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

Интерпретация

вида

неоднородности

пласта

по

коэффициентам

2(. U Zn

Соотношения м е ж д у коэффициентами

z{ и z2

позволяют

судить

•о виде

неоднородности пласта в законтурной

области и

распреде ­

л е н и е м

ее по площади

водонапорной

системы.

Рассмотрим некоторые возможные сочетания значений

коэффи­

циентов

z{ и Zz и

определим

характер

неоднородности

пласта

в законтурной области дл я следующих

случаев.

1. г 1

= 2 2 = І -

Р а в е н с т в о коэффициентов

2i = z 2

= l

говорит

о том,

что проницаемость /гв и мощность Іів в законтурной

области

равны

/г„ и

/г„ нефтяной

зоны.

Вязкость воды

ц в по данным

пластовых

проб

определена правильно.

2. г 2

= 1 , Zi — B — постоянной величине,

отличной

от 1. При этом

проницаемость законтурной области равна проницаемости

нефтя­

ной зоны kB = kn.

hü:

И з м е н я е т с я

мощность

пласта в законтурной

области

Zi

= B>z2=\—мощность

пласта

в законтурной

области

умень­

ш а е т с я

(выклинивание,

частично

сбросы);

2i =

fî<z2=l—

мощ­

ность пласта в законтурной области

возрастает.

3.

2 i = 2 2 = ß — изменяется

п а р а м е т р

/г/р,

в

законтурной

об­

л а с т и .

Мощность

пласта

в законтурной

области

постоянна

/z = const и равна мощности пласта

в нефтяной

зоне.

4.

Z i = o 4 ; 22

= ß

2 ;

2(>22 . И з м е н я е т с я п а р а м е т р kh в

законтурной

•области, причем наиболее значительно убывает значение h.

5. 2, = ß ( ; z2=B2\

z±<z2. Изменяется

п а р а м е т р

kh

в законтурной

•области причем

наиболее значительно убывает значение k.

Изменение

коэффициентов

2і и

z2 во

времени

1. 2і и 22 не меняются

во времени.

П л а с т о в а я водонапорная

система

практически

однородна и

мических

расчетах

пользоваться

схемой

бесконечного

пласта.

2. 2і возрастает,

a 22 =const — в законтурной области

зоны вы­

клинивания

пласта,

сбросы.

Резкое

увеличение

Zi говорит

о том, что пласт имеет

ограни­

ченные размеры .

Выше,

а

т а к ж е

в

работе [55]

показано,

что путем

обработки

фактических

данных

изменения

пластового

д а в л е н и я

и дебита

водность

и пьезоцроводность

пласта

в законтурной области

при

линейно

н а р а с т а ю щ е м дебите

з а л е ж и

во времени в процессе ее

пробной

эксплуатации . О д н а к о

практически дебит ие всегда линей­

но н а р а с т а ю щ и й . Ч а щ е

всего

дебит

з а л е ж и изменяется

во

вре­

мени произвольно.

Используя результаты

работы [15], в которой

излагается

мето­

дика интерпретации данных опробования пласта

в одной

скважине

и с п ы т а т е л е м, приводим формул ы

изменения д а в л е н и я

при про­

извольном х а р а к т е р е изменения

дебита во времени.

П о п ы т а е м с я

области, заменив

реальную

нефтяную з а л е ж ь укрупненной

с к в а ж и ­

ной. Изменение депрессии на забое с к в а ж и н ы радиуса

гс,

работаю ­

щей с переменным во времени дебитом согласно

[15], описывается

следующим уравнением:

и

/

0,827-/.А/

л - і

\

Рал

-

Р3.

„ =

I Q o

~~ a"q°

+

Ц п

І П

?

^ Щ

А п - ^ і )

,

( ^ 1 - 2 7 )

где

р

п л

— пластовое

давление;

р 3 . „ — забойное

давление

в

сква­

ж и н е

в

момент

времени

tn\

qn—

дебит

с к в а ж и н ы

в

момент t„;

q0 — дебит

с к в а ж и н ы

в момент

г = 0;

— равные

интервалы

вре­

мени,

на

которые

разбивается

зависимость

дебита

во

времени

q = q(();

п — порядковый

номер

точки,

в которой

определяется

перепад

давления; х — коэффициент пьезопроводности;

I — индекс

суммирования

( / = 1 ,

2, 3...

/г—1);

k — проницаемость;

р в — вяз­

кость воды; h — мощность

пласта .

Коэффициенты

ап

и Л„_і

являютс я

функциями

п

и

п—і

соот­

ветственно. Они

определяются

по

т а б л и ц а м ,

приведенным

в ра­

боте [15] .

При использовании формулы (ХІ.27)

дл я определения

парамет ­

ров пласта в законтурной области принимаем:

р п

л — начальное

пластовое

давление

в з а л е ж и ;

р 3 .п — текущее

пластовое

давление

на контуре укрупненной с к в а ж и н ы

г с .

Обозначив

рпл—Pn=à.pn

и

произведя

некоторые

преобразова ­

ния,

получим

*P---*-f]n-2-

+

]nBn),

(XI.28)

где

In Ѳ„ =

In (0.827AQ + —

qQ — — aaq0

+

—

§ '

К-ІЧІ-

Яп

Яп

Яп

fi

И м е я

фактические данные

изменения

дебита

з а л е ж и

и

пласто­

депрессии Арп

на любой

момент времени /„ через равные

интер­

валы времени.

Зависимость

(XI.28),

построенная в к о о р д и н а т а х ^ ^ - ,

1п(Э„,

16. Б о р и с о в

10. П. Определение дебита скоажіш при совместном работе

нескольких

рядов

скважин. Тр. ВНИИ, выи. 11. М., Гостоптехиздат,

1951.

17. Б о р и с о в

Ю. П. К гидродинамическим расчетам при упругом режиме.

Тр. ВНИИ, вып. VIII. М.,

Гостоптехиздат, 1956.

18. Р я б и ни на 3.

К. Оценка технологических показателен при

площад­

ном заводнении. H ТС

по добыче нефти, ВНИИ, вып. 36. М., «Недра»,

1969.

19. Б о р и с о в

Ю.

П. О рациональном размещении нефтяных скважин в

полосовой

залежи.

Тр.

ВНИИ, вып. 8. М., Гостоптехиздат,

1956.

20. Б о р и с о в

Ю.

П. О наивыгоднейшем размещении

эксплуатационных

технздат, 195S.

21. Б о р и с о в

Ю. П. Учет неоднородности пласта при проектировании раз­

работки

нефтяных

залежей. Труды ВНИИ, вып. XXI. М.,

Гостоптехиздат, 1959.

22.

Б о р и с о в

Ю. П. Сопоставление различных схем размещения нефтяных

скважин. Тр. ВНИИ, вып. 21. М., Гостоптехиздат,

1959.

23.

Б о р и с о в

Ю. П. К гидродинамическим

расчетам

дебитов и давлении

добыче

нефти. ВНИИ.

вып. 3. М., Гостоптехиздат, 1959.

24.

Б о р и с о в 10.

П. Приближенные формулы для расчета некоторых ха­

ВНИИ. вып. XXXVII. М,

Гостоптехиздат,

1962.

25. Б о р и с о в Ю.П.,

О р л о в В. С. Определение сроков разработки

и

сред­

них дебитов вытеснении

газированной и

иегазированнон нефти водой

с

уче­

техиздат, 1959.

26. Б о р и с о в

Ю. П.,

О р л о в

В. С. Влияние

учета

пепоршиевого

вытес­

нения нефти

водой

в

гидродинамических

расчетах

процесса

разработки

нефтя­

ной залежи. Тр. ВНИИ,

вып. XXVIII . М., Гостоптехиздат,

1960.

27. Б о р и с о в

Ю. П.,

О р л о в

В. С. Приближенный

метод

расчета

добычи

нефти и воды при площадном заводнении. Тр. ВНИИ, вып. ХХХѴИ. M., Гос­

топтехиздат,

1962.

28. Б о р и с о в

Ю.

П.,

О р л о в

В.

С. Интерпретация

данных

восстанов­

ления забойного давления

и их использование

при

построении

карт

изобар.

«Нефтяное хозяйство», 1957, № 7.

29. Б о р и с о в

Ю. П.. О р л о в

В. С. Методика

построения

карт

истинных

изобар. Тр. ВНИИ,

вып. XII . М., Гостоптехиздат,

1958.

30. Б о р и с о в

Ю. П. и др. Изучение влияния

закачки

холодной

воды на

на

Всесоюзном совещании по тепловым методам

и

г. Альметьевске

в апреле.

М.,

«Недра», 1968.

31. Б о р и с о в

Ю. П. и др. О некоторых

принципиальных

положениях про­

ектирования и ввода в эксплуатацию многопластовых

нефтяных

месторождений.

«Нефтяное хозяйство»,

1965.

№ 8.

32. Б о р и с о в

Ю.

П..

Р о з е н б е р г

М.

Д.

Интерференция

скважин

тания выше давления насыщения.

Тр.

ВНИИ, вып.

12.

М., Гостоптехиздат, 1958.

33.

Б о р и с о в

10.

П.

и

др.

К

вопросу

о

рациональном

распределении

добычи

нефти между

различными

объектами. НТС по

добыче

нефти,

ВНИИ,

вып. 27.

М., «Недра»,

1966.

34.

Б о р и с о в

Ю. П.

и

др.

Применение

метода

динамического

програм­

различными

объектами.

НТС

по

добыче

нефти, ВНИИ, вып. 39. М.,

«Нед­

ра»,

1966.

35. Б о р и с о в

Ю.

П. и

др.

Определение

оптимального распределения до­

бычи

нефти

между

отдельными

объектами

с

учетом разновременности

ввода