книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

Среднюю эффективную проницаемость расчетного однородного пласта для этой цели рекомендуется определять по формуле

Значения времени tnu соответствующие расчетным q (/,„) и Q (/,„), можно определять как по общим формулам § 6 гл. VII, так и по приближенной фор­ муле

Выше был рассмотрен неоднородный по проницаемости, но непрерывный пласт. Хотя скорость фильтрации нефти в таком пласте в разных точках раз­ лична, но в принципе процесс фильтрации происходит везде (в случае если нефть является «ньютоновской жидкостью»). Однако в действительности во многих нефтяных пластах имеются тектонические и литологические границы, препят­ ствующие свободной фильтрации жидкости по всему объему пласта.

В зависимости от числа этих границ и их расположения, от числа и разме­ щения нефтедобывающих и нагнетательных скважин, от режимов их работы какая-то часть объема пласта может остаться не охваченной процессом филь­ трации и нефть из нее не будет вытеснена водой и извлечена на поверхность. При этом из разработки могут быть полностью или частично исключены отдель­ ные линзы или участки продуктивного пласта. Такой неполный охват пласта процессом разработки скажется на полноте извлечения нефти из недр — на текущей и конечной нефтеотдаче, а также на темпах разработки — на уровне добычи нефти (и жидкости). Для учета прерывистости неоднородного пласта можно использовать описанную выше модель (расчетную схему) неоднородного непре­ рывного пласта, введя в нее определенные исправления. В модели непрерывного пласта все трубки тока протягивались от начала до конца модели и при любом расположении скважин (рядов или галерей) они все (правда, с разной интенсив­ ностью) участвовали в фильтрации'. В модели прерывистого пласта это будет только часть трубок тока, которые мы условимся называть трубками тока пер­ вого класса. Их совокупность как раз и образует непрерывную часть пласта. Наряду с такими трубками тока введем в модель еще три класса трубок: второй— трубки тока, которые начинаются за контуром питания (или за линией нагнета­ ния), входят в залежь и гдетто здесь кончаются; третий — трубки, которые начинаются в пределах залежи и доходят до ее конца или до центрального ряда; четвертый — трубки, начинающиеся и кончающиеся в пределах залежи. Трубки тока четвертого класса моделируют линзы продуктивного пласта, про­ стирание которых ограничено пределами расчетной залежи (контурами питания, линиями нагнетания воды). Трубки тока второго и третьего классов модели­ руют линзы продуктивного пласта, выходящие частично за контуры расчетной залежи. Эти линзы нередко называют еще полулинзами. (Отметим, что термин «трубка тока» применен здесь условно, так как трубками тока они станут лишь после того, как в них возникнет течение пластовых агентов).

Распределение трубок тока по залежи определяют по картам распростра­ нения слоев, прослоев или зональных интервалов. Сложив карты по всем слоям, получим расчетную схему, учитывающую прерывистость пласта. Расчетную схему прерывистого пласта можно получить также по данным серии геологи­ ческих профилей. Желательно, чтобы используемые профили охватывали всю

201

залежь по возможности равномерно. Чем больше профилей мы будем иметь, тем более представительной будет полученная картина прерывистости продуктивного пласта. На основании соответствующей обработки [6] карт прослоев или про­ филей устанавливаются в процентах о'Г об­ щего объема объемы «трубок тока» по клас­ сам и по размерам — внутри классов,

прерывистости, приходится пользоваться методом аналогии: брать харак теристику прерывистости по уже разбуренным, разрабатываемым и значительно более изученным месторождениям, основные геолого-физические параметры которых наиболее близки к соответствующим параметрам рассматриваемого месторождения.

Получив тем или иным путем относительные объемы трубок тока в залежи по классам и по размерам, т. е. имея классификацию прерывистости пласта, можно приступить непосредственно к построению расчетной модели При построе­ нии модели естественно предположить, что трубки тока данного класса и данного размера с одинаковой степенью вероятности могут находиться в разных частях залежи.

Пример такого равновероятного расположения трубок тока размером /л показан на рис. XI. 1. Трубки тока второго и третьего класса заштрихованы, трубки четвертого класса не заштрихованы, трубок тока первого класса нет. Если размер залежи при той же длине трубок тока взять меньше — не L, а /, то трубки второго класса останутся теми же (в верхнем левом углу), в 10-м слое будут трубки третьего класса, трубок второго класса не станет, но зато-в слоях с 5-го по 9-й будут трубки первого класса — моделирующие непрерывную часть пласта. Пласт любой степени прерывистости можно представить соответствующим набором трубок разного размера.

На рис. XI. 1 можно увидеть, какая часть трубок данного размера будет работать при различном расположении рядов и неодинаковом режиме их работы. Так, например, если нагнетательный ряд совпадает с левым краем залежи (вер­ тикаль 0), а ряд нефтедобывающих скважин с пунктирной вертикальной линией /, то будут работать только трубки 1, 2, 7, 8, 9 и 10 (заштрихованная наклон­ ными линиями площадь между указанными рядами). Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения на основании представленной схемы для рассматриваемого случая будет

Коэффициент охвата части пласта, представленной трубками (линзами) размером 1лг- (черточка вверху означает, что длина линзы взята безразмерной путем деления истинной длины на ширину залежи L), выразится .следующей формулой (залежь полосообразная, линия нагнетания постоянная — с левого

202

/==2

где lj — расстояние от начального ВНК до/-го ряда. Общий коэффициент охвата пласта процессом разработки определяется суммированием коэффициентов охвата по линзам (трубкам) всех размеров с учетом «представительства» в расчетной модели каждого размера:

пласта.

Более подробно наиболее удобные методы определения коэффициентов а* приведены в работах [6, 32].

Для фронтальной (линейной) системы площадного заводнения, а также при непрерывном переносе фронта нагнетания, начиная с третьего этапа разработки (на линию 1-го ряда, после обводнения и выключения 2-го ряда, на линию 2-го ряда после выключения 3-го ряда и т. д.) коэффициент охвата части пласта, пред­

Коэффициент нефтеотдачи неоднородного по проницаемости, но непрерывного пласта г)н в случае разработки его сплошными галереями находят с помощью функции Fi (k), способ построения которой описан в § 2 данной главы. Для любого сечения в момент времени t

для любого участка пласта

Ft (k j) - F (kh l)

(XI .15)

Т1" - 11п * /(< )-* /-iW ’

где kj (t) и Fi (kj), kj_i (t) и Z7! (^y_i) — значения аргумента и функции в момент времени /, соответственно, для крайних сечений рассматриваемого участка / и j — 1; г|п — потенциально возможная нефтеотдача в малом образце данного пласта, достигаемая при бесконечно долгой его промывке водой, — близка к коэф­ фициенту вытеснения, полученному в лабораторных условиях при достаточно длительной (но не бесконечной) промывке. Более строго

Если первый член формул (XI. 14) и (XI. 15) учитывает неполноту вытеснения нефти водой за счет микронеоднородности породы, то второй член учитывает неполноту

203

промывки водой макронеоднородного (по проницаемости) продуктивного пласта. Поскольку в действительности разработка ведется не с помощью сплошных гале­ рей, а рядами скважин, при выключении которых даже в непрерывном пласте остаются малопромытые застойные участки пласта, то необходимо учитывать вызванное этим обстоятельством снижение коэффициента конечной нефтеотдачи. Для этой цели вводятся поправочные коэффициенты, которые зависят от многих обстоятельств, таких, как расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами в рядах, особенности режима их работы, время выключения из работы, количество резервных скважин и рациональность их использования и т. п.

Достоверное определение этих коэффициентов весьма затруднительно, хотя в литературе имеется значительное число рекомендаций и расчетных формул. Поскольку влияние других составляющих коэффициента нефтеотдачи гораздо существеннее, а точность их определения весьма относительна, то вполне можно принимать значение указанного коэффициента приближенно равным 0,95—0,99. Следовательно, можно приближенно принять, что для непрерывного пласта, разрабатываемого реальными системами скважин, коэффициент нефтеотдачи равен 97% от коэффициента нефтеотдачи, определяемого по формулам (XI. 15) и (XI. 16). Коэффициент нефтеотдачи неоднородного по проницаемости и к тому же прерывистого пласта, разрабатываемого современными технологическими систе­

Когда значительная часть объема пласта представлена отдельными изолиро­ ванными линзами, т. е. когда продуктивный пласт сильно прерывистый, тогда не только нефтеотдача, но и текущая добыча может существенно отличаться от добычи из аналогичного, но непрерывного пласта. Для таких сильно прерывистых пластов необходимо вводить соответствующие поправки при гидродинамических расчетах добычи жидкости (и, соответственна, нефти и воды). Наиболее просто и удобно сделать это с помощью предложенного акад. А. П. Крыловым коэффициента воздействия. Этот коэффициент по своему физическому смыслу представляет собой отношение средней толщины эффективно работающей части продуктивного пласта h к его средней общей толщине И.

На основании принятой расчетной модели прерывистого пласта (см. рис. XI. 1) коэффициент воздействия при работе одного нагнетательного и одного эксплуата­ ционного ряда, расстояние между которыми равно /, для линз размером /л* при

Для пласта, состоящего из непрерывной части, объем которой в долях от общего объема пласта равен /л$, и линз различного размера /,,* с относительным «предста­ вительством» соответствующего размера а* (в долях от общего объема пласта) коэффициент воздействия

(XI.19)

i—tn

или, если задано только «представительство» линз,

(XI.20)

204

где п — общее число интервалов линз; т — число интервалов с размером lj. Если одновременно работает несколько рядов нефтедобывающих скважин, то на участке от линии нагнетания до 1-го ряда эффективно работающая толщина определится через коэффициент воздействия £lt подсчитанный для первого ряда, на участке от 1-го до 2-го добывающего ряда — коэффициентом для 2-го ряда £2, от 2-го до 3-го ряда — коэффициентом для 3-го ряда и т. д.

Необходимо отметить, что коэффициент воздействия на пласт является «текущей» характеристикой. Он зависит не только от неоднородности пласта и размещения скважин, но также и от того, какие именно ряды скважин работают в данный момент, и изменяется при выключении или при введении в действие новых рядов. Этот коэффициент не следует путать с коэффициентом охвата пласта процессом вытеснения (см. § 4 и § 5 данной главы), который является в известном смысле «интегральной» (осредиенной) характеристикой взаимодействия данного неоднородного прерывистого пласта с данной системой разработки на протяжении всего срока разработки. Коэффициенты эти различны как по физическому смыслу, так в общем виде и по значению. В отдельных случаях, как. например, при одно­ рядной (фронтальной или линейной) площадной системе разработки, они могут лишь численно совпадать.

ГЛАВА XII.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

§ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Нефтегазовые залежи отличаются большим разнообразием по условиям зале­ гания нефти и газа, по соотношению объемов нефтяной части и газовой шапки. Можно выделить два основных типа нефтегазовых залежей по характеру залегания нефтяной части, которую, независимо от соотношения запасов нефти и газа, усло­ вимся называть оторочкой: 1 тип — залежь с крыльевой нефтяной оторочкой (рис. XII.1), II тип — залежь со сводовой нефтяной оторочкой (рис. XII.2).

Кроме того, можно выделить и III промежуточный тип (рис. XI 1.3), который в результате сближения водонефтяного и газонефтяного контактов в процессе эксплуатации залежи может перейти в I или II тип.

Наиболее распространен I тип нефтегазовой залежи, где крыльевые оторочки имеют две разновидности, отличающиеся условиями залегания нефти (А и Б на рис. XI 1.4). В залежах с оторочкой типа А, как и в залежах со сводовой отороч­ кой, присутствует двухконтактная зона, в которой запасы нефти заключены между поверхностями водонефтяного и газонефтяного контактов. В залежах с оторочкой типа Б присутствует чисто нефтяная зона, в которой нефть заключена между поверхностями кровли и подошвы пласта.

205

Условия залегания нефти и газа предопределяют характер процессов эксплуа­ тации; которые следует учитывать при выборе системы разработки нефтегазовой залежи. На выбор системы разработки также влияют соотношение объемов нефтя­ ной оторочки и газовой шапки, высота и ширина нефтяной оторочки, ширина чисто нефтяной и подгазовой зон, коэффициент подвижности нефти и активность окру­ жающей залежь воды.

§ 2. ПРИНЦИПЫ И СПОСОБЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Нефтегазовые залежи, как и нефтяные, разрабатываются с поддержанием или без поддержания пластового давления. Без поддержания пластового давления разрабатываются сравнительно небольшие залежи с благоприятной геолого­ физической характеристикой: высокая проницаемость коллектора, малая вязкость нефти и активная естественная водонапорная система.

Вследствие сравнительно большой сжимаемости газа в газовых шапках заключается значительное количество пластовой энергии. Однако в большинстве случаев эта энергия не может быть эффективно использована для вытеснения нефти вследствие сравнительно плохой вытесняющей способности газа. Малая вязкость газа по сравнению с вязкостью нефти обусловливает неустойчивый характер вытеснения нефти газом с образованием узких языков и конусов газа и как следствие низкую нефтеотдачу пластов.

Исследования и опыт разработки показывают, что коэффициент нефтеотдачи может быть увеличен за счет влияния гравитационного фактора. Но для этого необходимо разрабатывать залежь при небольших градиентах давления, что в большинстве случаев приводит к весьма низким темпам отбора нефти. Исключе­ нием являются залежи, характеризующиеся высокой проницаемостью продуктив­ ного пласта, малой вязкостью нефти и значительными углами наклона пласта. Разработка нефтегазовых залежей с такой характеристикой на газонапорном режиме может быть достаточно эффективной при незначительных градиентах давления, когда становится существенным влияние силы тяжести на фильтрацию нефти и газа. Однако такие случаи в практике встречаются сравнительно редко н совместить условия получения высокой нефтеотдачи и обеспечения приемлемых темпов добычи нефти из нефтегазовых залежей часто невозможно, несмотря на большой запас пластовой энергии.

С другой стороны, если в первую очередь разрабатывается газовая шапка, то нефть внедряется в пределы газовой шапки, что ведет к определенным потерям нефти. В зависимости от соотношения объемов, занимаемых в пласте свободным газом и нефтью, потери могут быть различными. При значительных относительных объемах газовой шапки нефтяная оторочка в результате внедрения в нее нефти может «потерять» промышленное значение. Поэтому при разработке нефтегазовых залежей следует искусственно ограничивать взаимовлияние газовой шапки и нефтяной оторочки и усилить роль воды в процессе вытеснения нефти. В зависи­ мости от геологических условий это реализуется различными путями. Для неболь­ ших нефтегазовых залежей в высокопроницаемых коллекторах, содержащих маловязкую нефть, с достаточно активной водонапорной областью с успехом при­ меняют способ разработки с неподвижным газонефтяным контактом (ГНК). При этом способе перемещение ГНК ограничивается за счет регулируемого отбора газа

206

Рис. XII.5. Схема барьерного заводнения.

1—3 —см. рис. XII. 1; скважины: 4 —нагнетательные; 5 —добывающие

из газовой шапки в количестве, пропорциональном скорости снижения пластового давления. Количество отбираемого газа не может быть произвольным. В этом случае прорывы газа из газовой шапки в нефтяные скважины ограничены; газ, добываемый совместно с нефтью, в основном состоит из растворенного в нефти газа, а свободный газ в необходимых для регулирования объемах добывается через газовые скважины, расположенные в газовой шапке.

Способ разработки с неподвижным ГНК осуществлен на нефтегазовых зале­ жах бобриковского горизонта Коробковского месторождения (тип I) и IV меотического горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения (тип II).

Для усиления роли воды в процессе вытеснения нефти применяют способы поддержания пластового давления путем искусственного заводнения. Один из таких способов — законтурное заводнение. В этом случае газовая шапка остается в сжатом состоянии, т. е. неподвижность ГНК обеспечивается без отбора газа из газовой шапки.

Недостаток упомянутых способов разработки, обеспечивающих неподвиж­ ность ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки при снижающемся пластовом давлении и поддержания пластового давления законтурным заводне­ нием, — длительная консервация газовой шапки. Большая часть запасов свобод­ ного газа консервируется на время выработки основных запасов нефти.

Более эффективный метод воздействия на нефтегазовую залежь — барьерное заводнение, заключающееся в закачке воды вблизи газонефтяного контакта. Водяной барьер, разделяющий основные запасы нефти и свободного газа, пре­ пятствует прорыву газа в эксплуатационные скважины и вторжению нефти в газо­ вую шапку. Этот метод позволяет осуществить одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки.

При разработке нефтегазовых залежей способом барьерного заводнения барьерный ряд нагнетательных скважин располагается на линии внутреннего контура газоносности (рис. XI 1.5). Отделяя основные запасы газа от нефтяной оторочки, создаваемый водяной барьер отсекает часть газа газовой шапки и вытесняет его в пределы нефтяной оторочки. Количество отсекаемого газа зависит от ширины подгазовой зоны. При большой ширине подгазовой зоны барьерное заводнение привело бы к вторжению в нефтяную часть огромной массы газа, что осложнило бы ее разработку. Кроме того, это не привело бы к достижению одной из важных целей способа барьерного заводнения — изоляции основных запасов газа от нефти и их самостоятельную разработку.

Поэтому барьерное заводнение можно успешно применять на залежах со сравнительно узкой подгазовой зоной при достаточно большой газовой шапке. Основными объектами для барьерного заводнения являются нефтегазовые залежи I типа с нефтяной оторочкой типа Б (см. рис. XI 1.4). Для таких залежей в настоя­ щее время в основном определились принципы и методы разработки, созданы необходимые для проектирования и анализа их разработки методы, позволяющие проводить расчеты технологических показателей при различных режимах, учи­ тывать при этом основные природные и технологические факторы.

397

Значительно более сложную проблему представляет разработка слабопро­ дуктивных крупных нефтегазовых месторождений с обширными подгазовыми зонами и в смысле нахождения рациональных способов разработки, и в смысле оценки показателей разработки, моделирования процесса эксплуатации.

В подгазовых зонах некоторых месторождений содержится до 70 % запасов нефти, а проницаемость коллектора составляет 0,1—0,2 мкм2. Запасы нефти таких зон относят к категории трудноизвлекаемых. Во многих случаях нефтяные ото­ рочки подстилаются подошвенной водой, что создает дополнительные трудности. Традиционные подходы к разработке не могут быть экономически оправданы. Сроки разработки растянулись бы на несколько сот лет, а темпы отбора не превы­ шали бы долей процента от извлекаемых запасов. Способы разработки таких нефте­ газовых залежей находятся на стадии теоретического изучения и опытно-промыш­ ленных испытаний. Большое значение имеет создание математических моделей, на базе которых возможны изучение физических процессов разработки залежей и оценка технологических показателей при различных геолого-физических усло­ виях и технологических параметрах.

§ 3. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В процессе разработки нефтегазоконденсатной залежи (НГКЗ) при снижении пластового давления наряду с выделением растворенного в нефти газа происходит выделение жидкости (конденсата) из газа газовой шапки. При снижении давления ниже давления максимальной конденсации выпавший жидкий конденсат частично испаряется.

Выпавший в пласте конденсат не обладает подвижностью вследствие малой конденсатонасыщенности порового пространства, достигающей в реальных усло­ виях всего лишь нескольких процентов. Только в призабойных зонах скважин, где резко изменяется давление, насыщенность конденсатом может превысить равновесное значение, в результате чего жидкость приобретает подвижность. Таким образом, при снижении пластового давления и ретроградной конденсации может произойти значительная потеря конденсата.

Содержание конденсата в газе возрастает с увеличением давления и темпе­ ратуры при прочих равных условиях. При истощении пласта вследствие ретро­ градной конденсации может выпадать около половины начального содержания тяжелых фракций.

Возможные потери конденсата играют существенную роль при определении метода разработки нефтегазоконденсатной залежи. Принципиальная возможность предотвращения большей части этих потерь заключается в поддержании пласто­ вого давления, главным образом закачкой сухого газа и вытеснением им «жирного» пластового газа. Обычнодля этих целей используют процесс циркуляции собствен­ ного газа из данной залежи, прошедшего через отбензинивающую установку, получивший название сайклинг-процесса. Давление может поддерживаться также закачкой воды.

Суть основной задачи при разработке НГКЗ заключается в рациональном сочетании методов разработки нефтегазовых залежей с методами, применяемыми при разработке газоконденсатных залежей.

Первоочередная разработка газовой части в данном случае так же нежела­ тельна, как и в случае обычной нефтегазовой залежи, так как связана с большими потерями нефти и конденсата.

В ряде случаев возможна разработка в первую очередь нефтяной части, если нет в данном районе острой необходимости в добыче газа. В НГКЗ благоприятный фактор для этого способа — повышенное содержание в газе конденсата, приводя­ щее к повышению эффективности вытеснения, большие углы наклона пласта и высота нефтяной оторочки; высокая проницаемость коллектора и небольшая вязкость нефти, активизирующие механизм гравитационного дренирования, также способствуют повышению нефтеотдачи. Эффективность вытеснения нефти в данном процессе повышается еще и тем, что конденсат, выделяющийся в нефте­ насыщенной области в зоне пониженного давления, увеличивает насыщенность среды углеводородной жидкостью, а следовательно, и фазовую проницаемость.

208

Одновременно выделяющийся конденсат смешивается с нефтью, что снижает ее вязкость и повышает коэффициент нефтеотдачи.

При относительно больших объемах газовой шапки можно обойтись без под­ держания пластового давления, в противном случае данный способ целесообразно сочетать с закачкой сухого газа в сводовую часть залежи для предупреждения значительного падения пластового давления и выпадения конденсата в газовой шапке. После извлечения основных запасов нефтяной оторочки начинает разра­ батываться газоконденсатная часть сначала на режиме сайклинг-процесса, а затем истощения.

Однако залежи, которые могут эффективно разрабатываться при таком спо­ собе, составляют редкое исключение. В большинстве же случаев режимы истоще­ ния или газонапорный режим, как и для обычных нефтегазовых залежей, связаны с большими потерями нефти и газа.

Практический интерес представляют методы поддержания пластового давле­ ния, обеспечивающие не только повышение эффективности процесса вытеснения нефти и конденсата, но и одновременную их добычу. Параллельное осуществление процессов вытеснения нефти водой, а жирного газа сухим дает возможность одновременного и наиболее полного извлечения нефти и конденсата.

Заводнение в зависимости от размеров нефтяной оторочки, свойств коллектора и нефти может быть законтурным или внутриконтурным в различных модифика­ циях. В газоконденсатной же зоне проводится сайклинг-процесс с начала разра­ ботки. Поскольку при сайклинг-процессе неизбежно определенное, хотя и мед­ ленное, снижение давления в газовой шапке, то становится важным регулирова­ ние процесса для предупреждения утечки нефти в газовую шапку. Недостатком рассмотренного способа разработки, как и в предыдущем случае, является дли­ тельная консервация газа.

Наиболее эффективный способ, предупреждающий уход нефти в газовую шапку, но вместе с тем позволяющий одновременно добывать нефть, газ и конден­ сат, — барьерное заводнение. В зависимости от типа залежи и ее физико-геологи­ ческих параметров этот вид заводнения может сочетаться с другими разновидно­ стями заводнения, например, законтурным, а также площадной и блоковой систе­ мами в пределах нефтяной части и сайклинг-процессом в газовой части залежи.

При выборе способа разработки НГКЗ следует учитывать не только коэффи­ циенты нефте- и конденсатоотдачи, но и все ее индивидуальные характеристики и экономические аспекты разработки.

§ 4. ПРИБЛИЖЕННАЯ МЕТОДИКА РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Как уже отмечалось, в настоящее время разработаны эффективные методы расчета технологических показателей разработки нефтегазовых залежей, имею­ щих сравнительно небольшие подгазовые зоны. Эти методы учитывают неоднород­ ность пласта, многофазность фильтрационного потока нефть—газ—вода, раство­ римость газа в нефти и сжимаемость. Например, методика ВНИИ [27] дает воз­ можность рассчитывать технологические показатели разработки нефтегазовых залежей как при естественном режиме, так и при барьерном, законтурном или внутриконтурном заводнении.

Если требуется предварительная приближенная оценка показателей разра­ ботки на основе небольшого объема геолого-физической информации о залежи, оправдано применение наиболее простых расчетов. Рассмотрим одну из таких схем на примере естественного режима, хотя она может быть легко обобщена и на случай поддержания пластового давления закачкой воды или газа.

Залежь, состоящая из нефтяной и газовой частей и окруженная водоносной областью, батареей добывающих скважин, расположенных в нефтяной части, делится на две области — внешнюю и внутреннюю (рис. XI 1.6): во внешней в про­ цессе эксплуатации фильтрация флюидов происходит в направлении от периферии к центру залежи, во внутренней движение противоположное — от центра к пери­ ферии. Таким образом, общий приток флюидов к системе скважин складывается из двух притоков — внешнего и внутреннего.

209