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: 241

Скачиваний: 0

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

где ni — номер ячейки; г — число

ячеек;

Ѵт

— объем m-той ячей ­

ки; Fm(a\)—функция

Б а к л е я — Леверетта

д л я m-той

ячейки;

wi„, — скорость фильтрации м е ж д у

m-той

и /-той

ячейками ( / —

но­

мера .смежных с m

ячеек); р,п—

давление в

m

-той ячейке;

у!т

—

величина гидродинамической проводимости м е ж д у m-той и /-топ ячейками;

Д л я

решения

системы

(VII.34)

необходимо в к а ж д ы й

момент

времени, разрешить систему /--линейных уравнений

(ѴІІ.25а),

я в ­

ляющихся дискретным представлением

эллиптического

оператора

(Ѵ1І.24а), результат решения Wim

подставить в (VII.25) и

про ­

интегрировать. Решение задачи начинается с подразделения

про­

дуктивного пласта на г ячеек.

 

 

 

 

 

 

 

Блок-схема алгоритма

решения

задачи двухфазной

фильтрации

в неоднородном продуктивном пласте, дренированном

з а д а н н ы м

количеством произвольно

размещенных

скважин,

приведена

на

рис.. 3 К. [921.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Д л я к а ж д о г о

момента

времени

согласно

приведенной

блок-

схеме

получаем

текущие

значения

дебитов

нефти

и

жидкости,

величину накопленной добычи нефти и жидкости, коэффициент ох­ вата и'-нефтеотдачи, карту давлений и насыщенностей.

Алгоритм, представленный

на блок-схеме (см. рис. 31), м о ж е т

быть использован для расчета

процесса обводнения многопласто­

вого месторождения, пласты которого имеют одинаковую конфи­

гурацию

и эксплуатируются одной

системой скважин .

Согласно

блокам 2,

3, 4, 5 рассчитываются характеристики обводнения

пла­

ста, у которого значение k максимально, и, следовательно,

при

расчетах

выбирается минимальный

шаг по времени. Д л я

пластов

с меньшей проницаемостью можно считать, что в течение данного

шага, дебйты с к в а ж и н

не

изменяются. П р и работе блоков 6 и 7

осуществляется

переход

от

рассчитываемого

пласта к

другим пла ­

стам .с. учетом,

что q — kh.

Таким образом,

ра&считав

зависимость

дебита жидкости, нефти и нефтеотдачи по одному из пластов и

используя

соотношения

/ = — и q = kh,-можно

рассчитать эти

за -

 

 

k

 

 

висимлсти д л я других пластов, k и kh которых отличаются от

ба­

зисного и

затем путем

суммирования показателей по времени

по

п пластам, получить результирующие характеристики д л я много­

пластового месторождения в

целом. Возможность такого, пересче­

та от пласта

к пласту в а ж н а

для

А Ц В К

«Сатурн», так

к а к сетка

«Беги» имеет

ограниченное

число

узлов

(1024 у з л а ) , и

одновре­

менное моделирование с достаточной точностью большого числа пластов затруднено .

Поочередное ж е решение задачи для п пластов требует соот­ ветственно в п больше машинного времени.

15G

И с п о л ь з уя прием

преобразования зависимости <7ж = 9>к(0 1 1

*/n = Çu(t)

базисного

пласта,

можно существенно расширить воз­

можности

А Ц В К «Сатурн»

при решении задач разработки много-

 

 

Подготовка исходных

данных

 

 

 

Выбор масштабов для

«Беги»

Расчет гидродинамических сопротивлений R

Занесение

R, н з а б . J

на

сетку

Итерационный

цикл

Замер и демасштабирование

Расчет дебитов <2Ж, Q„, koyi,

^нефтеотд

Расчет ов.н

Печать результатов

t.

Рис 31.

 

пластовых месторождений и, кроме того, решать

задачи п о ' п р о ­

гнозу процесса обводнения слоисто-неоднородных

по проницаемо ­

сти пластов и решать не. только тот ж е , но и более ш и р о к и й ' к р у г задач разработки нефтяных месторождений, к а к и на «чисто» цифровьіх вычислительных м а ш и н а х типа Б Э С М - З М по существующим в настоящее время методам расчета [21, 37].

157

Р а с с м о т р им последовательность решения задач расчета

процес­

са обводнения слоистонеоднородных

пластов по А Ц В К

«Сатурн».

При

этом реальный неоднородный по проницаемости пласт

мощ ­

ностью H схематизируется слоистонеоднородным пластом, состоя­

щим

из я отдельных прослоев различной проницаемости

/г/, и мощ­

ности

/і„, разделенных непроницаемыми бесконечно малой мощ­

ности

перегородками . К а ж д ы й такой

прослой непрерывен

и одно­

роден по мощности и проницаемости.

п различной проницаемости

Принимается,, что число прослоев

равно

числу выделенных интервалов

при статистической

обработ­

ке фактического вероятностного распределения проницаемости (на­ пример по керновым д а н н ы м ) . Мощность прослоев, пропорцио­ нальная числу определений проницаемости в к а ж д о м из выделен­

ных

интервалов,

а проницаемость равна

среднему значению в к а ж ­

дом

интервале.

Д л я оценки

степени

неоднородности пласта

по

проницаемости

определяются

параметры закона

распределения .

Теперь, так ж е как и в случае многопластового

месторождения

для

одного из прослоев (базисного) при заданных

забойных

д а в ­

лениях, рассчитывается зависимость дебита жидкости, нефти и нефтеотдачи во времени и путем пересчета от прослоя к прослою

определяются эти зависимости для всех

остальных прослоев.

За ­

тем, суммируя

<7,к и q„ по всем прослоям

для

фиксированных

зна­

чений времени,

получаем результирующие

зависимости дебита

жидкости и нефти во времени Q}K = Qn<{()

и Qu = Qn(0 слоистоне-

однородного пласта в целом. По этим основным зависимостям оп­

ределяется изменение

доли нефти в потоке

жидкости

и нефтеот­

дачи во времени.

 

 

 

Все перечисленные

операции выполняются

на А Ц В К

«Сатурн».

В указанной выше последовательности выполнен расчет процесса обводнения четырехрядной системы скважин горизонта X I V ме­ сторождения Узень.

Путем статистической обработки данных о проницаемости по

керну

горизонт

X I V подразделен на 14 прослоев различной про­

ницаемости и мощности в соответствии с указанным

приемом.

В

расчетах

использованы зависимости фазовых

пронпцаемо-

стей от насыщенности Эфроса — Оноприенко.

Результаты расчетов дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи представлены па рис. 32.

В настоящее время для коллекторов месторождения Узень нет

экспериментальных зависимостей

ф а з о в а я

проницаемость — насы­

щенность. В связи

с этим на А Ц В К

«Сатурн» был рассчитан про­

цесс

обводнения

при

зависимостях

фазовая — проницаемость —

насыщенность, полученных различными

авторамп

и,

в

частности,

с использованием экспериментальных данных В. Березина:

F» (РН) -

1.5476p?, -;- 4,0690p?, -

1,6235ря

+ 0,1835;

Р о І І

----= 0,15;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(VII.26)

f.

( Р в ) =

3,8968рЗ -

4,3678p* +

1,7950Р в

-

0,2643;

Р с

в -

0,35

158

и обобщенной

зависимости А. К-

К у р б а и о в а :

 

 

 

k a

_ f

а п к - а т х

у .

^ =

/

Р к о н - а т с

к

у _

(ѴИ.27)

 

V

Скон

У

 

\

СГцон ^нсх

J

 

 

Результаты

расчетов с использованием

различных

зависимостей

ф а з о в а я проницаемость — насыщенность

приведены

на рис. 32.

И з рассмотрения рис. 32

следует, что характер

принятых

в ка­

честве исходных данных зависимостей ф а з о в а я проницаемость —

насыщенность существенно

сказывается на

результатах

расчетов

дебитов и нефтеотдачи во

времени, а следовательно, и

на техни­

ко-экономических показателях разработки

месторождения .

•q^M'/cym

200І

Рис. 32. Характеристики об ­ воднения з а л е ж и нефти, рас­ считанные на А Ц В К - « С а - турн» .

При фазовых проннцаемостях: / — по Березину; 2 —

по Курбанову.

t,

годы

 

Так, например, время прорыва дл я условий

однородного

пла­

ста при использовании кривых Березина / в 2,5

раза меньше,

чем

при

использовании

кривых

ф а з о в а я

проницаемость — насыщен­

ность, обобщенных

Курбановым

2, и

безводный период

состав­

ляет

соответственно

1 год и

2,5

года. Существенные расхождения

наблюдаются в характере

зависимости

дебита жидкости во вре­

мени.. При использовании

в

расчетах кривых 1 отмечается

боль­

ший темп обводнения продукции при значительно больших абсо­ лютных количествах попутно добываемой воды по сравнению с

использованием кривых

2, а именно при

£ = 0,5 года

дебит

жидко ­

сти выше на 30%. при t = 5 лет в 2 раза

и при / = 1 4 лет в 2,5

раза

выше. Дебиты ж е

нефти

при использовании в расчетах кривых 1

(лишь на 25% выше дебитов нефти по

сравнению

с использова­

нием в расчетах кривых

2).

 

 

 

Таким образом,

еще

раз подтверждается необходимость полу­

чения обобщенных

экспериментальных зависимостей

ф а з о в а я про-

.159

нпцаемость — насыщенность для к а ж д о г о вновь вводимого в раз ­ работку месторождения . Иначе при проектировании могут быть допущены существенные погрешности.

При существующем ж е положении с исследованием зависимо ­

стей ф а з о в а я

проницаемость — насыщенность по месторождениям

С С С Р вполне

приемлем приближенный

метод

расчетов

процесса

обводнения нефтяных з а л е ж е й Ю. П.

Борисова

[21] с

исходны­

ми зависимостями

ф а з о в а я проницаемость — насыщенность по эк­

спериментальным

данным

Эфроса — Оноприенко.

Однако метод

работы

[21] дает существенные расхождения

в добыче жидкости и нефти после прорыва по сравнению с расчет­

ной схемой,

учитывающей геометрию

фильтрационного

потока

[136]. И з л о ж е н н а я схема расчетов процесса обводнения

нефтяной

з а л е ж и слоистонеоднородного по проницаемости пласта

на

А Ц В К

«Сатурн» имеет ряд преимуществ по сравнению с методом

расче­

тов [21, 37]

и применением БЭСМ - ЗМ,

так как в ' б о л ь ш е й

степени

учитывает реальные условия и, вероятно, дает более достоверную

картину процесса обводнения, а именно:

 

 

1) учитывается

геометрия

(кинематика)

фильтрационного по­

тока при переменной во времени форме линий токов до

прорыва

воды в систему скважин, а не

в галерею, и после него;

2) расче­

ты могут быть выполнены д л я

произвольной

схемы размещения

эксплуатационных

и нагнетательных скважин; 3) нет

необходи­

мости в преобразовании исходного спектра проницаемостей в рас­ пределение трубок тока различной проницаемости и сведения рас­ четной схемы непоршневого вытеснения в однородном пласте к- поршневому в неоднородном; 4) в общем виде может быть исполь­ зована зависимость ф а з о в а я проницаемость — насыщенность для конкретного месторождения .

§ 4. РАСЧЕТЫ ОБВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ДО ПРОРЫВА ВОДЫ В СКВАЖИНЫ И ПОСЛЕ НЕГО ПО СХЕМЕ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ ГАЛЕРЕИ

В практике проектирования р а з р а б о т к и нефтяных месторожде ­ ний применяется р я д методов расчетов вытеснения нефти водой [21, 137].

В большинстве этих методов расчета дебит жидкости опреде­

ляется по уравнениям

интерференции

Ю. П. Борисова [16], пред­

п о л а г а ю щ и м

постоянство внутренних

сопротивлений во

времени

д л я двухжидкостной

системы,

т. е. не

учитывается

х а р а к т е р филь ­

трационного

потока

в

системе

скважин . Методы

работ

[21, 157]

позволяют достаточно точно рассчитывать процесс обводнения до

прорыва, а в момент и после прорыва, как

это

показано

в

рабо ­

тах

[90,

151], могут д а в а т ь существенные

расхождения

в

деби-

тах жидкости и нефти от 25—30 до 100%-

Учет

геометрии

филь ­

трационного потока (переменного внутреннего сопротивления

сква­

жин)

в

расчетах обводнения нефтяной з а л е ж и

можно выполнить

160

Смотрите также файлы