Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

Разность обобщенных функций Христиановича Ян — Яс можно определить также по промысловым данным, если имеются результаты исследования сква­ жины при последовательном снижении забойного давления от значения, большего давления насыщения, до значения, меньшего давления насыщения. В этом слу­ чае искомую величину Ян — Яс вычисляют по формуле

где qi — объемный дебит при давлении выше давления насыщения; q — то же, при давлении ниже давления насыщения; рк — динамическое пластовое давле­ ние в области исследуемой скважины при ее отключении; р1 — забойное давле­ ние при дебите qv

Если измерен мгновенный дебит qa скважины при забойном давлении, рав­

Зная последовательность значений q для убывающей последовательности значе­ ний рс, а также значения величин qx и рхили qH и рн. можно вычислить соот­ ветствующие им значения Ян — Яс:

По известному значению Ян— Яс для заданного забойного давления можно получить формулы интерференции для рядов скважин.

Для полосообразной залежи:

сгпгт [(Рк — Рн) + Р (Рн) Мн (Рн) (Ян — ЯСх)] = Р (Рн)

/ = 2

где L,, Ьф и L/ — расстояния от контура питания соответствен© до начального положения водонефтяного контакта, до фронта вытеснения t-ro ряда скважин. Для круговой залежи:

171

Радиусы зон разгазирования

Приведенные формулы для полосообразной и круговой залежи позволяют выполнить расчеты интерференции рядов скважин как для заданных дебитов, так и для заданных забойных давлений.

Определение дебитов при заданных забойных давлениях

Для этого случая предлагается следующий порядок расчетов:

1) определение разности функций Нн — НС] для всех рядов скважин по про­ мысловым данным с помощью зависимости (VII.86) или (VI1.80);

2) определение дебитов скважин для всех рядов: для полосообразной залежи по формулам (VII.87), (VII.88), для круговой — по формулам (VII.89) и (VII.90); 3) определение радиусов зон разгазирования во всех рядах по формуле

(VII.91).

Необходимо отметить, что указанные системы уравнений действительны для всех точек пласта с начала процесса не во всех случаях.

Как и в случае, рассмотренном в § 4 данной главы, в пласте длительное время могут существовать зоны, в которых приток нефти к скважине будет осу­ ществляться практически при режиме растворенного газа.

Рассмотрим положения, когда в пласте существуют лишь отдельные зоны разгазирования вокруг отдельных скважин, не смыкающиеся друг с другом.

1. Во всем пласте сначала осуществляется смешанный режим вытеснения газированной нефти водой. Приведенные системы уравнений действительны во всем пласте и расчет интерференции проводится по ним таким же образом, как и при обычном водонапорном режиме.

2.Все зоны разгазирования сливаются друг с другом, изобара, на которой давление равно давлению насыщения ря, является линией, расположенной между контуром питания и первым рядом скважин.

3.В нескольких первых рядах скважин наблюдаются воронки разгазиро­ вания вокруг отдельных скважин и сплошная зона разгазирования у последу­ ющих рядов.

Во втором и в третьем случае системами уравнений интерференции рядов скважин (VII.87), (VI1.88) и (VII.89), (VI1.90) непосредственно для всего пласта нельзя пользоваться.

В обоих этих случаях так же, как это было сделано в предыдущем параграфе этой главы, пласт условно расчленяется на две части, в первой из которых при­ нимается существование смешанного режима вытеснения газированной нефти водой, а во второй — режима растворенного газа. В первой области приток

расчеты проводят следующим образом.

Для начального момента времени считаем, что только один первый ряд работает на режиме вытеснения газированной нефти водой, а все остальные ряды — при режиме растворенного газа. Заменив в этих рядах площадь, при­ ходящуюся на одну скважину каждого ряда, равновеликим по площади кругом, рассчитаем для этих рядов приток жидкости к скважинам по формулам режима растворенного газа.

Приток нефти к скважинам первого ряда определим для полосообразной залежи по формулам (VII.87) и (VII.88), а для круговой — по формулам (VII.89) и (VI1.90).

Время продвижения контура нефтеносности до момента перехода второго ряда на напорный режим рассчитываем обычными методами для течения не­ сжимаемой жидкости по дебитам одного первого ряда.

172

Время перехода второго ряда на напорный режим определяем аналогично изложенному Еыше следующим образом.

Придавая контуру нефтеносности ряд последовательных положений от его первоначальною положения до скважин первого ряда, вычислим по формулам интерференции при одновременной работе двух рядов дебит скважин второго ряда.

Формулы интерференции, необходимые для этого расчета: при полосообраз­ ной залежи — (VII.87) и (VII.88), при круговой — (VII.89), (VI1.90), в которых полагают п = 2.

Далее определяем время, соответствующее продвижению контура нефте­ носности до каждого из этих положений, по дебитам скважин двух совместно работающих рядов.

Определив таким образом дебит скважин второго ряда как функцию времени, сравним его с дебитом скважин этого же ряда, рассчитанным при режиме раство­ ренного газа.

Пока дебит скважин, рассчитанный по формулам режима растворенного газа, будет больше соответствующего дебита, рассчитанного по формулам интер­ ференции двух первых рядов при напорном режиме, будем считать, что первый ряд работает при режиме растворенного газа.

После того как дебит скважин второго ряда, рассчитанного при напорном режиме, станет больше дебита этих же скважин при режиме растворенного газа, считаем, что второй ряд перешел на напорный режим.

Время перехода третьего ряда на напорный режим рассчитывают анало­ гично предыдущему с использованием формул интерференции трех рядов, одно­ временно работающих на напорном режиме.

Время перехода всех остальных рядов определяют аналогично предыдущему. Если в нескольких первых рядах существуют лишь отдельные области разгазирования вокруг скважин, а в последующих рядах эти области сливаются

в одну сплошную зону, расчеты проводят следующим образом.

Считаем, что с первого момента времени ряды, в которых воронки разгазирования не смыкаются, работают на напорном режиме. В области же осталь­ ных рядов происходит приток нефти к скважинам при режиме растворенного газа.

Время последовательного перехода этих рядов на напорный режим опреде­ ляют так же, как. в предыдущем случае.

Определение забойных давлений по заданным дебитам

Для этого случая принимаем следующую последовательность расчетов:

1) из системы уравнений (VII.87) и (VII.88) для полосообразной залежи или из системы уравнений (VII.89) и (VII.90) для круговой определяем Ян— Яс/;

2)с помощью формулы (VII.91) определяем радиусы зон разгазирования;

3)забойные давления находим по формуле

где pci — некотороедавление, достаточно отличающееся отрн (см. § 2 главы VI);

173

Если же разность Ян — Нс известна как функция снижения забойного давления по промысловым данным, то рс определяют непосредственно из за­ висимостей (VI 1.84) и (VI1.85):

Следует отметить, что аналитический способ расчета по формулам (VI1.92), (VI1.93) менее точный и им следует пользоваться лишь при отсутствии экспери­ ментальных промысловых данных, необходимых для применения формул (VII.84) и (VII.85).

Так же как и для случая заданных забойных давлений, если воронки разгазирования вокруг скважин не смыкаются в общие зоны, уравнения интерфе­ ренции (VII.87), (VII.88) и (VI 1.89), (VII.90) распространяются непосредственно на весь пласт.

При частичном или полном слиянии зон разгазирования поступаем анало­ гично тому, как это было изложено для случая заданных забойных давлений.

§ 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МГНОВЕННЫХ ДЕБИТОВ И ДАВЛЕНИЙ, СРЕДНИХ ДЕБИТОВ ЗА ЭТАП И СРОКОВ РАЗРАБОТКИ

Как видно из изложенного, фильтрационные сопротивления в реальных случаях при перемещении водонефтяного контакта могут существенно изме­ няться. Следовательно, меняется во времени и зависимость между дебитами и давлениями. При заданных давлениях (постоянных или изменяющихся во вре­ мени) следует определять изменение во времени дебитов. Или, наоборот, по за­ данным дебитам — изменение давлений на забоях скважин, на линиях рядов или на других контурах. Для этого, очевидно, необходимо определить дебиты или давления на некоторые мгновения времени (мгновенные дебиты или забойные давления).

Для вычисления дебитов и забойных давлений в тот или иной момент вре­ мени можно пользоваться приведенными уравнениями интерференции (см. § 2, 3 данной главы) с учетом отличия вязкости воды от вязкости нефти в зоне, занятой водой до начала разработки, и изменения фильтрационного сопротивле­ ния в зоне, в которую в процессе разработки вторгается вода и в которой при этом фильтруется водонефтяная смесь. Это можно осуществить, разбив внешнее фильтрационное сопротивление от естественного или искусственного контура питания до первого ряда (из числа действующих в данный момент времени рядов скважин) на три зоны: водяную, водонефтяную и нефтяную и воспользоваться системой уравнений типа (VI1.4).

Для полосообразной залежи:

= [-LK^ LH + « (1 н -1 ф ) + 1ф] ■ (VII.95)

Для круговой залежи:

а) при вытеснении нефти водой от периферии к центру залежи

174

Решить такую задачу можно с помощью системы уравнений (VI1.7). Если задан дебит залежи или скважин, то определяют мгновенные значения

забойных давлений по описанным уравнениям интерференции скважин с учетом изменения внешних фильтрационных сопротивлений по только что приведен­ ным выше формулам для ряда различных положений фронта водонефтяного кон­

такта.

Положение фронта водонефтяного контакта при этом предварительно опре­ деляют для полосообразной залежи по формуле

(VI 1.99)

где q (t) — дебит залежи; для круговой залежи:

(VI 1.100)

где знак минус соответствует вытеснению нефти к центру, знак плюс — вытес­ нению нефти от центра; б — коэффициент использования объема пор (с учетом

2 неполноты вытеснения нефти в зоне водонефтяной смеси б= 1 —sCb-Soh~ ^ 2Ф

В результате можно построить кривую Ар = Ар (t).

Если задан перепад давления, то по тем же уравнениям интерференции определяют дебит по залежи в целом и по отдельным рядам скважин для ряда значений Ьф или /?ф. При построении зависимости q = q (t) необходимо для тех же значений Ьф или кф найти время с начала разработки t. С этой целью

(VII .101)

где расстояния LK, LH, £ф, £*_i отмеряются от ряда i. Для круговой залежи при вытеснении нефти к центру

(VI 1.102)

Для круговой залежи при вытеснении нефти к периферии

(VII. 103)

175

”2

Rdi — эквивалентное внутреннее сопротивление всех рядов, работающих в те­ чение /-го этапа.

В ряде работ по проектированию процесса разработки нет необходимости строить подробные кривые изменения дебитов для каждого этапа разработки, а можно определить сроки разработки отдельных этапов и средних дебитов в каж­ дом этапе.

В этом случае продолжительность каждого этапа Tt определяется по сле­ дующим формулам.

Для полосообразной залежи

т ‘ - 1 ( ? - Р.) [ Ja7 T !L f 1■ Ч - - Т - ) + + -Т -] ■ <v ,u 0 4 >

где Li — расстояние от ряда i до предыдущего ряда (i — 1); LKи LH— соответ­

2ЯН

Ri + Ri-1

Средние за этап дебиты можно определить путем деления соответствующих промышленных запасов на продолжительность этапа или непосредственно по

176