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

п о к а з ы в а е т,

что реальный охват по мощности бывает

ниже проект­

ного

охвата,

обусловленного

обычно принимаемым

нижним пре­

делом

проницаемости. Охват

по мощности

существенно

зависит

от перепада,

(точнее градиента д а в л е н и я ) ,

при котором

работаю т

растает. Этот факт подтверждается

анализом многочисленных

профилей притока и приемистости скважин . .

Коэффициент охвата по мощности и зависимость

его от пере­

пада давлени я могут быть определены

по данным

исследований

необходимо

при

выполнении

гидродинамических

расчетов

процес­

са разработки нефтяного месторождения .

Путем

статистической

обработки

результатов

исследований

скважи н

дебитомерами

строится

зависимость

коэффициента

охва­

та по мощности от перепада давления: ty3

= ty3(Ap).

Н а

рис. 23

при­

ведена т а к а я зависимость

д л я горизонта

X I I I и

X I V

месторожде ­

ния Узень.

При

построении

зависимости

грз = f(Д/?)

использованы

резуль ­

таты

60

исследований

профилей

притока

по

30 с к в а ж и н а м

гори­

зонта

X I I I ,

65 профилей

притока

по 33

с к в а ж и н а м горизонта

X I V ,

20

профилей

притока по

15 с к в а ж и н а м

горизонта

X V

и 25

профи­

лей

притока

по

15 с к в а ж и н а м

горизонта X I V .

Коэффициент

i|)3 является

функцией

градиента

давлени я

и

опре­

деляется

по

данным

промысловых исследований

скважин

дебито­

мерами

данного

месторождения

или других

месторождений

с по­

добной

характеристикой .

Зависимости

'фз=і|'з (Ар)

или

іфз=

= i | ) 3 ( g r a d p )

по

данным

промысловых

исследований

можно

опре­

делить так

же, как,

например, это

выполнено

в работе

[52].

t|,4 =

1

Çbi2L_

,

(VII.69)

Qaan. гсол

где Q 3 a n . rcf..-i —

геологические

запасы нефти; QH . пот —

потери нефти

в стягивающих

рядах эксплуатационных

скважин:

< ? „ . „ „ =

1,58а? hinàcpN;

(VII.70)

стость;

N — фактическое

число

скважин

в

стягивающем

ряду;

Реп — насыщенность связанной

водой;

р 0 . „ — остаточная

нефтена-

сыщенность; б с р

— средний коэффициент

использования

пор:

9

ficp =

1 —

Рев — Ро.п — "J" 2Ф'.

(VII.71)

гф — средняя

насыщенность

подвижной

нефтью.

Коэффициент

^ 5

Если

ряды

нагнетательных

скважи н

являются «разрезающи ­

ми», то

имеются

потери

нефти

в областях,

находящихся

между

вата

Тр5.

При двустороннем

питании

коэффициент

ips

определяется

по

следующей

формуле:

^

=

1 -

-

^

,

(ѴП.72)

Чгеол

<2П0Т

•= 0,075а2 Л т б » Nu;

(ѴІІ.73)

2а„ — расстояние

межд у

с к в а ж и н а м и

в « р а з р е з а ю щ е м »

ряду; бос —

коэффициент использования пор при бесконечно долгой

промывке

пласта

водой:

боо =

1 —

Рев — Ро . н .

Nn

— число

с к в а ж и н

в «разрезающем »

ряду.

Расчеты

процесса

обводнения по

методам, изложенным в

§

1,

2,

3

и

4,

выполняются

по

схеме

непрерывного

слоистонеоднород-

ного

по

проницаемости

пласта

с

учетом

геометрии

пластовых

фильтрационных

потоков.

П р и оценке дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи

во

времени

в

эту

расчетную

схему

необходимо

вводить

поправки,

связанные

с

неоднородностью

пластов

по

прерывистости,

линзовидности,

а

т а к ж е

по

не полному

охвату

вытеснением по

мощности

при задан ­

ном

перепаде давления .

В расчетные формулы дебитов и нефтеотдачи при

этом

вво­

дится

коэффициент

охвата,

обусловленный

прерывистостью

і | ) 2 п р .

и коэффициент охвата

по мощности

^зіі — !{Ар).

Коэффициенты

%

и

ops,

учитывающие ^потери,

связанные с геометрией потока

(учет

потерь

в

«стягивающих»

и

«разрезающих»

ряда х с к в а ж и н ) ,

нет

необходимости

вводить

в расчетные

формулы

§ 1—4,

т а к

к а к

расчетная

схема

построена

с учетом

этого

фактора

и

позволяет

рассчитать

изменение

охвата

вытеснением

по

площади

во

времени

"фо. n(ßo. п) •

•

Г л а в а

V I I I

Постановка

задачи и последовательность

ее решения

В настоящее

время достаточно полно р а з

р а б о т а н ы методы гид­

ницаемости, прерывистости при

р е ж и м а х

вытеснения

однородной

нефти

водой

(при

Рк>Рпас<Рс)

и

смешивающемся

вытеснении.

П р а к т и к а проектирования

разработки

при

этих

р е ж и м а х

показы ­

вает, что в неоднородных по проницаемости и прерывистости

пла ­

стах

в значительной

мере снижается т е к у щ а я добыча нефти,

а

так ­

ж е

нефтеотдача

вследствие

неполного

охвата

процессом

вытес­

нения.

Существенно

отличаются

и

другие

показатели

разработки,

в

частности

технико-экономические,

по сравнению с расчетными по­

к а з а т е л я м и

по

схеме

однородного

пласта.

Не

менее

в а ж н о е

значение имеет учет неоднородности при про­

ектировании

разработки

з а л е ж е й

нефти,

эксплуатирующихся

при

р е ж и м е истощения

(«растворенного

газа»)

и р е ж и м а х

вытеснения

газированной

нефти

водой.

Этот

класс

з а л е ж е й

нефти

характерен

д л я

многопластовых

нефтяных

месторождений

Узень

и Ж е т ы б а й

в З а п а д н о м

Казахстане,

и

д л я

некоторых

других

месторождений

С С С Р .

Однако до настоящего времени все еще не

р а з р а б о т а н а

мето­

дика

гидродинамических

расчетов

с учетом неоднородности

пласта

по

проницаемости,

прерывистости

при

р е ж и м а х

«растворенного

газа»

и

вытеснении

газированной

нефти

водой как

д л я

однопла-

стовых,

так

и

д л я

многопластовых

нефтяных

месторождений.

Н е

проводилась

т а к ж е

и д е т а л ь н а я

оценка

влияния

неоднородности

пластов

при

этих

р е ж и м а х

на показатели

разработки .

Попытаемся оценить влияние неоднородности пластов по про­

ницаемости

на

технологические

показатели

разработки

нефтяных

месторождений

при

р е ж и м е растворенного

газа

и

в

порядке

по­

становки

вопроса

при р е ж и м а х

вытеснения

газированной

нефти

водой.

Р е а л ь н ы й

неоднородный

нефтяной

пласт

можно

схематизиро­

вать иногда непрерывным по мощности, но неоднородным по

про­

ницаемости

при том или ином характере распределения ее по

объ­

екту з а л е ж и

или ж е пластом с зональным изменением пооиицае-

12 В. С. Орлов

177

мости, а в более общем

случае — неоднородным

и по проницаемо­

сти, и по прерывистости.

Рассмотрим

первую

схему непрерывного,

но

неоднородного

по

проницаемости

пласта.

Д л я этого

вида неоднородности

пласта

по

проницаемости

можно

построить

послойную

модель

пласта,

со­

ленных

непроницаемыми

перегородками

пренебрежимо малой

мощности, как

это

сделано,

например,

в

работе [105].

Характер

распределения

прослоев

различной проницаемости

по

мощности

может

быть

самым

разнообразным:

от

линейного

до

того или

иного вида

вероятностного

распределения.

Характер

неоднородно­

математической

статистики

методов [170].

Д а л е е , пласт

мощностью

И подразделяется на ряд прослоев,

числу

определений

проницаемости

в

к а ж д о м

из них.

Теперь

у ж е

м о ж н о

построить

схему

неоднороднослоистого

по

проницаемости

пласта

с

вероятностным

распределением

параметра

kh

или

h

по

общей

мощности

И.

З а д а ч а

по определению

технологических показателей

разработ ­

ки

при

р е ж и м е «растворенного газа» может

быть

поставлена

в

двух

вариантах .

1.

З а д а н о постоянное

забойное

давление

в

скважинах .

Опреде­

лить

изменение

дебита,

пластового

давления,

газового

фактора

и

нефтеотдачи

во

времени

[Q = Q(t);

pK

= PK(t);

Г = Г ( / ) ;

п. =

т](*)].

2.

З а д а н постоянный

дебит с к в а ж и н ы

9 = const. Следует

опре­

делить:

pc

= pc(t);

pK=pK(t);

T = T(t)

и Г| = г](0- Рассмотрим

после­

довательность решения задачи в первой постановке.

При

решении

задачи

принимается,

что . забойное

давление

в

с к в а ж и н е

р с одинаково д л я

всех

прослоев

различной

проницаемо­

сти

по

разрезу. Д л я

к а ж д о г о из

прослоев

щ

проводятся

расчеты

по

принятой во

В Н И И

методике

гидродинамических

расчетов

ре­

ж и м а «растворенного

газа»

Зиновьевой — Розеиберга

[88,

153],

т. е.

при

известных

зависимостях свойств

пластовой

нефти

от

давления

f.i = ,u(p); ß = ß ( p )

и

S = S(p)

рассчитывается зависимость м е ж д у

давлением на контуре и нефтенасыщенностью

рк = рк(рк),

опреде­

ляются

коэффициенты

а и Ъ и затем — разность

функций С. А. Хри-

стиаиовича. И м е я

эти

параметры,

рассчитывают зависимости

ЦІ

=

=

ЦІ(І)

и

T{=Ti(t)

и РКІ=РКІ(І)•

З н а я изменение

дебита

нефти

и

газового

фактора,

а

следовательно,

и

дебита

попутного

газа

во