. Прежде всего
отмечается четкая зависимость динамики обводнения добываемой из
объекта продукции от циклов закачки воды. В течение каждого
цикла обводненность добываемой продукции претерпевала одни
и те же изменения. После прекращения закачки воды в объект
наблюдался кратковременный резкий рост, «всплеск», а затем через
2—3 месяца отмечалось неизменное длительное снижение
обводненности добываемой продукции, достигавшее 5—8 и даже 10% при
неизменных условиях эксплуатации.
267

Это снижение обводненности весьма существенно, если учесть,
что обводненная жидкость поступает в основном только из пластов
СГУа и СГУб, а продукция пластов СП и СШ еще практически
безводная. Снижение обводненности продукции из пластов С1Уа и С1У6
достигало 10—18% и более. Такое снижение обводненности
продукции из залежей, полностью подстилаемых водой, может быть
обусловлено только существенным ухудшением условий для притока
воды, т. е. перемещением нефти из менее проницаемых слоев в более
Рис. VII.8. Сравнение
фактических и расчетных показателей
заводнения II объекта Муха-
новского месторождения.
1 — фактические показатели;
2 — расчетные показатели; д —
годовая добыча нефти; о — го-
новая добыча жидкости; / —
содержание нефти в добываемой
продукции; 2 5и — нарастающая
добыча нефти.
ео -» **> <«а е^ «о в) о •. м с->-э-
Годы
проницаемые заводненные. По состоянию на середину 1964 г.
нефтеотдача объекта в целом составляла 15%, а обводненность продукции
из объекта 20—22% в поверхностных условиях или 14—15% в
пластовых условиях.
Как видно, соотношение между текущими значениями
нефтеотдачи и обводненности продукции объекта вполне благоприятное.
Если же такое сопоставление сделать по двум нижним, наиболее
заводненным залежам пластов СГУа и СГУб, то получим следующие
значения этих показателей. Средняя нефтеотдача пластов С1Уа
и СГУб на рассматриваемую дату достигала 26%, а среднее
содержание воды в продукции пластов 32% в поверхностных условиях и 24%
в пластовых. Соотношение основных показателей разработки и для
этих залежей с подошвенной водой также достаточно благоприятно
и указывает на эффективность цикличной закачки воды в пласты.
Показательные результаты получаются при сопоставлении
фактической динамики заводнения объекта с расчетной (рис. VI 1.8).
268
С-
20
18
16
14
12
10
В
6
2
п
~ 3
— * Ё
и *- *-.
«а. «*3
г Ю г °
-0,Й
-0,6
-0,4
-0,2
-
'',5
1
0,5
п
*>
•
•
У
<
1
а
1
7Г
;^^
Л
?ж
¦1*
х-
9н
Гн
Е*
Аа
*
ч
д

Отмечается хорошее совпадение расчетных и фактических данных.
Фактические данные даже лучше расчетных. Это также
свидетельствует об эффективности импульсного воздействия. Расчеты
проводились с учетом комплексной фактической неоднородности пластов
объекта при идеализированных условиях залегания нефти в пластах
и отбора жидкости. Объект был представлен в виде единого
монолитного пласта равной мощности с вертикальным положением
начального водо-нефтяного контакта и галерейньгм отбором жидкости.
Кроме того, на рис. VII.8 расчетная динамика показателей
заводнения объекта сопоставлена с фактической в поверхностных условиях,
при которых обводненность продукции выше, чем в пластовых.
Таким образом, анализ результатов разработки второго объекта
Мухановского месторождения подтверждает эффективность
проводившегося импульсного воздействия на пласты. Поэтому, исходя не
только из теоретических предпосылок, но и накопленного опыта,
при обосновании методов регулирования разработки этого объекта
в 1964 г. институтом Гипровостокнефть сделана рекомендация
и в дальнейшем проводить циклическую закачку воды во все пласты
объекта и особенно в разрезающие ряды нагнетательных скважин
на пласты СП и СШ. На основе предшествующего опыта заводнения
продолжительность полного цикла рекомендовалось сократить до
3—4 месяцев. Период прекращения закачки воды можно сохранить
равным 1,5—2 месяцам, а период последующей максимальной
закачки сократить так же до 1,5—2 месяцев. Однако вопрос о
продолжительности циклов требует специального дополнительного
исследования. Необходимо, чтобы общий объем закачиваемой воды в объект
(и в пласты в отдельности) за период компенсировал
соответствующий суммарный отбор жидкости за полный цикл.
Пласт А4 башкирского яруса Покровского месторождения. На
этот пласт импульсное воздействие осуществляется специально
по заданной программе.
Подробная геолого-эксплуатационная характеристика этой
уникальной залежи изложена во многих работах [49, 50, 40, 46 и др.],
а краткая приводится.
Дата открытия 1950 г.
Коллектор кавернозный
известняк
Тип залежи массивный
Абсолютная отметка подошвы залежи, м . . . 1000—1005
Размер залежи, км 12x4
Этаж нефтеносности, м 30
Пористость по керну, % 25
Проницаемость по керну, мд 1,1
Вязкость нефти в пластовых условиях, спз . . 1,3
Плотность нефти, г/см,ъ 0,8
Начальное пластовое давление, ат 117
Давление насыщения нефти газом, ат 56
Газовый фактор, м^/пг 64
Связи залежи с водоносной областью изолирована по
подошве
Размещение эксплуатационных скважин .... в шести рядах
269

Плотность сетки скважин, га • 10
Число эксплуатационных скважин 162
Система искусственного заводнения приконтурная
односторонняя
Число нагнетательных скважин 27
Начало заводнения 1953 г.
Максимальный темп разработки залежи, % от
извлекаемых запасов в год 10
Текущая нефтеотдача (на 1/1 1965 г.), % . . . 41
Запланированная конечная нефтеотдача .... 0,5
Ожидаемая конечная нефтеотдача более 0,55
Залежь в пласте А4 Покровского месторождения не имеет связи
с законтурной водоносной областью, и водонапорный режим
разработки создан искусственно путем внутриконтурного
периметрального заводнения. Однако с восточного крыла и северной периклинали
осуществить закачку воды не удалось из-за резко ухудшенной
литологии пласта. С 1955 г. отбор жидкости компенсируется закачкой
воды в залежь. Нагнетательные скважины удалены от ближайших
эксплуатационных на 350—500 м. Для большей части
эксплуатационных скважин (скв. 284, 206, 108, 293, 300, 563, 274 и др.) был
характерен очень быстрый темп роста обводненности добываемой
продукции после прорыва воды, что являлось следствием трещинова-
тостп и кавернозности пласта. За период в 6—8 месяцев
обводненность добываемой продукции скважин возрастала до 75—90%
и более. Особенно после простоев обводненных скважин содержание
воды в добываемой продукции резко увеличилось с 3—5 до 70—80%,
а продуктивность скважин по нефти в несколько раз снижалась.
В лучшем случае обводненность продукции некоторых скважин
возрастала до 40—70% в течение 8—12 месяцев эксплуатации
(скв. 38, 104, 211, 557 и др.).
В этих условиях отмечалась необычная динамика обводнения
многих скважин — резкое снижение содержания воды в добываемой
продукции. Анализ условий эксплуатации скважин и заводнения
залежи позволил установить, что причина такого необычного
обводнения продукции скважин заключается в непостоянстве условий
заводнения залежи. Так, например, в течение 1956—1957 гг. объем
закачиваемой в залежь воды поэтапно составлял 2800, 4300, 5400
и 8000 м3/сутки. В результате отмечалось резкое снижение
содержания воды (в %) в продукции многих обводненных скважин (скв. 38,
563, 564, 104, 209 и др.).
В скв. 38 в декабре 1956 г. обводненность жидкости достигала
50—60%, а дебит нефти при раздельном отборе нефти и воды не
превышал 25 т/сутки. Затем в феврале — апреле 1957 г. обводненность
продукции снижалась до 10—15%, а скважина уже фонтанировала
через насос с дебитом нефти 55—70 т/сутки. В мае обводненность
жидкости возросла, а дебит нефти снизился до прежней величины.
То же повторилось в январе — феврале 1958 г., когда обводненность
продукции скважины снижалась с 70—80 до 50—55%. Затем к
середине 1958 г. обводненность вновь возросла до 80—85%.
270

В скв. 563 при эксплуатации электропогружным насосом в начале
1958 г. обводненность снижалась до 25—30%, а дебит нефти возрастал
до 70—80 т) сутки, тогда как в ноябре 1957 г. обводненность
продукции уже достигала 60—70%. а дебит нефти 50—60 т/сутки.
Ии.Ох.Оа.Онп
Рис. VII.9. График разработки пласта А4 при цикличном заводнении.
1 — обводненность в пластовых условиях; 2 — приведенное пластовое давление в ат; 3 —
среднесуточная добыча нефти в пластовых условиях; 4 — среднесуточная закачка воды;
Ъ — среднесуточный отбор жидкости; в — среднесуточная добыча нефти; 7 — фонд скважин.
В скв. 564 в этот же период обводненность жидкости снижалась
с 30—35 до 5 —10%, а дебит нефти увеличивался с 90 до 100—
110 т/сутки при более устойчивом фонтанировании. Аналогичные
явления неоднократно наблюдались по большому числу скважин.
Особенно показательные результаты по этой залежи получены
в последнее время, после начала осуществления (с сентября 1964 г.)
эксперимента по импульсному воздействию на продуктивный пласт
(рис. VII.9).
271

На южном участке залежи, отделенном от северного разрезающим
рядом нагнетательных скважин, начата цикличная закачка воды.
С середины 1965 г. цикличное заводнение проводится на всей залежи.
Продолжительность полного цикла установлена в 3 месяца —
в течение 1,5 месяца закачка воды прекращается совсем, а в течение
последующих 1,5 месяца объем закачиваемой воды достигает 10,5—
11 тыс. м8/сутки. Средневзвешенное пластовое давление в залежи
за полный цикл изменяется от 110—115 ат в период закачки до
70—75 ат в период отсутствия закачки.
Проведено уже пять полных циклов импульсного воздействия
на продуктивный пласт и получены бесспорно положительные
результаты. На 45 скважинах залежи, реагировавших на изменение
объема закачки воды в пласт, получен эффект — обводненность
добываемой продукции снижалась в среднем на 9—20%, а дебит нефти
возрастал на 40—80%.
В табл. VI 1.1 приведены показатели по некоторым скважинам,
иллюстрирующие эффективность цикличной закачки воды за один
цикл.
Таблица УП.1
Показатели по скважинам до и после цикличной закачки воды в пласт
Л) скважины
229
227
259
222
165
223
253
254
7
45
291
589
Исходные показатели до
октября 1964 г.
дебит нефти,
т/сутки
12-16
—
15-20
—
4-6
—
25-30
3-4
3-4
—
—
—
обводненность,
%
88—92
95—96
85—86
60-62
98—99
75—76
78—80
90-94
99
77
92
75—80
Показатели при цикличной
закачке
дебит нефти,
т/сутки
28—30
—
25—26
—
10—12
—
40—48
10—15
12
—
—
—
обводненность,
%
72—74
84—85
80-81
50-55
94-95
60—61
60-62
50—55
96
53
63
25-30
Как видно (рис. VII. 10) за период цикличного воздействия на
пласт обводненность не только не возросла, а даже снизилась.
В результате обводненность отдельных скважин по залежи в
целом также сохранилась на исходном уровне, а в некоторые периоды
снижалась на 8—14% (рис. VII.9).
Циклическая закачка воды в залежь весьма эффективна. Даже
сохранение обводненности добываемой продукции на некоторый
период времени постоянной благоприятно отражается на динамике
основных показателей. Снижение же обводненности продукции,
272

добываемой из залежи непосредственно, означает повышение
нефтеотдачи пласта.
Эффективность импульсного (цикличного) воздействия на пласт
А4 Покровского месторождения оценивалась на основе характеристик
заводнения. На рис. VII.И представлены зависимости нефтеотдачи
и коэффициента охвата от объема жидкости, прокачанной через
пласт. Как видно, после начала цикличного воздействия процесс
заводнения идет значительно эффективнее. За пять циклов дополни-
Рис. VII. 10. Изменение обводненности добываемой продукции скважин при
цикличном воздействии на пласт Л4 Покровского месторождения.
тельная добыча нефти из залежи составила более 130 тыс. т, а
нефтеотдача повышена на 0,45%.
Таким образом, в результате импульсного воздействия на пласт
А4 башкирского яруса Покровского месторождения улучшаются
показатели заводнения залежи и повышается конечная нефтеотдача.
Согласно прогнозам коэффициент конечной нефтеотдачи залежи
будет значительно выше запланированного @,5) и может достигнуть
0,55 и более.
Пласт А4 башкирского яруса Якушкинского месторождения.
На Якушкинском месторождении с 1961 г. проводится цикличная
закачка воды в пласт А4 башкирского яруса. Продуктивный пласт
представлен весьма неоднородными карбонатами. Пористость
изменяется от 3—5 до 27—30%, а проницаемость от 20 до 3100 мд. По
273

геофизическим исследованиям и керну пласт характеризуется
сильной слоистостью и трещиноватостью. При подсчете запасов нефти
45% объема залежи с пористостью до 5% отнесены к категории
«непромышленных», хотя этот объем также нефтенасыщен. Нефть
в пластовых условиях обладает очень высокой вязкостью A2 спз).
Залежь изолирована от водоносной области, как и залежь пласта А4
0.65
0,6
е
Ф0.55
0,5
¦а.
1) 04
<о.
0.62
0,61
0,60
0.59
,0.58
I
'0,57
0,56
«» 0,55
6 „
-* 0.5<*
^ 0,52
0.3
0.35 - 0.51
0,50
г
• 0,1*1
¦ 0.1*0
10.39
X
[- 0.38
^ 0,37
5
2 0,36
6
е-
^ 0.35
% 0,34
^0,33
0,31
0,30
>
1
1
>|
?!
?
%1
1|
1
8:
^
1 ч
1
««ей
Ч^&э
^
^г^
&
^
^
/
0,64 0,65 0,66 0,67 0,68 0,69 0,70 071 0.7? 0731
Относительный объем прокачанной через
пласт жидкости
Рис. VII.11. Оценка эффективности импульсного (цикличного) воздействия
на пласт Л4 Покровского месторождения.
1 — содержание нефти в добываемой продукции; 2 — коэффициент
нефтеотдачи; з — коэффициент охвата.
Покровского месторождения. Залежь разрабатывается при внутри-
контурном заводнении. Закачка воды осуществляется в девять
скважин осевого ряда. Проводится подготовка к «разрезанию» залежи
на блоки поперечными нагнетательными рядами. Эксплуатационные
скважины удалены от нагнетательных на 400—500 м. В этих
сложных физико-геологических и технологических условиях достижение
запланированного коэффициента нефтеотдачи 0,45 обычным
заводнением было бы очень трудно. При аналогичных свойствах нефти на
Сызранском, Заборовском, Калиновском и других месторождениях
и естественном водонапорном режиме конечный коэффициент
нефтеотдачи не превышает 0,33—0,37. С самого начала заводнения и на
274

протяжении всего периода закачка воды осуществляется циклично-
с ежедневными перерывами на 6—18 ч. В залежь закачано более
1,5 млн. ма воды и столько же извлечено нефти. Результаты
заводнения получились неожиданными. Ввиду высокой вязкости нефти,
сильной неоднородности и трещиноватости пласта и близкого
расположения скважин на основе опыта заводнения пласта А4
Покровского месторождения и теоретических исследований предполагался
и ожидался быстрый прорыв воды в скважины и интенсивный рост
обводненности. Фактически же прорыв воды и обводнение скважин
при непрерывной эксплуатации происходят очень медленно. За
трехлетний период заводнения вода появилась только в 10 скважинах
первого эксплуатационного ряда и обводненность их не превышает
3—12%. И только в двух скважинах продукция обводнена более
чем на 30% и резко возросла после их простоев. Текущая нефтеотдача
зоны залежи, через которую прошел фронт воды, без выделения чисто
заводненной и нефтенасыщенной зон составляла 28—32%. Эта
нефтеотдача аналогична достигаемой в начале заводнения по пласту А4
Покровского месторождения [50], вязкость нефти которого в 10 раз
ниже вязкости нефти пласта А4 Якушкинского месторождения.
Средние свойства пласта А4 Покровского месторождения также
в 3—4 раза лучше свойств рассматриваемого пласта. Приведенные
данные о текущей нефтеотдаче пласта и о темпе обводнения дают
основание полагать, что благодаря импульсному воздействию на
пласт нефтеотдача по залежи будет выше запланированной. В
настоящее время проводится подготовка к осуществлению
организованного, более активного импульсного воздействия на всю залежь
пласта А4 Якушкинского месторождения.
Пласт Б2 угленосного горизонта месторождения Яблоновый
Овраг. Мы рассмотрели опыт импульсного воздействия на пласты,
разрабатываемые при искусственном заводнении. Но многие нефтяные
месторождения эксплуатируются при естественном водонапорном
режиме, т. е. воздействие на пласты осуществляется лишь
посредством эксплуатационных скважин. Импульсное же воздействие
возможно только путем резко изменяющегося отбора жидкости и&
залежей.
Наиболее сильное воздействие на пласты будет, очевидно, при
периодической консервации залежей, чередовании максимальных
и нулевых отборов жидкости.
Консервация, или временное выключение из эксплуатации
отдельных обводненных скважин, при разработке нефтяных
месторождений широко практиковалась на Зольненском, Покровском,
Туймазинском и других месторождениях.
Однако примеров полной консервации залежей в практике
разработки нефтяных месторождений очень мало. Это объясняется,
по-видимому, тем, что разработку даже сильно обводненных залежей
прекращают лишь при достижении предела рентабельности
эксплуатации. Известна полная консервация нефтяных залежей XIII
и XVI пластов Новогрозненского нефтяного месторождения в 1942—
275

1943 гг. Результаты этого мероприятия детально изучены и
описаны [56].
Специальный опыт полной консервации был проведен в 1957—
1958 гг. по залежи (пласт Б2) месторождения Яблоновый Овраг.
Продуктивный пласт этого месторождения представлен неодно-
роднослоистыми песчаниками мощностью 8—12 м, со средней
проницаемостью 2,5 д. Вязкость нефти в пласте 16,5 спз. Отношение
вязкостей нефти и воды равно ц0 — 11,4. Первоначальное пласто-
„450
6
6
Со
то
6 96
92
яи
ЙО^
1 250
5 200
, 150
е-
юо
50
~1
\:
\^г
3
.}
1
!
1
1
1
1
1-Ш
1357
3
(О
с;
сз
«:
-13 -
О.
со
. * -
с
>!/
\
1-Ш
1958
Г'
/
к^-
^ **>
^
* 'ч,
1-Ш
1359
О
1
.
-•"-л
. ..»_
п
\
V
¦чх
М-
3
— 1—^
1-Ш
1960
—
1-Ш
196!
Рис. VII.12. Показатели эксплуатации скв. 33 до и после консервации
залежи пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг.
1 — отбор жидкости; 2 — обводненность продукции; з — отбор нефти.
вое давление 110 ат. Давление насыщения 13,5 ат. Газовый фактор
6 м3/т. Плотность нефти 0,881 г/см3.
Залежь открыта в 1937 г., а введена в разработку в 1941 г. Было
пробурено 17 эксплуатационных скважин с плотностью сетки 4 га
на скважину.
Залежь разрабатывалась без поддержания пластового давления
на естественном водонапорном режиме.
До 1955 г. отбор жидкости из пласта постоянно возрастал,
вследствие чего пластовое давление в залежи понизилось до 64—68 ат.
С 1955 г. до консервации залежи число скважин в эксплуатации,
а значит, и отбор жидкости и нефти из пласта уменьшались.
Обводненность добываемой продукции постоянно возрастала и достигала
в октябре 1957 г. 96%. Обводнение пласта, так же как и пласта Б2
Зольненского месторождения, носило послойный характер.
В ноябре 1957 г. залежь полностью законсервировали. Все
скважины были остановлены одновременно. Следовательно, движение
жидкости в пласте прекратилось, если не считать влияния соседних
площадей.
276

Основная цель консервации залежи заключалась в
восстановлении пластового давления, необходимого для продолжения
форсированной эксплуатации обводненных скважин. Можно было также
предполагать, что в период консервации залежи будет происходить
гравитационное перераспределение нефти и воды в пласте, т. е.
переток нефти из слабопроницаемых слоев к кровле более проницаемых.
Поэтому следовало ожидать увеличения содержания нефти и
снижения содержания воды в
добываемой продукции после ре-
консервации.
В ноябре 1958 г. из
консервации было введено в
эксплуатацию семь скважин
из менее обводненных. За
время простоя пластовое
давление в залежи возросло
до начального, т. е. с 85 до
110 ат. Прежде всего
следует отметить идентичность
в характере изменения
обводненности добываемой
продукции всех реконсервирован-
ных скважин (рис. VII.12—
VII.14), что исключает
влияние ошибочных нетипичных
промысловых замеров на
тенденцию изменения
показателей эксплуатации скважин
и разработки залежи. Во
всех скважинах во время
простоя их столб воды
заместился нефтью. Это обычно
для простаивающих обводненных скважин и обусловлено действием
капиллярных сил, вызывающих противоток воды из скважины
в пласт, а нефти из пласта в скважину [46, 481. Поэтому в первые
часы (сутки) после простоя из скважин извлекалась чистая нефть.
Затем обводненность добываемой жидкости постепенно установилась
в соответствии с отношением объемов нефти и воды, притекаемых
из пласта. Это обстоятельство отразилось на обводненности
продукции, добываемой как из отдельных скважин, так и из всей
залежи.
В начальный период реконсервации обводненность продукции
была ниже, чем до консервации, однако затем она резко возросла
и стала выше, чем до консервации. По некоторым скважинам, как,
например, по скв. 33 (см. рис VII. 13), обводненность добываемой
продукции возросла до 100%. В течение длительного периода (до
2 месяцев) из скважин извлекалась одна вода. По отдельным
скважинам обводненность возросла на 2—3% и более.
277
юо г
>9в
]92
В8
^84
во
400
350
300
200
"§ 150
6
©Ш
-о»
--3 50
е
Л
/
¦л»
3
1
1-Х
1957
¦1
(и
5Г
- &
¦Э-
-Л
/'
1
1
|
1,*
I 1-й
те
!~
-.1
1
V
3
¦у"'
1-т
1959
Г-л
Г 1-У1
\
1-Н
1960
1-т
19В1
Рис. VII. 13. Показатели аксплуатации скв. 49 до
и после консервации залежи пласта Б2
месторождения Яблоновый Овраг.
1 — отбор жидкости; 2 — обводненность; а —
отбор нефти.

По залежи в целом обводненность добываемой продукции
увеличилась на 1,5—2%. Если до консервации залежи содержание воды
в добываемой продукции достигало 95,5—96%, то после
консервации оно возросло до 97—97,5%. Вполне понятно, что на конечной
стадии разработки, когда нефть сосредоточена в менее проницаемых
слоях, а все высокопроницаемые слои обводнены, увеличение
содержания воды в добываемой продукции даже на 1—1,5% означает
весьма резкий рост обводненности.
2400
|Ш«
в/да
С:
с 1100
Г)
1200
1000
800
800
да
200
о
'¦ 100
' 96
92
¦5 «
8*
2-о
Л
"V
1 \.
| г
! *
У <-
'г^-
\
\
"
— .
95,8
ч
1-т
1951
а
«а
<ч
?
'97,3-^
1.
7
/
1
1|
1.
1-Ш
1958
"93
^~--
Л А
Г
2,ч
/
/
^г^ г
**-
__-—
1-ХП
1959
и
~Ь—-
г<
"
1
-ч -
1-Ш
1960
\
1
-.-
—
1-Ш
1961
Рис. VII.14. Показатели разработки пласта Б2 месторождения
Яблоновый Овраг до и после консервации.
¦ отбор жидкости; 2 — обводненность продукции; з ¦
4 — фонд скважин.
- отбор нефти;
На третий-четвертый месяц реконсервации обводненность
продукции, добываемой из отдельных скважин и из залежи в целом,
временно уменьшилась, но затем вновь повысилась. Примерно через
год эксплуатации обводненность добываемой продукции как по
залежи в целом, так и по отдельным скважинам весьма существенно
уменьшилась и была даже ниже исходной обводненности (до
консервации залежи). В течение двух лет добыча нефти из залежи была
выше, а обводненность продукции ниже, чем в период,
предшествующий консервации залежи.
Изменения в обводненности добываемой продукции после
консервации пласта Б2 по своему характеру аналогичны результатам,
полученным по XIII и XVI пластам Новогрозненского месторождения
после консервации в 1942—1943 гг. [56]. В большей части скважин
этих залежей после консервации резко снизилось процентное
содержание нефти в добываемой продукции и возросло содержание воды.
На третий-четвертый месяц эксплуатации также наблюдалось
повышение, а в последующем снижение содержания нефти в жидкости.
278

Особенно отчетливо сказывается влияние цикличного отбора
жидкости из залежи на изменении водо-нефтяного и нефте-водяного
факторов. Как видно из рис. VII.15, до консервации залежи в
соответствии с истощением запасов нефти водо-нефтяной фактор
возрастал, а нефте-водяной снижался. Без консервации залежи
последующая динамика этих показателей была бы аналогичной.
Однако в действительности после консервации залежи они
испытывали необычное изменение. В начальный период значения этих
Годы эксплуатации
Рис. VII.15. Показатели разработки по основной группе скважин до и после консервации
залежи пласта Б2 месторождении Яблоновый Овраг.
1 — нарастающая добыча жидкости; 2 — нарастающая добыча нефти; з — добыча жидкости
за месяц; 4 — добыча нефти за месяц; 5 — обводненность; в — водо-нефтяной фактор; 7 —
нефте-водяной фактор.
факторов были хуже, чем до консервации залежи. Но при
дальнейшей эксплуатации в течение 1,5—2 лет водо-нефтяной фактор
снижался, а нефте-водяной возрастал до значений, более благоприятных,
чем до консервации залежи. Так, например, если в 1957 г. водо-
нефтяной фактор был более 23, а нефте-водяной снижался до 0,0345,
то в 1960 г., через 1,5—2 года эксплуатации после консервации водо-
нефтяной фактор снижался до 20, а нефте-водяной фактор возрастал
до 0,05. Затем начался рост водо-нефтяного фактора и уменьшение
нефте-водяного, который продолжается до последнего времени.
Можно лишь предполагать, что до конца 1962 г. эти факторы были
еще более благоприятными по сравнению с теми величинами, которых
они достигли бы без консервации залежи при непрерывной ее
эксплуатации. Эффективность от консервации залежи, очевидно,
выражается разностью заштрихованных площадей (рис. VII.15).
Как видно, зависимость накопленной добычи воды от суммарной
добычи нефти (рис. VII.16), выражающейся до консервации прямой
279

линией, можно экстраполировать на будущий период разработки.
Фактическая же зависимость после консервации вначале
отклонилась в сторону большего отбора воды, т. е. приток воды увеличился,
а приток нефти уменьшился вследствие отмеченного роста
обводненности продукции скважин.
Однако в последующем кривая зависимости накопленной добычи
нефти от суммарных отборов воды отклонилась в сторону большего
ВТ 1955г.
500* ' — ' =Т ' '
Накопленная добыча нефти 2.ЦИ
Рис. VII.10. Характеристика вытеснения по скв. 39, 38, 40, 49 и
25 пласта Б2 Яблонового Оврага.
отбора нефти и уже через год стала более благоприятной, чем была бы
без консервации залежи. К концу 1962 г. дополнительная добыча
безводной нефти только из этих скважин составила более 12,5 тыс. т.
Это равноценно отбору в течение всего периода консервации из
скважин 35 т/сутки безводной нефти, или 7 т/сутки на одну скважину.
При непрерывной же эксплуатации скважин отбор 35 т/сутки нефти
сопровождался бы отбором воды. Даже при исходной обводненности
в 95,8% отбирали бы около 1000 т/сутки воды. Суммарный же отбор
воды из этих скважин за период консервации составил бы более
350 тыс. т.
280

Следовательно, дополнительную добычу нефти в 12,5 тыс. т
можно получить и без консервации залежи, но для этого
потребовалось бы дополнительно извлечь из залежи более 350 тыс. т воды.
Как видно, эффективность однократной консервации залежи
пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг только по этим пяти
скважинам довольно высокая. Нефтеотдача увеличилась на 0,5—
0,6%, а коэффициент охвата пласта заводнением возрос не менее
чем на 0,65-0,85%.
Причем эти результаты следует рассматривать как минимальные
вследствие сделанных допущений и исключения двух наиболее
эффективных скважин [33 и 47] из рассмотрения (рис. VII.12].
Механизм процессов, обусловивших эффективность консервации
залежи (цикличного отбора жидкости), аналогичен процессам,
происходящим при импульсном воздействии на пласты при цикличной
закачке воды. Это — межслойное перемещение нефти из менее
проницаемых слоев в заводненные более проницаемые вследствие
возникновения переменных по знаку перепадов давления между различно
насыщенными слоями и капиллярных противотоков нефти и воды.
Нефть же, перетекая по всей площади залежи из нефтенасыщенных
слоев в более проницаемые заводненные слои, извлекалась вместе
с водой при последующей эксплуатации. Вследствие дополнительного
притока нефти с водой из заводненных слоев и снижения их фазовой
проницаемости для воды после консервации уменьшалась
обводненность добываемой продукции. Только возникновением капиллярного
противотока можно объяснить замещение в скважинах столба воды
нефтью в период их консервации [47, 48, 46].
Более высокая обводненность добываемой продукции во всех
скважинах и залежи в целом в начальный период реконсервации
обусловлена конусообразованием в призабойных зонах скважин
во время их простоя [46].
Таким образом, опыт консервации залежи в пласте Б2
месторождения Яблоновый Овраг дает основание считать цикличный отбор
жидкости из пластов также эффективным методом воздействия,
способствующим повышению конечной нефтеотдачи. Но применять его
целесообразно лишь на конечной стадии разработки, когда
продукция скважин достаточно сильно обводнена (на 50—90% и более).
На ранней стадии разработки залежей снижение продуктивности
скважин вследствие конусообразования во время их простоя может
не компенсироваться притоком нефти из заводненных слоев. Поэтому
метод цикличного отбора жидкости из пластов, очевидно,
следует рассматривать и применять как вторичный метод добычи нефти.
Примеры импульсного воздействия на пласты других
месторождений. Импульсное воздействие на пласты, кроме Калиновского,
Мухановского, Покровского, Якушкинского и Яблоновый Овраг
месторождений, кратковременно осуществлялось и на других
месторождениях — Кулешовском, Губинском, Долина, некоторых
бакинских и др. Делалась попытка начать цикличную закачку воды
и на Арланском месторождении. Однако по этим месторождениям
281

имеющиеся сведения об эффективности метода носят в основном
качественный характер.
В залежи пласта АЗ Кулешовского месторождения, заводняемой
с 1963 г. через разрезающие ряды нагнетательных скважин, в 1964 г.
был создан сильный импульс давления. Закачка воды в пласт,
достигавшая 7—8 тыс. м3/сутки, в период весеннего паводка
прекращалась совсем. В результате было отмечено длительное снижение
обводненности продукции (скв. 204, 207, 316 и др.) с 28—35 до 12—16%.
После консервации залежи в пласте Б2 Губинского
месторождения в конце 1964 г. динамика обводнения добываемой продукции
была аналогична динамике обводнения пласта Б2 месторождения
Яблоновый Овраг — вначале возросла, а затем стала снижаться.
Из зарубеяшого опыта наиболее показателен опыт цикличной
закачки воды в пласт на участке Драйвер месторождения Спраберри
в 1961-1963 гг. [60, 61].
По характеристике участок аналогичен Калиновскому
месторождению. Разработка начата в 1950 г. на режиме растворенного газа.
К 1961 г. пластовое давление в залежи снизилось со 161 до 49 ат.
В 1961 г. на участке осуществлено площадное заводнение. Вода
закачивается в 32 нагнетательные скважины. В эксплуатации находится
более 80 скважин. Пластовое давление повысилось до 94—154 ат, но
при установившемся нагнетании воды в пласт уже через несколько
месяцев скважины быстро обводнились.
Содержание воды в продукции многих скважин достигало 75—
100%. Добыча нефти на участке с 48 эксплуатационными и 15
нагнетательными скважинами составляла лишь 80—90 м3/сутки, а объем
закачки 2700—2800 м3/сутки. С октября 1961 г. по апрель 1963 г.
общий объем закачиваемой воды на этом участке неоднократно
сокращался практически до нуля. В результате обводненность
добываемой продукции отдельных скважин в период уменьшенной закачки
сильно снижалась, достигая 30—45% и менее, а уровень добычи нефти
возрастал и достигал за этот период 180—340 м3/сутки, т. е. был
в 2—3,5 раза выше, чем при непрерывной закачке.
Согласно проведенной оценке нефтеотдача пласта без заводнения
(при режиме растворенного газа) не превышала бы 10%. Заводнение
при установившемся режиме лишь на 7—8% повышало эту
нефтеотдачу. При цикличной закачке воды конечная нефтеотдача повысится
на 18—20%. В ближайшее время намечается широкое внедрение этого
метода заводнения на участках месторождения площадью более
140 000 га. Предполагается, что на всем месторождении Спраберри
с общими запасами более 400 млн. м3 прирост добычи нефти
благодаря цикличному заводнению составит 80 млн. м3 [61].
ПЕРСПЕКТИВЫ ВНЕДРЕНИЯ ИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПЛАСТЫ
Рассмотренные аспекты импульсного воздействия на пласты,
а также анализ накопленного опыта на различных месторождениях
с разными физико-геологическими и технологическими условиями
282

не оставляют сомнения в эффективности этого метода увеличения
нефтеотдачи пластов.
На основании физических представлений о механизме и
гидродинамических исследований явлений в неоднородной пористой среде
следует, что при импульсном воздействии на нласты одновременно
увеличивается и коэффициент охвата заводнением пластов и
коэффициент вытеснения нефти водой в заводненных зонах. Можно
предполагать, что импульсное воздействие на чисто гидрофильные пласты
с самого начала их разработки обеснечит полный охват заводнением
макронеоднородных пластов и полное вытеснение нефти из
заводненных зон микронеоднородной пористой среды. Если во время
формирования нефтяных залежей при однократном замещении воды нефтью
обеспечена «водоотдача» заведомо гидрофильных пластов до 0,80—
0,95, то при вытеснении нефти водой, обладающей лучшей
смачиваемостью поверхности пор, нефтеотдача должна быть не меньше.
Импульсное воздействие на пласт благоприятно влияет на
полноту вытеснения нефти водой, но, по-видимому, вследствие вторичной
гидрофобизации пластов не достигается высокий уровень
нефтеотдачи, особенно при недостаточно хороших вытесняющих
(отмывающих) свойствах воды. Поэтому при искусственном внутриконтур-
ном цикличном заводнении пластов полезна термическая подготовка
и обработка закачиваемой воды реагентами, повышающими ее
вытесняющие свойства.
Однако, как показывает опыт, в результате импульсного
воздействия на пласты даже при закачке воды без специальной обработки
нефтеотдача может увеличиться весьма значительно по сравнению
с обычным заводнением. В условиях же трещиноватых пластов и
высокой вязкости нефти увеличение нефтеотдачи может достигать 20—
25% и более. При благоприятных физико-геологических условиях,
когда обычное заводнение обеспечивает высокие показатели,
повышение нефтеотдачи цластов за счет импульсного воздействия, конечно,
будет менее существенным. Ввиду этого импульсное воздействие на
пласты с целью повышения нефтеотдачи рекомендуется прежде
всего на месторождениях с сильно неоднородными по мощности,
трещиноватыми (карбонатными) пластами и с высокой вязкостью
нефти.
В Куйбышевской области для внедрения этого метода воздействия
на пласты выбраны месторождения именно с такими свойствами.
Уже осуществляется импульсное воздействие на карбонатный пласт
А4 и пласт Б2 Покровского месторождения, на карбонатный пласт
А4 Якушкинского и Кулешовского месторождений и на пласт Б2
месторождений Яблоновый Овраг, Губинское, Сызранское и Забо-
ровское. Характеристики этих месторождений рассматривались
выше. Проводится цикличное воздействие на пласт месторождения
Долина. Намечается также импульсное воздействие на пласты Ар-
ланского и Шкаповского месторождений в Башкирской АССР,
Карабулак-Ачалукского в ЧИАССР и некоторых месторождений
Волгоградской области.
2гз

Лучше обстоит дело с внедрением метода на месторождениях
Куйбышевской области. На южном участке залежи пласта А4 Покровского
месторождения уже начата цикличная закачка воды в конце 1964 г.
и получены положительные результаты. С 1965 г. цикличная закачка
проводится по всей залежи пласта А4 и по пласту Б2 Покровского
месторождения, на залежи пласта Б2 Губинского месторождения
и др. Проводится техническая подготовка к импульсному
воздействию на пласты Якушкинского, Яблоновый Овраг, Сызранского
и Заборовского месторождений. Надо полагать, что для проведения
указанных экспериментов, направленных на решение одной из
основных проблем нефтяной промышленности, будут созданы
соответствующие условия.
На основании результатов исследования метода импульсного
воздействия на пласты можно уверенно рекомендовать внедрение его
на других месторождениях.
В первую очередь импульсное воздействие на пласты желательно
осуществить на Арланском месторождении в Башкирской АССР,
Осинском месторождении в Пермской области, Карабулак-Ачалук-
ском и Малгобек-Вознесенском месторождениях в
Чечено-Ингушской АССР и других аналогичных месторождениях, на которых
обычное заводнение не может обеспечить удовлетворительных
показателей.
Импульсное воздействие на пласты при правильной организации
не может осложнить технологию разработки нефтяных
месторождений или ухудшить процесс вытеснения нефти водой в любых физико-
геологических условиях. Но вследствие переменного давления и
непостоянных условий работы эксплуатационных и нагнетательных
скважин добыча нефти и закачка воды в пласт, естественно, несколько
усложняются. Отбор жидкости из эксплуатационных скважин
происходит при переменных забойных давлениях или динамических
уровнях, что обусловливает определенные трудности в добыче нефти,
так как необходимо соответствующее изменение режима работы
оборудования. После временного прекращения закачки воды возможны
снижение приемистости нагнетательных скважин и другие
трудности. Эти трудности в значительной мере зависят от технологии
импульсного воздействия на пласты и, в частности, от
продолжительности полного цикла и отдельных периодов. Очевидно, в разных
физико-геологических условиях необходимы соответствующие
продолжительность циклов (периодов) и сила импульсов.
Во ВНИИ и Гипровостокнефти проводятся исследования
механизма и гидродинамики процессов в трещиновато-пористых и
неоднородных средах при различных условиях вытеснения нефти, а также
методические вопросы проектирования.
ВЫВОДЫ
Вытеснение нефти из продуктивных пластов водой (заводнение)
в ближайшие десятилетия будет оставаться основным методом
разработки нефтяных месторождений.
2У4

При современной технологии метода конечные показатели
заводнения залежей нельзя признать удовлетворительными, особенно
в неблагоприятных физико-геологических условиях (трещиноватость
пластов, высокая вязкость нефти, переменная смачиваемость
пористой среды и др.).
Однако возможности метода заводнения залежей полностью не
исчерпаны. Условия для наиболее полного охвата заводнением макро-
неоднородных пластов и вытеснения нефти водой из
микронеоднородной пористой среды значительно улучшаются при импульсном
воздействии на пласты, которое осуществляется цикличной закачкой
воды или цикличным отбором жидкости.
При таком воздействии на пласты охват заводнением и степень
вытеснения нефти водой повышаются благодаря гидродинамическому
и капиллярному эффектам. При переменном давлении на контуре
питания или в зоне отбора жидкости для неоднородного пласта
характерно неустановившееся перераспределение давления,
возникновение перепадов давления между различно проницаемыми и
различно насыщенными зонами, слоями, потоками и каналами. В
результате происходит перемещение нефти из застойных зон, менее
проницаемых слоев и каналов в зоны активного дренирования, в
высокопроницаемые слои и каналы. В условиях неустановившегося,
попеременно изменяющегося давления в послойно заводненных
микронеоднородных пластах активизируются капиллярные процессы,
способствующие заводнению менее проницаемых зон, слоев и каналов.
Аналитические исследования заводнения неоднороднослоистых
пластов при переменном давлении на контуре питания показали
возможность существенных межслойных перетоков жидкости.
После обобщения практического опыта импульсного воздействия
на продуктивные пласты, проводившегося в различных условиях на
многих месторождениях — Калиновском, Мухановском,
Покровском, Якушкинском, Яблоновый Овраг, Спраберри и др.,
установлена высокая эффективность метода, особенно при неблагоприятных
физико-геологических условиях, выражающаяся в повышении
конечной нефтеотдачи пластов, снижении водо-нефтяных факторов,
уменьшении обводненности и замедлении темпа роста содержания
воды в добываемой продукции.
Метод импульсного воздействия рекомендуется применять прежде
всего на месторождениях с трещиноватыми (кавернозными) пластами
и высокой вязкостью нефти (например, на Арланском, Осинском,
Малгобек-Вознесенском, Якушкинском, Покровском и др.).
В связи с импульсным воздействием на пласты возникает
необходимость в новых исследованиях вопросов фильтрации жидкости,
физики микроявлений в пористой среде и макропроцессов в
неоднородных пластах, а также в изучении вопросов технологии, контроля,
прогноза, оценки эффективности и регулирования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Разработка нефтяных залежей при вытеснении нефти водой
(заводнении) — сложнейший технологический процесс. В основном
осложнения разработки обусловлены неравномерным заводнением
пластов по мощности и неполным вытеснением нефти водой из
пористой среды. В результате добываемая продукция интенсивно
обводняется. Извлечение нефти из пластов сопровождается отбором
значительных объемов воды. Однако, поскольку в пласте остается до
40—70% первоначальных запасов нефти, в условиях естественной
ограниченности природных запасов нефти, грандиозных
долгосрочных перспективных планов добычи нефти в стране и непрерывного
повышения удельных капитальных затрат на открытие новых
месторождений главная непроходящая проблема нефтяной
промышленности — увеличение конечной нефтеотдачи пластов и повышение
эффективности процесса заводнения. Решение этой проблемы
неразрывно связано с изучением методов контроля, прогноза и
регулирования процесса разработки нефтяных залежей.
Целенаправленное, эффективное воздействие на процесс
заводнения нефтяных залежей возможно только на основе достоверных
сведений об особенностях процесса заводнения, о распределении
текущих запасов нефти в объеме залежи и о состоянии насыщенности
в различных зонах. Для оценки эффективности методов воздействия,
определения динамики и конечных значений показателей необходимы
надежные методы прогноза. И, наконец, основная задача
заключается в осуществлении наиболее благоприятной, эффективной
технологической системы разработки и в применении действенных
методов повышения нефтеотдачи.
1. Неравномерное заводнение нефтяных залежей и неполное
вытеснение нефти водой из пористой среды обусловливается
неоднородными свойствами пластов — их макро- и микронеоднородностью.
Макронеоднородность пластов выражается в изменчивости по объему
залежи проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и
коэффициента вытеснения нефти водой, а микронеоднородность пористой
среды — в изменчивости размеров пор (поровых каналов) и
смачиваемости их поверхности.
Для прогноза процесса заводнения нефтяных залежей необходимо
учитывать все виды макронеоднородности пластов.Выражение
неоднородности пластов через функцию распределения проницаемости,
286

а равно пористости, нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения
по данным анализа керна отражает лишь статическое состояние их
неоднородности вне движения жидкости. На показатели же
заводнения продуктивных пластов влияет динамическая неоднородность
их, возникающая при движении жидкости и зависящая от характера
фильтрации.
На основе различных исследований особенностей заводнения
пластов показано, что в продуктивных нефтеносных пластах преобладает
избирательный характер фильтрации жидкости, при которой
макропотоки (трубки тока) отличаются не только по проницаемости,
пористости и насыщенности, но и по длине. Поэтому для прогноза
показателей заводнения пластов необходимо учитывать неоднородность
их по фильтрационным сопротивлениям макропотоков. Тогда
неоднородность пластов выразится через распределение комплексной
ко
функции г|з = —^~, т. е. функцией Р (гр). Длину макропотоков
(трубок тока) жидкости Ь. при избирательной фильтрации
предлагается определять через плотность вероятности распределения
проницаемости / (к).
2. Однако рассмотренные объемные параметры пористой среды —
проницаемость, пористость, нефтенасшценность и коэффициент
вытеснения — неоднозначны, содержат элементы субъективности и
зависят от условий определения. Ввиду этого характеристика
неоднородности продуктивных пластов по указанным параметрам также
неоднозначна. Объективно неоднородность пластов представлена
изменчивостью в объеме залежей размеров пор, а при движении
жидкости — поровых каналов. Поэтому функция распределения
поровых каналов по размеру и длине при избирательной фильтрации
Р (-гт) буДет наиболее представительным отображением реальной
динамической неоднородности продуктивных пластов.
Динамическая неоднородность пластов менее значительна, т. е.
более благоприятна, чем их статическая неоднородность по всем
параметрам. Для получения характеристики микронеоднородности
пластов и использования ее при прогнозе показателей заводнения
необходимо организовать исследование неоднородности внутренней
структуры пористой среды, а в первую очередь распределения размеров
пор в пластах хотя бы основных нефтяных месторождений.
3. В условиях избирательного заводнения нефтеносных пластов
совершенно необходим контроль за распределением текущих запасов
нефти в первоначальном объеме залежи и за динамикой охвата
заводнением (нефтеотдачи) различных зон залежей. Это возможно при
помощи метода оценки и прогноза показателей заводнения пластов
по промысловым данным — метода изохром обводнения. Этот метод
позволяет на основе обычной промысловой информации (обводнение
продукции эксплуатационных скважин) изучать в динамике и делать
прогноз коэффициента охвата пласта заводнением и нефтеотдачи
в различных зонах залежей.
287

Используя полученные данные о динамике коэффициентов охвата
и нефтеотдачи за предыдущий период, путем построения так
называемых характеристик заводнения можно определять конечную
нефтеотдачу и относительный объем извлекаемой жидкости и проводить
технико-экономический анализ процесса заводнения.
Методом изохрон обводнения изучалась динамика нефтеотдачи
продуктивных пластов Покровского, Красноярского, Зольненского,
Яблоневского, Яблоновый Овраг и других месторождений. В
результате выяснены важные особенности заводнения залежей и получены
достоверные результаты о текущих и конечных значениях
нефтеотдачи. Высокая точность метода по оценке и прогнозу нефтеотдачи
подтверждена на залежах пласта А4 Покровского и пласта Б2
Зольненского месторождений.
Метод изохрон обводнения в интегрированном виде отображает
все реальные физико-геологические свойства и условия (систему)
разработки залежей, но применение его для прогноза показателей
заводнения возможно только для залежей пластового типа с
достаточной предшествующей историей разработки. Для прогноза же
показателей заводнения залежей на стадии проектирования и для
регулирования процесса эксплуатации очень важно знать характер и
степень влияния на них различных физико-геологических факторов
залежей и технологических параметров системы разработки.
В работе рассматривается влияние на процесс заводнения залежей,
добычи нефти и нефтеотдачи следующих факторов и параметров:
макронеоднородности пластов при избирательной фильтрации,
микронеоднородности при избирательной фильтрации, трещиноватости
пластов, вязкости нефти, обширных начальных водо-нефтяных зон,
капиллярных сил, параметров сетки скважин, схемы (условий)
питания залежей, темпа разработки и условий вскрытия
продуктивных пластов в скважинах.
4. Получены расчетные зависимости для определения основных
показателей заводнения пластов — коэффициента охвата
заводнением, содержания нефти в добываемой продукции и относительного
объема извлекаемой жидкости — с учетом комплексной
макронеоднородности (неоднородности по пористости, проницаемости и
насыщенности) при избирательной фильтрации жидкости. Проведены
вычисления этих показателей для реальных условий пластов. Для
прогноза показателей заводнения неоднородных продуктивных
пластов рекомендуется использовать динамическую, комплексную
макронеоднородность пластов на основе избирательного характера
фильтрации жидкости в пределах объема залежи.
5. Наиболее объективно и достоверно прогноз показателей
заводнения пластов возможен при учете их динамической
микронеоднородности, т. е. неоднородности по размерам норовых каналов при
избирательной фильтрации. В работе получены основные зависимости
для прогноза показателей заводнения залежей на основе
микронеоднородности.
6. Трещиноватость или кавернозность пластов — предельная
288

макронеоднородность, свойственная всем продуктивным пластам,
и особенно сильно развитая в карбонатных коллекторах. Влияние
трещиноватости пластов на показатели заводнения можно отразить
при прогнозе процесса на основе характеристики
микронеоднородности пластов и избирательной фильтрации.
Но трещиноватость пластов отражается и на продуктивности
скважин. В работе этот вопрос изучен при условиях движения
жидкости, соответствующих модели трещиновато-пористой среды как
среды с двойной пористостью. Продуктивность скважин в
трещиноватом пласте существенно повышается при наличии широко развитых
макротрещин @,1—0,5 см и более). Микротрещины (менее 0,01 см)
даже при широком их простирании на продуктивность скважин
влияют очень слабо.
7. Одним из важнейших физико-геологических параметров,
определяющих показатели заводнения залежей, является вязкость нефти.
В широко известных и применяемых методиках расчета вязкость
нефти учитывается не в полной мере.
В результате исследования этого вопроса предложены две
методики прогноза показателей заводнения неоднородных пластов, в
которых учитывается влияние вязкости нефти. Причем по одной из них
почти не увеличивается трудоемкость расчетов по сравнению с
прогнозом для одножидкостной системы и неоднородного пласта.
И аналитические и практические исследования показывают, что
даже при соотношении вязкостей нефти и воды р,0 = 2 н- 3
коэффициент охвата заводнением может быть на 10—12% меньше, чем при
одножидкостной системе, а при \10 = 12 т- 20 нефтеотдача может
снизиться на 25—35%. Поэтому при прогнозе процесса
заводнения нефтяных залежей совершенно необходимо учитывать вязкость
нефти.
8. Характерной особенностью нефтяных платформенных
месторождений является пологое залегание продуктивных пластов и как
следствие этого наличие обширных начальных водо-нефтяных зон
залежей. Размеры водо-нефтяных зон достигают 50—70% от общей
площади залежи, а запасы нефти в них до 45—50% от общих запасов.
Влияние водо-нефтяных зон на процесс заводнения при прогнозе
до последнего времени практически не учитывается. Даже для
залежей, по всей подошве подстилающихся водой, расчеты обычно
проводятся при условии средней нефтенасыщенной мощности и
допущении о вертикальном начальном водо-нефтяном контакте. Это
безусловно .связано с большими погрешностями при определении
перспектив разработки месторождений.
В работе предлагается методика прогноза показателей заводнения
залежей в неоднородном продуктивном пласте с учетом обширных
водо-нефтяных зон. Расчеты по этой методике подтверждают
значение, особенно в начальной и средней стадиях эксплуатации, водо-
нефтяных зон при разработке залежей, когда снижение
коэффициента охвата заводнением, обусловленное этим фактором, может
достигать 8—16% при прочих одинаковых условиях.
289

Из этих результатов следует вывод о предпочтительной
целесообразности внутриконтурного заводнения, когда на контуре питания
искусственно создается вертикальный водо-нефтяной контакт и
исключается питание залежи через естественную начальную водо-нефтя-
ную зону.
9. При вязкости нефти более 2—3 спз для платформенных
месторождений существует проблема извлечения нефти из водо-нефтяных зон.
Обычно практикуемое размещение эксплуатационных скважин
только в чисто нефтяной зоне не обеспечивает эффективного
дренирования внешней части водо-нефтяных зон залежей. Это подтверждается
опытом Покровского, Красноярского, Туймазинского, Муханов-
ского и других месторождений. Бесспорно эффективность разработки
месторождений определяется воздействием на водо-нефтяные зоны
залежей и активностью извлечения запасов нефти из них. На основе
исследований и обобщения опыта эксплуатации залежей с обширными
водо-нефтяными зонами рекомендуются такие элементы системы
разработки для подобных залежей, которые обеспечивают равномерное
вовлечение в разработку всех зон.
При необходимости в искусственном заводнении «разрезанием»
залежей на блоки со вскрытием в нагнетательных скважинах нефте-
насыщенной мощности пласта и размещением эксплуатационных
скважин по всей площади создаются условия для равномерного
дренирования их объема. Для разработки залежей с обширными водо-
нефтяными зонами при естественном водонапорном режиме
необходимо проектировать две системы эксплуатационных скважин. Одни
из них должны размещаться как обычно, в чисто нефтяной зоне,
а другие по более редкой сетке во внешней части водо-нефтяной
зоны. Во внутренней части водо-нефтяной зоны скважины можно не
размещать, так как она активно дренируется скважинами чисто
нефтяной зоны.
10. Особенно важно при проектировании и регулировании
заводнения нефтеносных пластов учитывать поверхностно-молекулярную
характеристику залежей, обусловливающую капиллярные цроцессы.
Без изучения условий и характера проявления капиллярных сил
в процессе заводнения залежей, без оценки влияния их на
показатели заводнения невозможно обосновать эффективность новых
методов воздействия на пласты с целью повышения нефтеотдачи.
В работе обобщены и по возможности взаимоувязаны результаты
многочисленных экспериментальных, аналитических и промысловых
исследований капиллярных процессов при заводнении нефтеносных
пластов и их моделей. Капиллярными процессами в неравномерно
заводненных пластах обусловлено выравнивание насыщенностей
обводненных и нефтяных слоев и поровых каналов, которое
выражается в различных видах противоточной фильтрации нефти и воды.
Ввиду четочного строения поровых каналов и переменной
смачиваемости их поверхности капиллярные силы имеют прерывистый
характер, а самопроизвольная капиллярная пропитка может быть
ограниченной по глубине и медленной во времени.
290

Однако капиллярные процессы поддаются регулированию
обычными технологическими средствами. На основе промысловых
исследований, а также многих экспериментальных данных показано, что
к благоприятным, а возможно, и необходимым условиям
непрерывной капиллярной пропитки относится избыточное или попеременно
изменяющееся давление в водонасыщенной среде. Такие условия
создаются при цикличной закачке воды в пласт или цикличном отборе
жидкости из залежей.
11. Получена характеристика капиллярных противотоков в
микронеоднородной пористой среде, позволяющая определять глубину
и скорость капиллярной пропитки. При этом используется
распределение пор и поровых каналов по размеру.
12. В работе рассмотрено влияние капиллярной пропитки на
показатели заводнения неоднородных пластов — коэффициент охвата
заводнением и содержание нефти в продукции. Получены
зависимости для прогноза этих показателей с учетом возможной
капиллярной пропитки на контакте заводненных и нефтенасыщенных слоев.
Выполнены расчеты процесса заводнения при реальных физико-
геологических условиях залежей, которые показали, что благодаря
капиллярной пропитке дополнительный коэффициент охвата
заводнением может достигать 12—16% и более.
Для регулирования процесса разработки нефтяных
месторождений исключительно важно установить влияние на показатели
заводнения и конечную нефтеотдачу залежей технологических факторов.
Изучено влияние на процесс разработки залежей параметров сетки
скважин, расположения линии искусственного питания и темпа
отбора жидкости.
13. Параметры сетки скважин — один из важнейших проблемных
вопросов нефтяной промышленности, так как числом скважин
определяется основной объем капитальных вложений, требующихся для
разработки месторождений. В работе рассматриваются и
предлагаются два приближенных метода оценки влияния этого
технологического фактора на процесс разработки залежей.
Метод осредненных линий тока основан на развертке потоков
жидкости в систему скважин и определении средних длин линий тока
для нефти и воды в каждый ряд. Таким способом возможно оценить
значение каждого ряда скважин в обводнении продукции,
добываемой из залежи в целом, и нефтеотдаче пласта.
Метод криволинейной галереи основан на преобразовании
сложного потока в систему скважин в эквипотенциальный линейный
поток — в галерею, форма которой отображается интегральной
функцией распределения микропотоков жидкости по приведенной длине.
При этом процесс линейной фильтрации жидкости в галерею
тождественно заменяет нелинейное движение в многорядную систему
скважин. Для преобразования потока жидкости в криволинейную
галерею используется кинематика линий тока в скважины на основе
электромоделирования процесса.
Получены зависимости для основных показателей заводнения
291

залежей (коэффициента охвата, содержания нефти в добываемой
продукции и относительного объема извлекаемой жидкости),
позволяющие учитывать параметры сетки скважин, неоднородность
пластов, различие вязкостей нефти и воды и непоршневой характер
вытеснения нефти водой. Исследовано влияние различных
параметров сетки на' процесс заводнения. Анализ полученных результатов
и зависимостей позволил отметить благоприятные и неблагоприятные
параметры сетки скважин.
Для процесса заводнения и нефтеотдачи решающее значение имеет
не плотность сетки скважин, не расстояния между ними, а
относительное расположение их на залежах — относительно различных
экранов, внутреннего и внешнего контуров нефтеносности, контура
искусственного питания и зон завершения разработки. Можно
существенно разредить или уплотнить сетку скважин и почти не изменить
условий заводнения и нефтеотдачи залежей. Но неудачное
расположение скважин на залежах даже при высокой плотности сетки
обусловит резкое ухудшение показателей заводнения и снижение
конечной нефтеотдачи.
К числу благоприятных параметров относятся: уплотнение сетки
скважин в зоне завершения разработки (своде залежей), удаление
от водо-нефтяной зоны и искусственного контура питания,
уменьшение расстояния между нагнетательными скважинами и объема
закачки воды в каждую из них, двустороннее питание нагнетательных
скважин, т. е. внутриконтурное заводнение, предпочтительно
блоковые системы заводнения.
Неблагоприятными параметрами сетки скважин являются:
редкая сетка в зоне завершения разработки (своде залежи), образование
нейтральной, слабо дренируемой зоны между двумя стягивающими
(внутренними) рядами скважин или между внутренним рядом и
естественным экраном, большие расстояния между нагнетательными
скважинами и объемы закачки воды в каждую из них, особенно при
законтурном заводнении. При неудачном расположении скважин
на залежах конечная нефтеотдача может снизиться на 6—12%.
С увеличением неоднородности пласта из-за неблагоприятных
параметров сетки нефтеотдача снижается.
14. Все методы прогноза показателей заводнения залежей,
особенно с учетом неоднородности пласта, параметров сетки скважин
и вязкости нефти, требуют большого объема довольно сложных
вычислений.
В работе предлагается экспресс-метод прогноза показателей
заводнения неоднородных пластов, разрабатываемых системой скважин.
Метод основан на представлении процесса заводнения залежей в виде
совокупности случайных функций заводнения отдельных
макропотоков (трубок тока или слоев), отличающихся по проницаемости
и длине. В сечениях совокупности реализаций случайных функций,
фиксируемых во времени, определяется математическое ожидание
(средние значения) коэффициента охвата и содержания нефти в
добываемой продукции. По этим средним значениям показателей завод-
2 92

нения определяется динамика их в размерных или безразмерных
координатах. Так, весь процесс прогноза показателей заводнения
неоднородных пластов с учетом параметров сетки скважин сводится
к графическому построению совокупности реализаций элементарных
случайных функций и вычисления математического ожидания в
нескольких сечениях.
Метод позволяет установить раздельное влияние неоднородности
пласта при отборе жидкости из галереи, системы скважин и влияние-
параметров сетки скважин в условиях однородного и неоднородного'
пластов. Прогноз показателей заводнения и сравнение с другими
методами показали высокую точность экспресс-метода.
15. Важнейшим технологическим фактором, влияющим на
процесс разработки залежей, является искусственное заводнение. На
основе обобщения опыта различных методов заводнения нефтяных
месторождений, оценки нефтеотдачи и расчетов показателей
заводнения при разных схемах питания залежей установлено, что наиболее'
надежным и активным, наиболее экономичным и эффективным
методом искусственного заводнения залежей является «разрезание» их
на блоки, т. е. блоковые системы заводнения.
Этот метод по сравнению с законтурным заводнением обладает
преимуществами по всем показателям и может даже служить
средством повышения нефтеотдачи пластов. Благодаря эффективному
распределению объема закачиваемой воды относительно зон
сосредоточения основных запасов нефти при одном и том же объеме
прокачанной жидкости достигается более высокая нефтеотдача.
Осуществление этого метода заводнения по нашему предложению на Куле-
шовском и Мухановском месторождениях подтвердило его высокую
эффективность и универсальность. Метод применим на любом
месторождении, на любой стадии разведки, исключает возможность
консервации внутренних зон залежей и позволяет применять любые
современные методы повышения нефтеотдачи пластов.
16. Темп разработки нефтяных залежей отражается на
экономических показателях. С повышением темпа разработки до некоторого-
предела экономические показатели улучшаются при прочих
одинаковых условиях. Это ясно. Однако в вопросе о влиянии темпа
заводнения залежей на их нефтеотдачу однозначных представлений да
последнего времени не было.
Изучение условий заводнения неоднородных пластов с учетом
действия капиллярных сил на фронте внедрения воды и на
контакте обводненных и нефтенасыщенных слоев (зон) показало, что при
промышленно целесообразных темпах разработки всех залежей
капиллярные процессы не могут изменить характера их заводнения.
Следовательно, конечная нефтеотдача инвариантна и независима ог
темпа разработки. На основе этих и других исследований все
месторождения Куйбышевской области разрабатываются высокими
темпами, что позволяет поддерживать высокий уровень добычи нефти
и эффективные экономические показатели.
293

17. Большинство нефтяных месторождений платформы много-
рластовые, и часто не только целесообразна, но и необходима
совместная разработка нескольких пластов единой сеткой скважин. Этот
Метод разработки дает большой народнохозяйственный эффект и
поручил широкое распространение на месторождениях Куйбышевской
области, Татарии, Башкирии и других районов. Поэтому вопросы
выбора объектов, методы контроля и регулирования совместной
разработки имеют исключительно большое и важное практическое
значение. В работе эти вопросы рассматриваются на основе опыта
разработки многопластовых объектов и аналитических исследований
влияния различных физико-геологических и технологических
факторов на показатели совместной эксплуатации пластов.
Сложность процесса разработки многопластовых объектов
обусловлена в основном крайне неустойчивым профилем притока жидкости
по мощности объекта вплоть до перетока жидкости из одних пластов
в другие, и в неравномерном, непропорциональном запасам нефти
долевом участии пластов в текущей добыче нефти и нефтеотдаче.
Именно эти осложнения процесса обусловливают ухудшение
показателей совместной разработки пластов по сравнению с
раздельной.
Цель контроля разработки многоплановых объектов —
непрерывное выяснение динамики профиля притока жидкости по мощности
объекта и долевого участия пластов в добыче нефти и нефтеотдаче.
При невозможности контролировать эти показатели прямыми
методами предлагаются косвенные способы, практикуемые на
месторождениях Куйбышевской области.
Задача регулирования совместной разработки нескольких пластов
«диной сеткой скважин заключается в том, чтобы обеспечить условия
эксплуатации, исключающие возможность перетока жидкости из
одних пластов в другие (поглощения в скважинах), и необходимый
темп разработки отдельных залежей в объекте.
Исследования влияния физико-геологических и технологических
факторов на показатели совместной разработки показали, что они
зависят от размеров (запасов нефти) отдельных залежей в объекте,
свойств нефти и пластов и от опережения разработки той или иной
залежи. Наиболее благоприятными показатели разработки
многопластовых объектов будут при опережающем заводнении залежей
с меньшей проводимостью пластов или с самыми большими запасами
нефти.
Было исследовано большое число вариантов совместной
разработки пластов при разных условиях на ЭВМ Минск-2. Рассмотрены
возможности различных технических средств по интенсификации
разработки менее продуктивных пластов. «Разрезание» залежей на
блоки с одновременным повышением давления на линиях
нагнетания при раздельном заводнении залежей может обеспечить очень
высокий темп разработки пластов даже с низкой проводимостью.
Раздельное заводнение залежей в многопластовом объекте —
непременное условие рациональности совместной разработки.
294

Используя эти исследования, мы обосновали принципы
регулирования разработки многопластовых объектов, которые
использовались на Мухановском месторождении. Обобщен опыт разработки
и регулирования процесса эксплуатации двух многопластовых
объектов Мухановского месторождения. В результате установлена очень
важная особенность их разработки. При выполнении проектных
систем разработки в каждом из объектов самые крупные по запасам
залежи в пластах СП и ДП оставались практически
законсервированными. Внедренная в практику система регулирования
обеспечила радикальное улучшение совместной разработки и высокий
народно-хозяйственный эффект.
На основе результатов исследования влияния различных факторов
на показатели разработки и обобщения опыта контроля и
регулирования процесса совместной эксплуатации сформулированы
критерии совместимости и намечен порядок выбора объектов для
разработки их единой сеткой эксплуатационных скважин.
— 18. Конечная цель регулирования процесса разработки
нефтяных месторождений заключается в повышении эффективности
воздействия на продуктивные пласты и в повышении их конечной
нефтеотдачи. Научно обоснованная система разработки,
соответствующая всем реальным геологическим условиям нефтяной залежи,
как показано в работе, способствует существенному повышению
конечной нефтеотдачи пласта и улучшению всех показателей
разработки по сравнению с неблагоприятной системой. Но даже в лучших
условиях разработки залежей конечная нефтеотдача их остается
неудовлетворительной.
Для повышения эффективности заводнения и увеличения
нефтеотдачи залежей предлагается проводить импульсное воздействие
на пласты. Физической основой этого метода воздействия служит
микро- и макронеоднородность пластов, а также избирательный
характер фильтрации жидкости как в отдельных норовых каналах,
так и в макропотоках, обусловливающий послойное заводнение
залежей и остаточную нефтенасыщенность в обводненных зонах.
Практическое осуществление метода возможно путем цикличной
закачки воды в пласт или цикличного отбора жидкости из залежи.
19. Эффект импульсного воздействия на пласты обусловливается
действием гидродинамических и капиллярных сил.
Изучение гидродинамического эффекта проведено при
установившемся и нестационарном режимах фильтрации жидкости в неодно-
роднослоистом, послойно заводненном пласте. Получено решение
для давления и расхода. Однако конечные соотношения настолько
сложны, что расчеты по ним весьма затруднительны. Поэтому для
оценки межслойных перетоков жидкости вследствие цикличного
воздействия на пласты использованы приближенные зависимости,
полученные при соответствующих допущениях. Расчеты по разным
методикам и экспериментальные исследования свидетельствуют о том,
что при создании импульсов давления на контуре питания в не-
однороднослоистом пласте происходят значительные межслойные
295

перетоки жидкости. В начальный период эти перетоки могут даже
превышать послойный расход жидкости. Проведенные исследования
гидродинамического эффекта, конечно, не претендуют на высокую
точность, но они определенно указывают на то, что импульсное
воздействие на пласты обусловливает существенные перемещения
установившихся границ потоков жидкости в объеме залежи.
Изучение влияния капиллярного эффекта при импульсном
воздействии на пласты приводит к выводу об усилении процесса
пропитки нефтенасыщенных менее проницаемых слоев, зон и каналов
водой из смежных заводненных и проявляется в виде встречных
движений — противотоков нефти и воды.
Оба этих эффекта способствуют вытеснению нефти из менее
проницаемых слоев и застойных зон в высокопроницаемые слои и зоны
активного дренирования, а следовательно, и повышению
нефтеотдачи пласта.
При таком воздействии добывная мощность месторождения
складывается из добывных возможностей отдельных блоков аналогично
тому, как мощность современного энергетического центра
суммируется из мощностей отдельных энергоблоков.
20. В определении эффективности и промышленной ценности
нового технологического процесса или метода воздействия на пласты
преимущественное значение принадлежит практике. Обобщение
опыта импульсного воздействия на пласты Калиновского,
Покровского, Мухановского, Якушкинского, Яблоновый Овраг, Спраберри
и других месторождений указывает на бесспорную эффективность
метода, особенно при неблагоприятных физико-геологических
условиях (трещиноватый пласт, высокая вязкость нефти и пр.), когда
обычная технология заводнения малоэффективна. Следствием
импульсного воздействия на пласты являются снижение обводненности
добываемой продукции и темпа ее роста, уменьшение водо-нефтяного
фактора и повышение конечной нефтеотдачи пластов.
Исходя из имеющегося опыта и исследований, импульсное
воздействие на пласты рекомендуется осуществлять в первую очередь
на таких месторождениях, как Якушкинское, Арланское, Осинское,
Карабулак-Ачалукское и других, обладающих высокой вязкостью
нефти или резкой неоднородностью пластов по мощности. При
искусственном заводнении залежей цикличная закачка воды
целесообразна в начальной стадии разработки, тогда как при естественном
водонапорном режиме разработки залежей цикличный отбор
жидкости допустим лишь на конечной стадии, в период высокой
обводненности добываемой продукции.
21. В связи с применением импульсного воздействия на пласты
возникает необходимость в новых исследованиях теории фильтрации
жидкости, физики макропроцессов и микроявлений, вопросов
контроля, прогноза и регулирования разработки нефтяных
месторождений.

Литература
1. Афанасьева А. В., Раковский Н. Л., Суворов Н. И.
Использование растворителей и газа высокого давления в целях повышения нефтеотдачи илаета.
Материалы Всесоюзного совещания, Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
2. Б а б а л я н Г. А. и др. Физико-химические основы применения поверхностно-
активных веществ при разработке нефтяных пластов. Гостоптехиздат, 1962.
3. Б а б а л я н Г. А. и др. Применение поверхностно-активных веществ и
углекислоты для увеличения нефтеотдачи. Материалы Всесоюзного совещания, Баку, 1963.
ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
4. Бахтияров А. С. и др. Промышленный опыт тепловой обработки скважин
термоинжектором. ННТ, Нефтепромысловое дело, .N8 4. Гостоптехиздат, 1963.
5. Б а и ш е в Ф. А. Состояние разработки и мероприятия по увеличению нефтеотдачи
месторождений Татарской АССР. Материалы Всесоюзного совещания, Баку, 1963.
ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
6. Березин В.М. Нефтеотдача образцов песчаников девона и угленосной свиты
Башкирии при вытеснении нефти водой. Труды ВНИИ, вып. 24. Гостоптехиздат, 1959.
7. Б е р е з и н В. М. Выступление в прениях. Материалы Всесоюзного совещания,
Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
8. Богомолова А. Ф., Кочешков А. А., Крылов А. П. Процесс
перемещения погребенной воды при вытеснении нефти водой. Нефт. хоз., .М 8, 1961.
9. В а г а б о в а Н. Р. Влияние верхнего пласта на поведение продуктивного пласта
через проницаемые перемычки при нестационарной фильтрации. Азерб. нефт. хоз.,
№ 4, 1959.
10. Великовский А. С, Т е р з и В. Т. Вытеснение нефти сжиженным газом
из обводненных пластов. Нефт. хоз., № 12, 1957.
11. В е л и к о в с к и й А. С, Терзи В. П. Нагнетание жирного газа в пласт
для повышения нефтеотдачи. Нефт. хоз., ДА 11, 1956.
12. Газарян Г. С. Экспериментальное исследование движения жидкости в смежных
горизонтах при наличии слабопроницаемой перемычки. Изв. вузов. Нефть и газ, Л4 4, 1958.
13. Глумов И. Ф. Выступление в прениях. Материалы Всесоюзного совещания,
Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
14. Г у б а н о в А. И., Сазонов Б. Ф. Анализ разработки Калиновско-Ново-
степановского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып. 1. Гостоптехиздат, 1958.
15. Гусейнов Г. П. Некоторые вопросы гидродинамики нефтяного пласта.
Азернешр, 1961.
16. 3 а к с С. Л. Увеличение нефтеотдачи частично истощенных пластов путем
нагнетания в него газов высокого давления. Изв. АН СССР, ОТН, № 9, 1955.
17. Иванова М. М., Орлинский Б. М. и др. Контроль за обводнением
горизонта Д1 в процессе разработки Ромашкинского месторождения. Труды ТатНИИ, вып. 4,
Бугульма, 1962.
18. К а п е л ю ш н и к о в М. А., Ж у з е Т. П., 3 а к с С. Л. Исследование
критических условий в системе нефть — газ и влияние на них пород пласта. Труды совещания
по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи.
Азнефтеиздат, 1953.
19. Кисляков Ю. П., Демин Н. В., Р у с с к и х В. Н. Влияние градиентов
давления на величину параметров пласта на Туймазинском месторождении. Нефт. хоз.,
Л5 2, 1964.
20. Колганов В.И. Особенности обводнения и нефтеотдача пласта Б2 Зольнен-
ского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
21. Колганов В.И.О конечной нефтеотдаче песчаных пластов при водонапорном
режиме. Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоптехиздат, 1961.
22. Колганов В. И., Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение
нефтяных пластов и скважин. Изд-во «Недра», 1965.
23. Котяхов Ф.И.О термическом воздействии на нефтяные пласты карбонатного
типа. Нефт. хоз., № 3, 1965.
24. Л ю т и и Л. В. Исследование поведения пен в пористой среде и определение
путей их использования для увеличения нефтеотдачи. Материалы Всесоюзного совещания,
Баку, 1963. ЦИНИИТЭнефтегаз, 1964.
25. Л ю т и н Л. В., Серебренников С. А. Лабораторные исследования по
применению углекислоты для полного удаления нефти из призабойной зоны и для увеличения
нефтеотдачи. Труды ВНИИ, вып. 15. Гостоптехиздат, 1958.
26. Мамедов Г.А. О перетоке жидкостей между двумя смежными пропластками
при различной их проницаемости. Изв. вузов, нефть и газ, № 4, 1959.
27. Мамлеев Р. Ш. Вопросы, связанные с коэффициентом нефтеотдачи.
Материалы Всесоюзного совещания, Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
28. Мустафинов А. Н. Современное состояние работ по нефтеотдаче пласта.
Труды ВНИИ, вып. 38. Гостоптехиздат, 1963.
29. М э р ф и В. Увеличение темпа заводнения способствует получению большого
количества нефти. Реф. сб., сер. Нефтепромысловое дело, вып. 158 C), 1958.
30. Нами от А.Ю. Состояние работ по применению сжиженных газов, сжатых
газов и растворителей для вытеснения нефти из пористой среды. Труды ВНИИ, вып. 28.
Гостоптехиздат, 1960.
31. Непримеров Н. П., Ш р а г и н А. Г. Особенности внутриконтурной
выработки нефтяных пластов. Иад-во КГУ, 1961.
32. Николаевский В. Н. Конвективная диффузия в пористых средах. ПММ,
т. 23, вып. 6, 1959.
33. Николаевский В.Н. Процессы перемешивания взаиморастворимых
жидкостей в пористых средах. В кн. «Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости».
Гостоптехиздат, 1962.
297

3*. Оруджев С. А. Задачи в области улучшения разработки и увеличения
нефтеотдачи пластов по нефтяным месторождениям СССР. Материалы Всесоюзного совещания,
Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаза, 1964.
35. Пирверднн А.М. О перетоках жидкости из одного горизонта в другой.
Изв. вузов, Нефть и газ, № 8, 1958.
36. Пискунов Н.С. Анализ работы разрезающих и приконтурных рядов
нагнетательных скважин. Труды ВНИИ, вып. 12. Гостоптехиздат, 1958.
37. Рубинштейн Л.И. К вопросу о применении поверхностно-активных
веществ с целью снижения остаточной нефтенасыщенности пластов при их заводнении.
Нефт. хоз., № 11, 12, 1953.
38. Сазонов Б. Ф. Характеристика процесса вытеснения несмешивающихся
жидкостей в систему скважин. Труды Гипровостокнефти, вып. 5. Гостоптехнздат, 1962.
39. Султанов С.А., Бантов Г.Г. Опыт разработки Бавлинского нефтяного
месторождения. Татарское книжн. изд-во. Казань, 1961.
40. Сургучев М.Л. Определение эффективности заводнения залежи пласта А4
Покровского месторождения. Промышл. эконом, бюллетень Куйбышевского совнархоза,
№ 3, 1960.
41. Сургучев М. Л. Об увеличении нефтеотдачи неоднородных пластов. Труды
ВНИИ, вып. 19. Гостоптехнздат, 1959.
42. Сургучев М.Л. Метод оценки и прогноза показателей заводнения и конечной
нефтеотдачи пластов по промысловым данным (метод изохрон обводнения залежей).
Геология нефти и газа, № 11, 1964.
43. Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования разработки неоднородных
пластов на примере нефтяных месторождений Куйбышевской области. Материалы
Всесоюзного совещания, Баку, 1963 г. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
44. Сургучев М. Л. Импульсное (циклическое) воздействие на пласт как метод
повышении нефтеотдачи. Нефт. хоз., № 3. Изд-во «Недра», 1965.
45. Сургучев М. Л. Об эффективности импульсного (циклического) воздействия
на пласты с целью повышения нефтеотдачи. НТС по добыче нефти, вып. 27.
Гостоптехнздат, 1964.
46. Сургучев М. Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений
платформенного типа. Гостоптехнздат, 1960.
47. Сургучев М. Л. Результаты реконсервации пласта Б2 месторождения
Яблоневый Овраг. ННТ. Промысловое дело м> 2, 1962.
48. Сургучев М.Л. О причинах нефтегазопроявлений продуктивных пластов
при бурении. Труды Гипровостокнефти, вып. 3. Гостоптехнздат, 1961.
49. Сургучев М. Л., Ковалев В. К. Изменение представлений о нефтяных
залежах и систем разработки в процессе эксплуатации. Труды Гипровостокнефти, вып. 7.
Гостоптехиздат, 1964.
50. Сургучев М. Л., Моргунов А. II. О нефтеотдаче карбонатного пласта А4
Покровского месторождения. Геология нефти и газа, № 8. Гостоптехиздат, 1962.
51. Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф., Колганов В. И. Эффективность
современных методов разработки нефтяных залежей. Куйбышевское книжн. изд-во, 1962.
52. Шейдерггер А. Б. Физика течения жидкостей через пористые среды.
Перевод с англ. Гостоптехиздат, 1960.
53. Шейнман А. Б., Дубровай К. К. Подземная газификация нефтяных
пластов. Гостоптехиздат, 1934.
54. Ш е й н м а н А. Б., Сергеев А. И., Малофеев Г.Е. Применение
методов теплового воздействия для увеличения нефтеотдачи. Материалы Всесоюзного
совещании, Баку, 1963. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
55. Щ е л к а ч е в В. Н. Анализ современного состояния нефтедобычи и разработки
нефтяных месторождений США. Гостоптехиздат, 1961.
56. Щелкачев В. Н. Анализ длительной массовой остановки скважин XIII и XVI
пластов Ново-Грозненского месторождения. Грозненское обл. изд-во, 1945.
57. Щ е л к а ч е в В. Н., Гусейн-Заде М. А. Влияние проницаемости кровли
и подошвы пласта на движение в нем жидкости. Нефт. хоз., № 12, 1953.
58. Результаты увеличения давления при заводнении. Реф. сб. сер. Нефтепромысловое
дело, вып. 87, 1952.
59. К 1 е 8 с Ь п 1 ск XV. р. N6-» М]втЫеМе1поа8. ОП а. Сав. 3. у. 56, N0 50, 1958.
в0. Е 1 к 1 п 8 Ь. Р., 8 к о V А. М. СусНс \Уа1ег Р1оо<1тё 1пе ЯргаЬеггу — ШШхеа
«Епа ЕГ1ес1я Ю Гпсгеазе ОП РгоЬисИоп На1е. .1. Ре1го1 Тесппо1. N0 8, V. 15, 1963.
61. Е п г I К п I Н. Л. ЗргаЬеггу СусНса1 Р1ооЛ ТесЬшёиеМау пе1 500 МПНоп Ваг.
о! ОН. ОП а. баз. Д. Ос1оЬег о{ 1, 1962.
62. К и 8 8 е 1 й. О.., Р г а I в М. ТЬе РгасМса1 Аврес18 о! 1п1ег1ауег СговвПолу. Л.
о! Ре1го1еит ТесЬпо1оёУ, Липе, N0 21, 1962.
6.1. 8 а п а 1 Г о г A В. В. ьаЬогаеогу апй Р1е1й 81и<Цек о( \Уа1ег Р1ооД Шт^ РоНтег
8о1иМоп 1о Шсгеаве ОП Несоуегу. Л. Ре1г. ТесЬп. V. 16, N0 8, 1964.

ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Предисловие 3;
Глава I. Неоднородность продуктивных пластов и условия движения
жидкости в них . 9
Введение —
Виды неоднородности продуктивных пластов 11
Характеристика макронеоднородности продуктивных
пластов. Динамическая комплексная неоднородность 16
Характеристика микронеоднородности пластов 23.
Выводы 29
Глава II. Методы контроля за процессом разработки нефтяных
месторождений 33.
Введение —
Определение динамики показателей заводнения залежей по
промысловым данным (метод изохрон обводнения) 37
Прогноз конечной нефтеотдачи пластов по промысловым
данным (метод характеристик заводнения) 43.
Оценка точности метода изохрон обводнения 47
Контроль и условия обводнения эксплуатационных скважин 51
Выводы 60
Глава III. Влияние физико-геологических факторов на процесс
заводнения, добычу нефти и нефтеотдачу залежей 64
Введение 64
Влияние неоднородности пластов по проницаемости на
показатели заводнения при избирательной фильтрации 69*
Характеристика процесса заводнения пластов с учетом
микронеоднородности при избирательной фильтрации 74
Влияние трещиноватости пласта на продуктивность скважин 79
О влиянии вязкости нефти на показатели заводнения пластов 84
Влияние обширных начальных водонефтяных зон залежей
на процесс заводнения 97
Условия разработки обширных водо-нефтяных зон залежей 104
Выводы 109
Глава IV. Роль капиллярных процессов в заводнении нефтеносных
пластов и возможности их регулирования 114
Введение 115
Условия проявления капиллярных сил 116
Промысловые исследования капиллярных процессов при
заводнении нефтеносных пластов 120
О механизме капиллярной пропитки в реальных нефтеносных
пластах ..... 133
Характеристика капиллярных противотоков в
микронеоднородной пористой среде 140
Влияние капиллярной пропитки на показатели заводнения
неоднородных пластов 144
Выводы 151
299,

Стр.
Глава V. Влияние технологических факторов на показатели
заводнения и нефтеотдачу неоднородных пластов 156
Введение 156
Влияние параметров сетки скважин на показатели заводнения
и нефтеотдачу неоднородных пластов 161
Экспресс — метод определения показателей заводнения
неоднородных пластов с учетом параметров сетки скважин 172
Влияние схемы заводнения залежей на показатели разработки 182
Влияние темпа разработки залежей на характер заводнения
пластов и нефтеотдачу 190
Выводы 195
Глава VI. Методы контроля и регулирования разработки
многопластовых объектов 200
Введение —
Контроль за процессом разработки многопластовых объектов 203
Влияние физико-геологических и технологических факторов
на показатели разработки многопластовых объектов .... 210
Средства регулирования совместной разработки пластов и их
возможности 224
Опыт разработки и регулирования процесса эксплуатации
многопластовых объектов 227
О критериях совместимости и порядке выбора объектов
совместной разработки 240
Выводы 242
Глава VII. Методы повышения нефтеотдачи пластов 245
Введение —
Метод импульсного воздействия на пласты с целью повышения
нефтеотдачи 248
Опыт импульсного воздействия на пласты 261
Перспективы внедрения импульсного воздействия на пласты 282
Выводы 284
Заключение 286
СУРГУЧЕВ МИХАИЛ ЛЕОНТЬЕВИЧ
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Редактор изд-ва 3. А. Савина Технический редактор В. В. Максимова
Корректор Л. М. Кауфман
Т-01929. Подписано к набору 6/1Х 1967 г. Подписано к печати 17/1 1968 г.
Формат 60x90'/!.. Печ. л. 18,75. Уч.-изд. л. 20,92.
Тираж 2700 экз. Зак. Л8 1078/864-6. Цена 1 р. 23 к. Бумага N1 2. Индекс 1-3-1.
Издательство «Недра». Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19.
Ленинградская типография № 14 «Красный Печатник» Главполиграфпрома
Комитета по печати при Совете Министров СССР. Московский проспект, 91.