Доли участия прискваженных зон в общем фильтрационном сопротивлении, в общей площади, объёме и в общих геологических запасах нефти

Проанализируем полученные данные (см. табл. 1). 

Далее рассмотрим работу добывающих скважин, по которым осуществлён гидроразрыв пласта и созданы вертикальные трещины длиной l_тр, направленные вдоль линии рядов скважин. На рис.7 показан элемент однорядной системы заводнения, где имеет место чередование линейных рядов нагнетательных и добывающих скважин. Гидроразрыв нефтяного пласта осуществлён по всем добывающим скважинам. Предполагается, что как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах до осуществления ГРП прискваженные участки пласта не были засорены. 

Р и с. 7. Элемент однорядной системы заводнения при гидроразрыве пласта по всем добывающим скважинам 

При этом геометрическое фильтрационное сопротивление можно определить по формуле

           грп.1  1 2 1 ln 2  2 2 1 ln 2  1  1 ln     2 1 1 ln 2. (16)          

                                    2 2R _c                                  2 2 l _тр   2R _c  l _тр

Коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления ν 1 благодаря проведению гидроразрыва пласта в добывающих скважинах равен

                                                                                1 1    2   1    2

                                                                                 _  ln     1 ln

                                                    1     11 22Rc 1 22 R c .          (17)

                                                              грп.1               ln      1 ln

  2 R _c  l _тр

Рассмотрим увеличение продуктивности скважины (уменьшения фильтрационного сопротивления ν 1) при проведении ГРП на добывающих скважинах в зависимости от длины вертикальной трещины l_тр и μ* – соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях (табл. 2). 

Таблица 2

Значения увеличения продуктивности скважины (уменьшения фильтрационного сопротивления ν1)

за счет ГРП в добывающих скважинах при различных значениях l_тр и μ*

Примечание. Расчетное значение μ* определяется из данных для вязкостей нефти и воды по варианту.

Проанализируем полученные данные (см. табл. 2).

Затем рассмотрим элемент однорядной системы заводнения, аналогичный предыдущему, в котором гидроразрыв пласта осуществлён во всех добывающих и нагнетательных скважинах (рис. 8.).

Р и с. 8. Элемент однорядной системы заводнения при гидроразрыве пласта по всем добывающим и нагнетательным скважинам

Дебит скважины q_грп.2 в данном случае определяется по формуле

                                  q грп.2  ^kh ^н  1_ 2 1 ln 2P н2Pc  2 1 ln 2.      (18)

                                                                               2 l _тр                     2 2 l _тр

Геометрическое фильтрационное сопротивление

_грп 1_ 1 2 2 1 2 1_ 1 2 1 2 (19)  _.2  2 ln   2 ln   ln 1 ln .

                                                 2 l тр                                                        2 2 l тр   l тр  l тр

Коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления ν 2 благодаря проведению гидроразрыва пласта в добывающих и нагнетательных скважинах определим по формуле

                                                                        1 1     2    1     2

                                                                          _  ln       1 ln

                                         ₂                2R _c  2R _c . (20)

                                                     грп.2                   ₁  ₁ ln _21 ₁ ln _2

  l тр  l тр

Рассчитаем увеличение продуктивности скважины (уменьшения фильтрационного сопротивления ν 2) при проведении ГРП на добывающих и нагнетательных скважинах в зависимости от длины вертикальной трещиныl_тр и μ* – соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях (табл. 3). 

Таблица 3 Значения увеличения продуктивности скважины

(уменьшения фильтрационного сопротивления ν 2 ) за счет ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах при различных значениях l_тр и μ*

Проанализируем полученные данные (см. табл. 3).

Далее определим эффективность проведения ГРП на скважинах, у которых в прискважинном участке радиусом R5 проницаемость k была ухудшена в 10 раз, вследствие чего коэффициенты приёмистости и продуктивности скважин были снижены в 5,5 раза, а внутренние фильтрационные сопротивления были увеличены в 6,84 раза.

Геометрическое фильтрационное сопротивление до проведения в скважинах ГРП определяется по формуле

г.з.1  5.51 2 21ln 22R c  22 2 21ln 22R c .   (21) 

Геометрическое фильтрационное сопротивление после проведения в добывающих и нагнетательных скважинах ГРП определяется по формуле

                                       грп.з.1  1 2 1 ln     2  2  2 1 ln      2 .         (22)

                                                                   2 l _тр 2R₅                 2 2 l _тр 2R₅

При этом коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления ν3.1 и увеличения продуктивности скважин стал равен

                                                                  5.5 1  1 ln 2 1 1 ln 2 

                                  3.1  грпг.з..з1.1  1 1ln 22 Rc 1 1ln      22 R c . (23)

                                                                             l _тр  2 R₅              l _тр  2 R₅

Рассчитаем увеличение продуктивности скважины (уменьшение фильтрационного сопротивления ν_з1) при проведении ГРП на добывающих и нагнетательных скважинах в зависимости от длины вертикальной трещины l_тр и μ* – соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях для случая наличия зоны с ухудшенной проницаемостью (в 10 раз) с радиусом R5 (табл. 4). 

Проанализируем полученные данные (см. табл. 4).

Если засорена ближайшая прискважинная зона нефтяного пласта радиусом R2 и проницаемость k была ухудшена в 10 раз, а продуктивность скважины уменьшена в 2,8 раза, то геометрическое фильтрационное сопротивление до проведения в скважинах ГРП определяется по формуле

г.з.2  2.81 2 21ln 22R c  22 2 21ln 22R c .              (24)



Таблица 4

Увеличение продуктивности скважины (уменьшение фильтрационного сопротивления ν_з.1) за счет ГРП в добывающих и нагнетательных

скважинах при различных значениях l_тр и μ* при наличии зоны с ухудшенной проницаемостью (в 10 раз) с радиусом R 5

Коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления ν3.2 можно рассчитать по формуле

                                       3.2  г.з.2  21.811 1 ln222 R c 11 1 ln 222 R c .                          (25)

                                                    грп.з.2             ln             1 ln

                                                                              l _тр  2 R₂              l _тр  2 R₂

Рассчитаем увеличение продуктивности скважины (уменьшение фильтрационного сопротивления ν_з.2) при проведении ГРП на добывающих и нагнетательных скважинах в зависимости от длины вертикальной трещины l_тр и μ* – соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях для случая наличия зоны с ухудшенной проницаемостью (в 10 раз) с радиусом R2 (табл. 5). 

Таблица 5

Увеличение продуктивности скважины (уменьшение фильтрационного сопротивления ν_з.2) за счет ГРП в добывающих и нагнетательных

скважинах при различных значениях l_тр и μ* при наличии зоны с ухудшенной проницаемостью (в 10 раз) с радиусом R 2

Проанализируем полученные данные (см. табл. 5).

Построим график зависимости уменьшения фильтрационного сопротивления (ν) от длины трещины (l_тр) при вязкости μ*, рассчитанного для вариантадля различных условий (см. табл. 2,3,4,5 и пример расчета). 

В вышеописанном случае, когда участок нефтяного пласта, где происходит засорение и значительное снижение проницаемости, вместо гидроразрыва можно рекомендовать применение интенсивной глубокой перфорации с перфорационными каналами.