т1п= (1—5св—5 0н)/(1—SCB) — потенциально возможная нефтеот дача в малом образце данного пласта, достигаемая при беско нечно долгой его промывке водой и обусловленная микронеод нородностью породы; она близка к коэффициенту вытеснения, полученному в лабораторных условиях при достаточно длитель ной (но не бесконечной) промывке.
Если сопоставить формулы (2.122) и (1.9), то установим, что второй множитель в формуле (2.122) учитывает неполноту промывки водой макронеоднородного (по проницаемости) про дуктивного пласта, возможное образование малопромытых за стойных зон в неоднородном непрерывном пласте и равен коэф фициенту охвата пласта заводнением т]о-
Для прерывистого пласта распределение трубок тока по за лежи определяют по картам распространения слоев, прослоев или зональных интервалов. «Сложив» карты по всем слоям, строят расчетную модель прерывистого пласта. Для нее с уче том доли каждого слоя в общем объеме рассчитывают коэффи циент Яп охвата пласта процессом вытеснения, обусловленный прерывистостью и линзовидностью. Тогда коэффициент нефте отдачи
Л-ЛпП(Лп. (2.123)
При расчете закачки воды определяют объем закачки, приемистость нагнетательных скважин и их число. Объем закачки зависит^от запроектированного отбора жидкости и среднего дав
ления рн на линии нагнетания, под которым понимают среднее интегральное давление вдоль этой линии, обеспечивающее за мену фактической системы размещения нагнетательных сква жин расположенной на ее месте равнодебитной нагнетательной галереей. При законтурном или приконтурном заводнении дав
ление рн может быть равно (наиболее часто применяется), больше или меньше (очень редко применяется) начального пла
стового давления рпл4 = Рк. Тогда суммарный расход закачивае мой воды QHBпри установившемся процессе можно записать из
балансового |
соотношения соответственно для |
этих случаев: |
|||
|
N |
|
N |
N |
|
Qnn — Л Qh |
QHB = |
S Qi "4“ Qyr\ |
QHB — 2 Qt — Qnp» |
Ф* Д6- |
|
* |
M |
. |
*=1 |
{=X |
t |
бит скважин t-го ряда, определяемый по уравнениям интерфе |
|||||
ренции; N — число рядов добывающих скважин; |
Фут, Qnp—рас |
||||
ход утечек закачиваемой воды в законтурную область и при тока законтурной пластовой воды в залежь. Утечка воды в за контурную область зависит от перепада (репрессии) давле
ния (рп—рк), коллекторских и упругих свойств, строения пласта в законтурной области. Рхли за линией нагнетания в стороне, противоположной залежи, имеется тектоническое нарушение или
литологическое замещение коллектора непроницаемыми поро дами, то QyT = 0. Утечку (приток) воды можно оценить по фор мулам для упруговодонапорного режима (см. § 2.3). Если за дан график закачки во времени, что может быть обусловлено строительством и расширением системы ППД, то определяют
Рнф, заменяя нагнетательные скважины нагнетательной гале
реей и все работающие ряды добывающих скважин эквивалент ной добывающей галереей.
Средняя приемистость нагнетательной скважины
qa= 2л^ ( р3„ - Р н) |
(2.124) |
|
Ив*з In — п~ |
||
|
||
7ХГс |
|
где k \ — фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне нагнетательной скважины (при внутриконтурном заводнении обычно £^=(0,5—0,6) k\ гъ— коэффициент, учитывающий за грязнение призабойной зоны нагнетательной скважины (опреде ляется по данным опытной закачки) или по промысловым дан ным, полученным на аналогичных месторождениях); гс — радиус нагнетательной скважины; о>ц — половина расстояния между на гнетательными скважинами; /?3н= Рнас+ Ярв£—Ртр— давление на забое нагнетательной скважины; Я — средняя глубина сква жин; рНас— давление на выкиде насосов; ртР —потери давления на трение в водоводах и в стволе скважины.
В уравнении неизвестны qH и ан. Так как qn^Qm/nuc, 2<ун = = ВЛ„/Пнс, то уравнение (2.144) преобразуют к виду
(2.125)
откуда графоаналитическим методом или путем последователь ных приближений находят число скважин /гно где Влп — длина линии нагнетания. Затем определяют qHи 2ан.
Технологические показатели совместной работы рядов добы вающих и нагнетательных скважин при законтурном или приконтурном заводнении можно рассчитать также по уравнениям интерференции типа (2.45), учитывая в схеме сопротивлений нагнетательные скважины и включая внешнее фильтрационное сопротивление между линией нагнетания и условным контуром питания с радиусом RK(t). При внутриконтурном заводнении QyT=0, а для определения технологических показателей работы добывающих и нагнетательных рядов составляют систему урав нений интерференции (удобнее по аналогии с первым законом
Кирхгофа).
Опыт разработки многих месторождений и результаты тео ретических исследований подтвердили обоснованность принципа организации системы заводнения с целью поддержания пласто
вого давления на уровне, близком к начальному, с самого на чала ввода месторождений в промышленную разработку. Од
нако если начальное пластовое давление рплЧ= рк и равно дав лению насыщения р„ или незначительно его превышает, то при снижении забойного давления р3 ниже рн в залежи неизбежно развивается режим растворенного газа, который впоследствии переходит в смешанный режим вытеснения газированной нефти водой. Лабораторными и теоретическими исследованиями для идеальных условий было установлено, что с позиций получения приемлемых коэффициентов нефтеотдачи текущее пластовое давление допустимо снижать до (0,8—0,9) рн, а забойное р3 до 0,75 рн. Эти особенности следует учитывать при расчете пока зателей разработки месторождений.
Из подземной гидрогазодинамики известно, что расчет уста новившейся фильтрации газированной нефти можно свести к расчету установившейся фильтрации несжимаемой жидкости вводом функции Христиановича или фиктивной вязкости нефти. Тогда расчеты выполняют аналогично с использованием метода эквивалентных сопротивлений, только в них вводят вместо ис
тинной вязкости |
нефти рн |
фиктивную |
ВЯЗКОСТЬ Цф = |
= Ри(рн)Ьн(р„)/Аиг, |
коэффициент |
увеличения |
фильтрационного |
сопротивления в зоне вытеснения f (ро> sCB). а также при рас чете срока разработки вместо коэффициента использования объема пор бн записывают среднюю водонасыщенность в зоне вы
теснения «ср (мо, «ев). Здесь Цн(Рн)/ Ь„(рн) обозначают абсолют ную вязкость и объемный коэффициент нефти как функции дав
ления насыщения р„; р.о = Цв/рн— отношение вязкостей воды и нефти; Лиг — коэффициент, зависящий от свойств нефти и газа [17].
Расчеты выполняют параллельно при режиме растворенного газа и при режиме вытеснения газированной нефти водой. Кри терий перехода с режима растворенного газа на режим вытес нения газированной нефти водой — равенство дебитрв при за данных забойных давлениях или равенство забойных давлений при заданных дебитах. Сначала принимают, что все ряды, кроме первого, работают при режиме растворенного газа. Для сква жин этих рядов расчеты ведут при режиме растворенного газа, а для первого ряда по уравнениям интерференции с учетом осо бенностей расчета вытеснения газированной нефти водой опре деляют его дебит при перемещении ВНК от первоначального по ложения до линии первого ряда.
Затем принимают, что при напорном режиме вытеснения ра ботает уже два ряда и для них аналогично ведут расчеты. Де биты скважин при обоих режимах работы изменяются во вре мени. После того, как дебит скважин второго ряда при режиме растворенного газа станет меньше дебита при напорном ре
жиме, считают, что второй ряд перешел на напорный режим. Проектное время до перехода второго ряда на напорный режим работы рассчитывают по дебиту одного первого ряда.
Дальше принимают, что при напорном режиме работает три ряда скважин, определяют момент перехода третьего ряда на напорный режим, проектное время до перехода третьего ряда на напорный режим рассчитывают по дебиту первых двух рядов и т. д. Аналогично выполняют расчеты забойных давлений при заданных дебитах, сопоставляя только забойные давления.
С другими расчетными методиками можно познакомиться в работе [1].
§2.5. ПРИНЦИПЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СГАЗОВОЙ ШАПКОЙ, ПОДОШВЕННОЙ И КРАЕВОЙ ВОДОЙ
Нефтяные залежи с газовой шапкой называют нефтегазовыми (рис. 2.4). На выбор системы и технологии разработки нефте газовой залежи влияют условия залегания нефти и газа, соот ношения объемов нефтяной оторочки и газовой шапки, толщина нефтяной оторочки, ширина (по площади) нефтяной оторочки, чисто нефтяной, газо- и водонефтяной зон, структурная форма ловушки, активность пластовой воды.
По активности пластовой воды можно выделить залежи, имеющие достаточно активный напор пластовых вод (с учетом темпов отбора углеводородов), и замкнутые залежи. В замкну тых залежах, в которых пластовые воды малоактивны или связь с законтурной областью затруднена либо вообще отсутствует, основной источник энергии — энергия растворенного газа и газа газовой шапки. В залежах с активной пластовой водой нефть можно добывать за счет использования напора воды при подчи ненной роли растворенного газа и газовой шапки.
По условиям залегания нефти, газа и воды можно выделить два основных типа нефтегазовых залежей: 1) залежь с краевой водой или с крыльевой нефтяной оторочкой (рис. 2.4, а); 2) за лежь с подошвенной водой или со сводовой нефтяной оторочкой (рис. 2.4, в).
В залежах первого типа этаж газоносности больше толщины продуктивного пласта; выделяются два контура нефтеносности и два контура газоносности (внешний и внутренний), между ко торыми размещаются водонефтяная, нефтяная, газонефтяная и газовая зоны. Вместо нефтяной зоны может быть двухконтакт ная зона — газоводонефтяная, расположенная между поверхно стями газонефтяного и водонефтяного контактов (ГНК и ВНК). Для этих залежей отношение площадей ГНК и ВНК (поверхно стей) к общей площади залежи (по внешнему контуру нефте носности) составляет менее нескольких десятых (около 0,1).