О влиянии непостоянства литологофациональной характеристики на динамику деформации контактов фаз и конечную нефтеотдачу при вытеснении нефти водой в слоистонеоднородном пласте

О ВЛИЯНИИ НЕПОСТОЯНСТВА ЛИТОЛОГОФАЦИОНАЛЬНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ НА ДИНАМИКУ ДЕФОРМАЦИИ КОНТАКТОВ ФАЗ И КОНЕЧНУЮ НЕФТЕОТДАЧУ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ В СЛОИСТО-

НЕОДНОРОДНОМ ПЛАСТЕ

Умариев Т.М.

Дагестанский государственный технический университет, г. Махачкала

Одной из причин снижения показателей разработки углеводородных залежей является непостоянство литологофациональной характеристики по сечению углеводородной залежи, а именно слоистая неоднородность, которая обусловлена неодинаковыми коллекторскими свойствами по разрезу. Особенности строения и осложнения которые возникают при разработке объектов подобного типа позволяют отнести их сфере трудноизвлекаемых запасов, т.е. углеводородных залежей, разработка которых традиционными способами осложнена из-за преждевременных прорывов воды к интервалам отбора добывающих скважин из-за их раннего обводнения.

Под традиционными способами разработки понимаются те, которые применяются в настоящее время в промышленных масштабах:

- закачка воды, закачка газа, одновременная закачка газа и воды при стационарной схеме реализации технологий, т.е. неизменной во времени сетке скважин, положения интервалов закачки - отбора и т.д.

Указанные технологии при их реализации на объектах вышеуказанного типа зачастую оказываются несостоятельными.

В настоящей статье предпринята попытка анализа известной экспериментальной наработки по теме /1/ и /2/, обобщение указательного материала и вынесение на этого основе практических рекомендаций по повышению эффективности разработки подобного типа объектов.

Схема эксперимента по вытеснению нефти водой из слоисто-неоднородного пласта, которые осуществлялся в работе /1/ приведена на рис. 1, а динамика деформации контактов «газ-нефть» и «нефть-вода» в разрезе, полученная в этих опытах схеме на рис. 2. Схема эксперимента по вытеснению нефти газом из работы /2/ показана на рис. 3, а результаты наблюдений за перемещением контактов фаз на рис. 4.

Повышенный интерес к вопросам связанным с вытеснением нефти из слоисто-однородного пласта водой или газом, связан с тем, что именно эти агенты широко применяются (вода) или будут применяться в будущем (газ) для вытеснения нефти. Что касается вопросов реализации газовой репрессии на пласт, то дополнительно можно отметить следующее. Применение технологии газа высокого давления задерживается в силу ряда причин. В их числе можно назвать и пробелы наших знаний о характере движения контактов фаз в условиях непостоянства литолого-фациональной характеристики.

Вышеизложенное позволяет убедиться в необходимости построения общей картины вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта.

В опытах, которые были поставлены ранее, применялись плоские профильные модели пласта размерами 600х350х5мм. В качестве набивок моделей использовали насыпные пористые среды: стеклянный бисер и кварцевый песок проницаемостью, соответственно, 375*10-12 и 11*10-12м2 и пористостью 41,5% и 31,5%. Моделью нефтью служил очищенный керосин вязкостью 1,5мПа*с и плотностью 0,8г/см , а вытесняющим агентом дистиллированная вода вязкостью 1мПа*с и плотностью 1г/см3.

Рис. 1. Схема эксперимента: 1-модель пласта; 2 - моностат; 3 - сепаратор; I, II - пропластки различной проницаемости

Рис. 2. Динамика заводнения модели пласта: а, б, в, г - варианты заводнения; индексы 1, 2, 3, 4 соответствуют положению контактов фаз нефть - вода на моменты времени тх, т2, т3, т4. тх <т2 <т3 < г4

Рис. 3. Схема эксперимента: 1 - модель пласта; 2 - газовый счетчик; 3 - сепаратор; 4 - вакуумметр; 5 - редуктор

Рис. 4. Динамика вытеснения нефти из пласта а, б, в, г - варианты вытеснения;

индексы 1, 2, 3, 4, 5 соответствуют положению контакта газ-нефть на моменты времени тх,т2,т3,т4

Опыты проводились на следующей программе одну половину модели пласта набивали стеклянным бисером, а другую кварцевым песком, насыщали нефтью и устанавливали в горизонтальное положение.

Далее через торцевую часть в модель закачивали вытесняющий агент (воду), а через другую производили отбор флюидов.

Визуальное наблюдение за динамикой вытеснения нефти водой в варианте с закачкой воды через верхний (низкопроницаемый) интервал и отбором флюидов из нижнего (высокопроницаемого) показало, что первоначально вытесняющий агент поступает в верхний пропласток, который некоторое время сдерживает фильтрацию агента в нижнюю половину пласта, после чего происходит заводнение нижней половины.

С прорывом закачиваемой воды в нижнюю (высокопроницаемую) часть разреза, фильтрационная картина претерпевает существенные изменения, суть которых состоит в наращивании темпов заводнения высокопроницаемого пропластка и опережающем движении по нему контакта «нефть-вода». В дальнейшем закачиваемая вода прорывается к интервалу отбора по высокопроницаемому пропластку. После обводнения интервала отбора темпы выработки нефти резко снижаются. В верхней половине пласта при этом формируется устойчивый остаточный целик нефти, нефть из которого практически неизвлекается. Размеры остаточного целика и конечный коэффициент извлечения определяются в соответствии с /3/ критерием:

^ _K1*(pe-pHygHS<p

Г ИеЧ1

где Ki- абсолютная проницаемость высокопроницаемого пропластка, м2

рв, рн - плотности воды и нефти, соответственно, кг/м

Бф=в*Н - площадь фильтрации, м2,

/, Н, в- длина , ширина и толщина модели пласта, м,

//,, - вязкость вытесняющего агента (воды), Па* сек,

q - суммарный расход вытесняющего агента и нефти через модель пласта (дебит добывающей скважины),м3/сек.

В ходе описанных выше опытов, помимо положения контакта «нефть-вода» на различные моменты времени фиксировались объемы отобранной воды VB, нефти Ун и суммарные отборы жидкости Уж. Отдельные опыты по интервалам закачки-отбора отличались темпом закачки вытесняющего агента (перепадом давления между линиями нагнетания и отбора). По положению контакта фаз на различные моменты времени определяли отношение заводненных объемов в верхней и нижней половинах пласта Узв1 и Узв2 к объемам этих половин Vi и V2 и отношение суммарного заводненного объема всего пласта Узв ко всему его объему V.

Полученные в этих опытах эмпирические зависимости показаны на рис. 5 -8 в

виде:

!Ух = f(T„2 /V2) и Vjvx= f(Vx/VJ где Узв1 и Узв2 - заводненные объемы в низкопроницаемой и высокопроницаемой зонах, м3,

Ув, Ун Уж - отобранные объемы нефти, воды и жидкости, м3, Ум - объем модели пласта, м3

Вестник ДГТУ. Технические науки. №12, 2007 А-

Рис. 5. Зависимости Рис. 6. Зависимости

Рис. 7. Зависимости УзЛ!Ъ = /(Узв2/V) при ^=1,2; а, б, в, г - варианты заводнения

Рис. 8. Зависимости

V /V = ¡{У IV )

в ж ^ V ж м /

а, б, в, г - варианты заводнения

Указанные эмпирические зависимости послужили подтверждением визуально наблюдаемой картины фильтрации. В частности графики Узв1 !УХ = /(У..г:2 / У2) на рис.5,

показывают, что на начальных этапах заводнения УзеХ / у больше величины Узв2 / У2. Указанная выше по результатам визуального наблюдения инверсия механизма заводнения с наращиванием темпов заводнения высокопроницаемого пропласта отражена и на кривых Узв1/У1 = /(Ув2/У) (Рис-5), которые с момента поступления воды в нижнюю половину пласта начинают выполаживаться.

На конечных этапах заводнения имеют место повторная инверсия кривой зависисмости Узв1 / у = /(Узв2 / У2) . Это обстоятельство, однако не имеет практического значения, поскольку порядок времени повторной инверсии неизмеримо выше времени предшествующего ей этапа заводнения. В пересчете на натурные условия время выработки остаточных целиков нефти в верхнем высокопроницаемом пласте составляет 50..,100лет.

Во втором варианте воду закачивали через нижний высокопроницаемый интервал, а отбор флюидов производился из верхней половины пласта. Характер изменения контакта «нефть-вода» показан на рис. 2б. Неравномерность выработки пласта по разрезу в этом варианте увеличивается: высокопроницаемая половина пласта практически полностью заводняется еще до поступления воды в сколько-нибудь значительных количествах в низкопроницаемую зону. Заводнение верхней половины начинается к моменту выработки нижней половины более чем на 90%. Значительно изменяется во втором варианте и ориентации фронта вытеснения в разнопроницаемых пропластах. Если из нижней половины пласта нефть вытесняется в горизонтальном направлении, то после ее заводнения происходит переориентация фронта вытеснения в верхней части на 90°. Вследствие этого во втором варианте увеличивается протяженность остаточного целика нефти, который охватывает верхнюю половину пласта по всей длине. Снижаются также возможности оптимизации коэффициента нефтеотдачи регулированием комплекса п : при изменении этого комплекса в опытах

по второму варианту заводнения существенного изменения нефтеотдачи не было.

В третьем и четвертых случаях низкопроницаемый прослой размещали в нижней половине пласта.

Характерная фильтрационная картина для третьего варианта, с закачкой воды через верхнюю и ее отбором через нижнюю половину пласта показана на рис. 2в. Как и в предыдущем случае, прорыв воды происходит по пропластку с большей проницаемостью. Однако менее проницаемая нижняя зона ослабляет проявление гравитационных сил, и неравномерность вытеснения нефти по разнопроницаемым прослоям снижается. К отличиям от предыдущего случая относятся также формирование дополнительного остаточного целика нефти в верхней половине пласта со стороны интервала отбора и возможность оптимизации коэффициента извлечения нефти регулированием лу, который влияет главным образом на размеры

дополнительного целика нефти.

В четвертом варианте вода закачивалась в нижнюю низкопроницаемую, а флюиды отбирались из верхней части пласта. Характерная для этого варианта динамика деформации границы «нефть-вода» показана на рис. 2г. Сначала как и в первом случае, заводнением охвачена нижняя половина пласта, а после прорыва воды в высокопроницаемую зону происходит быстрое обводнение последней. Анализ зависимостей V3el ¡Vx = f (V3e2 / V2) показывает, что последний вариант как и второй не

поддается оптимизации изменением л,,. Остаточный целик нефти в этом варианте

заводнения приурочен к зоне нижней половины пласта под интервалом отбора. Сопоставительный анализ вариантов заводнения, отличающихся положением интервалов закачки отбора, может быть проведен по кривым

УзЛ IV, = f{V3e2 /V2) И W = f

где W = Ve / Nx обводненность добываемой продукции, м ,

Ув, Уж - отобранные объемы нефти, воды и жидкости, м ,

Ум - объем модели пласта, м3 (рис.5-8).

Из графиков видно, что более равномерное дренирование имеет место при направлении процесса фильтрации из низкопроницаемой части пласта в высокопроницаемую, независимо от их положения по разрезу. При обратной направленности процесса фильтрации низкопроницаемая зона пласта вырабатывается незначительно (рис.6).

Эмпирические зависимости, полученные при различных п (рис. 6,7) показывают, что этот параметр может быть критерием оценки вариантов с закачкой

рабочего агента в проницаемый интервал при их сравнении. При я* =1,2 четвертый

вариант характеризуется меньшей степенью неравномерности продвижения фронта вытеснения по прослоям различной проницаемости. С уменьшением я- этот показатель

для первого и четвертого вариантов выравнивается, и при я,, =0,57 большая

равномерность продвижения наблюдается в первом случае.

Для вариантов вытеснения с направленностью фильтрации из нижней половины пласта в верхнюю характерна меньшая чувствительность к изменению параметра я у.

Согласно эмпирическим зависимостям на Ув IVж - /(Уж 1УМ), приведенным на

рис. 8., для второго и четвертого вариантов характерны меньшая обводненость извлекаемой продукции. Это объясняется тем, что интервалы отбора расположенные в верхней половине пласта и, следовательно, удалены от зоны формирования подошвенного подонасыщенного слоя в процессе гравитационной агрегации нефти и воды. Отношение Уж / Ум и равномерность промывки пласта по вертикали находятся в прямой зависимости от пг. Представленные на рис 8 кривые полученны при п., =24.

В целом результаты опытов по вытеснению нефти водой показали, что существует возможность повышения коэффициента охвата продуктивных пластов со слоистой неоднородностью за счет организации перетоков пластовых флюидов между пропластками различной проницаемости.

Улучшение показателей разработки может быть достигнуто селективным вскрытием скважин на линиях нагнетания в интервалах низкопроницаемых, а на линии подбора в интервалах высокопроницаемых пропластков и регулированием градиентов давления между интервалами закачки-отбора. Для каждого конкретного объекта потребуется специальное обоснование регулирование нефтеотдачи. В первом приближении, ориентируясь на приведенные выше параметры натурного прототипа физической модели, для этой цели можно использовать эмпирические данные представленные в настоящей работе.

Вышеизложенные соображения касаются улучшение показателей разработки нефтяных зон заводнением. В соответствии с этой идеологией можно утверждать, что поле остаточной нефтенасыщенности при заводнении мощных пластов в значительной мере предопределяется неоднородностью коллекторов и, в частности, ухудшением фильтрационно-емкостных свойств к кровле или подошве.

Физическое моделирование такой ситуации системой гидродинамически совершенно связанных пропластков разной проницаемости позволило выявить условия минимизации остаточной нефти, в целиках, образующихся в относительно малопроницаемой части пористой среды. Сформулированные выше правила селективного воздействия (закачка -отбор) на слоистые системы с учетом вязкостного и гравитационного факторов механизма нефтеотдачи не могут быть, однако, механически перенесены на случай газовой репрессии, интерес к которой в последние годы явно усиливается.

При «горизонтальном» вытеснении нефти газом граница раздела фаз движется заведомо неустойчиво из-за неблагоприятного отношения их вязкости (//м / ¡лг). Вместе с тем вследствие значительного различия газа и пластовых жидкостей по плотности усиливается, в сравнении с заводнением, интенсивность гравитационной сегрегации фаз, которая способствует формированию прикровельного газового языка. На реализации именно этого эффекта основано предложение по сокращению прикровельного целика нефти в заводняемом пласте путем вспомогательной закачки газа /4/. Однако при применении газовой репрессии как самостоятельного способа воздействия на пласт формирование и ускоренное продвижение прикровельного

газового целика является негативным фактором. В неоднородной (слоистой) пластовой системе движение контура газонасыщенности становится еще более сложным. Для управления им в определенной мере, по-видимому, можно использовать метод локализации воздействия (закачка-отбор).

С учетом изложенного была поставлена работа, результаты которой приведены

ниже.

Как и в случае заводнения набивками модели служили пористые среды -стеклянный бисер и кварцевый песок - проницаемостью, соответственно, 375 и 11 мкм2 и пористостью 41,5 и 31 %.

В качестве, модели нефти использовали очищенный керосин вязкостью 1,5 мПас и плотностью 0,8 г/см , а вытесняющего агента - воздух. Критерии подобия, определяющие возможность переноса на натуру эмпирических закономерностей, аналогичны приведенным в работе [ 1].

71 м =

Ми

Жи

Мв

Я

L

^ тт Г1

- Пг=~

Н г г.

2

7t„ =

,т]т / r

(рн -pz)gH

я „

АР

(рн -Pz)gH

где Н, Ь - соответственно, толщина и длина пласта, м; ^ - толщина слоя с проницаемостью Г1, м; Г1, г2 - абсолютные проницаемости пропластков, мкм2; ст - межфазное натяжение на границе газ — нефть Н/м; ш - пористость, %;

рн, рг - плотность нефти и газа соответственно, кг/м3, АР - депрессия, Па.

Условия моделирования соответствовали натурному объекту со следующими геолого-физическими характеристиками:

Плотность нефти, г/см 0,8

Вязкость нефти, мПас 1,5

Толщина пласта, м 10 Проницаемость, мкм2 :

высокопроницаемой части 0,36

ниэкопроницаемой части 0,1 Пористость, % :

высокопроницаемой части 36

низкопроницаемой части 26

На рис. 4 показаны моделированные в опытах варианты, отличающиеся относительным положением пропластков и размещением интервалов нагнетания и отбора на торцах модели.

Опыты проводились по следующей программе. Модель, насыщали нефтью, устанавливали на ребро в горизонтальном положении. Далее через один торец в модель закачивали вытесняющий агент (газ), а через другой - производили отбор, флюидов в соответствии с одним из вариантов (см. рис.4). По ходу опыта -фиксировали положение контакта газ-нефть и замеряли объемы добытых нефти (Ун) и газа (Уг) на различные моменты времени. Отдельные опыты в каждой серии с неизменным пространственным положением интервалов закачки и отбора отличались величиной установленной депрессии ДР. По положению контакта фаз на различные моменты

времени определяли отношение загазованных объемов в нижней и верхней половинах пласта Узг1 и Узг2 к исходным объемам V1 и V2.

Полученные в опытах эмпирические зависимости V / VM= fry; V3A¡ Vl= f

КИН = f(nr) КИН= f V /VM) приведены на рис. 9-11.

Визуальное наблюдение за трансформацией контакта газ - нефть в варианте с закачкой и отбором через верхний низкопроницаемый пропласток (см. рис. 4,а), показало, что газ первоначально поступает в верхний пропласток, образуя в нем длинные и узкие языки. Одновременно газ поступает в нижнюю высокопроницаемую часть пласта и образует единичный язык, вытянутый вдоль границы раздела пропластков.

Рис. 9. Зависимости КИН=0,12, 2-при

VJVH=fny-. 1-при КИН=0,15, 3-при

КИН=0,20 КИН=00г„), 4-при VJVM = 1,0, 5-при ¥г !VM = 2,0, 6- при ¥г !VM = 6,0

Рис. 10 Зависимости УзЛ1Ух =f(V3slIV2)\ 1-при л-;/=1,75, 2-при л- =3,5, 3-при п =7,0; 4-при ж =1,75, 5-при к =3,5, 6- при жv = 7,0; 7- при жv = 14,0

В дальнейшем в пределах интервала отбора формируется обратный газовый конус, и нефть поступает в сепаратор одновременно с газом. Верхняя и нижняя половины пласта, таким образом, оказываются изолированными друг от друга газовым каналом, толщина которого увеличивается за счет высачивания нефти из высокопроницаемой части. Более интенсивно дренируется верхняя половина пласта, и к моменту полной ее выработки нижняя половина оказывается охваченной воздействием на 20....60% от начального порового объема в зависимости от тг„. С ростом указанного параметра интенсивность дренирования по пропласткам различной проницаемости выравнивается. Для иллюстрации влияния параметра жу на выработку

пласта в целом построены графики зависимости ¥г/¥м = /(жг), КИН = /(ж„),

где VM - объём модели пласта (см. рис. 9). Как видно, увеличение п (и

соответственно, перепада давления на длине пласта) сопровождается при прочих равных условиях снижения газового фактора. При неизменных объемах закачки газа нефтеотдача возрастает с увеличением п .

ЛИИ

\

Рис. 11. Графики зависимости нефтеотдача - объемы закачки (отбора) газа: варианты; 1 - а; 2 - б; 3 - в

К особенностям выработки нефти из прослоев следует отнести так же и то, что в нижней половине, в отличие от верхней, наблюдается субвертикальное перемещение газонефтяного контакта. Эта особенность была отмечена ранее, при исследовании вытеснения нефти водой [5] с той лишь разницей, что при заводнении слоистой системы выработка нефти происходит за счет подъема, а не опускания границы раздела фаз. Различно также распределение остаточной нефти по слоям. В высокопроницаемой части пласта, охваченной вытеснением, это мелкодиспергированная нефть, а в низкопроницаемой образуются узкие целики. Последнее объясняется тем, что в верхней малопроницаемой части пласта вязкостная неустойчивость преобладает над гравитационной сегрегацией. Этим же можно объяснить наличие остаточного целика нефти у нижней границы пласта в его высокопроницаемой части, с которым связана основная доля потерь нефти. Величины КИН, которые достигались в этом варианте системы воздействия изменялись в пределах 0,1... 0,2 в зависимости от п .

В соответствии с полученными результатами сделано предположение о том, что снижение потерь нефти возможно за счет локализации интервала закачки-отбора в нижней высокопроницаемой части пласта и интенсификации воздействия на нее (повышения ДР). Проверка этого предположения показала следующее (см. рис. 4б).

Закачиваемый газ прорывается к интервалу отбора по высокопроницаемому пропластку. Верхняя часть пласта остается неохваченной воздействием практически до полной выработки нижней высокопроницаемой части. В дальнейшем имеет место гравитационное высачивание нефти из низкопроницаемого пропластка в высокопроницаемый. Вытеснение нефти из верхней части пласта происходит крайне медленно в течение времени на порядок больше времени вытеснения нефти из нижней части. В завершающей стадии вытеснения вдоль границы пропластков в низкопроницаемой части остается узкий протяженный целик.

Нефтеотдача в пределах изменения параметра Уг IVм <5 составляет 0,25 ... 0,3.

Сопоставление двух вариантов, отличающихся положением интервалов закачки-отбора, позволяет установить, что последний, несмотря на опережающую выработку

нижней части пласта, более предпочтителен. В первом случае после образования узкого газового канала вдоль границы раздела пропластков, существенная часть закачиваемого газа прорывается к интервалу отбора, не совершая полезной работы по вытеснению нефти. Велики так же потери в остаточном целике.

В третьем варианте закачка газа производилась через верхний интервал, а отбор флюидов из нижней части пласта. Характер эволюции контакта газ-нефть показан на рис. 4в. В процессе визуального наблюдения установлено, что при я =\...Ъ

фильтрационная картина подобна той, которая наблюдается в варианте с закачкой и отбором через верхние интервалы. В нижней части модели гравитационная сегрегация преобладает над вязкостной неустойчивостью, и ее выработка происходит за счет субвертикального перемещения газонефтяного контакта вниз, а в верхней части имеет место вытеснение вдоль пропластка с превалированием вязкостной неустойчивости. По мере увеличения я и, в частности, при яу = 7.... 14 происходит инверсия механизма

вытеснения в низкопроницаемой части пласта, и фильтрационная картина становится подобна той, которая наблюдается во втором варианте.

Так же, как и в отмеченном случае, имеет место тенденция к образованию целика нефти, вытянутого вдоль границы раздела пропластков в низкопроницаемой части пласта, однако в дальнейшем целик разрывается в одном или нескольких местах газом, поступающим из верхнего пропластка в нижний. Подтверждением изложенному являются представленные на рис. 10 зависимости V3Zl / V\ = f(V,A / V2).

Полученные данные позволяют утверждать, что последний вариант закачки-отбора в отличие от двух предыдущих поддается оптимизации по параметру яу.

На рис. 11 приведены сводные зависимости КИН= (jVz / VM) по всем трем

рассматриваемым вариантам. Сопоставление вариантов закачки-отбора показывает, что наибольший КИН достигается при закачке газа через верхний низкопроницаемый пропласток и отборе флюидов через высокопронрцаемый.

На четвертом этапе моделировалась геологическая ситуация обратная описанной выше. Низкопроницаемая зона располагала в нижней части пласта. Закачка газа и отбор флюидов производились через низкопроницаемым пропласток. В остальном порядок проведения опытов сохранялся прежним.

Характерная картина процесса показала на рис. 4,г. Закачиваемый газ поднимается в повышенную часть пласта и образует язык, вытянутый по направлению вытеснения. Первоначально вырабатывается верхняя часть разреза за счет опускания субгоризонтального ГНК и миграции нефти из нее в низкопроницаемую зону. В дальнейшее газ проникает в низкопроницаемую зону и вытесняет нефть вдоль пропластка. За фронтом вытеснения при этом формируются остаточные целики. Время выработки низкопроницаемой зоны существенно больше времени вытеснения нефти из верхнего пропластка. С увеличением я наблюдается тенденция к проседанию ГНК

вблизи интервала отбора, что на конечных стадиях вытеснения приводит к образованию в указанном интервале остаточного целика нефти.

Кривые 4, 5, 6, 7 на рис.10 свидетельствуют о возможности оптимизации коэффициента охвата пр. параметру я как и в варианте в (см. рис. 4).

Отличительной от варианта г (см. рис.4) особенностью является то, что при низких я нефть более интенсивно вытесняется из высокопроницаемой зоны. С

увеличением я темпы выработки по различным зонам выравниваются.

При других вариантах закачки и отбора в условиях ухудшения фильтрационно-емкостных свойств от кровли к подошве величины КИН, установленные в опытах,

существенно меньше, чем в последнем случае, что обусловлено усилением неравномерности выработки пропластков. В вариантах с отбором из высокопроницаемого пропластка и закачкой в высокопроницаемый или низкопроницаемый, нефть из последнего практически не вытесняется.

Результаты опытов позволяют сделать следующие выводы.

При натурной реализации технологии закачки газообразных агентов более высокие показатели следует ожидать при размещении интервалов закачки и отбора, соответственно, в верхней и нижней частях пласта - в случае ухудшения фильтрационно-емкостных свойств от подошвы к кровле и при размещении интервалов закачки-отбора в. нижней части пласта в обратной геологической ситуации.

Невысокие КИН, которые достигались в опытах, обусловлены недостатками стационарной (неизменной во времени) схемы воздействия на пласт. Улучшение показателей разработки, вероятно, может быть достигнуто системой разработки, предполагающей оперативное управление процессом воздействия на пласт, с изменением положения интервалов закачки и отбора и градиентов давления между ними.

Приведенные наблюдения по вытеснению нефти газом или водой в слоисто-неоднородном пласте позволяет сделать выводы о структуре пластовых потери нефти и газа и о возможности существенного улучшения показателей разработки такого типа объектов. Подтверждением этому является также и то обстоятельство, что наблюдения были проведены для двух типов вытесняющих агентов (газ и вода) радикально отличающихся по физико-химическим свойствам.

Перспективы разработки такого типа объектов как уже указывалось, следует связывать с гибкой системой разработки, предполагающей изменения основных технологических параметров в соответствии с складывающейся фильтрационной картиной, в частности, изменения темпов закачки-отбора, положение добывающих и нагнетательных скважин по площади и т.д.

Библиографический список:

1. Умариев Т.М. Исследование структуры потерь нефти в слоисто-неоднородном пласте, сборник нефтепромысловое дело, вып. 8, ВНИИЭНГ, М., 1992, 7с.

2. Умариев Т.М. Исследование структуры потерь нефти в неоднородном пласте при вытеснении газом, сборник нефтепромысловое дело, вып. 4, ВНИИЭНГ, М., 1993, 5с.

3.Daaven T.Domsebaar H.R. Scaled fluid flow models with geometry differing from that of prototype. SPE Journal, 1972,12, №3, рр.220-228.

4. Мартос В.Н., Умариев Т.М. Исследование динамики выработки прикровельного остаточного слоя нефти методом закачки газа, экспресс-информация ВНИИОЭНГ, серия «Разработка нефтяных месторождений, 1990, вып. 2, 5с.

5. Умариев Т.М. Влияние ухудшения фильтрационно-емкостных свойств в прикровельной части продуктивного разреза на полноту выработки нефти. Нефтяное хозяйство №10, 1992, с. 17-19.