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

членном законе фильтрации). Получили систему уравнений, почти аналогичную системе уравнений, пред­

ложенной Ю. П. Борисовым для пористых сред. Разница состоит в том, что здесь вместо перепадов давления вводится функция давления, учитывающая зависи­ мость проницаемости от давления, а также во внутренних сопротивлениях сква­

ственном поддержании давления можно воспользоваться уравнениями мате­ риального баланса. Метод материального баланса используют при заданных средних дебитах скважин и максимальных темпах отборов нефти, которые для отдельных периодов времени могут быть оценены на основе расчетов, данных пробной эксплуатации -и опыта разработки подобных залежей.

При упруговодонапорном режиме дренирования в основу расчетов положено уравнение материального баланса, составляемое из условия, что объем нефти, добываемой на ту или иную дату (QII3), складывается из извлекаемых запасов в заводненном объеме (фПз2) и добычи из незаводненной части залежи за счет упругих сил (Сиза):

Сиз — QlI32 + QlI33• (XVII 1.4)

Имеется в виду применение коэффициента нефтеотдачи, обоснованного в ут­ вержденном подсчете запасов в результате повариантных расчетов процесса разработки залежи.

При определении количества извлекаемой нефти, первоначально содержа­ вшейся в заводненном объеме, необходимо учитывать неравномерное распреде­ ление запасов в залежи. Вторичная пористость и удельное содержание нефти в породе обычно уменьшаются от свода складки к водонефтяному разделу (ВНР), что является одной из важных особенностей рассматриваемых нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами. На основе геолого-промысловых и геофизиче­ ских материалов установлена следующая зависимость между относительными зна­ чениями первоначально содержавшихся запасов нефти (?и32» Qa в нарастающих к своду объемах залежи и относительными значениями этих объемов QVi/V,

рис. XVII 1.2 приведена кривая распределения запасов, полученная для верхне­

398

меловой залежи нефти Малгобек-Вознесен- ско-Алиюртовского месторождения при зна­ чениях коэффициентов А и В соответственно 1,75 и 0,75.

Учитывая очевидное условие 0^Q1I32^ 1, из (XVIII.5) получаем следующую формулу для определения извлекаемых запасов неф­ ти, первоначально содержавшихся в завод­ ненном объеме:

Q из2 = | | (А - V A*-4BQ).

(XVIII.6)

Вследствие сжимаемости трещиноватой породы и насыщающих ее газожидкостных смесей по мере падения пластового давления

из верхней незаводненной части залежи будет извлекаться дополнительное коли­ чество нефти, которое можно определить по формуле упругого режима, ха­ рактеризующей упругий запас жидкости в пласте:

пересчетный коэффициент, с помощью которого нефть из пластовых условий пере­ водится в поверхностные; Ар — падение пластового давления в залежи на дату подсчета.

Коэффициенты упругоемкости приближенно оценивают по промысловым данным. Во многих случаях даже при значительном падении пластового давле­ ния с достаточной для практики точностью можно не учитывать изменение коэф­ фициентов р* и С и принимать их при расчетах постоянными в определенном ин­ тервале давлений. Пренебрегается также возможным изменением этих коэффи­ циентов по высоте залежи.

Падение пластового давления на ту или иную дату для залежей с ограничен­ ной замкнутой нефтеводоносной системой можно приближенно определить по количеству извлекаемой жидкости в пластовых условиях и удельной добыче ее на единицу изменения давления (Р). Пересчетный коэффициент для воды с доста­ точной точностью можно принять равным единице. Тогда получим

давления при распространении депрессионной воронки до границ системы. Оно определяется путем экстраполяции прямолинейного участка фактической кри­ вой зависимости падения давления от нарастающего отбора жидкости до оси падения давления и характеризуется отрезком, отсекаемым на этой оси. Коэффи­ циент Р может быть определен как тангенс угла наклона к оси падения давления участков указанной кривой, близких к прямолинейным, соответствующих пе­ риодам более или менее постоянных темпов отбора жидкости из пласта.

Для прогнозирования обводнения добываемой продукции можно исполь­ зовать фактические данные по залежам, находящимся в поздней стадии эксплуа­ тации. Получена следующая зависимость;

399

Очевидно, что практический смысл имеют решения уравнения (XVIII. 13). отвечающие условию О^СЙ ^ 1. Это основное расчетное уравнение, представ­ ляющее собой зависимость Й (т]) между относительным заводненным объемом залежи и коэффициентом использования извлекаемых запасов нефти — основ­ ными параметрами, характеризующими динамику разработки залежи. Для уско­ рения и облегчения расчетов можно использовать вычислительные машины. Зная заводненный объем залежи, можно оценить осредненное перемещение ВНР на ту или иную дату эксплуатации. Для рассматриваемого типа залежей зави­ симость между значениями, относимыми к начальному этажу нефтеносности на­ растающей высоты залежи, отсчитываемой от начального ВНР (Н), и величины, относимого к начальному объему залежи нарастающего объема пород, при­ легающих к начальному ВНР (й), получена в виде

Й = А2Н — В2Н*. (XVIII. 15)

Здесь А2 и В2 — постоянные коэффициенты.

Применительно к динамике разработки залежи формула (XVIII. 15) харак­ теризует зависимость между относительными нарастающими значениями осредненного подъема ВИР и заводненного объема. На рис. XVII 1.4 представлена кривая Й (Н), построенная для верхнемеловой залежи нефти Малгобек-Возне- сенско-Алиюртовского месторождения. Коэффициенты А2 и В2 составляют соответственно для малгобек-вознесенско-алиюртовской залежи — 2,0 и 1,0, для эльдаровской — 1,72 и 0,72, для брагунской — 1,86 и 0,86.

При проектировании промышленной эксплуатации конкретных залежей количественными показателями удобно характеризовать каждый год разработки,

490

При рассмотрении отдельных вариантов разра­ ботки можно принять следующий порядок рас­ четов. Исходя из числа скважин и их возмож­ ных дебитов с учетом показателей предшествую­ щего периода эксплуатации, задаемся текущим отбором нефти в рассматриваемом году и нарас­ тающим отбором на конец года. При оценке дебитов скважин и их изменении во времени (по мере падения пластового давления) можно ис­ пользовать, в частности, результаты расчетов взаимодействия скважин, их фонтанирования при различных устьевых давлениях и различном содержании воды в жидкости. Затем по форму­ лам (XVII.11), (XVIII.13), (XVIII.15) опреде­ ляем падение пластового давления, заводненный объем залежи, осреднеиное перемещение ВНР.

Ввиду благоприятных соотношений между показателями пластовых газожидкостных смесей, высоких коллекторских

свойств пород, макрооднородности коллекторов по рассматриваемого типа за­ лежам при разработке не должно происходить значительных локальных воз­ мущений ВНР в местах расположения скважин. Используя полученное

вующий период. Например, по ряду залежей происходило опережающее пере­ мещение ВНР на периклиналях складок, обусловленное особенностями нефте­ водоносных систем в целом.

Для залежей со значительными размерами нефтеводоносных систем в пе­ риоды резкого изменения показателей разработки, в частности в более поздний период падения добычи нефти и наращивания закачки воды, может потребоваться также некоторая корректировка получаемых величин изменения пластового дав­ ления. Для этого можно использовать расчеты по более точным формулам, осно­ ванным на теории упругого режима.

Для определения показателей разработки месторождений с трещиноватыми коллекторами при режиме растворенного газа наиболее удобно пользоваться также уравнением материального баланса, в котором учитывается изменение

С ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

За расчетный элемент принимаем половину полосы, ограниченной с двух сторон нагнетательными галереями, между которыми на равном расстоянии L± от них располагается одна добывающая галерея. На нагнетательных галереях

задан темп закачки воды q (t).

Считается, что жидкость несжимаема и вытеснение нефти водой происходит только за счет капиллярной пропитки водой пористых блоков, содержащих нефть. Необходимо определить показатели разработки элемента пласта при вы­ теснении нефти водой от одной нагнетательной галереи к одной добывающей сдебитом жидкости, равным q (/), отстоящей на расстоянии Lx от нагнетательной галереи. Пренебрегаем проницаемостью пористых блоков по сравнению с ем­ костью пористых блоков. В этих предположениях согласно [27, 28] система уравнений, описывающих вытеснение нефти водой в линейном трещиновато­

4Q1

времени, когда фронт воды подходит по трещинам к поперечному сечению пласта с координатой х, отсчитываемой от нагнетательной галереи; ср (/ — т (х)) — объем воды, впитывающейся в пористые блоки из Я)ещин в единицу времени на единицу объема породы в поперечном сечении пласта с координатой х в момент времени t. Функция F (s2) представляется в виде

воды и нефти. Эксперименты по капиллярной пропитке пористого образца позво­

Здесь т]б — коэффициент нефтеотдачи блока, равный отношению количества вы­

где sx = s2 = 0, от времени и составлены формулы, по которым рассчитаны не­ которые показатели процесса вытеснения нефти водой в трещиновато-пористом пласте. Однако специфика зависимости (XVIII. 19) такова, что весь процесс вы­ теснения приходится разбивать на стадии Продолжительностью /*, что делает расчетные формулы довольно громоздкими, несмотря на простоту исходной за­

Функция ф (/ — т (*)), соответствующая зависимости (XVI 11.21), согласно урав­ нению (XVIII. 17) представится в виде

Выпишем основные соотношения, из которых определяют технологические показатели процесса вытеснения. Координату фронта воды х (/) находят

402