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

*1Н

= 2,03;

х 1 в

=

3,Ю;

X2ll

= 2,28;

л-2 в =

3,47;

ХЗТі

~ 2,52;

хзв

=

3,75;

2,35;

х±0

— 3,63;

ХЫІ ™ 2,06;

хьв

-

2,96;

5

12

млн. т/год

2

*« =

Д л я

распределения

заданного уровня добычи нефти

обратимся

к номограмме на рис. 1. На оси абсцисс в правой части

номограм­

мы

откладываем

заданный уровень

распределяемой добычи. РІз

этой

точки проводим

вертикаль до пересечения с линией <р'(с ) —

= f(c).

З а т е м из

точки

пересечения

проводим горизонталь. Чтобы

равны (в млн. т/год) :

Хі =

2,5;

л-2 =

2,51;

Хд =

2,92,

л'* =

2,36;

х5 =

2,06.

§ 4. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ТЕМПОВ ВВОДА СКВАЖИН

В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

НА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

И ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

При составлении

Генсхемы (принципиальной схемы) разработ ­

плуатацию . З а т е м по выбранному рациональному

варианту разра ­

ботки месторождения при

одновременном'вводе

рассматриваются

различные варианты по темпу вво>а

месторождения

в разработку .

З а д а ч а эта решается в значительной

мере условно с

практическим

промысловым подходом, а

именно,

з а д а в а я с ь

числом

буровых

станков,

временем

бурения

одной скважины, дебитом

скважин

(средним

на основе

расчетов), определяется темп

ввода

месторож-

дення для различных вариантов по числу

станков.

З а т е м

оцени­

ваются технико-экономические

показатели

в

начальный

период

промышленной

разработки месторождения,

вплоть

до выхода

его

на проектную мощность.

Запроектированный темп и

очередность

ввода

эксплуатацион ­

ных и нагнетательных скважин в разработку

оказывает

сущест­

венное влияние

на последующую эксплуатацию

и показатели

раз ­

в

разработку

крупных

многопластовых

месторождений.

П е р и о д

ввода в эксплуатацию таких месторождений достигает

8—10

лет,

что нередко составляет значительную часть от общего

срока

экс­

плуатации, а это может оказать большое влияние на

дальнейшие

технологические

и технико-экономические

показатели

разработки .

З а

этот срок,

в частности,

в зависимости от темпа и порядка

ввода

динамика добычи нефти и степень обводненности скважин

могут

существенно

различаться,

и внести поправки в наше представление

о рациональном

варианте

разработки

месторождения .

К настоящему времени имеется сравнительно небольшое число

исследований

по учету влияния

темпа

и последовательности

ввода

с к в а ж и н в эксплуатацию

на

показатели

разработки

месторож ­

дения.

Первые попытки учета этих факторов в процессе

конкретного

проектирования

сделаны

А. М,

Пирвердяном, М. И. М а к с и м о в ы м

и др. при составлении технологической схемы месторождения

Саи -

гачалы - море (1967 г.).

Наиболее полно з а д а ч а о влиянии темпа разбуривания

на ди ­

намику

технологических

показателей

разработки

рассмотрена

А. М. Пирвердяном [145].

В основу решения этой задачи

положе ­

на

идея

о подразделении

любой

сетки

с к в а ж и н

(фильтрационного

потока)

на одинаковые элементы, в пределах к а ж д о г о

из

которых

процесс разработки протекает аналогично.

З а т е м

для

выделенного элемента

с

учетом

последовательности

ввода с к в а ж и н

рассчитывается

дебит

жидкости

во

времени,

пере­

мещение

В Н К и при схеме слоисто-неоднородного

по проницаемо­

сти пласта определяется

доля

нефти в потоке жидкости, и нефтеот­

д а ч а так

же,

как это делается

в- расчетных

схемах процесса обвод­

нения Маскета — Борисова [21].

В методике

Т а т Н И П И н е ф т ь

[113]

учет

влияния

периода

ввода

месторождения

в эксплуатацию

на

технологические

показатели

ностью. Д а л е е , на

основе

опыта проектирования разработки

и ана ­

лиза разработки

группы

месторождений принимается, что

дебит

жидкости и нефти во времени описывается показательной

функцией

в и д а : г / = Л ( 1 — е ~ В х ) .

•

- -

Эту зависимость м о ж н о

применять

для приближенных расчетов

добычи нефти и жидкости

на стадии

оценки добывных

в о з м о ж н о ­

стей месторождения .

В перечисленных работах даются лишь приемы

приближенных

расчетов технологических показателей разработки

с учетом

ввода

с к в а ж и н в эксплуатацию во времени и не рассматривается

поста­

новка этой задачи в общем виде, не дается оценка

влияния

темпов

казатели и выбор

рационального

варианта .

З а д а ч а учёта

темпа

ввода с к в а ж и н в эксплуатацию

во времени

при проектировании

разработки

нефтяных

месторождений

может

рассматриваться в двух постановках.

Первая постановка. З а д а н о

несколько

вариантов

по темпу и

порядку ввода скважин в эксплуатацию во

времени (число

буро­

вых станков, скорость

проходки — м е т р а ж

бурения) .

Определить зависимости дебитов жидкости и нефти месторож­

дения во времени по в а р и а н т а м систем разработки

(системам воз­

действия, плотности

сетки и т. п.) и по в а р и а н т а м

разбуривания в

тов или давлений по с к в а ж и н а м )

и выбрать рациональную систему

разработки

месторождения .

Вторая

постановка. З а д а н о несколько

вариантов динамики до­

бычи нефти во времени, включая

период

необходимого поддержа ­

ния ее на постоянном уровне.

Определить зависимости дебитов жидкости и нефти во времени,

необходимый м е т р а ж бурения

и

целесообразный порядок и темп

ввода с к в а ж и н в эксплуатацию .

В принципе обе постановки

этой задачи идентичны. Однако в

становке. В этой постановке з а д а ч а в общем

виде д о л ж н а

решаться

в следующем порядке.

1. Р а с с м а т р и в а ю т несколько вариантов

по темпу и

порядку

дении

(число

буровых

станков и

скорость

бурения) .

2. Д л я этих

вариантов рассчитывают изменение

дебита

жидко ­

сти к а ж д о й скважины

во времени: 9ж = <7ж(0> и л и

забойных

и

пла ­

стовых

давлений во

времени: p = p(t)

при

упругом

р е ж и м е

с

уче­

том интерференции

скважин .

П р и внутриконтурном заводнении з а д а ч а решается в два

этапа:

а) в процессе освоения все нагнетательные скважины работают

как

эксплуатационные;

б)

нагнетательные

скважины

«разрезающих»

рядов через одну работают как эксплуатационные.

Гидродинамические расчеты процесса обводнения при упругом

режиме и последующем «жестком» водонапорном режиме

с

уче­

том ввода с к в а ж и н

целесообразно

выполнять

на

электромодели

или на А Ц В К

типа

«Сатурн» с учетом

геометрии

фильтрационного

лотока .

3.

З н а я характеристику неоднородности пласта по

проницаемо ­

сти,

определяют долю нефти в потоке

жидкости: Р2

—

дп/сЯі.

4.

Имея зависимости 9ж = 9 ж ( 0 и F2 = qJq>K,

определяют

и з м е ­

нение дебита нефти и воды во времени

для

к а ж д о й

с к в а ж и н ы в-

соответствии с порядком и темпом ввода

их в промышленную

раз ­

работку.

5. Путем суммирования по отдельным

с к в а ж и н а м рассчитывают

зависимости дебита жидкости и нефти по месторождению

в целом

д л я всех рассматриваемых вариантов по темпу и порядку

разбури -

вания.

микой

добычи нефти по данному месторождению во

времени.

В

настоящей работе не ставится цель усовершенствовать суще ­

ствующие методы гидродинамических расчетов процесса

обводне­

ния нефтяной з а л е ж и с учетом последовательности

ввода

с к в а ж и н

в эксплуатацию, а предпринимается лишь попытка

оценить влия ­

разработки того ж е месторождения при одновременном

(мгновен­

ном) вводе всех с к в а ж и н в эксплуатацию .

Д л я этого рассматривается п вариантов

разработки

нефтяного

месторождения, отличающихся друг от друга по числу

с к в а ж и н

(плотности сетки с к в а ж и н ) , темпам отбора

нефти от извлекаемых

зателей разработки и выбора

рационального

варианта

разработки

с учетом темпов ввода месторождения в промышленную

эксплуа­

тацию .

П р о б л е м а проектирования

и

выбора рациональной

системы

разработки нефтяного месторождения является весьма

сложной,

но не неразрешимой . Так как при обосновании

системы

разработки

специалистам по проектированию

необходимо

рассматривать мно-