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

ва связанной

водой равна

0,33;

вязкость

пластовой

нефти

ц,, = 3,6 сиз;

вязкость

пласто­

вой воды

р,в

= 0,6 спз;

коэффи­

циент проницаемости к = 0,25 д;

объемный

коэффициент

ß =

1,2;

теснения г,|, = 0,4; перепад дав ­

ления

Д р = Р с . н = Рс.о =

= 45 кгс/см2 ;

неоднородность

представлен

восемью

трубка ­

ми:

А,

В,

С, D, E,

F,

G,

Н.

Н а

рис.

28

представлены

за­

висимости

дебитов

жидкости,

нефти,

накопленной

добычи

во

времени.

Зависимости

I

рассчитаны

по

схеме

«жестких»

трубок

тока по

методике

главы

I V

«вручную», а зависимости

I I —

по

методике

[37]

на

Э В М

БЭСМ - ЗМ . Н а д о

учесть,

что

при

этом

все

ряды

скважин

сматривается

одноэтапная

си­

стема

разработки .

Из

а н а л и з а зависимостей

(см. рис. 28)

следует, что в

на­

рыва

В О Д Ы

( / = 1

Г О Д ) ,

£7ж =

= qiK(t),

рассчитанные

по

мето­

дам

I

и I I , совпадают,

а

затем

у ж е

через

5 лет

неучет

гео­

та жидкости

(на

3

4 % ) ; к мо­

менту

окончания

разработки

(/ = 24

года)

дебит

жидкости,

рассчитанный

по

методу I I , па

43%

ниже

рассчитанного по

методу I .

З а в и с и м о с ти дебитов нефти во

времени qn = qn(t),

определен­

ные обоими методами в течение первых 2,5—3

лет,

практически

совпадают,

а

затем

дебит

нефти,

рассчитанный

по

стандартной

п р о г р а м м е

(метод I I ) , становится существенно

выше,

особенно к

концу

разработки

з а л е ж и . Так, например,

к

десятому

году

раз­

работки

q„ii на 33%, а к 24 годам — на 50% завышен

по сравне­

fig

• "'Ayl"

нию

с дебитом

нефти,

рас­

,

считанным

по

схеме

«жест­

q н

м3/сут

ких»

трубок

тока.

Цж,тыс.м3

Н а к о п л е н н а я

добыча

и

Q н,тыс

м 3

2800 -350

нефтеотдача,

рассчитанные

2600 -

по

методу

I I в

соответствии

2Ш

-300

с

работой [37],

завышены

на 20%.

2200

И з сопоставления

резуль­

2000 -250

татов

расчетов,

проведен­

moo

ных дл я конкретных

приме­

1600 -200

ров,

по

стандартной

мето­

то

дике

В Н И И

[37] и

по

ме­

тоду,

изложенному

в

гла­

1200 -150

h

ве IV и [136], следует, что

0.5 -woo

неучет

геометрии

фильтра ­

0ß -800

-WO

ционного

потока,

особенно

0.3-600

после

прорыва,

приводит к

существенному

за ни жен и ю

Q2 -m - 50

дебитов

жидкости,

обвод­

0.1 -200

ненности

продукции.

û

-

0

0

W

15

20

Расчеты

«вручную»

в

t, годы

значительной

мере

трудо­

Рис.

28.

Сравнительная

характеристика

обводне ­

емки. Они существенно об­

ния

з а л е ж и

нефти

по

схеме

«жестких» трубок

тока

и

схеме

«проницаемых»

галерей

с

дополни-

легчаются

при

применении

нельнымн

сопротивлениями.

Э В М .

П о схеме: / — «жестких»

трубок тока;

2 — «про­

П р о г р а м м а

расчетов на

ницаемых

галереи.

Э В М

процесса

обводнения

многорядных систем скважин до прорыва

в

них

воды

и

после

него

с учетом

геометрии пластовых

фильтрационных

потоков мо­

ж е т

быть

составлена,

исходя из тех ж е методических

предпосылок,

что

и

программа

расчетов

площадного

заводнения,

составленная

Л . И. Егоровой [79].

В

главе

I V достаточно полно изложена методика расчетов про­

разработки или ж е работы

всех рядов без отключения в

течение

всего

периода

разработки

месторождения, а т а к ж е

дл я частного

случая

многорядных

систем — системы

площадного

заводнения .

Методика расчетов при отключении рядов в последующих

этапах

в значительной

мере

условна. Эти условности связаны с

гипоте­

з а м и перераспределения

фильтрационного

потока

и учета

непорш­

невого

вытеснения после

отключения части рядов

скважин .

Ч а щ е

всего гидродинамические расчеты

процесса обводнения

нефтяных

з а л е ж е й при плоско - параллельном

и плоско - радиальном

стеме

скважин .

В

настоящей работе сделана попытка приближенного учета

этого

фактора в расчетах процесса обводнения в неоднородном

жение, аналогичное

тому,

которое принято

в

главе I I I и работе

[27J, т. е. реальная

линия

тока жидкости

от

нагнетательной к

прямых.

В элементе заводнения

выделяется

п линий

тока.

Д а л е е

предполагается, что в

пределах

каждой

трубки тока

логарифмически нормальному закону,

т. е. принимается условие,'

по которому характер распределения

проницаемости (неоднород­

последовательность

расчета

процесса обводнения по схеме М а с к е -

т а — ' Б о р и с о в а . Д л я

к а ж д о й

неоднородной по проницаемости труб­

потоке жидкости

во

времени [q-,K = q-,K(t),

qn = qu(t),

F2(y)

=

—=

Яж

= / ( / ) ] ,

а

т а к ж е

произведение коэффициента вытеснения на коэф ­

фициент

охвата,

обусловленный

неоднородностью

п л а с т а . п о

про­

ницаемости

(y\' =

kBk0,

П р ) . Таким

образом,

практически

применя­

многопластового

месторождения .

k0

Коэффициент

охвата

процессом вытеснения нефти

водой

можно представить в виде

произведения коэффициента охвата,

обусловленного

неоднородностью пласта по проницаемости /г0.щ>

и коэффициента

охвата

по

площади к0пя(ко=копр

/г0 пл), т.

е.

ko представляет

своего

рода охват

вытеснением

по объему эле­

мента.

Коэффициент

охвата

по площади

определяется

для среднего

пределении

тем

ж е

приемом,

как

и в

работе

[79] . Н и ж е приво­

дится последовательность расчетов

процесса

обводнения

нефтяной

з а л е ж и

с

учетом неоднородности

пласта д л я

пяти-, четырех-

и

семиточечной систем площадного заводнения .

При

построении

расчета

процесса

вытеснения

нефти

водой

в

к а ж д о й

трубке

тока

используется

принятая

во

В Н И И

методика

[21],

[27, 37], п р е д п о л а г а ю щ а я

логарифмически

нормальный

за­

кон

распределения

проницаемости.

Расчеты проводятся по следующим

ф о р м у л а м :

о'

Л ( ° о ) =

^

е

2

,

.

(VII.1)

где

F i ( o o ) — в с п о м о г а т е л ь н а я

функция,

служит

для

определения

количества прокачанной жидкости; а—показатель

неоднородно­

сти;

& =

— - 5 ü

;

1

Рев

Рост

2,ь — насыщенность

подвижной

нефтью

на

фронте

вытеснения

2| =

П,5(1—рев—рон)—2ф] = 0 , 0 1

ц0 ; ?=1Л„(1—рев—ро.н)

—

по­

тенциально возможные запасы нефти; Ѵяап—Ѵт(\—рсп)

— г е о л о г и ­

ческие запасы нефти; 6 = 1 — р с в — р 0 и = 2 /з ^Ф-

Д л я к а ж д о й трубки тока

определяем:

а)

геометрию рь р2, Дфь Дфг! а = Дф2 : Лфі;

б)

начальный дебит qua4.

ж =

ш0

•

Гф = г0 н)

в)

« о — с о п р о т и в л е н и е в

начальный

момент

(при

оп­

ределяется по формуле

И н 1 п - ^ - Ь

- u ï ï _ l n - 2 î - V

(VII.2)

Дф,-

To.«

а

а - с э

/

В дальнейшем проводится гидродинамический расчет по

к а ж ­

дой трубке с шагом по времени

A t i =

2 [ ^ ( / + i ) - Q » ] i

{ V I L 3 )

?ж (f-j-l) +

Яжі

где

Qani — накопленное количество

отобранной жидкости за

время

ti=

п

2

Д^'> ЯЖІ — текущий дебит

жидкости.