Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

расчете показателей разработки оправдано отсутствием подроб­ ной информации о детальном строении залежи, а также воз­ можностью построения эффективных методик расчета одномер­ ных течений. Их изучение дает понимание физической сущно­ сти протекающих в пласте процессов, способствует дальнейшему развитию численных методов.. Численные методы в отличие от аналитических методов, которыми получают решения задач раз­ работки нефтяных месторождений только для одномерных слу­ чаев (прямолинейный и радиальный потоки), позволяют решать достаточно сложные задачи применительно к двух- и трехмер­ ным течениям (плоские и пространственные течения).

Основные требования, которым должна удовлетворять мето­ дика расчета технологических показателей разработки, соответ­ ствующая современному уровню проектирования разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, сводятся к следую­ щему (по Б. Т. Баишеву и др.). Методика должна быть доста­ точно универсальной в смысле учета многообразия режимов разработки (водо-, газонапорный, режим растворенного газа или их возможные сочетания) и учета неодномерности фильтраци­ онных потоков. Поэтому в основу схемы расчета должна быть положена достаточно общая гидродинамическая модель филь­ трации, учитывающая многофазность потока, сжимаемость и растворимость флюидов, различие плотностей фаз и неодномер­ ность фильтрационных потоков. Это позволит учесть фазовые переходы, влияние естественной и искусственной пластовой энергии, распределение по пласту нефти, газа и воды, слож­ ную геометрию фильтрационных потоков в скважины, особенно при разработке нефтегазовых месторождений с обширными под­ газовыми зонами и малой нефтенасыщенной толщиной и водо­ нефтяных зон.

Методика должна учитывать неоднородность пласта по про­ ницаемости, коэффициент продуктивности (приемистости) сква­ жин, характер работы скважин (неодновременный ввод сква­ жин в эксплуатацию, перевод добывающих скважин в нагнета­ тельные, отключение обводнившихся и загазовавшихся скважин, изменение забойных давлений и дебитов нефти, жидкости, газа, коэффициента эксплуатации скважин во времени), а также осо­ бенности работы скважинного оборудования, обеспечивающего подъем продукции на поверхность. Механизм обводнения и загазовывания пласта и скважин зависит от условий вскрытия пласта и установленного режима работы скважин, особенно в случае водонефтяных и подгазовых^зон, но главным образом определяется практически всегда наблюдаемой слоистостью пласта, а также изменчивостью проницаемости по площади. В одних случаях в зависимости от строения пласта наблюдается образование водяных и газовых конусов, а в других — послой­ ное течение с образованием газовых и водяных языков.

По мере разбуривания и изучения месторождения непре­ рывно накапливается информация, т. е. складывается история разработки. Поэтому должны создаваться банки промысловых и геологических данных по скважинам на машинных носителях, а методика должна включать алгоритмы адаптации (приспособ­ ления) используемой математической модели по данным исто­ рии разработки. В результате воспроизведения истории разра­ ботки уточняются геолого-промысловые параметры (абсолют­ ная проницаемость, пористость, эффективные относительные проницаемости, коэффициенты продуктивности и приемистости скважин). Данные расчетов должны в табличном виде записы­ ваться в банк прогнозных показателей.

Методика должна иметь модульную (блочную) структуру. Это позволяет в каждом конкретном случае использовать мо­ дули того или иного функционального назначения, например, модели двухили трехфазной фильтрации как для терригенных пород, так и для карбонатных коллекторов (модели трещино­ вато-пористых сред). Для небольших залежей с малым числом скважин целесообразно использование двумерных гидродинами­ ческих моделей. Для больших месторождений, разрабатываемых тысячами скважин, применение двумерных моделей ограничива­ ется пока мощностью ЭВМ. В этом случае прибегают к деком­ позиции больших пластовых систем, т. е. к замене их набором сравнительно простых изолированных участков с небольшим числом скважин (элемент разработки). Показатели каждого участка рассчитывают, используя одномерные модели, затем с помощью суммирующих алгоритмов получают необходимые показатели для пласта (месторождения) в целом. В дальнейшем по мере развития численных методов, вычислительной техники эти модели могут быть заменены более совершенными. Наибо­ лее общей является трехфазная трехмерная модель, однако во многих случаях она оказалась бы недостаточно экономной в эксплуатации. В настоящее время в числе методик, основан­ ных на одномерной модели, наиболее отвечающей перечислен­ ным выше требованиям представляется методика ВНИИ-2, рас­ смотренная в § 2.4.

§ 2.3. РАСЧЕТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ

ИСТОЩЕНИЯ

Группа естественных режимов истощения включает режимы: упругий, растворенного газа и гравитационный. Гравитацион­ ный режим в залежи практически не допускается, так как он экономически малоэффективный. Поэтому ограничимся расче­ тами только при первых двух режимах.

Если в пласте работает группа скважин, то их взаимодей­ ствие (интерференцию) можно учесть с помощью метода супер­ позиции (наложения), согласно" которому изменение давления в любой точке пласта равно алгебраической сумме изменений давления ЛPj} созданных в этой точке работой отдельных сто­ ков и источников, представляющих добывающие и нагнетатель­ ные скважины. Тогда с использованием основной формулы уп­

где п — число скважин; Qj — постоянный объемный дебит стока (положительный) или источника (отрицательный) за номером /; t, t\, tj+\ — время соответственно с начала пуска всех скважин, первой скважины и /+1-й скважины, причем при / = О = 0; ri — расстояние от центра /-й скважины до точки, где определя­ ется Ар (например, на контуре скважины).

Эти же формулы можно использовать и для случая пере­ менного отбора Q(<)=T^const. Для этого изменяющийся во вре­ мени дебит заменяют ступенчатой линией и считают, что изме­ нение (увеличение или уменьшение) дебита происходит как бы вследствие пуска новой скважины (добывающей или нагнета­ тельной) в той же точке пласта с дебитом, равным приращению (положительному или отрицательному) при переходе от преды­ дущей ступеньки к последующей. Тогда изменение давления при переменном дебите Q (t)