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

с т а в л е на зависимость разности температуры в

пласте

в момент t

на расстоянии г и начальной

пластовой температуры

Т—Тиач

=

= /(V, t). Расчеты выполнены

на Б Э С М - 2 М . И з анализа

рис. 47—49

следует, что при переходе на закачку холодной воды

через

0,1

года

после начала закачки горячей воды,

положительная

амплитуда

тепловой волны практически

исчезает

через 2 года

на

расстоянии

112 м от оси нагнетательной

скважины, при г"2 =0,3

года — через

5 лет

на расстоянии 170 м от оси окважіитіы и

гори ^ = 1

году—•

через

10 лет на расстоянии 250 м от скважины .

Снижение

ж е ам -

Рис. 49. Параметрическая

зависимость

из ­

менения температуры в пласте от коорди­

наты г при

закачке

горячен

воды

с

тем­

пературой

Гі=150° С

в

течение

времени

7=365 сут

с

последующим

переходом

на

закачку

холодной

воды

с

температурой

Г 0 =25° С

при расходе Q = 700

м 3 /сут (мощ ­

ность пласта

Ii),

t (в сут)

равно: / — 365:

2 — 730; 3 — 1825;

4 — 3650.

-1*0

-60 L

плитуды отрицательной волны — Т—Ти.пл

происходит

значительно

медленнее. Д л я рассмотренных значений

^ = 0 , 1 ; 0,3

и

1 год от­

ставание переднего края Т—Гн.пл

холодной волны

от

переднего

к р а я горячей волны соответственно

составляют 12—20 м, 30—35 м

и 45—50 м до момента исчезновения положительной

амплитуды

Амплитуда

положительной

тепловой

волны

Т—Тидл

затухает

вследствие отдачи тепла в кровлю и подошву, а т а к ж е

отдачи

тепла

в нефть и прогревания холодной воды за линией переднего

к р а я

положительных Т—Талл.

Вследствие этих

ж е причин

происходит

и отставание

линии

переднего

к р а я -положительных

7"—Г,,.п л от

границы

р а з д е л а

нефть — вода .

Очевидно, что дл я поставленной

задачи

(не

допускается

сни­

жение температуры

в пласте н и ж е температуры

начала

кристалли ­

зации

п а р а ф и н а

в пределе равной начальной пластовой

темпера ­

туре

при з а к а ч к е

воды) не . имеет значения

уменьшение

положи ­

тельной

амплитуды

Т — Т и л л .

Более

существенную

роль

в

этом

процессе

играет

расстояние

( г 0 — п )

от

области

отрицатель­

ных

Т—Гц.пл

(°т переднего

к р а я

отрицательных

Т—Тп,пл

или

заднего

к р а я

положительных

Т—Гц.пл)

до

границы

р а з д е л а

Оценка скорости перемещения границы

раздела нефть — вода

показывает,

что к моменту

затухания

положительной волны

(2,5

и 10 лет) для рассмотренных

/ 2 = 0 , 1 ;

0,3 и

1 год граница

р а з д е л а

н е ф т ь — в о д а

переместится соответственно

на расстояние

г 0 = 2 9 0 ;

460 и 650 м, в то в р е м я к а к передний « р а й

положительной

и

отри­

расстоянии

/'2=112;

170 и 250 м и Г\ = 98;

135 и 190 м, т. е. перед­

ний край

холодной

воды (отрицательных

Т—Ти,пя)

отстанет от

•фронта н е ф т ь — в о д а

на 192; 325 и 460 м.

рячей

воды

в

пласт

с

температурой Т—150°

С

с

расходом

Q =

= 700 м3 /сут —

W = f f e ) -

h

Из

этой

зависимости

следует, что при малых

величина

/ з а т у х

растет

относительно быстро, а затем темп

нарастания

при увели­

чении

h

снижается: при

/2 = 0,1

года / З а т у х = 2

годам;

при

/ г = 0 , 3

/ з а т у х = 5

годам;

при

/ 2

= 1

году

/ з а т у х

= 1 0

лет

и

при

/ = 3

года

і з а т у х = 17 лет [получено

экстраполяцией

зависимости

/ я а т у . ѵ = / ( / 2 ) ] .

И з изложенного

выше

следует,

что при з а к а ч к е

горячей

воды с

температурой

150° С в течение

1 года

с Q = 700

м3 /сут

обеспечи­

вается

нормальна я эксплуатация месторождения при

внутрикон-

турном заводнении в течение 9—10 лет при последующей

з а к а ч к е

холодной

воды

с температурой

25° С, а при з а к а ч к е

горячей

воды

в течение /2=2,5—3

л е т — 1 5 — 1 7

лет. Таким

образом,

при

этом

обеспечивается

эксплуатация

месторождения

в течение

времени

отбора

основных запасов

нефти

(20—25 лет) .

Из

изложенного

выше

следует,

что при р е а л и з а ц и и

внутрикон-

турного

заводнения

на

месторождении

Узень,

в о и з б е ж а н и е

сни­

ж е н и я

температуры на входе в пласт ниже температуры

н а ч а л а

кристаллизации

парафина, в нагиетательньіе

с к в а ж и н ы

«разрезаю -

щих» рядов необходимо закачивать

горячую

воду.

П р о д о л ж и ­

тельность закачки горячей воды при

температуре 100—150° С по­

рядка 1-^1,5 лет в условиях однородного пласта. В

последующем

можно закачивать холодную воду и

перейти

на процесс вытесне­

ния нефти оторочкой горячей воды.

сколько иными, и этот вопрос для условий 'неоднородного

пласта

необходимо

исследовать дополнительно.

По результатам многочисленных расчетов

температурного

поля

в однородном пласте известно, что «фронт»

температуры,

отлич­

ном от начальной пластовой, значительно отстает

от

«фронта»-

температуры

воды в пласте

(примерно

в

5—6

р а з ) .

Видимо,

д л я

такого пласта

закачка

холодной воды

не

приведет

к

существен­

ному охлаждению нефтенасыщенной части пласта.

Однако

реальные

пласты

месторождения

Узень

в

значитель ­

ной степени неоднородны по проницаемости

и

представлены

не­

сколькими прослоями различной проницаемости. При этом

будет

наблюдаться

неравномерное

перемещение

границы

р а з д е л а

нефть — вода

с опережением

по прослоям

с

высокой

проницае­

гающих

пропластках с низкой

проницаемостью,

образно

выра ­

ж а я с ь ,

может

«замерзнуть», что приведет к

потерям нефти

в

пла­

сте и снижению нефтеотдачи.

Чтобы в первом приближении учесть влияние

неоднородности

пласта по проницаемости на его температурный режим,

рассмот­

рим следующую схему распределения проницаемости

по

мощ­

ности. Пласт с эффективной мощностью ЯЭ ф состоит из

пяти

про-

пластков одинаковой мощности, отделенных друг от друга

непро­

ницаемыми

перегородками,

пренебрежчгмо

малой

мощности.

ветственно

равна

(от

кровли

к

подошве):

/г,=0,2, А 2 = 0 , 1 ,

/г3 =

= 1,0, А4

=

0,1,

/25 = 0,2

д. Таким

образом,

рассматривается

наи­

худший случай распределения проницаемости по

мощности

при

закачке

холодной

воды, когда

наиболее

проницаемый

пласт

(пропласток) заключен м е ж д у двумя слабопроницаемыми .

Исследуем температурное влияние среднего,' наиболее

прони­

цаемого пропластка на соседние малопроницаемые .

Из изложенного выше следует, что температура

на забое на­

гнетательной

скважины через

некоторое

время

(4—10

суток)

дальнейшем течении процесса.

Это д а е т

основание

при прибли­

женном расчете температурного

поля пласта считать

температуру

на забое скважины постоянной. В основу расчетов

температур ­

ного поля многослойного пласта положим

формулу Доверье, при­

чем влияние пропластков друг на друга учтем по

аддитивности,

тогда

5

2% (X

— bj)

+

4

и

(х,

z,

t)

erfc

(IX.4)

Xhj (x — bj)

2

] /

a*

( / - / , )

QiC0

где

Q — расход

жидкости

в

і-том

пропластке;

hi —

мощность

г'-того

горизонта;

(ЛІ + % 4 - • • • +

+ ß , . _ , ) - г;

z <

(/г х +

а,

+ . .

. - I - hi-i

+

«•_,)

;

_

+

.

•'

• +

A . - i

+

<

г <

К

+

cty + . . .

+

г ' ~ J +

+

Лі;

z

—

(Л, +

а,

+

, .

. +

/г,'_і +

а . _ ,

+

hi)

;

г

>

ht

+

а,- + . .

. +

/г,-_! +

+

Af ;

г = 1 ,

2,

3,

4,

5;

ао = Ло = 0;

а, — мощность

перемычки

м е ж д у

і-тым

и

/ + 1

пропласткамн;

/?,• — расстояние

от

нагнетательной

га­

лереи

і-того

пропластка

(пласта)

до

нагнетательной

галереи

пер­

вого

пропластка.

( п л а с т а ) ;

tt

— время

з а п а з д ы в а н и я

начала

з а ­

качки в t'-тый пропласток по сравнению

с закачкой

в

пятый

про-

пласток.

Если

танная по

формуле (IX . 4), и>\,

то

принимается,

что ы = 1.

При ­

ведем результаты расчетов по формуле

(IX . 4), выполненных

для

указанной

выше схематизации

послойной

неоднородности по

про­

ницаемости

горизонта

X I V

на

Б Э С М - 2 М

в В Ц

Латвийского

го­

сударственного университета им . П. Стучки.

Н а

рис.

51 представлены

профили температуры

в

трех

про-

пластках для общего

расхода

Q = l

м3 /сут

(линейный

случай)

при

£ = 0,5

года. Из рис.

51 следует,

что

нефтенасыщенная

часть

ме­

нее проницаемого н л а е т к а 2 значительно

о х л а ж д а е т с я .

Н а

рас ­

стоянии от

15 до 75 м от нагнетательной

галереи

нефтенасыщен­

ная часть этого пропластка

о х л а ж д а е т с я

в среднем

на

20—25° С

ниже

начальной пластовой температуры .

фина и снижению текущей добычи нефти

и нефтеотдачи.

Чтобы

не допустить о х л а ж д е н и я участков пласта

ниже критической

тем­

пературы ( 6 0 — 6 5 ° С ) , следует з а к а ч и в а т ь

подогретую

воду с

тем­

пературой не ниже пластовой. Однако

подогрев

закачиваемой

воды в течение всего периода разработки

привел

бы

к

большим