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: 399

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

Эта

схема

корректна

и

устойчива при условии

 

 

At < min

т

Ах Дг/

(XVI.31)

 

(и Ду + v Ах) f*' (s) *

 

 

 

 

при

После прорыва воды шаг сетки увеличивают в 2 раза, устойчивость схемы

этом

сохраняется

[29].

 

Уравнение для температур также аппроксимируется явной схемой, причем конвективные члены заменяются, как и в уравнении насыщенности.

При шаге сетки 50 м в реальных пластовых условиях разностное уравнение

для температур при условии

(XVI.31) также устойчиво.

В

качестве примера

приведем результаты расчетов. Толщина пласта. И =

= 20

м, проницаемость

0,600

мкм2, перепад давления Ар = 4 МПа, размер

области 400 мХ400 м, температура нагнетаемой холодной воды составляет 20 °С,

горячей воды

100,

150 °С,

начальная

пластовая температура 65 °С,

пористость

0,22.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Фазовые проницаемости, вязкость нефти и начальный градиент определяют

следующим образом:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

/ S — sx\ 3,01

 

 

/

s2 — s 4 2.2,

 

 

 

/

 

 

 

Vs2 — sA/

 

Sj ss; 0,20 -f 0,001 (T — 65°C),

s2.^0,8

}- 0,002 (T — 65°C);

 

 

 

151

.

 

 

 

 

 

 

 

 

M”!*w / —y _20°C ?

 

 

 

 

 

 

 

 

^

,u ^

0,00158

 

/ с

 

T

)

\

.

 

 

G11(fe,T) =

^

- e

xp ( 5

- - ^

 

 

 

Вязкость водыопределялась поформуле, учитывающей концентрациюсолей с,

 

/<г

35 + 0,7С + 0.0227С2

 

 

 

 

 

(7 .0

 

Г +

15,7°С

 

 

 

 

 

 

где с =

12 %

(NaCl).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Объемные

теплоемкости (в Дж/см3-°С): воды — 4,2; нефти— 1,9; горной

породы — 3,2;

водонасыщенного

 

пласта — 2,73, нефтенасыщенного

пласта —

1,95. Теплопроводности (в Вт/м-°С): горной породы— 1,09; водонасыщенного

пласта — 2,79,

нефтенасыщенного пласта — 1,16.

 

 

 

Результаты расчетов представлены

 

 

 

 

на рис. XVI.7

и

в табл.

XVI.2

и

 

 

 

 

XVI.3.

 

показывают,

что при за­

 

 

 

 

Расчеты

 

 

 

 

качке холодной воды темпы разра­

 

 

 

 

ботки ниже,

а остаточная

нефтенасы-

 

 

 

 

щенность

выше

в угловых

застойных

 

 

 

 

точках. Этот момент усугубляется при

 

 

 

 

проявлении

структурно-механических

 

 

 

 

свойств.

если

насыщенность воды

в

 

 

 

 

Так,

 

 

 

 

угловых точках

сетки при нагнетании

 

 

 

 

холодной воды была равной (на момент

 

 

 

 

обводнения

продукции

95%)

0,346,

Рис. XVI.7.

Значение нефтеотдачи при

при закачке горячей воды

она

соста­

вила 0,400,

при отсутствии структур­

нагнетании

воды

в различные

периоды

но-механических свойств — 0,595.

 

времени (пятнточечная схема).

 

Резко

отличаются

значения

гид­

/ —вытеснение

горячей водой (Т =

ропроводности

в

указанных точках,

= 100 °С);

2 —вытеснение

холодной

водой (Т = 20 °С)

 

 

339


ТАБЛИЦА

XVI.2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Насыщенность в соответствующих

 

 

 

 

 

узлах

сетки

при

нагнетании

 

 

 

 

 

холодной воды

(sB)

 

 

 

 

 

 

 

(обводненность 95 %)

 

 

 

8

0,346

0,369

0,111

0,515

0,554

0,584

0,612

0,637

0,644

7

0,499

0,515

0,596

0,640

0,660

0,672

0,680

0,682

0,637

6

0,679

0,602

0,660

0,681

0,688

0,691

0,690

0,680

0,612

5

0,633

0,650

0,676

0,694

0,702

0,699

0,691

0,672

0,584

4

0,666

0,671

0,684

0,694

0,701

0,702

0,688

0,660

0,554

3

0,681

0,684

0,688

0,692

0,694

0,694

0,681

0,640

0,515

2

0,684

0,690

0,691

0,688

0,684

0,676

0,660

0,596

0,441

1

0,678

0,687

0,690

0,684

0,671

0,650

0,602

0,515

0,369

0

0,710

0,678

0,684

0,681

0,666

0,633

0,679

0,499

0,346

 

0

1

2

3

4

5

6

7

8

ТАБЛИЦА

XVI.3

 

 

 

 

 

 

 

 

Узлы сетки

 

Температура в соответствующих

 

 

 

узлах сетки при закачке холодной

 

 

 

 

 

 

воды, °С

 

 

 

8

65,0

65,0

65,0

65,0

65,0

65,0

65,0

65,0

65,0

7

64,7

64,6

64,6

64,6

64,7

64,8

64,8

64,9

65,0

6

62,0

62,2

62,5

63,1

63,7

64,2

64,5

64,8

65,0

5

54,0

55,4

57,2

59,5

61,5

63,1

64,2

64,8

65,0

4

42,4

45,3

49,3

53,8

61,5

61,5

63,7

64,7

65,0

3

32,1

35,8

40,8

47,1

53,8

59,5

63,1

64,6

65,0

2

25,3

28,9

33,9

40,8

49,3

57,2

62,5

64,6

65,0

1

21,6

24,4

28,9

35,8

45,3

55,4

62,2

64,6

65,0

0

20,0

21,6

25,3

32,1

42,4

54,0

62,0

64,7

65,0

ylx

0

1

2

3

4

5

6

7

8

соответственно 12,7; 21,1; 141,6 (в условных единицах) для холодной, горячей

и при отсутствии структурных свойств.

Безводная

нефтеотдача для

указанных

процессов составила 44,2; 46; 47 %,

а конечная

нефтеотдача в

однородном

пласте — 55,5; 61,7; 61,9.

 

 

 

Если в пласт толщиной 5 м проницаемостью 0,1 мкм2 при перепаде давления

6 МПа нагнетать воду с температурами 20 °С и

150°С, то получим следующее:

Безводная нефтеотдача, %. . .

Т —20 °С

Т = 150 °С

42,6

45,1

Конечная нефтеотдача при обводненно­

53,2

59,6

сти нефти на 95 %, %.

Расчеты показывают, что и в однородном пласте неизотермические условия оказывают определенное воздействие на процесс вытеснения нефти водой. Ука­ занный эффект более значителен в неоднородных пластах.

Метод расчета показателей разработки слоистых неоднородных пластов в условиях неизотермической фильтрации при нерегулярном размещении скважин

На многих месторождениях расположение скважин по тем или иным при­ чинам (геологическое строение, рельеф местности, сгущение сетки скважин в про­ цессе разработки и т. д.) оказывается бессистемным. Ниже излагается численный

340


Рис. XVI.8. Принципиальная схема расположения ячеек, секторов, кольцевых зон вблизи нагнетательных и добывающих скважин при нерегулярных системах их разме­

щения.

/ __ нагнетательная скважина; 2 —добывающая скважина; 3 —отраженные точки; 4 __ промежуточная точка; 5 —ячейка; 6 —узел; I—IV —секторы

метод М. Г. Алишаева и Е. В. Теслюка, предназначенный для расчетов при произвольном расположении скважин в условиях неизотермической фильтрации.

Месторождение разбивается на ряд крупных прямоугольных областей с до­ статочно большим числом нагнетательных и добывающих скважин. Поэтому об­ ласти рассматриваются как самостоятельные участки разработки. Считается, что в целом месторождение разрабатывается более или менее равномерно без существенной миграции жидкости из одних удаленных районов в другие.

М о д ел ь п л а с т а . Считается, что пласт состоит из отдельных тонких чередующихся слоев различной проницаемости, гидродинамически изолирован­ ных, с локальными, обусловленными проницаемостью, скоростями фильтрации.

По данным расчетов температурного поля многослойных пластов в связи с теплообменом между слоями и произвольным бессистемным по проницаемости расположением слоев тепловой профиль по вертикали в пласте считается выров­ ненным. Слоистый пласт испытывает теплообмен с породами кровли и подошвы.

Выделяется прямоугольная область разрабатываемого месторождения, ко­ торая покрывается прямоугольной (квадратной) сеткой (рис. XVI.8).

Пусть в области имеется NH нагнетательных и NR добывающих скважин.

Скважины сносятся в ближайшие узлы разностной сетки. Шаги сетки принимаются равными: dx = dy.

Линейные размеры выделенного поля: Ах = nxdx\ Вх = п^у\ пх и пу — число ячеек сетки вдоль осей координат; /н, /н — узлы, где расположены нагне­

тательные скважины;

£д, /д — узлы, где расположены добывающие скважины;

ij — узловая точка

сетки без наличия скважин.

При произвольном расположении нагнетательных и добывающих скважин нефтяные пласты вырабатываются весьма несимметрично; при этом в добывающие скважины из различных^направлений поступают потоки с неодинаковым содержа­ нием воды и с различной температурой. Показатели добычи скважины слагаются из составных потока, поступающего на забой. Для учета этого вокруг добывающих скважин выделяется зона, которая разбивается на четыре ориентированных сек­ тора. В секторе строится цилиндрическая сетка, согласно которой выделяются

341


кольцевые зоны (обычно используется четыре зоны). Эта сетка определенным об­ разом связывается с прямоугольной сеткой. Это одна из особенностей метода.

Вторая ее особенность состоит в том, что вокруг нагнетательных скважин в радиусе 1,5 шага сетки выделяется круговая область с радиальной сеткой (данная область равномерно разбивается на 6 колец).

Такое выделение нагнетательных скважин необходимо потому, что с помощью крупной квадратной сетки не удается учесть специфику термогндродинамического течения в ближайших зонах к нагнетательным скважинам. В этих же зонах про­ исходят наиболее значительные изменения температуры.

При определенных условиях в связи с температурными изменениями на этих участках может происходить охлаждение нефти в слоях с пониженной прони­ цаемостью и их отключение. Это возможно, если в нефти содержится большое ко­ личество парафинисто-смолистых компонентов, выпадающих в осадок уже при незначительном снижении температуры, т. е. когда нефти насыщены парафином при начальных пластовых условиях [37].

Давление в каждом из слоев

 

 

 

 

 

 

д

/

 

j_

Fn

у, \

др_

 

_д_ /

 

Fn

F„ g,\

др_ _

дх

\ Ив (Т) '

Ип (Л 5 )

дх

^

ду \ и„ (Т) +

Ин (Т) S /

ду и'

Насыщенность в каждом слое

 

 

 

 

 

(XVI.32)

 

 

 

 

 

 

m ж

+

 

 

+ ж

 

= °*

 

 

 

(XVI.33)

 

 

 

 

 

 

 

Температура в узловых точках определяется согласно уравнению

 

1C’ (О (Т — То)] + div

 

I ^

(^в^в “Ь Сц^н) (F

То)

+

V

£

( r - r . )

= o,

 

 

 

 

 

(XVI.34)

С' =

С0( Н - Яэф) 4- £

с у

;

С" = CBsv + С„ (1 — sv).

 

 

 

 

 

V

 

 

 

 

 

 

 

Здесь Св, Сн — объемная теплоемкость водонасыщенного и

нефтенасыщенного

пласта;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Он (*. Т)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I Vp|

 

 

 

 

 

 

 

Температура вблизи нагнетательных скважин (в выделенной зоне) определя­

ется согласно формуле Доверье

 

 

 

 

 

 

Т -Т о

 

 

nr2 V КС

 

 

 

 

Тв - Т 0= erfc

 

 

 

пС+Нг2

Дб.

 

(XVI.35)

 

 

 

 

 

 

 

 

C*Q

 

 

 

Р а з б и е н и е

п р и з а б о й н ы х

зон

н а г н е т а т е л ь н ы х

с к в а ж и н .

Призабойная зона нагнетательных скважин разбивается на шесть-

восемь колец. В первом случае радиусы

равны г%= 0,25iAx (рис. XVI.9, а).

В каждой кольцевой зоне учитывается средняя по кольцу

насыщенность s и

средняя температура Т. Последнюю определяют по формуле Доверье.

Средняя

насыщенность

ячейки

 

 

 

 

 

 

 

+

л (г2

г]) s2 +

(Д*2 -

лг2с) s3

 

(XVI.36)

s*\ / ------------------

Д*2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

342