УП 1 Мусин
.pdfЭ
Время, за которое область пониженного давления достигает границыНИ
R(t)= rc+ |
π æt |
. |
(4.1) |
пласта, определяет продолжительность первой фазы упругого режима. К
ста. В этом случае запас упругой энергии истощается и добычаАГсопровождается быстрым понижением давления, упругий режим переходит в ре-
этому времени, пока в залежи давление остается выше давления насыще-
ния, вся жидкость добывается за счет упругих сил. Если продуктивный
пласт не имеет гидродинамической связи с водоносной областью, то и в
последующем добыча происходит за счет упругих сил нефтеносного пла-
жим растворенного газа.
Когда залежь имеет гидродинамическую связь с за онтурной водо-
носной областью, в дальнейшем область пониженного давления может за- |
|
|
ка |
хватить не только нефтенасыщенную часть пласта, но и его водоносную |
|
область. Вода начинает поступать в пределы неф янойе |
части пласта и вы- |
тесняет нефть к забоям скважин, наступает фаза упруговодонапорного |
|
т |
|
режима. В случае, когда приток воды из-за к нтура полностью компенси- |
|
рует добычу жидкости, пластовое давлен е стабо лизируется, т.е. продол- |
ли же приток воды из водоносной об асти меньше суммарного отбора
жение добычи не вызывает дальнейшего снижения давления в залежи. Ес- |
|
л |
и |
жидкости из пласта, процесс разра отки удет сопровождаться дальней- |
||||||
|
|
и |
|
|
|
|
шим понижением давления во всем о ъеме пласта. |
|
|||||
|
б |
|
|
|
|
|
В курсе подземной гидромехан киб для расчета изменения забойного |
||||||
давления скважины получена формула: |
|
|
|
|||
p(t) = |
Qμ |
ln |
2.25æt |
(4.2) |
||
4πkh |
r |
2 |
|
|||
|
|
c |
|
|||
Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме -это из- |
влечение нефти из пл ста без воздействия в условиях, когда Рпл остается |
|||
|
|
н |
|
выше давления насыщения. Упругий режим является неустановившимся |
|||
процессом, т.е. Рпл и скоростьая |
продвижения нефти и воды в пласте в каж- |
||
дой точке является переменной величиной и зависит от времени. |
|||
|
о |
|
|
Упругий режим проявляется при изменении дебитов добывающих |
|||
скважин, расх д внзакачиваемой воды в нагнетательные скважины, при |
|||
тр |
|
|
|
пуске и остановке скважин. |
|
Тео ию уп угого режима используют для решения различных задач по разрабо ке нефтяных месторождений.
|
1.На основе теории упругого режима создана методика определения |
|
|
е |
|
параметров пласта по кривым восстановления забойного давления (КВД) |
||
после остановкик |
скважины, ранее продолжительное время работавшей с |
|
л |
|
|
постоянным дебитом q.
Суть данного метода состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом q до достижения притока в скважи-
71
Э
ну, близкого к установившемуся. Затем на забой (рис. 4.1) опускаютНИглубинный манометр, способный регистрировать изменение давления на забое во времени t.
В некоторый момент времени, условно принимаемый за начальный (t=0), закрывают исследуемую скважину. Давление на ее забое pАГс начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового pк (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между сква-
вая восстановления забойного давления в виде зависимости ∆pс=f(ln t).
жинами. Снятую кривую восстановления забойного давления pс = pс(t), перестраивают в координатах ∆рс(ln t). На рис. 4.2 показанакатипичная кри-
Экстраполируя прямолинейный участок на графике рис.4.3, определяют
отрезок в, отсекаемый на оси ∆pс, и тангенс угла на лона этой прямой к
оси абсцисс а=tg φ. Затем на основе соответствующ го решения задачи
теории упругого режима по формулам (4.3) и (4.4) опр деляют гидропро- |
|||||||||||||||||||
водность и пьезопроводность пласта: |
|
|
|
|
|
|
т |
е |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
kh |
|
q |
|
|
|
|
|
|
rc |
|
|
4π в |
|
||
|
|
|
g = |
|
= |
0 |
|
(4.3) |
æ = |
|
и |
|
|
exp( |
q |
|
) . (4.4) |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.25 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
μн |
|
4π tgϕ |
|
|
|
л |
|
|
|
о |
|
|
|
o |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
н |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 4.1. Схема скважины при исследовании методом восстановления давления: |
|||||||||||||||||||
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 - ролик подъемного устройства; 2 - канат (кабель); 3 - задвижка; 4 - скважина; 5 - |
|||||||||||||||||||
г убинныйе |
манометр; 6 – пласт. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
72 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э
|
|
АГ |
НИ |
|
ка |
|
|
|
|
|
|
Рис. 4.2. Кривая восстановления забойного давления в с важине: |
|
||
е |
|
|
|
Если известны вязкость жидкости и толщина пласта, то из формулы
(4.3) находится значение коэффициента проницаемос и пласта. Получен- |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
ные параметры пласта будут характеризовать призабойной зону пласта. |
|||||||||
Существуют различные способы обработки КВД:тбез учета притока жид- |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
кости к скважине после ее остановки и с учетом притока жидкости. |
|
||||||||
|
К первой группе относятся метод Хорнера, метод построения кривой |
||||||||
в координатах Рзаб и lnt; метод Чарного и др. |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
Ко второй группе относятся дифференциальные и интегральные ме- |
||||||||
тоды |
И.А.Чарного |
и |
|
и |
|
|
, |
интегральные |
методы |
И.Д.Умрихинал |
|||||||||
Г.И.Баренблатта, Ю.П.Борисова, Э.Б.Чекалюка и др. |
|
||||||||
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
2. Определение гидропроводности и пьезопроводности пласта между |
двумя скважинами, известное как «гидропрослушивание» также основано на теории упругого режима пласта.
Сущность этого метода заключается в прослеживании влияния режима работы одной скважины (возмущающей) на характер изменения
давления в других скв жин х (реагирующих). |
|||
|
|
|
н |
«Гидропрослушив ние» пласта осуществляется следующим обра- |
|||
зом. В момент време и tая= 0 производят, например, пуск в работу скв. А с |
|||
дебитом qA (рис. 4.3). |
|
||
|
о |
|
|
На рис. 4.3 слева показаны «волны» понижения пластового давления |
|||
(р1<р2<р3), а справан |
- типичная кривая изменения давления в прослуши- |
||
тр |
|
|
|
ваемой скважине. Используя кривую понижения давления pсв = pсв(t), можно оценить с еднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В.
|
Если в скв. В не происходит изменения давления, то считают, что |
|
|
е |
|
между этими скважинами отсутствует гидродинамическая связь. Установ- |
||
л ние гидродинамическихк |
связей между скважинами имеет важное значе- |
|
л |
|
|
ние для определения охвата пласта воздействием и регулирования его разработки.
73
Э
|
АГ |
НИ |
ка |
|
|
|
|
|
Рис. 4.3. Кривая изменения давления в прослушиваемой с в жине |
|
3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтенос-
ности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности |
||
пластового давления при заданном расходе во времение |
поступления воды |
|
в нефтеносную часть из законтурной области месттрождения. |
||
и |
бширной водоносной |
|
Если нефтяное месторождение, окруженн е |
||
областью с достаточно хорошей проницаемостьюо |
пород, разрабатывается |
без воздействия на пласт, то отбор нефти из месторождения и понижение |
||
|
б |
|
пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из закон- |
||
турной в нефтеносную область разра атываемогол |
пласта. |
|
и |
|
|
В процессе отбора из пласта жидкости пластовое давление изменится по сравнению с начальным pко, которое сохранится в водоносной части на некотором, постоянно увеличивающемся удалении от контура нефте-
носности. Построив карту изо ар (линии равного пластового |
давления), |
|
можно определить средневзвешенноеб |
пластовое давление p, |
которое в |
процессе разработки месторождения на естественном режиме будет
уменьшаться со временем. |
|
По замерам в пьезометрических скважинах, расположенных вблизи |
|
контура нефтенос ости, определяютая |
изменение давления на контуре pкон в |
этих скважинах которое можно принять за давление на внешнем контуре |
|
н |
|
нефтеносности. Таким образом, можно рассматривать изменение во вре- |
мени средневзвешенногоо н пластового p = p(t) или контурного pкон = pкон (t) давлений. По тб ру жидкости из нефтяной залежи с использованием уравнения мате иального баланса можно определить изменение во време-
ни пос упления воды qзв из законтурной части пласта. Далее можно при- |
||
|
к |
|
ближенно полагать, что темп отбора воды из законтурной области пласта |
||
равен темпутротбора жидкости из нефтяной залежи qж = qж(t). |
||
л |
Фактическое изменение ркон = ркон (t) показано на рис.4.4, а на рис. |
|
4.5 - изм нение qж = qж(t) за начальный период t1. Там же показаны воз- |
||
можныее |
варианты изменения этих показателей в процессе дальнейшей |
разработки месторождения.
74
Э
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
НИ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
|
Рис. 4.4. Зависимость ркон от времени t |
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
|
1 - фактическое (замеренное в пьезометрических с важинах) контурное |
|||||||||||||||
давление ркон за период t1; |
|
|
|
|
|
|
т |
|
изм нения ркон |
|
|||||
2 - возможные варианты |
|
|
|||||||||||||
|
|
|
при |
различных qж |
(t > t1) |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
л |
и |
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 4.5. Зависимость qж от времени t |
|
|
|
||||||||||
|
|
1 - фактическое изменение qж за период |
|
t1; |
|
|
|||||||||
|
|
2 - возможные варианты изменения qж при t > t1 |
|
|
|||||||||||
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изменение ркон = ркон (t) прогнозируют на основе решения соответ- |
|||||||||||||||
ствующих задач теориин |
упругого режима. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного |
|||||||||||||||
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пласта после перех да на разработку месторождения с применением заводнения или п и расчетах перетоков воды в законтурную область пласта при заданном давлении на контуре нефтеносности.
Еслик нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного заводнения, то приток водыев нефтенасыщенную часть из законтурной области будет уменьшатьсял . С повышением давления на линии нагнетания приток воды в нефтенасыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода начнет уходить в законтур-
75
Э
ды, уходящей в законтурную область пласта. НИ 5. При определении времени, в течение которого в каком-либо эле-
ную область.
При расчетах утечки воды в законтурную область может потребо-
ваться решение задачи упругого режима, когда на контуре нагнетательных
скважин (рис. 2.4) задано давление ркон, а требуется определить расход во- АГ
менте системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения
наступит установившийся режим. |
ка |
Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с применением |
внутриконтурного заводнения при однорядной системе р сположения
включают в эксплуатацию.
скважин. Пусть в какой-то момент времени были остановлены первый и второй ряды нагнетательных скважин, а в момент времение t = 0 их вновь
Процессы вытеснения нефти водой происходят обычно медленнее, |
|
|
о |
чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. Поэтому |
|
можно считать, что спустя некоторое время п слетпуска нагнетательных |
|
и |
|
рядов в пласте между добывающим и нагнетательным рядами наступит период медленно меняющегося распределен я давления, т. е. упругий режим закончится и создается почти установившийся режим. Время сущест-
вования упругого режима также опреде яют на основе теории упругого |
|||||||||||||||||
режима. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
Чтобы выполнить такие расчеты, необходимо получить дифферен- |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
циальное уравнение упругого реж ма в пласте. |
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
4.1.2 Уравнение фильтрации жидкости при упругом режиме |
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
Запишем уравнение неразрывности массы жидкости в пласте: |
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
div(ρ |
v |
) + |
|
∂(ρ m) |
= |
0 |
(4 .5) |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
где ρ – плотность жидкостиая |
|
|
∂ t |
|
|
|
|
||||||||||
; m – коэффициент пористости; |
|||||||||||||||||
v - вектор скорости фильтрации жидкости; |
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
н |
∂(ρVy ) |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
∂(ρV ) |
|
|
∂(ρV ) |
|
|
||||||||
div(ρ |
v |
) = |
о |
н |
x |
+ |
|
|
|
|
+ |
|
|
z |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
∂y |
|
|
|
∂z |
|
|
|||||
|
|
|
|
∂x |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Vx, Vy, Vz – проекции вектора скорости на оси x, y, z |
|
|||||||||||||||
|
Уравнение (4.5) выводится из закона сохранения массы жидкости в |
||||||||||||||||
процессе фильтрации в курсе «Механика сплошной среды». |
|||||||||||||||||
|
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
За он сохранения массы формируется так: в любом материальном |
||||||||||||||||
е |
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
объ ме масса жидкости во времени не меняется. Под материальным объемомл понимается объем, состоящий из одних и тех же частиц жидкости во все моменты времени.
76
Э
Горные породы, и в т.ч. нефтяные пласты, находятся в напряженном состоянии.
Если в пласте мысленно выделить элементарный объем в виде куби-
ка, то напряженное состояние его будет характеризоваться тензором на- |
||
пряжений с 6-ю компонентами (рис.4.6) τx, |
τy, τz, τxy, τxz , τyz. |
АГ |
Если ось z направлена по вертикали, |
а x,y, - по горизонтали, то НИнор- |
мальное напряжение τz=Pг называется горным давлением, а нормальные
напряжения τх и τу – боковым горным давлением |
|
|
ка |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
τх = τу = Pб. |
|
|
|
|||||
|
Вертикальное горное давление определяется весом вышележащих |
|||||||||||||||
пород |
|
|
|
|
|
РГ=γН. (4.6) |
|
е |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
Здесь γ- средний удельный вес вышележащих горных пород, Н- |
|||||||||||||||
глубина залегания пласта. |
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
и |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
z |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
τ z |
|
|
|
|
|
|
τ x |
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
τ xz |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
τ yz |
τ yz |
|
|
|
|
τ xz |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
τ y |
ая |
τ xy |
|
|
|
|
τ xy |
|
|
x |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
y |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис.4.6. Комп ненты тензора напряжения в элементарном объеме горных пород |
|||||||||||||||
|
Боковое горное давление определяют по соотношению: |
|||||||||||||||
|
е |
к |
|
|
|
Рб=α РГ. |
|
|
|
|
( 4.7) |
|
|
|||
|
Связьтрмежду внутрипоровым пластовым давлением Р, создаваемым |
|||||||||||||||
жидкостью и газом, горным давлением и нормальным напряжением мож- |
||||||||||||||||
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
но записать в виде: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Рr = τ + Р, |
(4.8) |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
77 |
|
|
|
|
|
|
|
Э
где за среднее нормальное напряжение можно принять:
τ = (τ х +τ у +τ Ζ ) / 3
Нефтяной пласт и насыщающие его нефть, вода и газ являются уп- |
||
ругими телами. Величина деформации у них небольшая. |
АГ |
НИука, |
|
||
Для малых деформаций упругих тел известен линейный закон |
который устанавливает зависимость между объемной деформацией и
нормальным напряжением. |
|
|
|
|
|
ка |
За счет сжимаемости твердого скелета нефтяного пласта при изме- |
||||||
нении величины напряжения изменяется пористость пл ста: |
||||||
m = m0 − βc (τ −τ 0 ) |
(4.9) |
|||||
|
|
|
|
т |
е |
|
βс – коэффициент сжимаемости пористой ср ды пласта. |
||||||
Положим, что плотность жидкости линейно зависит от давления Р: |
||||||
ρ = ρ0 [1+ βж (Р − Р0 )] |
л |
и |
о |
(4.10) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где βж- коэффициент сжимаемости ж дкости. |
|
|
||||
Запишем закон Дарси и допустим, что проницаемость пласта k от |
x,y,z не зависит, т.е. пласт изотропный: |
|
||||||||||||||
Vxi |
= − |
|
k |
|
∂P |
|
б |
и |
б |
хi=x,y,z . (4.11) |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
μ ∂xi |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
При РГ = const, учитывая (4.8)- (4.11) и полагая ρ=ρ0, уравнение |
|||||||||||||||
(4.5) можно привести к виду: |
|
|
|
|
|
||||||||||
∂Р |
|
|
∂2 |
|
н |
|
∂2 Р |
∂2 Р |
|
|
|
||||
|
|
Р |
|
) |
|
(4.12) |
|||||||||
∂t = æ( |
∂х2 + |
|
∂у2 |
+ ∂z2 |
|
||||||||||
|
о |
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|||
|
|
k |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(4.13) |
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
æ = |
|
|
|
|
, |
|
|
|
|
β = βс + mβж |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
тр |
|
μβ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где æ и β – соответственно коэффициенты пьезопроводности и упругоемкости пласта.
|
Уравнение (4.12) называется дифференциальным уравнением упру- |
|
гого р жимак |
. |
|
|
Решение уравнения (4.12) позволяет рассчитывать изменение давле- |
|
|
е |
|
ния во времени в каждой точке пласта. В общем случае его можно решить |
||
только численными методами. |
||
л |
|
|
|
|
78 |
Э
4.1.3.Упругий запас месторождения
В инженерных расчетах для оценки возможности разработки нефтяных месторождений при упругом режиме используют понятия упругого
запаса месторождения. |
|
|
АГ |
Упругий запас месторождения – это объем жидкости, который мо- |
|||
жет быть извлечен из пласта за счет объемной упругости пласта и насыНИ- |
|||
щающих флюидов при снижении пластового давления. |
|
|
|
Формулу для подсчета упругого запаса месторождения, используя |
|||
|
|
ка |
|
определение коэффициента упругоемкости пласта, можно записать в виде: |
|||
Vз = βVп (Р0 − Рср ). |
(4.14) |
|
|
|
е |
|
|
Здесь ∆Vз – упругий запас пласта; β – упругоем ость пласта; Vп – объем пласта; Ро- начальное пластовое давление; Рср – текущее среднее
пластовое давление. |
|
|
|
о |
|
|
На основе формулы (4.14) можно выполни ь следующие оценочные |
||||||
расчеты: |
|
|
|
и |
|
т |
1) задавая значение Рср, найти объем упругого запаса; |
||||||
2) зная объем отобранной жидкости, найти величину Рср. |
||||||
|
|
|
б |
|
|
|
|
4.1.4.Уравнение материа ьного баланса |
|||||
|
|
и |
|
|
|
|
Материальный баланс – простая концепциял |
, подчиняющаяся закону |
сохранения массы, согласно которому поступившая масса жидкости в ка- |
||
кой – либо участок пласта равна |
б |
звлеченной плюс то, что осталось в нем. |
|
Это один из первых инструментов контроля, используемых для характеристики процессов заводнения в отдельно взятом элементе пласта, и предшествует применению более сложных методов моделирования.
Рассмотрим уравнение материального баланса для случая разработ-
ки пласта в режиме выше д вления насыщения. В этом случае необходимо |
||||
|
|
|
н |
|
учитывать четыре компоненты: |
||||
∙ |
расшире ие ефтиая и воды при изменении давления в пласте; |
|||
∙ |
деформацию породы; |
|||
∙ |
|
о |
|
|
объемы отобранной нефти и воды из элемента пласта; |
||||
∙ бъем закачаннойн |
воды в этот элемент; |
|||
∙ |
тр |
|
|
|
изменение пластового давления от начального до текущего. |
Уравнение материального баланса используется для оценки объема притока воды из законтурной водоносной области, перетоков жидкости через границу изучаемого участка пласта, для определения среднего пла-
стового давления при известном объеме отобранной из пласта жидкости. |
|||
|
Уравнениек |
материального баланса в общем виде можно записать |
|
так: |
|
|
|
л |
е |
∆Vжпл+V зак+Vч=Vн пл+Vвпл, |
(4.15) |
|
|
|
|
|
|
79 |
|
Э
где Vзак- объем закачанной воды в данный участок, |
|
|
|
|
||||||||||||||||
∆Vжпл – объем добытой жидкости из данного элемента за счет де- |
||||||||||||||||||||
формации горных пород и жидкости (упругий запас пласта); |
|
|
||||||||||||||||||
∆Vжпл = β* ∆Р Vэл; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Vч |
- объем притока жидкости из-за контура нефтеносности или из |
|||||||||||||||||||
смежных элементов пласта; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НИ |
||||||
Vн пл - объем добытой нефти из данного элемента в пластовых усло- |
||||||||||||||||||||
виях; |
пл |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
|
Vв |
- объем добытой воды из данного элемента; |
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
||||||||||||||||||
∆Р – изменение среднего пластового давления; |
|
|
|
|
||||||||||||||||
Vэл – объем элемента пласта. |
|
|
|
под эл м нтом можно пони- |
||||||||||||||||
В зависимости от постановки задачи, |
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
мать нефтенасыщенный пласт целиком или отдельный участок пласта. |
||||||||||||||||||||
Если в пласте в начальный момент имелась нефть и вода, то коэф- |
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
фициент упругоемкости пласта рассчитывается по ф рмуле: |
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|
β = β |
с |
+ m(S |
н |
β |
н |
+ S |
в |
β |
в |
) |
|
(4.16) |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
о |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.1.5. Методика расчета давления в круговом пласте |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
при упругом режиме в законтурной области |
|
|
||||||||||||||||
В процессе разработки нефтяногобместорождения необходимо вести |
контроль за изменением пластового давления или за средневзвешенным |
|
б |
и |
значением его по площади залежи. Это позволяет своевременно перево- |
дить отдельные скважины с фонтанного на механизированный способ эксплуатации, а также определить время, когда пластовое давление снизится до давления насыщения и начнется разгазирование нефти в пласте.
Переход месторождения с упругого режима на режим растворенного
газа часто является ежелательным из-за возможности выпадения пара- |
|||
|
|
|
ая |
фина в пласте, повыше ия вязкости нефти, появления у нее неньютонов- |
|||
ских свойств и, в ко ечн |
ом счете, уменьшения нефтеотдачи. |
||
На практике скважины месторождения в начальный период разра- |
|||
|
|
н |
|
ботки эксплуатируют без воздействия, на естественном режиме. В этот |
|||
тр |
о |
|
|
период уточняется режим работы пласта, степень гидродинамической свя-
зи неф яной залежи с законтурной водоносной областью, а также гидро-
динамическая связь между скважинами. Последнее имеет важное значе-
ние при выборе скважин для перевода под нагнетание воды, при этом
важно знать допустимую длительность периода разработки месторожде- |
||
|
|
к |
ния при упругом режиме. |
||
л |
е |
После пуска скважины в эксплуатацию пластовое давление в зоне |
|
отбора и дебит скважины постепенно начинают снижаться. Если связь с
80