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

Н а

рис. 38

видно, что в первый период

разработки

(6—7

лет)

значения газового фактора в неоднородном

пласте

больше,

чем

в

однородном, вследствие

большего

падения

давления

в

среднем

по

пласту.

Затем

картина

меняется,

так как

из разработки выходят

Рис. 39.

Расчетная

схема при

смешанном режиме

эксплуата­

ции

нефтяной

з а л е ж и .

Нефтеотдача, ' рассчитанная по схеме однородного

пласта,

на

17% выше нефтеотдачи по схеме неоднородного

пласта за

один

и

тот

ж е

срок

разработки

нефтяной з а л е ж и

(18

л е т ) . Д л я

получе­

ния

такого ж е значения

нефтеотдачи

(л = 0,1)

по

схеме

в

большей

степени реального неоднородного пласта продолжительность

его

разработки

д о л ж н а

быть более чем в 2 раза

больше

по сравнению

с

разработкой

однородного

пласта

(38

лет

вместо

18

лет

при

однородном

пласте) .

И з

приведенных

примеров

расчета (варианты

I

и

I I

з а д а н и я

неоднородности пласта по проницаемости) следует, что

степень

погрешности в расчетах по схеме однородного пласта

по

сравне ­

нию с неоднородным определяется в основном

степенью

неодно­

родности.

Горизонт

Хз-м

месторождения Ж е т ы б а й

характеризуется

с р а в ­

нительно высокой

степенью

неоднородности

по

проницаемости

(ст = 0,8). Этим и

объясняется

более резкое различие

в

показателях

разработки по отношению к схеме однородного пласта

варианта

I I

по

сравнению с вариантом I з а д а н и я

неоднородности.

Неоднородность

отдельных

нефтяных

горизонтов

месторожде ­

ний

Узень и

Ж е т ы б а й по проницаемости

значительно

выше

рас­

смотренных

нами

в

примерах.

П о к а з а т е л и неоднородности

по

про­

ницаемости некоторых горизонтов этих месторождений

стандапт-

ные

(отклонения

а > 1

в

распределениях

проницаемости

без осред­

нения

ее по

трубкам

т о к а ) .

Р я д

месторождений Советского Союза р а з р а б а т ы в а е т с я

при

упругом

режиме, поэтому нередко при эксплуатации скважи н

воз­

ния насыщения .

В

этом случае приток нефти

к с к в а ж и н а м

осу­

ществляется за

счет

энергии

выделяющегося

газа и упругого за­

паса законтурной области. В

работе [8] было

дано

приближенное

решение задачи

о фильтрации

газированной

нефти

в этих

усло­

зовались

методом подбора

расхода вторгшейся

в з а л е ж ь

воды.

Н и ж е

предлагается иной

приближенный метод

расчета

вытес­

законтурной

области при

заданных забойном

давлении

и

отборе

нефти. Б л а г о д а р я

этому

методу

можно определить изменение экс ­

плуатационных

характеристик

во

времени

без

применения

у к а з а н ­

ного выше

подбора расхода вторгшейся

в з а л е ж ь воды.

Рассмотрим

круговую

з а л е ж ь

радиуса

г,,-о, начальное

пласто ­

вое давление

в которой

равно

давлению

насыщения

(Ро = Рнас)-

Соотношение

размеров

з а л е ж и

и пластовой системы позволят рас­

сматривать

з а л е ж ь

как укрупненную скважину . Пр и

этом

с л у ч а е

учитывают

образование

зоны двухфазного

потока.

При таком

решении

задачи

вытеснение

газированной

нефти

водой можн о

рассчитать

по

следующим

формулам,

приведенным

в

работе [46]:

гфі-1

P i - i

=

+ (!

p , _ i) p( _x

Г;

ß (p / - l )

Фі-

X

РІ

Pcp

(/ф.-і

~ rll)

" h

"b f1 — Р / 0 — ' " О ] ГЬ

- r l t )

о — р е ? ) -

PCP

(Г Ф.

2

\

S (Pc-i)

+

71

2

ß (P1+I)

х -

X

РСР

/•£,) піг

( 4 - - 1 -

+

[ 1 -

р]

(1 -

та] фі

о

— *

X

гфі

Pi'1

( V I I I . 1)}

PCP

( 4 , - I

-

4 0 ; П і

+ 1 1 -

p* о -

m i ) ] rli

г ф ; _ , Vi-i

•

( 4 , - 1

—Гфі)

С - PCP) ß (Pt - i) - (г ф/-1

-

4 ' )

PCP

P.-

=

W — l

гфі

(VIII.2>

p

'

P i

ß (Pi-l) '

где (_) и р — соответственно средние нефтенасыщенность

и давление

в зоне газированной

нефти;

Гф — п е р е м е щ а ю щ а я с я

граница

зоны

двухфазного потока;

ß(/J) — о б ъ е м н ы й

коэффициент

усадки нефти;

S (р) •—растворимость

газа

в нефти;

р с р — средняя

нефтенасы­

щенность в зоне двухфазного

потока

(определяется

так

же, как и

в работе [23]); іщ и

п — коэффициенты следующего

принятого

вы­

ражения:

S'(£L = , щ Р л .п-

(ѴІІІ.З)

ß(p)

/<=1, 2, 3,

п — индекс, у к а з ы в а ю щ и й на то, что значения

приве­

вого расчетного номера точки.

Газовый фактор

определяют

по следующей

формуле:

г =

ш

^

).1Г

Р dp) Р +

s и,

(ѴШ.4)

і(5 (р) — о т н о ш е н и е

где

фазовых проницаемостей

д л я

нефти

и

газа;

тип ( р ) — в я з к о с т ь

нефти;

цг—

вязкость

газа .

При заданном забойном давлении дебит нефти

рассчитывают

согласно работе [88] по

формуле:

Чя==шіцнь-нс)

t

( V

I I L 5 )

i n - i L

т де

k—абсолютная

проницаемость

пласта; h — мощность

пласта;

г с — радиус с к в а ж и н ы ;

Нф—Нс

— депрессия,

в ы р а ж е н н а я

разно­

стью функции Христиановича

между

контурами

Гф и

гс.

Д л я

определения

расхода

вторгшейся

в з а л е ж ь

воды

восполь

зуемся

результатами

работы

[17]. Р а с с м а т р и в а я

з а л е ж ь , как укруп­

ненную

скважину

с

переменным

давлением р к , -

на ее контуре

/'ко>

изменение давления

на

этом

контуре

можно

представить

в

виде

Ро -

Ры =

W - i *'

^ » )

+

Яв/i + О7 ,,)].

(VIII.6)

где

р,в — вязкость

воды;

ty'(Vn)

и \р(Ѵ„)—табулированные

функ­

ции;

q B n — расход вторгшейся

в з а л е ж ь

воды

в

момент

Qai'-

О

- І 5

.

5 -

-

0

•

Ѵві

—

—

Чвп>

tri

QB

=

V

" B

l - 1

n +

Q B t

(/,_,

- 1 , ) ,

(VIII.7)

1=1

здесь Q„ — суммарное

количество

воды,

вторгшейся

в

з а л е ж ь , в

объемных единицах.

Ѵп

Безразмерное

время

м о ж н о

представить

в следующем виде:

і/

ѵп=

кО , где и —

пьезопроводность.

Д о б а в о ч н ые фильтрационные сопротивления,

возникающие в

зоне двухфазного потока, учитываются согласно

работе [17] фор ­

мулой

Р«І -

РФ = ттг ттН І п — '

<VIIL8)

ШІІ

f„(Pcp)

Лр

где Рф — давление

на

контуре

гф;

/ г ( р с р ) — н е к о т о р а я

функция

от

рС р [47]; fu(pcp) — ф а з о в а я

проницаемость

для воды

в зоне двух­

фазного потока при средней

нефтенасыщенности р с р .

Суммируя почленно

левые

и

правые

части

равенств

( V I I I . 6 )

и

(ѴіІІ.8) и решая

их

относительно

qB

„,

получаем

следующую

ф о р м у л у дл я определения расхода

вторгшейся в з а л е ж ь воды:

«—1

2

(Qt-i

+

4i)(ti-ti-i)

(Po -

Pn)

:

(Vn )

= —

—

Г Т Т ^

7~

'

<VIII-9>

/.

1П — «П—1 \

> , о (MPcpJ , 'КО

V

<n

/

/в (Pce)

Л])

1. П о

ф о р м у л а м

( V I I I . 1 —VI11.4)

определяют

р,- и

р,- при из­

вестных рі-и

р;_і И Çui-i

( И Л И Рсі-\)

И <?в І - Ь

2. По

(ѴІІІ.7) и

(ѴІІІ.8) подсчитывают tn и Ѵп.

3. По (ѴІІІ.9) находят qBi.

_

Последующие значения эксплуатационных характеристик р и р

определяются

в том

ж е порядке. Точность расчета

проверяется из

условия

материального

баланса

вторгшейся в з а л е ж ь

воды.

Р а с ­

четами по приведенной

выше методике

показано, что в

начальный

период вытеснения существенную роль играет энергия

растворен­

ного газа, а через некоторый период основные характеристики

сме­

шанного

режима приближаются

к п о к а з а т е л я м упругого р е ж и м а .

§ 3. ПРИБЛИЖЕННЫЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

ПРИ

УПРУГОМ РЕЖИМЕ С ПОСЛЕДУЮЩИМ ПЕРЕХОДОМ НА РЕЖИМ

ВЫТЕСНЕНИЯ ГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ ВОДОЙ

ЗА СЧЕТ УПРУГОСТИ

ЗАКОНТУРНОЙ

ОБЛАСТИ

Р я д незначительных по з а п а с а м

з а л е ж е й

нефти, в частности

на месторождениях З а п а д н о г о К а з а х с т а н а , эксплуатируется

в пер­

вый

период при упругом р е ж и м е и вытеснения газированной

нефти

водой вследствие упругости законтурной области.