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

Время при заданном постоянном перепаде давления для серии заданных зна­ ний Гф

Порядок проведения расчетов такой же, как и в вышеописанных случаях. Пользоваться приведенными формулами можно до момента начала обводнения Добывающих скважин, который приближенно определяется по формуле

нагнетательных скважин в первое время целесообразно, как это было предложено акад. А. П. Крыловым, сначала нагнетать воду не во все скважины «разрезаю­ щего» ряда подряд, а через одну, интенсивно отбирая нефть, а затем и какое-то количество воды из промежуточных скважин. При этом быстро наращивается Добыча нефти на месторождении, форсируется формирование сравнительно уз­ кого водяного «коридора», от которого ВНК затем более равномерно продвигается к эксплуатационным скважинам.

Вероятно, такой же порядок разработки целесообразен и при применении описанной линейной (фронтальной) системы разработки (при применении ее с на­ чала разработки залежи).

Если эксплуатируются только скважины «разрезающего» ряда, можно рас­ сматривать его как линейную цепочку попеременно чередующихся нагнетатель­ ных и добывающих скважин и считать их равнодебитными. Тогда дебит одной нагнетательной или добывающей скважины «разрезающего» ряда (или перепад давления при заданном дебите) можно определить из уравнения

Уравнениями (IX. 12) и (IX. 13) можно пользоваться с достаточной степенью точ­ ности при Гф С 1,5а. Примерно в этот момент начинают обводняться промежуточ­ ные скважины, временно являющиеся добывающими, и процесс существенно осложняется.

§ 2. РАСЧЕТЫ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

При расчете процесса обводнения добывающих скважин используют формулы и уравнения, полученные с учетом упрощающих предположений. Прежде всего выделяют один элемент рассматриваемой системы площадного заводнения. Остальные части считают работающими одновременно и с одинаковыми режимами.

187

Принимают далее, что забойные давления в нагнетательных и добывающих сква­ жинах постоянны, а поле линий тока в процессе фильтрации не меняется.

В действительности, в процессе вытеснения нефти водой при любом соотно­ шении их вязкостей в результате изменения фильтрационных сопротивлений раз­ личных участков по мере продвижения ВНК конфигурация трубок тока в той или иной степени непрерывно меняется. Однако без этого упрощающего, но заведомо приближенного предположения решение поставленной задачи усложняется. Далее плавные фактические линии тока заменяют ломаными, что позволяет слож­ ные трубки тока переменного сечения свести к серии последовательно соединен­ ных радиальных (а на отдельных участках и линейных) трубок тока.

Указанный метод расчета применительно к фронтальной (линейной) системе площадного заводнения описан в § 4 гл. VII, как случай однорядной системы внутриконтурного заводнения. Пятиточечную систему площадного заводнения можно также считать однорядной при а = L. При этом выпадает средняя (линей­ ная) часть трубок тока: все трубки тока будут представлены двумя участками, ра­ диальным расходящимся от забоя нагнетательной скважины и радиальным сходя­ щимся от точки сопряжения этих участков до забоя добывающей скважины. Более точный расчет пятиточечной системы с разбивкой трубок тока на четырех радиальных участках приведен в работе [8]. Составлены программы для выпол­ нения указанных расчетов на современных ЭВМ.

ГЛАВА X

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ ПРИ ИЗБИРАТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЕ ВНУТРИКОНТУРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

Избирательная система разработки нефтяных месторождений впервые была предложена в начале 60-х годов [11]. По этой системе с учетом геологического строения продуктивного горизонта проводится избирательный выбор местополо­ жения как нагнетательных, так и добывающих скважин. В результате сводится к минимуму отрицательное влияние на показатели разработки объекта зональной неоднородности пласта (изменчивости геолого-физических параметров по пло­ щади), что приводит к интенсификации процесса разработки и улучшению его технико-экономических показателей.

Последовательность реализации избирательной системы разработки осущест­ вляется следующим образом [И, 12]:

1.На первом этапе залежь разбуривается по редкой сетке скважин (выбо­

рочно).

2.По результатам геофизических и гидродинамических исследований пробу­ ренных скважин уточняются геологическое строение и физические параметры продуктивных пластов.

3.На основании полученных данных создается непрерывно действующая математическая модель пластовой системы для решения задач прогнозирования и оптимизации разработки залежи, которая по мере изучения геологического строепия залежи уточняется.

4.С помощью этой модели по максимуму параметра Q выбирается местополо­ жение нагнетательных скважин (среди пробуренных), а затем по данным текущей эксплуатации определяются участки продуктивных пластов, не охваченные про­ цессом разработки (фильтрацией).

5.На модели избирательно (с учетом параметра Q) выбирается местоположе­ ние дополнительных нагнетательных и добывающих скважин, которые добуриваются. Указанные этапы избирательной системы повторяются многократно до полного завершения разработки объекта.

Проф. Н. С. Пискунов предложил параметр Q определять по следующей фор­ муле:

188

суммарная добыча нефти, воды, жидкости и объема закачиваемого агента; лн, Яд — число нагнетательных и добывающих скважин; R — безразмерная себе­ стоимость добычи нефти; Q3 — запасы нефти.

Частный случай этой системы разработки, когда принцип избирательности применен только к нагнетательным скважинам, называется избирательной систе­ мой заводнения. В этой системе проводится избирательный выбор местоположе­ ния только нагнетательных скважин [24].

Последовательность реализации избирательной системы заводнения осуще­ ствляется следующим образом: 1) залежь или отдельные ее участки разбуривают по равномерной сетке скважин; 2) в качестве нагнетательных выбирают сква­ жины с наибольшей степенью связанности (выдержанности) продуктивных пла­ стов по площади и разрезу на данном участке с окружающими добывающими скважинами (с повышенными коэффициентами продуктивности и по возможности рассредоточенными по площади).

Приведем расчетные зависимости для прогноза показателей разработки

ных. 1. Определение зональной неоднородности пласта.

Зональная неоднородность пласта определяется с помощью коэффициента вариации U\

п

(Х.2)

».м

где п — общее число замеров продуктивности (дебита) скважин; Ki — продуктив­ ность (дебит), соответствующая i-му замеру.

В табл. Х.1 приведены исходные данные для определения U\.

J..90