Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Практикум учеб

2πkh(Pн − Рд ) =

µвq

где σ – половина расстояния между скважинами в ряду. Радиус текущего положения фронта водонефтяного кон-

такта

ф 2π

где L – расстояние между рядами.

Значение времени подхода фронта воды к добывающим скважинам определяется по формуле

Задание № 2.1 (исходные данные – в табл. П.3.1)

Система расположения скважин пятиточечная, залежь находится на начальной стадии разработки; давления на забоях добывающих и нагнетательных скважин Рд и Рн; динамическая вязкость воды и нефти µв и µн; проницаемость коллектора k; толщина пласта h; кратчайшее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины d; радиусы добывающих и нагнетательных скважин rсд и rсн; остаточная нефтенасыщенность SНО; доля связанной воды Sсв и пористость m. Вытеснение нефти водой непоршневое. Определить дебит одной добывающей скважины

61

непосредственно перед ее обводнением и время подхода к ней фронта воды.

Задание № 2.2 (исходные данные – в табл. П.3.2) Определить разность забойных давлений нагнетательных

идобывающих скважин непосредственно перед началом обводнения добывающих скважин и время достижения фронтом вытеснения середины расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами при следующих исходных данных: система размещения скважин по залежи – рядная; дебит добывающей скважины q; динамические вязкости воды и нефти µв

иµн; проницаемость коллектора k; толщина пласта h; расстояние между скважинами в ряду σ; радиусы добывающих и нагнета-

тельных скважин rсд и rсн; остаточная нефтенасыщенность SНО; доля связанной воды Sсв; пористость m; расстояние между рядами L. Вытеснение нефти водой непоршневое.

Пример выполнения работы

Приведем пример выполнения задания № 2.1 для варианта № 1.

Элементом пятиточечной системы является квадрат с нагнетательной скважиной в центре и четырьмя добывающими в углах.

Дебит одной нагнетательной или одной нефтедобывающей скважины на начальной стадии можно определить по формуле

(118):

Коэффициент zф для условий работы определяется по уравнению

62

−100zф3 +87,5zф2 −1,789 = 0.

Решим уравнение с помощью компьютерной программы

Derive:

zф = 0,1584,

q= 2 3,14 21 10−12 11(24 −15) 106 /1,9 10−3 ×

×12 0,1584 + 25 0,15842 +1,7ln 0,68 960 +0,12

63

Работа № 3

Определение распределения пластового давления для нефтяной залежи при упругом режиме

При разработке нефтяных месторождений часто возникают неустановившиеся процессы, связанные с пуском или остановкой скважин, изменением темпов отбора флюидов из скважин. Характер этих процессов проявляется в перераспределении пластового давления, в изменениях во времени скоростей фильтрации, дебитов скважин и т.д. Особенности данных процессов зависят от упругих свойств пластов и жидкостей, т.е. основная форма пластовой энергии – энергия упругой деформации жидкостей и материала пласта.

Если нефтяное месторождение разрабатывается без поддержания пластового давления и месторождение окружено обширной водоносной областью с достаточно хорошей проницаемостью пород в этой области, то отбор нефти из месторождения и понижение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из законтурной области в нефтяную часть разрабатываемого пласта. Источником энергии, вызывающим движение жидкости по пласту, будут упругие силы в основном водоносной области, так как ее размеры во много раз превышают размеры нефтяной залежи. При упруговодонапорном режиме давление в залежи поддерживается выше давления насыщения и в пласте фильтруются только нефть и вода.

После пуска или остановки добывающей (нагнетательной) скважины изменение давления в любой точке пласта описывается основным уравнением упругого режима

где ∆P – изменение давления в точке пласта;

q – дебит (приемистость) возмущающей скважины;

64

r – расстояние от скважины до точки пласта, в которой определяется ∆P;

t – время с начала пуска или остановки скважины;

Ei – интегральная показательная функция, табулированная

всправочниках;

χ– пьезопроводность,

где βж, βп – коэффициенты сжимаемости жидкости и пористой среды.

Работа выполняется с помощью программных комплексов

Excel Microsoft Office и Surfer.

Задание № 3.1 (исходные данные в табл. П.3.3) Построить в программном комплексе Excel Microsoft Office

график распределения давления вдоль экрана, ограничивающего изотропный пласт (рис. 8), в котором работают две скважины (А – добывающая, В – нагнетательная). Скважины работают с переменным расходом жидкости q(t). Известны также параметры пласта и жидкости: толщина пласта h, проницаемость k,

Y, м

1000

800

А (доб.)

600

400

200

В (наг.)

0 200 400 600 800 1000 X, м

Рис. 8. Схема изотропного пласта

65

пористость m, коэффициенты объемного сжатия жидкости βж и среды βср, вязкость жидкости µ = 1 мПа с, начальное пластовое давление Рпл0 (экран проходит вдоль внешней границы координатной сетки сверху и справа).

Задание № 3.2 (исходные данные – в табл. П.3.4)

В изотропном пласте пробурены скважины 1, 2 и 3, работающие с переменным дебитом. Построить карты изобар на начало процесса нагнетания и на конец работы системы скважин в программном комплексе Surfer. Геолого-физические параметры пласта и его размеры принять по условию предыдущего задания.

Пример выполнения работы

Приведен пример выполнения задания № 3.1 для варианта № 1.

Разместим фиктивные скважины по площади залежи (рис. 9):

Рис. 9. Схема размещения фиктивных скважин

66

При оценке распределения давления вдоль оси 0Х:

1. Определим коэффициент пьезопроводности по формуле

(124):

2.Определим расстояние между скважинами и точкой М

схарактеристиками (rA , rA′, rA′′, rB , rB′, rB′′):

3. Определим изменение давления в точке М, исходя из принципа суперпозиции:

∆PM = ∑∆Pi ,

где Рi – изменение давления в точке М от реальных и отображенных скважин.

67