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

Х а р а к т ер ж е обводнения

з а л е ж и , рассчитанный по методам I I I

и IV, значительно

отличается

от рассчитанного по методу I .

Д о б ы ч а

нефти

по методу

I I I з а н и ж е н а

на 3,2 млн., 2,75

млн.

и 2,25 млн. т/год,

или соответственно на 31, 42 и 50%, а по методу

I V — на 5,8

млн., 4,42 млн. и 3,21 млн. т/год,

или па 57, 67 и 70%.

Себестоимость добычи нефти за 15-летннй период дл я метода I

составляет

1,43 руб/т, а дл я

методов I I I и I V соответственно

1,99

и 2,82 руб/т

(39 и 97%) .

ю

О.в

s

в

0,2

L

/0

/5

20

25

30

0

5

0

0,2

Ofi

0,6

0,8

1,0

1,2 Г

t. годы

а

6

Рис. 62. Сопоставление

методов

расчета

технологических

показателей

разработки

(пятирядная

система, Ио=2,5).

Обозначения см. на рнс. 60.

Такого

ж е

порядка различия

в технологических

и

экономиче­

с к и х п о к а з а т е л я х

отмечаются и

дл я

всех

других

сеток

с к в а ж и н

грех- и пятирядных

систем.

И з

а н а л и з а

табл .

14 следует,

что

метод

расчета

технологиче­

ских показателей может предопределить и

выбор

системы

разра ­

ботки месторождения . Так, например, при

определении

показате ­

лей

разработки по

методу

Б а ш Н И П И н е ф т ь

по приведенным

за­

т р а т а м

может

быть

выбрана

система

разработки

при

трехрядном

р а з м е щ е н и и с к в а ж и н

и сетке

700х 750

м, а по

методу

Гипровосток-

нефть — п я т и р я д н а я

система

с плотностью

сетки 700 х

750

м.

П. Сопоставление результатов расчетов

обводнения

неоднород­

ных пластов по схеме «нагнетательная — эксплуатационная

геле-

рея», выполненное Т. В. Козловой

в работе

[107],

показывает,

что

методы

расчетов

Т а т Н И П И н е ф т ь

[113], Б а ш Н И П И н е ф т ь

[157],

Гнпровостокнефть

[99] дают

существенные

погрешности

по сравне-

зультатами расчетов по

«точному» методу

[105] дает

метод

Ю. П. Борисова ( В Н И И )

[21] при соотношении

вязкостей

нефти и

воды от 1 до 10 (от 10 до 20%) .

[81] и А. К. Курбанова (схема «жестких»

трубок тока) [ПО].

П р о а н а л и з и р у е м результаты расчетов, выполненных

Л . И. Его­

ровой

и 3. К. Рябиннной

в работе [81] .

В

работе [81] сначала выполнены расчеты дл я элемента

поло-

сообразиой з а л е ж и

в пласте со средней проницаемостью

£ с р = 0,5д;

р п = 1

спз; Д/j) = 100

кгс/см 2

дл я

значений

вязкости

нефти

ц,„=1,57;

2,5 и

10 спз и

дл я

различных

значений

п а р а м е т р а

і|з = — ,

рав -

иого 0,3; 0,57 и 1,25.

2а

Р е з у л ь т а т ы

расчетов

для

однородного

пласта

приведены

на

рис. 63.

И з

рис. 63

следует,

что при

принятых

значениях

ц.0

=

- ^ 5 -

и

!-»в

ф а з о в ы х проиицаемостей

метод

Ю . П. Борисова [21]

дает

завы ­

работах [110] и [136], учитывающими геометрию

фильтрацион ­

ного потока, т. е. от 30 до 100% (после п р о р ы в а ) .

Д о прорыва

расчетов по методам

[ПО ] и [136].

П р и н я в результаты расчетов дебитов жидкости по методу [110]

за эталон,

можно

считать, что приближенный

метод расчета

[81]

д а е т достаточно удовлетворительную с ним согласованность:

мак ­

симальные погрешности составляют

15—20%.

Время прорыва по методу работы [21] наступает позже, чем

рассчитанное по

методу

работы

[81], т. е. на

30—100%.

Расчеты обводнения неоднородного по проницаемости

пласта

проведены

при

двух

степенях

неоднородности:

а ( 1 п £ ) = 0 , 4

д и

а ( і п / г ) = 0 , 7

д при логарифмически

нормальном

законе

распреде­

ления

проницаемости

(/гс р = 0,5

д) для

соотношений ц о = 1 ; |іо = 2,5

и ц 0 = 1 0 . Р е з у л ь т а т ы

расчетов

дл я

о = 0,4 и ст=0,7 при и, 0 =1

пред­

ставлены на рис. 64; дл я ц.п=2,5 и дл я (д,о=Ю — на рис. 65.

И з

анализа

зависимостей

дебитов

жидкости

и нефти

во

вре­

мени

следует, что при р о = 1 и

о = 0,4

дебит жидкости,

рассчитан­

ный

по Ю. П. Борисову

[21],

после

прорыва

почти

в

2

р а з а

(на 100%)

выше,

чем по методу

«жестких»

трубок

тока

[81],

а при jLto=l

и 0 = 0 , 7 — в

1,7 р а з а (на 70%) завышен по

сравнению

с результатами

расчетов

по методу

[81] (см. рис. 64, а,

б).

18 В . С. Орлов

273

П р и

|.in = 2,5 и а = 0,4

и а = 0,7 погрешность

в

расчетах

дебитов

жидкости после прорыва по методу

[21]

по

сравнению

с мето­

дом

[81] изменяется

от

15 до

25%

(дебит

жидкости

по

[81]

за­

нижен) .

При

д о = 1 0 дебит

жидкости,

рассчитанный

по

методу

[ 2 1 ] ,

после прорыва в 2 раза

(на 100%)

ниже

дебита,

рассчитанного по

схеме

«жестких» трубок

тока

[81]

(см.

рис.

65, о и

б).

Причем

Рис. 63. Зависимости дебитов

жидкости и

нефти во времени для однорядных

си­

стем

(однородный

пласт).

Но равно: а — 1: 6 — 2,5.

Расчеты

выполнены по

методу:

1.

V — «проницаемых»

га­

лерей (Ю. П. Борисов);

2. 2'—

«жестких»

трубок тока

(Л .

I I . Егорова, 3. К.

Ря-

б н ш ш а ) ;

3, 3' — Л.

К.

Курбанова .

Анализ

результатов расчетов дебитов

жидкости и нефти во

времени по

схемам «жестких»

трубок тока

д л я однорядных систем

и схем «проницаемых» галерей показывает, что методы

расчетов

обводнения,

не учитывающие

характер фильтрационного

потока

Так, например, метод Ю. П. Борисова

[21] в

рассмотренных

расчетах дает погрешности в определении дебитов жидкости

после

прорыва на 30—100% по сравнению с методами,

принятыми

за

эталон [81] и [ П О ] . Такого ж е

порядка

погрешности и во

вре­

мени прорыва воды в скважины .

Погрешности в расчетах дебитов жидкости и нефти по методам,

предусматривающим схему «проницаемых»

галерей:

В Н И И

[21],

Т а т Н И П И н е ф т ь , Б а ш Н И П И н е ф т ь ,

Гипровостокнефть

д л я трех-

и

нятыми

за эталон

методами,

описанными

в работах

[ П О ]

и

[136],

значительно м е н ь ш е — 1

5 — 3

0 % . Такого

ж е порядка

погрешности

(30% и

более)

в

определении времени прорыва воды в с к в а ж и н ы .

И з а н а л и з а

и

сопоставления основных пяти методов прогноза

процесса

обводнения, применяемых

в С Ш А (§

1 данной

главы) —

Стайлса

(1949

г.)

[202],

Д и к с т р а и

Парсонса [198],

П р а т с а

[201]

и эмпирического

метода

[200] (см.

§ 1

данной

г л а в ы ) ,

следует,

Mo н а

соответственно

равны: а—1

и

0,4;

б—1 и 0,7;

s — 2,5 и 0,4:

г — 2,5

и 0,7.

Расчеты

выполнены по

метолу: 1 — 1 0 .

П.

Борисова;

2— «жестких»

трубок

тока.

Рис. 65. Зависимости дебитов

и

добычи жидкости

и нефти во

времени д л я

однорядных

систем

(неоднородный

пласт) .

До и а

соответственно

равны:

а — 1 0

и 0,4;

б — 1 0 н

0,7. Расчеты

выполнены:

J — по

схеме «жестких

трубок

тока;

2 —

по м е т о д у

«проницаемых» галере»

Ю. П. Борисова.

системе

с к в а ж и н ) .

Н а и л у ч ш у ю согласованность

и фактические

расчетные

харак ­

теристики обводнения

дает

эмпирический

метод [200] и

метод

П р а т с а

[201], частично

учитывающий

геометрию

фильтрационного

потока.

Остальные методы

т а к

ж е ,

как и в

рассмотренных

нами

обводнения

по сравнению

с фактическими данными .

И з результатов а н а л и з а расчетов

технологических показателей

заводнения,

выполненных

по методам,

применяемым у нас

в

С С С Р

и США, следует, что расчеты технологических показателей

раз ­

работки д л я

площадных,

однорядных,

трех- и пятирядных

систем

вающим характер

фильтрационных

потоков

в системе

скважин .

§ 4. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ НА РАЗЛИЧНЫХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ

Н а различных

стадиях проектирования

р а з р а б о т к и

нефтяных

месторождений в

зависимости от

полноты

н качества

исходной

работки

нефтяного месторождения пли эксплуатационного объекта,

т. е. в период, когда,

как

правило, исходных геолого-промыслопых

данных

недостаточно

и

их качество невысокое, д л я определения

П р и составлении

проектов разработки и

д о р а з р а б о т к и

нефтя­

ных месторождений,

когда имеется большее

количество

высоко­

качественной информации

о п а р а м е т р а х пластов и

флюидов, сле­

дует применять методы

расчетов технологических

показателей,

неоднородных жидкостей

в неоднородной

пористой

среде.

1. При

оценке

добывных

возможностей

и составлении

проекта

(плана)

опытной

эксплуатации

нефтяного

месторождения

реко­

мендуется

рассчитывать

технологические

показатели

разработки

по методам,

п р е д у с м а т р и в а ю щ и м :

а)

схематизацию

реального не­

однородного

пласта

однородным

непрерывным

со

средними

геолого-промысловыми

п а р а м е т р а м и

(проницаемости,

пористости,