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

Все перечисленные методы,

кроме первого, можно

использо­

вать лишь тогда, когда имеется

достаточная

история

разработки

залежи на стадии составления проекта разработки .

Первый ж е метод приметим

как на стадии

оценки

добывных

методы

гидродинамических расчетов

процесса

обводнения.

На стадии составления проекта пробной эксплуатации,

оценки

добывных возможностей, составления

технологической схемы раз ­

работки могут применяться приближенные упрощенные

методы

гидродинамических расчетов, так как в этот период,

как

правило,

имеется сравнительно мало исходных геолого-промысловых

дан ­

ных, с недостаточной

степенью

точности

о т р а ж а ю щ и х

реальные

свойства пластов и флюидов .

На стадии ж е составления проекта разработки,

проекта

дора­

ботки, анализа, контроля и регулирования процесса

разработки

является

в большей

степени

оправданным

применение

более

точных, но сложных методов гидродинамических расчетов

процесса

обводнения нефтяных

з а л е ж е й

с учетом

большего

п р и б л и ж е н и я

В настоящее время в практике проектирования и анализа

раз ­

работки нефтяных месторождений в С С С Р п

С Ш А применяется

р я д методов расчета вытеснения нефти водой,

позволяющих

про­

тах добычи нефти во времени

был

предложен

М. Маскетом

в

1949 г. [185, 118] и использован им при расчетах вытеснения

ж и р ­

ного газа

сухим; в том

ж е

году Стайлсом

[202]

и в

1950

г. Д и к с т р а

и Парсонсом

[198]

даны

методы прогноза

вытеснения

нефти

во­

дой в слоистонеоднородном по проницаемости

пласте.

В С С С Р

методика

учета неоднородности

пластов

в

расчетах

процесса

обводнения

впервые

была

предложена

во

В Н И И

Ю. П. Борисовым в 1957—1959

гг. [21].

К

настоящему

времени

в научно-исследовательских институтах

страны

р а з р а б о т а н

р я д

методов расчетов и при проектировании и анализе

разработки

применяются

различные

методы

прогноза

процесса

обводнения

нефтяных

залежей,

построенные

на

различных

предпосылках

и

степени учета реальных условий фильтрации флюидов в

пористой

среде. Такое положение

затрудняет

сопоставление

результатов

расчетов, выполненных

различными

Н И И , проектных

и

фактиче­

ских показателей разработки, обобщение и анализ

р а з р а б о т к и

нефтяных месторождений.

жить основные методы расчетов процесса обводнения,

применяе ­

мые в практике прогноза показателей р а з р а б о т к и , дать

их а н а л и з

и рекомендации

по применению того или иного метода в зависи ­

мости от стадии

разработки нефтяного месторождения .

Р а з р а б о т а н н ы е к настоящему времени

методы гидродинамиче­

ских расчетов процесса обводнения можно

подразделить на сле­

вий

фильтрации жидкости в пористой среде.

1.

Методы

расчетов

дебитов

жидкости

и

нефти

во времени

в условиях однородного пласта .

2.

Методы

расчетов

процесса

обводнения

неоднородного пла ­

ста

по схеме

нагнетательная — эксплуатационная

галерея .

3.

Методы

расчетов

вытеснения нефти

водой в

неоднородном

скважин (при постоянных

внутренних

фильтрационных

сопро­

тивлениях) .

4. Методы

расчетов

обводнения

неоднородных

пластов

по

схе­

ме «жестких»

трубок тока в системах площадного

заводнения

и

многорядных

системах

с к в а ж и н

с

учетом

переменного

внутрен­

него

фильтрационного сопротивления.

5.

Методы

расчетов

обводнения

неоднородных

пластов

до

и

после

прорыва

по схеме

эквивалентной

галереи.

6. Расчеты обводнения неоднородных пластов с учетом темпа

ввода скважин в эксплуатацию .

Н и ж е излагается

содержание

основных

методов

расчета

про­

цесса

обводнения

по

указанным

шести

категориям,

проводится

их анализ и сопоставление, приводятся результаты

расчетов

по­

этам

методам

и

даются

рекомендации

по

применению того

или

иного

метода

на

различных стадиях

проектирования

и

анализа

разработки

нефтяных

месторождений.

§ 1. АНАЛИЗ И СОПОСТАВЛЕНИЕ МЕТОДОВ ПРОГНОЗА

ПРОЦЕССА

ОБВОДНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В США

В

практике

расчетов

по

прогнозу

обводнения

нефтяных

зале ­

жей в С Ш А

применяются

аналитические

и эмпирические

методы.

К настоящему времени в С Ш А

предложено достаточно

много

аналитических

методов

расчета

процесса

обводнения

(более

20).

Одним из первых [202] был

метод Стайлса (1949

г.).

Все аналитические методы предполагают по крайней мере че­

тыре следующих общих допущения.

1.

Неоднородный

по

проницаемости

пласт

представляется

серией однородных

пропластков

различной

проницаемости.

Расчетная характеристика неоднородного пласта в целом пред­

полагается

равной сумме

расчетных

характеристик

различных

однородных

пропластков.

2. М е ж д у пропласткамп

не существует гидродинамической свя­

зи — отсутствие перетоков

жидкости.

Все эти допущения

в значительной мере условны.

Д а д и м характеристику

наиболее широко

применяемых

в С Ш А

методов

прогноза

обводнения

нефтяных

з а л е ж е й .

Метод

Стайлса

[203]

В

дополнение

к

общим

допущениям

метод

Стайлса

предпо­

л а г а е т , что:

1)

добыча жидкости,

нефти

и з а к а ч к а

воды

пропор­

циональны

проницаемости

прослоя

и подвижности k/\x добывае ­

мых

флюидов;

2)

коэффициент

охвата

до

прорыва

постоянен;

3) линейная система вытеснения; 4)

в

момент

прорыва

жидкости

добычи из прослоя становится мгновенно равной

добыче

воды

(поршневое

вытеснение);

5)

прослои имеют

равную

мощность;

6) отсутствует

остаточная

газонасыщенность.

Исходными данными д л я расчета

показателей

разработки

слу­

ж и т

профиль слоев различной проницаемости,

начальная

и конеч­

ная нефтенасыщепность, вязкость нефти и воды в пластовых

ус­

ловиях.

Д а н н ы е

о проницаемости

слоев

располагаются

сверху

вниз

упо-

рядоченно в убывающей последовательности.

Д л я

к а ж д о г о

про-

пластка

вычисляются

произведения

проницаемости

на

мощность

kjlij

(производительность).

Недостающие

значения

производительности,

в ы р а ж е н н ы е в

д о л я х единицы, в

зависимости

от

нарастающей

мощности

тоже

в долях

единицы

и з о б р а ж а ю т с я

кривой.

С помощью этой кривой, известной под названием

кривой

рас­

пределения

производительности,

вычисляются

значения

доли

воды

в потоке жидкости / в

и нефтеотдача

R

к

моменту

времени,

когда

по /-тому пропластку

прорвалась

вода

в

скважину,

и

пласт в

пре­

д е л а х мощности Ну обводнен и дает

воду:

* = - £ + w t c

* - c

' i '

( Х - 2 )

где

# з

— о б щ а я

мощность

пласта;

Us — мощность части

пласта,

заполненного

водой;

/ • — н о м е р

пропластка,

по

которому

вода

про­

р в а л а с ь

в

скважину;

Cs — о б щ а я

производительность

пласта;

С,- — производительность

части

пласта

мощностью

Hj,

запол­

ненного

водой;

— отношение

подвижностей

воды

и

нефти

с

учетом

коэффици ­

ента объемного расширения

нефти Ь.

Следует отметить,

что в уравнении (Х.2)

первый

член

правой

части

в ы р а ж а е т

нефтеотдачу

полностью

обводненных

пропласт-

ков,

а

второй — характеризует

нефтеотдачу

пропластков,

из

кото­

рых

нефть еще продолжает поступать.

Зависимости

(Х.1)

и (Х.2)

являются

исходными

при расчете

эффективности

заводнения

выбранной

системы

расстановки

скважин .

З н а я количество извлекаемой

нефти

(активные

з а п а с ы ) ,

опре­

деляют

для каждого

пропластка

дебиты

нефти и

воды,

накоплен­

Накопленная добыча нефти подсчитывается по

уравнению

ма­

териального

баланса:

=

F / t m ( p „ - p 0 , „ )

g

Время получения

приращения накопленной

добычи

нефти

определяется

из

соотношения

At

=

B ^ N P

.'

(Х.4)

По

уравнению

Q B / ( i - W

что з а к а ч к а воды

равна

(Х.4) предполагается,

добыче

жидкости. З н а м е н а т е л ь

этого уравнения

представляет

со­

бой добычу нефти. Накопленное время получают

суммированием

приращений

времени

(Х.4). Существует

несколько

модификаций

У совершенствованный

метод

Стайлса

[196]

Допущения,

положенные

в основу

построения

усовершенство­

ванного метода

Стайлса [196], те ж е , что и в методе Стайлса [203].

Д о л я воды в потоке жидкости

определяется

из

следующего

соотношения:

?в

/в =

On

.

(Х.5)

Си

где — — в о д о н е ф т я н о й фактор

В Н Ф ,

qB—

дебит

воды,

qa— дебгп

Си

нефти;

ÔHrlH 2

k'n. kjli

В Н Ф =

і^—^

.

(Х.6)

Ив 2

k«j*ih:

15 в. с. Орлов

225

Ч и с л и т е ль уравнения (Х.6)

представляет

собой

сумму

дебитов

воды всех пропластков, в которые прорвалась

вода,

а з н а м е н а т е л ь

соответственно сумму дебитов

нефти всех пропластков, в

которые

вода еще не прорвалась .

добыча нефти определяется

следующим

соотношением:

/=.71

\

kj

(X.7)

Метод Дикстра

и

Парсонса

[198J

В дополнение к общим допущениям и допущениям

метода

ра­

боты 1196] метод Д и к с т р а

и Парсонса

предполагает,

что факти ­

ческие данные об абсолютной 'проницаемости описываются

нор­

мальным законом вероятностного

распределения этого

пара ­

метра.

Используя закон Д а р е н

д л я

несжимаемых жидкостей,

полу­

вата и водонефтяного

фактора:

і~п

,

—

Ес =

i=ï±i

;

(Х.8)

ч

ВНФ

= ^

=

,

(Х9)

<7н

< " - b - ^ ( ' - < " )

где

^ в . н

=

А ,1 Г 1в

X — номер прослоя, в который

вода

только

что

прорвалась;

кх—

проницаемость прослоя х, в который

только

что

п р о р в а л а с ь

вода;

к — безразмерное

наименьшее

значение

проницаемости.

И з уравнения

*(Х.8)

следует, что

коэффициент охвата является

функцией числа обводненных прослоев х с

наименьшей

проницае­

мостью, коэффициента

подвижности

Мвп

и

степени

однородно-

k;

сти — .

Уравнения (Х.8) и

(Х.9) трудно р а з р е ш и м ы .