Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.02.2024
Просмотров: 325
Скачиваний: 1
|
В |
процессе разработки |
постепенно сни |
|||
|
жается |
пластовое давление |
и как следствие |
|||
|
выделяется растворенный в нефти газ, |
расши |
||||
|
ряется |
газоваяшапка и внедряется краевая |
||||
|
вода в пределы нефтяной оторочки. При |
этом |
||||
|
формируется несколько характерных зон, от |
|||||
|
личающихся насыщением нефтью, газом и |
|||||
|
водой (рис. XI 1.7). |
|
|
|
||
|
Газовая шапка представляет зону насы |
|||||
|
щения |
в основном свободного газа. Кроме |
||||
|
газа и погребенной воды в исходной |
газовой |
||||
|
шапке |
нефтегазовой залежи |
иногда |
содер |
||
|
жится некоторое количество рассеянной |
неф |
||||
|
ти или |
конденсата, которое |
остается непод |
|||
|
вижным при расширении газовой шапки. В |
|||||
залежи |
результате внедрения свободного газа в неф |
|||||
тяную часть |
и неполного вытеснения нефти |
|||||
которой нефть |
образуется переходная нефтегазовая зона, в |
|||||
сохраняет подвижность, и |
газ, |
выделяющийся |
из нефти, |
сме |
||
шивается с газом, поступившим из газовой шапки. Следующая |
по удаленности |
|||||
от центра зона — внутренняя часть нефтяной оторочки, где газонасыщенность является результатом только выделения газа из раствора в нефти при сниже нии пластового давления. Газ газовой шапки сюда еще не проник, хотя зона в целом находится под влиянием напора газовой шапки.
За батареей скважин располагается внешняя незаводненная часть нефтяной оторочки, которая уже находится под влиянием законтурной упруговодонапорной области. В этой зоне, как и в предыдущей, изменение нефтенасыщенности обуслов лено только выделением газа из нефти.
И последняя наиболее удаленная от центра зона — зона вытеснения нефти краевой водой. Здесь, кроме нефти и воды, имеется определенное количество выде лившегося из нефти газа. Несмотря на незначительную насыщенность, нефть и газ в этой зоне сохраняют некоторую подвижность.
Для расчетов показателей разработки залежь схематизируется кругом ра диуса R1q при постоянной толщине h пласта (см. рис. XI 1.6). Газовая шапка изображается кругом радиуса R2оДобывающие скважины расположены на окружности радиуса Rc в пределах нефтяной оторочки. Продуктивный пласт считается однородным по коллекторским свойствам. По распределению других характеристик указанные зоны также считаются однородными. При переходе через границы зон насыщенности меняются скачком. Таким образом, залежь пред ставляется системой однородных зон. В зонах внешней области среднее пластовое давление составляет ръ во внутренней—р2. Задача заключается в том, чтобы опре делить давления рг и р2 в зависимости от времени /, а также рассчитать подвиж ные радиусы Rxи Ro между зонами, насыщенности в каждой зоне, а также услов ный радиус R (/) возмущенной области за контуром нефтеносности, определить дебиты жидкости, нефти, газовый фактор и обводненность продукции скважин.
Окружность радиуса Rc, на которой расположены скважины, является гра ницей раздела между встречными фильтрационными потоками. Поэтому основные
ООО
ОО'
Рис. XI1.7. Схема распределения насыщенностей пласта газом (/), нефтью (2) и водой (J)
т
расчетные соотношения записываются отдельно для внешней и внутренней обла стей. При этом учитывается взаимодействие залежи с законтурной областью по методу последовательной смены стационарных-состояний.
При сделанных допущениях балансовые уравнения для внешней области до
прорыва краевой воды в скважине имеют следующий вид: |
|
|
|
|||||||||||
Q„i |
|
|
|
^111 |
-4- |
|
|
|
|
|
|
(XII.1) |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
п |
_ |
|
d |
( MlVllSnllRul |
, |
ml^l2SHl2^Hl |
. |
^l^llsrll , |
brl |
) ' |
||||
^rl |
“ |
|
ctt |
\ |
bia |
|
+ |
|
bia |
+ |
brl |
+ |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(XII.2) |
d |
Г ЩУц*в11 |
ffllVl2SBl2 __ |
f |
m0 |
m1 |
\ |
|
|
|
|||||
f |
mQ |
buX) X |
|
|
|
|||||||||
dt |
L |
bhl |
btil |
|
|
\\ |
bn0bli0 |
|
|
|
||||
X ( - T w w t |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(XI 1.3) |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
<XIM> |
^11 4* У12 — ^1» SM12 + srl2 “b SB12 ~r 1» |
|
|
|
|
|
|||||||||
SH11 + |
srll + Snll = 1. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Vn = nh |
|
R\), |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Vl2= |
nh(R * -R l), |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
где Qm, Qpi — дебиты нефти и газа из внешней области (индекс 1); т 1= |
т (рх), |
|||||||||||||
Щ = |
т |
(р0), |
bm = |
bn (pi), br1 = |
br (pi), 6bi —^bi (Pi), |
Ьви = |
Ьв (Р(.) |
пори |
||||||
стость и объемные коэффициенты нефти, воды и газа при соответствующем давле нии; индексы «11» и «12» относятся к заводненному и незаводненному объемам внешней части залежи и насыщенностям в этих объемах sn, sr, sBнефтью, газом и водой; Qв — расход воды, поступающей в залежь из законтурной области; Rm = = RH(pi) — растворимость газа в нефти при давлении pv
Аналогичные уравнения для внутренней области: |
|
|
|
|||||||||
п |
d |
( ^2^22SH22 |
i |
^2 ^21^1121 ^ |
|
|
|
(XI 1.5) |
||||
^Н2 ~ |
~ТГ \ ----Z |
|
I |
|
U |
] У |
|
|
|
|||
|
dt |
\ |
ЬП2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
^ _ |
d ( |
^2 ^22SH22^H2 |
| |
^2^21^Н21^Н2 |
421^22Sr22^ |
, |
^2^21^Г21^ |
|||||
Цг2~ ~ ~ 1 Г \ |
|
ьп2 |
|
+ |
ь„2 |
Z |
Г |
Z |
Г2 // У |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(ХН.6) |
d / |
/П2 1^22^Г22 (1— С) |
|
tTl2\' 3Sp3 |
|
|
|
|
(XII.7) |
||||
-dt( \ |
|
иГ2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22 |
1^21 — У2 (COnSt), |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
SH22 + Sr22 + SB22 = |
1» |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
SH21 4" Sp21 + SB21 = |
1» |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
^в!*? |
= |
^в22 = |
^вз “ |
^bo (const), |
|
|
|
|
|
|||
V21= n h (R l- R l0), |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
V2l = nh (Rl - |
Rl), |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
211
где Qh2, Qr2 ~ |
дебиты нефти |
и газа из внутренней области (индекс 2); т 2 = т |
(р2), |
Ьт = Ьн (р2), |
Ьг2 = Ьг (Р2). |
Янг = Rn (Р2) — растворимость газа в нефти |
при |
давлении р2\ индексы «22» и «21» относятся к соответствующим внутренним зонам нефтяной части (см. рис. XI 1.7); 1Л, — объем газовой шапки; sr3 — газонасыщенность в ней; С — концентрация выделившегося из нефти газа в газовой смеси.
Особенность расчетной схемы для внутренней области заключается в том, что газовая смесь условно разделяется на два компонента — газ газовой шапки и газ, выделяющийся из раствора в нефти.
Уравнения притока берутся как для несжимаемой жидкости
Qm —C t J r |
|
, |
Qn - |
Qi (Г12 . |
Qb = Q |
°nl |
, |
||||||||
|
|
t>Hl |
|
|
|
P|’lL |
|
|
|
|
|
||||
Q\\2 = |
|
|
|
|
0p2 = |
q2 |
,f;21 > |
|
|
|
|
2лkh (p0 — p,) |
|||
|
”ll2 |
|
|
|
Vl |
|
|
pBIn R;R10 ’ |
|||||||
|
|
|
|
|
|
°)'2 |
|
|
|
||||||
где |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qi = |
Q2 (Pl — Pc) + (02 (Pi — p2) |
) |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
~f" ^2^1 “f" C02Qj |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Q2 — ■ |
&i (P2 — Pc) + to, (p2 — Pi) |
> |
|
|
|
|
|
|
|||||||
Q^Q2 -f- Q2(0i -f w2Qj |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
q __ |
In ffio/ffi |
Г |
|
Fн (smi) |
, |
|
Fг (sH11)______Fв (sB11) I |
||||||||
1 _ |
2яkh |
|
L |
Ин (.Pi) |
|
Hr(Pi) |
|
|
|
Ив J |
|||||
■ In Ri/Rc |
Г FH(sHi2) |
, |
Fr (^щ2) |
I —1 |
|
|
|
|
|||||||
|
2nkh |
[ |
Ph (Pi) |
|
Pr (Pi) |
J |
|
|
|
|
|
||||
q |
In R2/R2о Г |
FH(sH22) |
L |
Fr (sll22) 1 ~ 1 |
|
In Rc/R2 |
|||||||||
2 ~ |
|
2nkh |
|
!_ pH(P2) |
' |
Pr (P2) |
' |
|
|
|
2лkh |
||||
|
Fи (SH2l) |
j |
FГ (SH2l) |
-1 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
*[■ |
Hu (P2) |
|
|
Pr (P2) |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
(Ox = |
In o/nrc |
Г FII ($1112) |
. |
Fг (Sui2) |
1 |
* |
|
|
|||||||
|
2л*/!/V |
l |
Hn(Pl) |
|
flr(Pl) |
J |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
||||||
0)2 = |
In а/лгс г FII (sii2l) |
fr(s,.*i) |
I " 1 |
|
|
|
|||||||||
2nkhN |
|
[ |
Hll (Pi) |
|
' |
Иг (Pi) |
|
J |
|
|
|
|
|||
/1112 : |
|
|
|
FH (SH12)/Hll (Pi) |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
FII (SI!l2/Plи (Pi) -h Fr (Slll2)/Pr (Pl) * |
|
|
|
|
||||||||||
/rl2 := |
I FHl2 » |
Fи (sm2i)/Ph (P2) |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
/ll21 ; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
FII (sii2l)/Hll(P2) + |
MS|i2lKUr(P2) |
’ |
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||
(XI 1.8)
(XI 1.9)
(XII.10)
(XII.11)
1
(XII.12)
(XII.13)
(XII.14)
(XII.15)
(XII.16)
/ Г21 := I — /1121- |
(XII.17) |
В приведенных формулах приняты следующие обозначения: k — прони цаемость; о — половина расстояния между скважинами; гс — приведенный радиус скважины; N — число скважин; Рн, Рг, Рц — соответственно относительные фазовые проницаемости нефти, газа и воды; p,„, р,г, |ЛП— вязкости соответственно нефти, газа и воды; Q — внешнее сопротивление; о> — внутреннее сопротивление;
212
/н, /г — объемные доли нефти и газа в суммарном потоке флюидов в пластовых условиях.
Приведем соотношения, вытекающие из системы уравнений неразрывности потоков на подвижных скачках насыщенностей:
/и (siii2) |
/и (smi) ~ |
(siii2 smi) /и (smi)/ (smi — sB0), |
|
/п (Sll2l) |
/II (Sl’22) “ |
(SI121 — ^1122) fГ(SH22)/(1 — SH22 — Suo)- |
(XI I. 18) |
Для завершения расчетной схемы необходимо дополнить ее следующими |
|||
условиями: |
|
|
|
Sell = Sn (const), |
|
|
|
Sr22 (1 — С) = S* (const). |
(XII.19) |
||
Согласно теории фильтрации многофазных жидкостей при вытеснении одной жидкости другой средняя насыщенность вытесняющим агентом позади фронта вытеснения (в период до прорыва) остается постоянной. В рассматриваемой нами задаче законтурная вода и газ газовой шапки вытесняют не чистую нефть, а двух фазную нефтегазовую смесь. По этой причине условия (XII. 19) приближенные. Насыщенности sj и s* определяются либо экспериментально, либо расчетным путем
по схеме Баклея—Леверетта [46].
При небольшой степени разгазирования доля выделившегося из раствора газа в газовой смеси в зоне вытеснения нефти газовой шапкой будет сравнительно мала. В этом случае второе условие из (XII.19) можно представить в видеsr22 = s*.
Приведенная система уравнений позволяет рассчитать технологические показатели разработки нефтегазовой залежи на естественном режиме в течение первого периода эксплуатации до прорыва вытесняющего агента в скважины. После прорыва агента наступает длительный период совместного притока в сква жины всех флюидов, в течение которого содержание вытесняющего агента в про дукции скважины неуклонно возрастает. Объем добываемой за этот период нефти, как и за период до прорыва, зависит главным образом от вязкости*нефти и неодно родности пласта по проницаемости. Прорывы газа газовой шапки и краевой воды практически происходят неодновременно. Для той области (внешней или внутрен ней), в которой наступил прорыв вытесняющего агента, видоизменяется соответ ствующая система расчетных формул.
Так, после прорыва воды балансовые уравнения и другие соотношения для внешней области принимают вид
QH1 = |
- V'l ~ |
( |
\ |
WlS,n \ |
|
|
|
|
V |
/ ’ |
|
|
|
||||
|
dt |
|
|
|
|
|||
Qm = - V i — |
|
{ |
tn^uiRui |
, |
"hSn |
|
||
|
dt |
|
\ |
b\\i |
|
br\ )■ |
|
|
Qel |
Qb — |
|
|
d |
/ /ад,, \ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Qb |
( |
m0 |
|
jn A |
/ R- — ff-jii) _ |
„г |
||
\ b ^ |
|
bBl> \2 |
In R/R10 |
K'° |
||||
/m |
Qn —Qi ~u |
> Qm |
fB1 |
• |
Qm —Qi "j~ > |
Qi hBl |
|||
In Rxo/Ke Г/■„ (Sm-Sni) . |
Fг (Shi>Sm) |
| FK(snx. -Spx) |
||
2nkh |
[ fi„ (Pi) |
ftr (Pi) |
|
Ии |
(XI 1.20)
(XII.21)
(XI 1.22)
213