С несколькими пропластками:

1, 2 И 4 - соответственно пропластки а, б и в; 3 - линза в проиластке;

5 - непрони­цаемые прослои

Рис.4. Схема расположения сква­жин в пропластке А при s_c = s_cl:

1 и 2 - скважины соответственно нагнетательные и добывающие;

3, 4 И 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности

Во втором случае (рис. 5) при той же схеме расположения скважин плотность сетки скважин выше (s_с2<s_с1) и в линзы 3 и 5 пропластка 4 "попадают" не менее одной нагнета­тельной и одной добывающей скважины. Следовательно, все линзы охватываются разработкой и коэффициент охвата пласта будет выше, чем в первом случае.

Рис. 5. Схема расположения скважин в пропластке А при s_c2<s_c1:

1- 6 - см. рис. 96

Из приведенного примера следует, что для нахождения за­висимости коэффициента охвата пластов месторождения раз­работкой следует, прежде всего, изучить и знать макронеоднородность пласта. Необходимо при этом отметить, что на охват пластов месторождения разработкой влияет не только их линзовидность, но и другие виды неоднородности и тектонические нарушения. Трещиноватость пластов может играть полезную роль в повышении их охвата разработкой, поскольку с по­мощью трещин соединяются литологически неоднородные пропластки, в результате чего повышается однородность пластов. Однако неоднородная трещиноватость приводит к преждевре­менным прорывам закачиваемой воды в добывающие скважи­ны и к снижению коэффициента охвата пластов заводнением.

Для решения проблемы повышения охвата пластов завод­нением необходимо количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки и рассчитывать, к каким ре­зультатам могут приводить те или иные мероприятия по частич­ному изменению системы разработки или режимов работы скважин, т. е. мероприятия по регулированию разработки.

Подобные расчеты сводятся к решению двумерных и трех­мерных задач вытеснения нефти водой на современных быстро­действующих ЭВМ.

Как уже указывалось, проблема изучения влияния плотности сетки скважин и систем разработки на охват пластов заводне­нием решается в общем виде также с применением методов многофакторного анализа фактической разработки месторож­дений с различными параметрами s_c. При этом получают толь­ко осредненные зависимости, которые весьма приближенно можно использовать для конкретных месторождений.

Для аппроксимации таких общих зависимостей η₂ = η₂(s_c) используют формулу ВНИИ

(1)

или формулу В. Н. Щелкачева

(2)

где А, В и α - постоянные коэффициенты.

Для того чтобы использовать формулы (1) и (2) применительно к конкретным месторождениям, нужно именно для этих месторождений определить коэффициенты А, В или α, например путем изучения зональных карт неоднородности и систем разработки месторождений.

Выше указывалось, что решение проблемы повышения охва­та пластов заводнением существенным образом связано с воз­можностью эффективного регулирования разработки, которое, пожалуй, можно выделить в самостоятельную проблему.

Одним из первых вопросов, возникших при решении пробле­мы регулирования разработки нефтяных месторождений и по­вышения охвата пластов заводнением, является вопрос о выво­де из эксплуатации, т. е. отключении, обводнившихся скважин. Так, по мере продвижения водонефтяного контакта по отдель­ным пропласткам разрабатываемого пласта добывающие сква­жины обводняются. Вопрос состоит в следующем: при какой обводненности продукции отключать добывающие скважины с тем, чтобы не допустить существенного снижения нефтеотдачи?

Если, например, при трехрядной системе разработки пласта средний низкопроницаемый пропласток выклинивается вблизи первого ряда добывающих скважин (рис. 6), то вывод из эксплуатации первого ряда скважин при слишком низкой об­водненности приведет к очевидному снижению нефтеотдачи, если средний пропласток содержит значительные запасы нефти.

Рис. 6. Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков,