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

Среднюю эффективную проницаемость расчетного однородного пласта для этой цели рекомендуется определять по формуле

Значения времени tnu соответствующие расчетным q (/,„) и Q (/,„), можно определять как по общим формулам § 6 гл. VII, так и по приближенной фор­ муле

Выше был рассмотрен неоднородный по проницаемости, но непрерывный пласт. Хотя скорость фильтрации нефти в таком пласте в разных точках раз­ лична, но в принципе процесс фильтрации происходит везде (в случае если нефть является «ньютоновской жидкостью»). Однако в действительности во многих нефтяных пластах имеются тектонические и литологические границы, препят­ ствующие свободной фильтрации жидкости по всему объему пласта.

В зависимости от числа этих границ и их расположения, от числа и разме­ щения нефтедобывающих и нагнетательных скважин, от режимов их работы какая-то часть объема пласта может остаться не охваченной процессом филь­ трации и нефть из нее не будет вытеснена водой и извлечена на поверхность. При этом из разработки могут быть полностью или частично исключены отдель­ ные линзы или участки продуктивного пласта. Такой неполный охват пласта процессом разработки скажется на полноте извлечения нефти из недр — на текущей и конечной нефтеотдаче, а также на темпах разработки — на уровне добычи нефти (и жидкости). Для учета прерывистости неоднородного пласта можно использовать описанную выше модель (расчетную схему) неоднородного непре­ рывного пласта, введя в нее определенные исправления. В модели непрерывного пласта все трубки тока протягивались от начала до конца модели и при любом расположении скважин (рядов или галерей) они все (правда, с разной интенсив­ ностью) участвовали в фильтрации'. В модели прерывистого пласта это будет только часть трубок тока, которые мы условимся называть трубками тока пер­ вого класса. Их совокупность как раз и образует непрерывную часть пласта. Наряду с такими трубками тока введем в модель еще три класса трубок: второй— трубки тока, которые начинаются за контуром питания (или за линией нагнета­ ния), входят в залежь и гдетто здесь кончаются; третий — трубки, которые начинаются в пределах залежи и доходят до ее конца или до центрального ряда; четвертый — трубки, начинающиеся и кончающиеся в пределах залежи. Трубки тока четвертого класса моделируют линзы продуктивного пласта, про­ стирание которых ограничено пределами расчетной залежи (контурами питания, линиями нагнетания воды). Трубки тока второго и третьего классов модели­ руют линзы продуктивного пласта, выходящие частично за контуры расчетной залежи. Эти линзы нередко называют еще полулинзами. (Отметим, что термин «трубка тока» применен здесь условно, так как трубками тока они станут лишь после того, как в них возникнет течение пластовых агентов).

Распределение трубок тока по залежи определяют по картам распростра­ нения слоев, прослоев или зональных интервалов. Сложив карты по всем слоям, получим расчетную схему, учитывающую прерывистость пласта. Расчетную схему прерывистого пласта можно получить также по данным серии геологи­ ческих профилей. Желательно, чтобы используемые профили охватывали всю

201

залежь по возможности равномерно. Чем больше профилей мы будем иметь, тем более представительной будет полученная картина прерывистости продуктивного пласта. На основании соответствующей обработки [6] карт прослоев или про­ филей устанавливаются в процентах о'Г об­ щего объема объемы «трубок тока» по клас­ сам и по размерам — внутри классов,

прерывистости, приходится пользоваться методом аналогии: брать харак теристику прерывистости по уже разбуренным, разрабатываемым и значительно более изученным месторождениям, основные геолого-физические параметры которых наиболее близки к соответствующим параметрам рассматриваемого месторождения.

Получив тем или иным путем относительные объемы трубок тока в залежи по классам и по размерам, т. е. имея классификацию прерывистости пласта, можно приступить непосредственно к построению расчетной модели При построе­ нии модели естественно предположить, что трубки тока данного класса и данного размера с одинаковой степенью вероятности могут находиться в разных частях залежи.

Пример такого равновероятного расположения трубок тока размером /л показан на рис. XI. 1. Трубки тока второго и третьего класса заштрихованы, трубки четвертого класса не заштрихованы, трубок тока первого класса нет. Если размер залежи при той же длине трубок тока взять меньше — не L, а /, то трубки второго класса останутся теми же (в верхнем левом углу), в 10-м слое будут трубки третьего класса, трубок второго класса не станет, но зато-в слоях с 5-го по 9-й будут трубки первого класса — моделирующие непрерывную часть пласта. Пласт любой степени прерывистости можно представить соответствующим набором трубок разного размера.

На рис. XI. 1 можно увидеть, какая часть трубок данного размера будет работать при различном расположении рядов и неодинаковом режиме их работы. Так, например, если нагнетательный ряд совпадает с левым краем залежи (вер­ тикаль 0), а ряд нефтедобывающих скважин с пунктирной вертикальной линией /, то будут работать только трубки 1, 2, 7, 8, 9 и 10 (заштрихованная наклон­ ными линиями площадь между указанными рядами). Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения на основании представленной схемы для рассматриваемого случая будет

Коэффициент охвата части пласта, представленной трубками (линзами) размером 1лг- (черточка вверху означает, что длина линзы взята безразмерной путем деления истинной длины на ширину залежи L), выразится .следующей формулой (залежь полосообразная, линия нагнетания постоянная — с левого

202

/==2

где lj — расстояние от начального ВНК до/-го ряда. Общий коэффициент охвата пласта процессом разработки определяется суммированием коэффициентов охвата по линзам (трубкам) всех размеров с учетом «представительства» в расчетной модели каждого размера:

пласта.

Более подробно наиболее удобные методы определения коэффициентов а* приведены в работах [6, 32].

Для фронтальной (линейной) системы площадного заводнения, а также при непрерывном переносе фронта нагнетания, начиная с третьего этапа разработки (на линию 1-го ряда, после обводнения и выключения 2-го ряда, на линию 2-го ряда после выключения 3-го ряда и т. д.) коэффициент охвата части пласта, пред­

Коэффициент нефтеотдачи неоднородного по проницаемости, но непрерывного пласта г)н в случае разработки его сплошными галереями находят с помощью функции Fi (k), способ построения которой описан в § 2 данной главы. Для любого сечения в момент времени t

для любого участка пласта

Ft (k j) - F (kh l)

(XI .15)

Т1" - 11п * /(< )-* /-iW ’

где kj (t) и Fi (kj), kj_i (t) и Z7! (^y_i) — значения аргумента и функции в момент времени /, соответственно, для крайних сечений рассматриваемого участка / и j — 1; г|п — потенциально возможная нефтеотдача в малом образце данного пласта, достигаемая при бесконечно долгой его промывке водой, — близка к коэф­ фициенту вытеснения, полученному в лабораторных условиях при достаточно длительной (но не бесконечной) промывке. Более строго

Если первый член формул (XI. 14) и (XI. 15) учитывает неполноту вытеснения нефти водой за счет микронеоднородности породы, то второй член учитывает неполноту

203

промывки водой макронеоднородного (по проницаемости) продуктивного пласта. Поскольку в действительности разработка ведется не с помощью сплошных гале­ рей, а рядами скважин, при выключении которых даже в непрерывном пласте остаются малопромытые застойные участки пласта, то необходимо учитывать вызванное этим обстоятельством снижение коэффициента конечной нефтеотдачи. Для этой цели вводятся поправочные коэффициенты, которые зависят от многих обстоятельств, таких, как расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами в рядах, особенности режима их работы, время выключения из работы, количество резервных скважин и рациональность их использования и т. п.

Достоверное определение этих коэффициентов весьма затруднительно, хотя в литературе имеется значительное число рекомендаций и расчетных формул. Поскольку влияние других составляющих коэффициента нефтеотдачи гораздо существеннее, а точность их определения весьма относительна, то вполне можно принимать значение указанного коэффициента приближенно равным 0,95—0,99. Следовательно, можно приближенно принять, что для непрерывного пласта, разрабатываемого реальными системами скважин, коэффициент нефтеотдачи равен 97% от коэффициента нефтеотдачи, определяемого по формулам (XI. 15) и (XI. 16). Коэффициент нефтеотдачи неоднородного по проницаемости и к тому же прерывистого пласта, разрабатываемого современными технологическими систе­

Когда значительная часть объема пласта представлена отдельными изолиро­ ванными линзами, т. е. когда продуктивный пласт сильно прерывистый, тогда не только нефтеотдача, но и текущая добыча может существенно отличаться от добычи из аналогичного, но непрерывного пласта. Для таких сильно прерывистых пластов необходимо вводить соответствующие поправки при гидродинамических расчетах добычи жидкости (и, соответственна, нефти и воды). Наиболее просто и удобно сделать это с помощью предложенного акад. А. П. Крыловым коэффициента воздействия. Этот коэффициент по своему физическому смыслу представляет собой отношение средней толщины эффективно работающей части продуктивного пласта h к его средней общей толщине И.

На основании принятой расчетной модели прерывистого пласта (см. рис. XI. 1) коэффициент воздействия при работе одного нагнетательного и одного эксплуата­ ционного ряда, расстояние между которыми равно /, для линз размером /л* при

Для пласта, состоящего из непрерывной части, объем которой в долях от общего объема пласта равен /л$, и линз различного размера /,,* с относительным «предста­ вительством» соответствующего размера а* (в долях от общего объема пласта) коэффициент воздействия

(XI.19)

i—tn

или, если задано только «представительство» линз,

(XI.20)

204