Определение нижнего предела проницаемости и коэффициента ψh слоисто-неоднородного пласта

Геолого-промысловыми исследованиями установлено, что боль­шинство пластов месторождений Советского Союза и зарубежных имеют слоистую структуру и слоисто-неоднородны по проницае­мости. В связи с этим предполагается, что слои мощностью h_i и проницаемостью к_i; вероятностно распределены по общей эффек­тивной мощности пласта. Слои различной проницаемости k_i и мощности h_i непрерывны, начиная от контура питания (нагнета­тельной галереи, системы нагнетательных скважин) до эксплуата­ционной галерой (системы эксплуатационных скважин).

Из опыта разработки месторождений Татарии, Казахстана и других районов Советского Союза следует, что в низкопроница­емых прослоях слоисто-неоднородных пластов при известных условиях не происходит фильтрации жидкости и газов. Суммар­ную мощность этих прослоев с проницаемостью от 0 до k_min при расчетах процесса обводнения не учитывают. Таким образом, при принятой схеме непрерывного слоисто-неоднородного пласта по нижнему пределу проницаемости (k_min) можно определить эффективно разрабатываемую мощность пласта (h_Эф.р) и коэф­фициент (ψ _h):

Здесь h_Эф.р — суммарная мощность разрабатываемых прослоев; h_Эф эффективная мощность пласта.

С известной долей условности в схеме для непрерывного слоисто-неоднородного по проницаемости пласта значения k_min и должны быть приняты в среднем одинаковыми для всего пласта как в зонах размещения скважин (галерей), так и па удалении от них. Опыт разработки нефтяных месторождений пока­зывает, что с увеличением перепада давления в таких пластах в работу подключается прослои с меньшей проницаемостью, увели­чивается охват по мощности пласта вытеснением нефти водой. Следовательно, при этом уменьшается и нижний предел прони­цаемости.

Коэффициент существенно зависит от перепада давления (рис. IV.2) и изменяется в широком диапазоне: от 0, 3—0, 4 до 0, 8—0, 9. Это подтверждается результатами многочисленных ис­следований скважин глубинными дебитомерами на приток при установившихся отборах.

Следует различать физически возможный нижний предел проницаемости, обусловленный природными факторами (соотноше­ние физических свойств коллектора и газожидкостных смесей), при наиболее интенсивной системе воздействия на пласт и приме­нении соответствующего оборудования в процессе разработки месторождения и реально достижимый нижний предел проница­емости, обусловленный существующей системой разработки место­рождения или внедрением запроектированной рациональной систе­мой. Нижний предел проницаемости следует учитывать при опре­делении геологических запасов нефти.

Коэффициент при соответствующем перепаде давления обусловлен нижним пределом проницаемости k_min (рис. IV.3).

Как правило, при гидродинамических расчетах процесса обвод­нения нефтяной залежи коэффициент не учитывается, но при построении расчетной схемы-модели пласта принимается во вни­мание нижний предел проницаемости. В этом случае при построе­нии расчетной схемы слоисто-неоднородного по проницаемости непрерывного пласта, сложенного прослоями различной проница­емости, разделенных непроницаемыми перемычками бесконечно малой мощности, из общей эффективной нефтенасыщенной мощ­ности вычитается суммарная мощность прослоев, проницаемость которых меньше нижнего предела проницаемости. Коэффициент и значение нижнего предела проницаемости—величины стати­стические, которые можно определить по данным обработки результатов исследований скважин глубинными расходомерами и дебитомерами при различных перепадах давления.

В соответствии с изложенным установлена зависимость ко­эффициента , средней проницаемости и нижнего предела прони­цаемости от градиента давления.

По таким зависимостям определяют коэффициент и значение пижнего предела проницаемости k_min.

В последующем значение нижнего предела проницаемости k_min и коэффициент используют в качестве исходных геолого-про­мысловых данных при построении расчетной схемы-модели и оценки нефтеотдачи неоднородных пластов.