Жесткий водонапорный и газонапорный режимы

В условиях жесткого водонапорного режима будет проходить только фронтальное вытеснение нефти из объема залежи, заклю­ченного между водонефтяным разделом и забоями скважин.

Если залежь сложена зонами различной проницаемости, изоли­рованными непроницаемыми разделами (рис. XVII.3), то суммар­ный дебит можно определить по формуле

(XVII.37)

где Q_i — удельные добиты зон; F _i — удельные площади зон; К _i — удельная проницаемость; х_ij — положение водонефтяного раздела в зонах; Н — высота залежи; Δ P= P_k—(P_с +Hρ g);

Рис. XVII.3. Массивная залежь с зонами различной проницаемости

Δ ρ — разность плотностей воды и нефти; g — ускорение свобод­ного падения в м/с²; I, n — порядковый номер и число зон; j, m — порядковый номер и число ступеней.

За счет дополнительных гравитационных перепадов положение водонефтяных разделов будет другим – х_1i', и х_2j' причем х'_1i < х_1i, а х'_2i > х_2i (см. рис. XVII.3).

Дополнительный дебит в менее проницаемой зоне за счет гравитационного перепада

(XVII.38)

и для зоны с наиболее высокой проницаемостью:

Максимальное проявление гравитационных сил будет при контактировании зон в порядке уменьшающейся проницаемости, а минимальное — когда наибо­лее проницаемые зоны контак­тируют с наименее проница­емыми.

Для первого случая контактирования вместо (XVII.37) можно написать:

Зависимость между величинами перемещений водонефтяного раз­дела (x_i+1— x_i) и временем перемещения

(XVI 1.42)

или

где Q'_i x_i — извлекаемые запасы из единицы мощности отложении i-той зоны; Q_ij — средний дебит i-той зоны, принимаемый постоян­ным за время перемещения водонефтяного раздела от x_ij до x_{i, j};

Q'_i — извлекаемые запасы i-той зоны (при условии равномерного нефтенасыщения и.F_i (х) = const.

Разработка при жестком газонапорном режиме протекает при постоянном давлении в газовой шапке, равном или превышающем давление насыщения. Изменение объема газовой шапки и коли­чество закачиваемого газа определяются принятым темпом отбора нефти из залежи.

Перемещение газонефтяного раздела в залежи определяется объемным методом с использованием зависимости площади попереч­ного сечения и объема залежи от гипсометрии.