Файл: Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 10.04.2024

Просмотров: 227

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

п соответствующего оборудования в процессе разработки место­ рождения . Это значение нижнего предела проницаемости следует принимать при подсчете геологических запасов нефти.

С другой стороны, нужно различать реально достижимый нижний предел проницаемости, обусловленный существующей или

внедрением

запроектированной

рациональной

системой р а з р а ­

ботки

нефтяного

месторождения .

 

В

настоящей

работе не рассматриваются

технико-экономиче­

ские

аспекты

оценки значения

нижнего предела проницаемости,

а дается л и ш ь последовательность его определения по промысло­ вым данным с учетом рабочего перепада давления или градиента давления, так ж е как это было сделано в работе [52] при оценке коэффициента охвата. Охват выработкой запасов нефти по мощ ­

ности представляет собой отношение эффективной

работающей

мощности

при

заданном

перепаде (градиенте)

давления /га. р

к эффективной

 

нефтенасыщенной

мощности

/ г э . н

— tyh= " " •

Коэффициент охвата пласта по мощности при соответствующем

перепаде

давления

\\>н обусловлен

нижним

пределом

проницае­

мости /г т і 1 1 и может быть определен отношением

числа

опреде­

лений проницаемости со значениями от

0 до

k, соответствующему

принятому

нижнему

пределу проницаемости

ftmin

к

общему числу

определенной

проницаемост;;.

 

 

 

 

 

 

 

 

К а к

правило,

в

гидродинамических

расчетах

процесса

обвод­

нения

нефтяной

з а л е ж и

охват

по

мощности

не

принимается во

внимание

или

ж е учитывается

частично

при построении

расчетной

модели пласта путем ввода понятия о нижнем пределе прони­

цаемости. В этом случае

при построении расчетной схемы слоисто

неоднородного

по проницаемости непрерывного пласта, состоя­

щего из серии

прослоев

различной проницаемости, отделенных

друг от друга непроницаемыми р а з д е л а м и оесконечно малой мощ­ ности, из эффективной нефтенасыщенной мощности вычитается мощность прослоез, проницаемость которых меньше нижнего пре­ дела проницаемости. Коэффициент о х в а т а . п о мощности и нижний предел проницаемости — величины статистические и могут быть определены по данным статистической обработки результатов ис­ следований с к в а ж и н глубинными расходомерами и дебитомерами при различных перепадах давления .

П о данным исследований скважин дебитомерами в результате интерпретации профилей притока определяется коэффициент охвата по мощности как отношение работающей мощности к эффективной нефтенасыщенной. З а т е м путем статистической обработки полу­ ченных результатов, например, в соответствии с работой [37], определяется плотность и функция распределения коэффициента

охвата по мощности F(\bh) и /(-фл) = d F

^ , а т а к ж е плотность

и функция распределения градиентов давлении — =gra . dp, при

S* 115

которых получены

профили

 

притока

(охвата

по

мощности

(гі1/,)- —

/ ( g r a d p )

uHgradp)-.

d g

r a

à p

•

 

 

 

 

Имея параметрические зависимости /г (фл)

и F ( g r a d p ) ,

строят

зависимость

г]1/, = /(grad р),

по

которой определяется коэффициент

охвата г).1/,,

соответствующий

фактическому

пли

запроектирован ­

ному градиенту

давления .

 

В

соответствии

с

работой

[ 5 3 1 по

данным

профилей

притока,

 

снятых

при соответствующих

перепа­

 

ло

20

30

40

50

60

70

25

35

*5

55

65

 

 

 

й Р. кгс/см г

 

 

 

А д , / г е с / с м 2

 

 

Рис. 23. Зависимость коэффициента

охва­

Рис. 24. Зависимость

нижнего пре­

та по

мощности

от

депрессии

(горизонты

д е л а проницаемости

от

депрессии

X I I !

и X I V

месторождения

Узснь).

(горизонты

X I I I

и X I V

месторожде ­

 

Горизонт:

/ — X I I I ;

2 — X I V .

 

Горизонт:

ния

Узень).

2 — X I V .

 

 

 

 

 

 

 

 

/ — X I I I ;

дах давлений п дающих картину притока жидкости по разрезу

скважин,

можно определить проницаемость прослоев по

мощности

и минимальное значение проницаемости t-того прослоя,

из кото­

рого при

этом перепаде давления еще возможен приток нефти.

З н а я

минимальные значения проницаемости / г т і п и

соответ­

ствующие им перепады или градиенты давлений, строят зависи­

мость /em m=/: (grad р). И м е я

зависимости

г[?л = / (grad р) и

kmin =

= f(graàp),

строят зависимости охвата по мощности от нижнего

предела

проницаемости. tyh = f(km\n)

и

средней

проницаемости,

обусловленной

значением

/г т і Г і от-

градиента

давления

k.rv =

=f(gradp).

В

соответствии

с изложенным, установлена

зависи­

мость охвата по мощности и нижнего предела проницаемости от

перепада

давления для

горизонтов X I I I

н X I V месторождения

Узень. ЭТИ зависимости

приведены

на рис. 23 и

24.

 

Н а рис. 25 представлена зависимость

охвата

по

мощности от

нижнего

предела

проницаемости

% i = /(£min), а

на

рис. 26 — за­

висимость

средней

проницаемости

от перепада

давления . При

116

построении зависимостей использованы результаты

60

исследова­

ний профилей

притока

по 30 с к в а ж и н а м горизонта

X I I I

и 65 про­

филей притока

по 33

с к в а ж и н а м горизонта X I V .

 

 

Рис. 25. Зависимость коэффициента охвата

Рис.

26.

зависимость средней

проницаемо-

от нижнего

предела

проницаемости (гори-

сти

от

депрессии (горизонты

X I I I

и X I V

зонты X I I I

и X I V

месторождения Узень).

 

 

месторождения

Узень).

 

Горизонт: / — X I I I :

2 — X I V .

 

 

Горизонт: / — X I I I : 2 — X I V .

По полученным

зависимостям

(см.

рис. 23—26)

м о ж н о

опре­

делить значения коэффициентов охвата по мощности и нижнего предела проницаемости, обусловленных физическими свойствами

пластов и флюидов и применяемой или запроектированной

систе­

мой разработки

горизонтов

X I I I

и X I V месторождения

Узень.

 

§ 4. СХЕМАТИЗАЦИЯ

НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТОВ.

 

РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ-МОДЕЛИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ

 

Д л я

выполнения гидродинамических расчетов

процесса

разра ­

ботки,

реальные

неоднородные по

п а р а м е т р а м и

свойствам

флюи­

дов пласты необходимо схематизировать с той или иной степенью

приближения

расчетной схемой-моделью к реальным

условиям

фильтрации в неоднородной пористой среде.

 

П о мере накопления данных о пласте и об условиях

фильтра ­

ции флюидов усложнялись расчетные схемы-модели

пластов,

учитывалось

большее число факторов реального пласта.

 

Одной из первых моделей пластов, нашедшей широкое при­ менение в гидродинамических расчетах является модель однород­

ного по п а р а м е т р а м пласта

[93]. Принцип построения

этой модели

основан

на

том,

что

все

параметры

принимаются

одинаковыми

для всей

нефтяной

з а л е ж и

и равными

их средним значениям.

Т а к а я

модель

позволяла получить

относительно

строгие ана ­

литические

в ы р а ж е н и я

д л я

расчетов технологических

показателей

разработки .

 

 

 

 

 

 

117

О д н а ко вследствие

неучета неоднородности

 

пластов

по их

п а р а м е т р а м и свойствам флюидов результаты

прогноза

показа ­

телей

разработки существенно

отличались

от

фактических.

В связи с этим были предложены

различные усовершенствования

этой

модели, которые

выразились

в том, что

реальный

неодно­

родный пласт представлялся состоящим из зон различной гидро-

проводностп и проницаемости

[95], [69], т. е. принималась

модель

зснально-неоднородного

пласта.

 

При увеличении

числа зон

с различными п а р а м е т р а м и

суще­

ственно усложняются гидродинамические расчеты. Практикой проектирования и а н а л и з а разработки нефтяных месторождений была установлена необходимость более детального учета неодно­ родного строения нефтяных пластов. Неоднородные пласты стали представлять состоящими из бесконечно большого числа хаотично расположенных объемов, о б л а д а ю щ и х различными свойствами. Это привело к тому, что получили широкое распространение прин­ ципы построения моделей пластов, основанные на применении некоторых методов теории вероятности и математической стати­ стики [95, 21, 157, 100]. Этот подход используется при построении расчетных схем-моделей неоднородных по проницаемости и пре­

рывистости нефтяных пластов. Одними

из

п е р в ы х . т а к и х

моделей

были

модели

М. Маскета [118],

Стайлса

[202], Ю.

П.

Борисова

[21)

и их

различные модификации [157],

[100].

 

 

 

1. Модель

слоисто

неоднородного

по

проницаемости

пласта

Стайлса

М. Маскета

[118]

предполагает

пласт

состоящим

из серии

однородных,

но различных

по

проницаемости

слоев,

отделенных

друг от друга непроницаемыми бесконечно малой мощности раз ­

делами (допущение

об отсутствии перетоков

м е ж д у

с л о я м и ) .

Слои

различной

проницаемости

распределяются

 

по

мощности по

тому

пли иному вероятностному закону.

 

 

 

 

 

 

 

 

2.

Модель

Ю.

П.

Борисова

предполагает,

что

неоднородный

по проницаемости

пласт

состоит

из набора

трубок тока

правильной

геометрической

формы,

уложенных

одна

на

другую в

штабель и

з а п о л н я ю щ и х всю мощность пласта от нагнетательного

до

послед­

него

ил л «стягивающего»

ряда

эксплуатационных

скважин .

Эти

трубки гока работают параллельно и одновременно.

П р и

этом

предполагается,

что

все

п а р а м е т р ы

пласта,

кроме

проницаемости,

постоянны и равны их средним

значениям,

а к а ж д а я

трубка

тока

состоит из

отдельных участков

с различными

значениями

прони­

цаемости. Д л я

расчетов

вытеснения

нефти

водой исходный

спектр

распределения

проницаемости

преобразуется

в

распределение

трубок тока со средними значениями проницаемости, т. е. реаль­

ный в большей степени неоднородный по проницаемости

пласт

представляется

б о л е е ' о д н о р о д н ы м . Такое

преобразование

пласта

связано было

с несовпадением расчетных

и фактических

харак ­

теристик обводнения. В связи с тем, что нет строго обоснованного способа получения распределения трубок тока, предложен упро­ щенный способ, который заключается в следующем .

118

Смотрите также файлы