Схематизация контуров нефтеносности

На карте залежи отмечают два контура нефтеносности — внут­ренний (по подошве) и внешний (по кровле), расстояния между которыми зависят от мощности пласта и угла падения (рис. VIII.7). При эксплуатации залежи оба контура могут перемещаться с раз­личными скоростями и в различные сроки приблизиться к сква­жине.

В гидродинамических расчетах, когда из-за простоты часто принимают плоские схемы движения, учитывают некоторый фик­тивный расчетный контур нефтеносности. При этом предпола­гается, что контакт воды и нефти расположен в вертикальной плоскости (точнее в нормальной к поверхности кровли и подошвы). Ошибка в расчетах тем меньше, чем больше угол наклона пласта.

Наименьшую ошибку, связанную с указанным предположе­нием, получают при расчетах вытеснения нефти водой или газом, нагнетаемых в ряд скважин, разрезающих нефтяную залежь при внутриконтурном заводнении или при нагнетании газа.

Одним из соображений, которое можно положить в основу приближенного определения расчетного контура нефтеносности, можно считать, что содержание воды в продукции скважины после приближения внутреннего контура к скважине зависит от средней высоты поверхности водонефтяного контакта в призабойной зоне. Так как скважины при их обводнении до определенного процент­ного содержания воды выключают из эксплуатации, то этому проценту воды соответствует некоторое среднее соотношение между мощностью пласта, занятого нефтью, и мощностью, заня­той водой (точнее, водой и оставшейся невытесненной нефтью). Упрощая гидродинамические расчеты, в большинстве случаев считают, что перемещение всех точек контуров нефтеносности происходит с одинаковыми скоростями по площади. В этом случае указанное отношение между мощностями нефтяной и водяной зон пласта у скважин к моменту достижения заданного процента воды на начальное по­ложение поверхности водонефтяного раз­дела, которое для заданного процента обвод­нения скважины h_B можно найти по формуле

где k— абсолютная проницаемость пласта; k_эф — эффективная проницаемость пласта для воды после вытеснения нефти водой; μ _н μ _в — вязкость нефти и воды.

Определив соотношение h_Н / h_В, находим по разрезу залежи отметку водонефтяного контакта, соответствующую этому соотношению (рис. VIII.7). По этой отметке проводим расчетный контур нефтеносности.

При большом угле падения и небольшой мощности пласта за расчетный контур нефтеносности можно принять средний между внешним и внутренним контурами.

Изложенные положения справедливы только в том случае, если расстояния между двумя контурами нефтеносности настолько малы, что не требуется размещение скважин в водонефтяной зоне для ее эксплуатации. При значительной площади этой зоны схема размещения скважин и методы гидродинамических расчетов под­лежат специальному исследованию.