Общие представления о продвижении краевых и подошвенных вод к нефтяным и газовым скважинам

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых залежей при водонапорном режиме пласта в простейших случаях различают продвижение поверхности раздела двух фаз как наступление краевой воды и как подъем подошвенной воды к забоям скважин. Первый случай относится преимущественно к продуктивным пластам незначительной толщины с большим углом падения структуры, где вода продвигается вдоль напластования: второй случай – к пластам с малым углом наклона, особенно при большой продуктивной толщины.

В залежах с водонапорным режимом при наступлении краевых вод продуктивная площадь со временем уменьшается. Равномерность стягивания контура нефтеносности при этом зависит от коллекторских свойств пласта и характера эксплуатации краевых скважин; здесь могут быть «языки обводнения». Приближенная теория продвижения краевых вод и регулирования контура нефтеносности нашла отражение в многочисленных работах советских и зарубежных гидродинамиков: Л. С. Лейбензона, В. Н. Щелкачева, П. Я. Полубариновой-Кочиной, И. А. Чарного, М. Маскета и др.

Физическая сторона гидродинамического исследования задач о продвижении подошвенной и краевой воды различна. Можно выделить три вида притока нефти (газа) к скважинам с подошвенной водой: 1) вытеснение нефти происходит вдоль напластования за счет продвижения контурной воды, подошвенная вода не принимает участия в вытеснении или она малоактивна; 2) нефть поступает к скважинам в основном под напором подошвенной воды, краевые воды малоактивны; 3) приток нефти к скважинам осуществляется за счет одновременного продвижения контурных и подошвенных вод.

В первом случае подошвенная вода не участвует в вытеснении нефти, однако, вследствие отбора нефти проявляется тенденция к деформированию поверхности раздела двух фаз, которая принимает холмообразный вид, называемый конусом подошвенной воды. При установившихся условиях отбора поверхность раздела (конус подошвенной воды) находится в равновесии и не оказывает существенного влияния на приток нефти к скважине. Если превысить депрессию и отбор нефти или газа сверх некоторой предельной величины, то вода прорвется в скважину, что может привести к прогрессирующему обводнению ее. Таким образом, в этом случае существует предельная высота вершины конуса, при которой конус находится в статическом равновесии. Этой высоте соответствуют предельные депрессия и величина безводного дебита нефти, которые приближенно можно рассчитать. Методы расчета будут приведены в следующих разделах.

Во втором случае линии тока имеют почти перпендикулярное направление к первоначально горизонтальной поверхности раздела, и только вблизи забоя несовершенной скважины это направление меняется. Полагают, что вытеснение нефти происходит вследствие поднятия поверхности подошвенной воды. Наибольшая скорость поднятия поверхности раздела отметится на оси скважины и с приближением к забою скорость будет увеличиваться. Качественно здесь форма конуса такая же, как и в первом случае, но вопрос о статическом равновесии поверхности раздела исключается ввиду напора подошвенных вод. Остается решать задачу прорыва подошвенной воды к забою несовершенной скважины, что весьма интересно для нефтепромысловой практики. Аналитические решения этой задачи известны в приближенной постановке при некоторых допущениях.

Третий случай наиболее сложный, и аналитическое решение применить к нему весьма затруднительно. Однако приближенно решение можно свести здесь к одному из первых двух случаев.