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

kcp/n при плоскопараллельном потоке и до А с р / | /

п — при

плоско-

радиальном, а так как характер распределения

k аналогичен

k/i,

то эффективная нефтенасыщеиная мощность пласта ЯЭ ф

д о л ж н а

быть пропорционально уменьшена до значения

/гЭф, т. е.

из

эф ­

вия вытеснения

в нем 'нефти водой

улучшатся .

Из изложенного следует, что при принятой схеме термогидро-

динам'ическнх

расчетов

процесс

нензотермического

вытеснения

нефти холодной водой из слоистонеоднородного

пласта с прони­

цаемостью

Аррі, стандартным

отклонением сч и эффективной

мощ­

ностью ЯЭфісводится

к процессу

изотермического

вытеснения

нефти водой в слоистонеоднородно'М пласте мощностью

/ г Э ф 2 < # Э ф ,

но с / г С р 2 > ^ с р і и а 2 < с ч .

Выполнение расчетов с учетом неоднородности пластов

пред­

полагает принятие той или иной

расчетной схемы.

Рассмотрим

две

возможные

схемы учета

неоднородности

пла­

стов при термогидродипамнческих

расчетах.

Схема

1. Неоднородный

по

проницаемости

пласт

схематизи­

руется несколькими

прослоями

различной

проницаемости

kt и

деляется

в к а ж д о м конкретном случае тю данным

геофизических

исследований и является

детерминированным (принимается

фак ­

тическая

неоднородность

пластов по р а з р е з у с к в а ж и н ) .

Схема

2. Так ж е как и в схеме 1, предполагают,

что пласт

яв­

ляется слоистонеоднородным по проницаемости, но

состоит

из се­

рии пропластков различной проницаемости, отделенных друг

от

друга непроницаемыми перегородками бесконечно

малой

мощно­

родинамически разобщенных,

но термически контактирующих

про­

слоев

различной

проницаемости, вероятностно

распределенных

по мощности пласта.

При

оценке добычи нефти

и нефтеотдачи путем

ввода

соответ­

ствующих коэффициентов учитывается неоднородность

пластов

по прерывистости,

літнзовидности.

Термогидродинамические

расчеты по схеме 1 проводятся в

сле­

дующей последовательности.

1.

Находится

распределение

температуры

по

разрезу

(верти­

кали)

и изменение ее во времени в зависимости от объемного

расхода

закачиваемой

воды

[T=T(z,

t)]

и, в

частности,

на

забое

нагнетательной с к в а ж и н ы

(галереи) .

Расчеты

выполняются

по

ме­

тоду

работы

[193]

или

более точному

методу

[31.

При

решении

этой

задачи делаются

следующие

допущения.

1. Пренебрегается

теплопроводностью

в вертикальном

направ ­

лении

(в направлении г ) .

2.

Принимается, что теплопроводность по горизонтали

беско­

нечно

большая, т. е. в сечении скважины температура

постоянная.

3. Распределение начальной температуры определяется зави­

симостью T t = 0 — az + b,

где

а

и

b — известные

постоянные.

4.

Рассчитывается

температурное

поле

слоистонеоднородного

по проницаемости

пласта

[Т=Т(х,

z,

t)]

и одновременно

выпол­

няется расчет

перепадов давлений

(при

заданных

дебитах

жидко ­

сти) или

ж е

дебитов жидкости,

нефти

и

нефтеотдачи

во

времени

(при

заданных п е р е п а д а х ) .

Расчеты выполняются по методу, изложенному в работах

[2, 3].

Этот

метод расчета предполагает следующие основные допущения.

1.

Рассматривается

фильтрация

жидкости

в системе

нагнета­

т е л ь н а я — эксплуатационная

галерея.

2.

Постоянство

температуры

на

забое

нагнетательной

га­

лереи .

скоіі нефти оторочкой горячей воды с последующим

ее

вытеснени­

ем холодной водой и оценке нефтеотдачи при

закачке

холодной

воды для пяти- и трехслойного неоднородного

по

проницаемости

пласта.

Расчетная схема 2 слоистонеоднородного

по

проницаемости

пласта при вероятностном характере распределения

прослоев

пературой начала кристаллизации

парафина

холодной водой.

Как указывалось выше, один из возможных приемов при выпол­

нении

термогидродинамических расчетов заключается

в том,

что

процесс

неизотермического

вытеснения

нефти

холодной

водой

из

слоистонеоднородного

пласта

с проницаемостью

А с р ,

стандартным

отклонением

сч и эффективной

мощностью

Н3ф\

сводится к

про­

цессу изотермического

вытеснения

нефти

водой

в

слоистонеодно-

родном

пласте

мощностью

/гЭ ф2<#эфі>

& с р 2 > А р і и

о"2<оі.

Расчеты дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи

во времени

дл я преобразованного таким образом слоистонеоднородного

пла­

ста выполняются в основном по применяемым в настоящее

время

методам

расчета вытеснения

нефти

водой

с учетом

неоднородно­

сти пластов по

проницаемости, например

по

методу

работы [21].

Результаты

расчетов обводнения

по

методу

[21]

корректиру­

обусловленных

прерывистостью,

линзовидностыо, потерями

нефти

в стягивающих

и «разрезающих»

рядах .

Следует заметить, что нижний предел

проницаемости в

таких

расчетах, как правило, занижен и, следовательно, завышены

рабо­

чие эффективные мощности и добывные

возможности месторож­

дения .

годы разработки составляет

не более 0,75-f-0,80.

Следовательно,

в расчетных схемах неоднородного пласта необходимо

учитывать

охва т вытеснением по мощности, хотя бы по

опыту

р а з р а б о т к и

сходных

по неоднородности

месторождений,

и

соответственно

уменьшать добывные возможности и текущую

нефтеотдачу.

З а в и ­

симость нефтеотдачи во времени и конечная

нефтеотдача

опреде­

ляются

из следующих

соотношений:

t

\ Ян (0 dt

ччт =

-тг

;

( К - 5 )

зап.

и.геол

^зап.

н. геол =

^ н # э ф " ф н - *

Ѵ н . ш в .

( К - 6 )

Или нефтеотдача может быть получена из следующего

соотно­

шения:

Лн =

Лвыт M A *

А*в»

( І Х - 7 )

где Т)ЕЫТ — коэффициент

вытеснения

нефти

водой

в

однородном

пласте

при поддержании

начальной

пластовой температуры: k\ —

к о э ф ф и ц и е нт охвата, учитывающий потери нефти в

«замерзающих»

прослоях, проницаемость которых ниже kcp/n,

kcv/V

п; k2 — то же ,

обусловленный

неоднородностью пласта

по проницаемости,

мощ­

ность

которого

А 3 ф < Я Э ф

(до

заводнения

холодной

водой);

k3 —

то же,

учитывающий

потери

нефти

в линзах;

k4 — потери

в стя­

гивающих рядах: k5 — потери в р а з р е з а ю щ и х

рядах; k5 — коэффи ­

циент охвата по мощности при данном перепаде давления .

Все

сомножители,

входящие

в

(IX . 6),

постоянны,

кроме

пВ ыт

и k%.

Н а и б о л ее часто встречающимися схемами

размещения

скважин

являются: 1)

схема чередующихся

эксплуатационных

и

нагнета­

тельных скважин

(освоение «разрезающего»

ряда

нагнетательных

с к в а ж и н » ) ; 2)

схема чередующихся

через

одну

эксплуатационных

и нагнетательных

скважин и по одному или нескольких

рядов экс­

плуатационных с к в а ж и н слева и справа

от

него;

3)

вытеснение

нефти водой

от ряда нагнетательных скважин

и по « рядам экс­

плуатационных.

В первом случае зависимость дебита жидкости от координаты

при закачке холодной воды находится из

следующего

соотно­

шения:

2nkh (РС .„-РС . Э)

гф

—„

- = К х 1 > 7 1 а Т г

Г

г 1 а . г ]

> 7

І п 2 - -

"

с. и

+ ^ . г Р 2 * Ф + 2 5 ф + н „ 1 п 7 ^ ,

( І Х - 8 )

a время для соответствующих

значении

г(|, из соотношения

2k(pc. н - Р с . э )

И в . г ( 1 2 2 ф

+ 2 5 2 2 ) + | і ^ П - ^ -

+

rl B

х

1,7 I

n — -

г

f i B . r

1,7 In

(IX.9)

2rc .„ ]

e

У е

В

формулах (IX.8) и (IX.9)

принято, что Г ф . т = Ѵ2Лр.в-

Во втором случае расчеты выполняются по методике Ю. П. Бо­

рисова для своеобразной

системы

площадного заводнения с

уче­

том

ввода

во внутреннее

сопротивление

нагнетательных

с к в а ж и н

и во внешнее сопротивление в зоне отставания

температурного

фронта от фронта

вытеснения

значения

вязкости

холодной

воды

при

температуре,

.равной

температуре

на

з а б о е

скважин .

Д е б и т жидкости нагнетательной

скважины при з а к а ч к е

горя­

чен воды находится из следующего

соотношения:

2лкІг(ри-рэ)

=

^ Г ,

2 Г Ф +

Г 2

5

Г , +

1 > ?

И В Г 1 П _ І

Ф _

+

+

, и 1 п і ^ + . а н - ^ — in

+ »

•

( « - I Q )

+

1п2 + p H in4 ^

+ M. —

m

4 < J ; +

2 / 4 g

.

• (IX. 11)

Я Г Ф

•

,

/ о

I

" N

2аэ

\

о э

У

<7з„=

^

,

(IX. 12)

ряду

соответственно из

соотношения

9 э . э =

" f a " .

(IX.13)

_2он

В

формулах (IX.9)

и (IX.13)

обозначения

следующие: qa —

дебит

нагнетательной

скважины,

см3 /сек; q3Al—

дебит жидкости

эксплуатационной с к в а ж и н ы в нагнетательном ряду, см3 /сек; qa.s —

ряду, см3 /сек;

ц п г — в я з к о с т ь горячей воды,

спз;

р в . х —

вязкость,

холодной

воды

при температуре

на забое

скважины, спз;

рв .см —

вязкость

воды в зоне от фронта

вытеснения до теплового

фронта,

принятая

равной

среднеарифметическому, значению

вязкостей хо­

лодной и горячей

воды, спз; / — расстояние

от

нагнетательного

ряда до первого

ряда эксплуатационных

скважин,

см. Остальные

обозначения общепринятые .

Зависимость

положения фронта вытеснения

во времени нахо­

дится из следующего балансового соотношения:

А ^ ^ я т / і Л - р с в - Р о . н — f 2ф) ( r f ' T i p 2 •

(І Х -1 4 >

В третьем случае термогидродинамические расчеты

с учетом

неоднородности пластов по проницаемости проводятся

т а к ж е в из­

ложенной выше последовательности. При этом может

быть исполь­

вой и 3. К. Рябининой

для метода учета неоднородности

пластов

[39] с соответствующим

вводом

во внешнее

сопротивление

уравне ­

ний интерференции значений р в . х и учетом изменений

фазовых про -

ницаемостей.

По изложенной выше методике проведены

приближенные тер­

могидродинамические

расчеты

показателей

разработки

горизон­

тов X I I I , X I V , XV, X V I месторождения Узень с учетом неоднород­

ности пластов по проницаемости

(расчетная

схема 2).

Пласты горизонтов

X I I I — X I V характеризуются

значительной

неоднородностью как по разрезу, так и по площади

л и н з а м и и по ­

лулинзами . Значения проницаемости меняются в широком

днапа -