49. Гидродин-е расчеты отборов ж-ти по м-ду электроанал-и (м-д Борисова) для полос-й з-жи и внутриконт-го зав-я.

Для одножидкостной сис-мы (вязкость воды = вязкости нефти).

Расчеты ведутся по этапам. Этапом раз-ки наз-я время продвижения кон-ра нефтен-ти от кон-ра питания к 1-му добывающ ряду, от 1-го ряда ко 2-му и т.д. После подхода кон-ра нефтен-ти к какому то ряду – этот ряд отключается, поскольку считается, что мгновенно на 100% обводняется. Для расчетов используют ф-лы интерференции (м-д Борисова).

где Q_i – дебит ряда.

т. А (Q₁+Q₂+Q’₃)-Q₁-(Q₂+Q’₃)=0

т. В (Q₂+Q’₃)-Q₂-Q’₃=0

т. С Q’₃-Q₃-Q”₃=0

т. Д (Q”₃+Q₄)-Q”₃-Q₄=0

т. Е (Q”₃+Q₄+Q₅) - (Q”₃+Q₄) -Q₅=0

Р_А, Р_В, Р_С, Р_Д, Р_Е-?, и тд

51. Расчетные методики опр-я показ-й раз-ки. Преим-ва и недостатки. Область прим-я.

1) Гидродинамические методы расчета:

а) приближенные методы (УНИ, ВНИИ-1, ТатНИПИнефть, Гипровостокнефть, БашНИПИнефть и тд).

“+” относительно простые,

“-” характеризуют только участок, решение одномерной фильтрации с неполным учетом особенностей проявления фаз-х прониц-ей в неодн-ом пласте.

б) точные методы (ВНИИ-2, УкрНИИНП).

“+”полнота учета некоторых св-в пласта и особен-тей филь-х потоков, достаточно высокая точность, наглядность, те можно развернуть любой участок во времени,

“-” очень трудоемкие затраты

2) Метод материального баланса:

“+” достаточно хорошая сходимость расчетных данных, не требуют трудоемких затрат,

”-” неприменим при Р=пост. необходим, сильно зависит от тщательности подбора исх данных и допущений, заложенных в основу расчетных уравнений.

3) Стат-е методы, основанные на экстраполяции факт харак-к по известной истории раз-ки з-жи:

а) АГПМ

“+” высокая точность расчета,

“-” большой объем инфор-и, сложные и трудоемкие расчеты.

б) кривые вытеснения ( метод Назарова, Камбарова, Пирвендяна, Максимова и тд),

“+”min объем инф-ии, простота расчета, интегр-й учет прир-технол факторов, достаточно выс точность,

“-” примен-ся при обв-ти >60%,прогноз на небольшие сроки, чувствительны к изм-ю сис разр-ки.

50. Приближ-е модели выт-я нефти водой. Модель поршн-го и непоршн-го выт-я.

Из приближ-х мет-в расчета в теории раз-ки наиболее распр-ны: м-д эквив-х фильтр-х сопротив-й Борисова и метод интегр-х соотношений Баренблатта. 1-ый использует при расчете установив-ся течений ж-тей в плоских пластах со скв-ми, а второй в расчетах перераспред-я давл-я ж-ти при упругом режиме, неустан-ся движения газа; этот метод разработан для решения одномерных задач. Методы расчета процесса обводнения можно условно разделить:

1) М-ды основан-е на теории поршн-го выт-я;

2) М-ды основан-е на теории непорш-го выт-я;

3) Адаптац-е м-ды;

4 Статист-е м-ды основ-е на экстрополяции фактич-х показ-й раз-ки на будущее.

Сущ-ют два вида моделей вытеснения:

– модель поршневого вытес-я;

– модель непоршневого выт-я.

Модель поршневого выт-я.

Идеальный случай выт-я нефти, при кот-м в пласте образ-ся четкая граница раздела м/у Н и В. Перед границей следует только нефть, позади – только вода. Т.е. текущий ВНК совпадает с фронтом вытеснения.

При этом известны: ki, mi, hi, L, b, P1, P2.

Допущения:

1) Р = const;

2) Sн ост = const;

3) Sсв = const;

4) Ж и ГП не сжимаемы;

5) Пласт сост-т из пропластков hi, в каждом из кот-х имеет место порш-е выт-е;

6) Каждый из пропластков хар-ся своим знач-м прониц-ти ki;

7) Заводненная область насыщенна остаточной нефтью и смесью нефти с зак-й водой.

Алгоритм решения:

1) Рассматривают некот-й пропласток и задаются вел-й k*, соответ-й прониц-ти этого пропластка;

2) Определяют время t* обводнения этого пропластка;

3) Определяют дебиты по Н и В по каждому пропластку.

4) Суммируем все показ-и по пропласткам и опред-м показ-ли РНМ – реш- в явном виде.

Модель непоршневого выт-я.

Это выт-е, при кот-м за фронтом движ-ся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т.е. происходит многофазная фильтрация.

В основе расчетов лежит принцип Баклея-Леверетта (Б-Л).

Алгоритм расчета:

1) Проводят экспер-ты по выт-ю нефти водой из образца Гп и опред-т зав-ть для kв и kн. Строят графики-зависимости Б-Л (графики фазовых прониц-ей).

2) Опред-т ф-цию Б-Л: f(S) = kв(S)/[kв(S) + [µв/µн]kн(S)]. Строят график f(S)-S.

3) Опред-ют знач-е диффер-ла ф-ции Б-Л f ‘(S).

4) Строят график f ‘(S)-S.

5) Для каждого года разраб-ки опред-ют знач-е ф-ции f ‘(S) = bhmx/Qвз, Qвз – общее кол-во закач-й воды.

6) Для этого же года разраб-ки, используя график f ‘ (S), опред-т Sв в водный период разработки.

7) Затем с пом-ю найденного Sв опред-т снова ф-цию Б-Л (пункт 2) по физич-му смыслу f (S)= f_н,.

8) на каждый год: Qн =Q_жf_н.

9) на каждый год: Qв =Q_ж-Q_н.

10) на каждый год: Q_ж- ЭГДА или таблица

11) обвод-ть

12) ВНФ

13) накоплен ВНФ

14) КНО

52. М-ка расчета показ-й РНМ инс-та БашНИПИнефть. Общие пр-пы и допущ-я.

Метод основан на поршневом выт-ии нефти водой и учитывает объемную неоднор-ть пластов.

Саттаров предложил заменить реальный пласт моделью, состоящей из трубок тока различной прониц-ти, причем изменение прониц-ти трубок тока подчин-ся закону распред-я прониц-ти по пласту. Возьмем момент времени t, когда по какой-то трубке вода прорвется к скв-е, пусть эта трубка обладает прониц-тью k_m. Прониц-сть трубок по длине одинакова.

Допущения: 1) Пласт сост-т из трубок тока различной прониц-ти;

2) Трубки тока изолир-ны м/у собой;

3) Прониц-ть трубок тока подчин-ся закону распред-я Сатарова;

4) Прониц-ть одной трубки тока постоянна по всей длине;

5) Процесс выт-я поршневой, при этом скор-ть выт-я пропорц-на прониц-ти;

6) Нефтенас-ть трубок тока при выт-ии измен-ся от нач-но до ост-го знач-я, в момент когда прониц-ть трубки тока по Н сан-ся =0.

Если прониц-ть i-ой трубки больше прониц-ти k_m (k _i > k_m), то по этой трубке в скв-ну поступает вода, а в трубках с k _i< k_m в скважину поступает нефть. Т. к. в общем случае 0 < k _i <  то во всех трубках, где k _i  [0, k_m ] в скважину течет нефть, и в трубках у которых k _i  [ k_m , ] поступает вода:

где k_Н - средняя абсолютная прониц-ть трубок тока по кот-м поступает нефть; k_В - ср-я абс-я прониц-ть трубок тока по кот-м поступает вода; k’_В - относ-я прониц-ть воды при присутствии остаточной нефти.

Отсюда, после ряда преобразовании, можно найти долю нефти в добываемой жидкости:

где ₀ - коэфф-т подвижности подвижность воды

Но для решения этих Ур-и необх-о знать на каждый момент времени k_Н и k_В:

Проницаемость по нефти:

прониц-ть по воде:

Для дальнейших расчетов необходимо уметь определять время, когда по трубке тока с прониц-тью k_m в галерею (скв-у) подойдет вода. Скорость движения воды в трубках тока с прониц-тью k_m:

Но т. к. мы имеем поршневое выт-е, то W_Н = W_В, совместно решая эти Ур-я, исключаем неизвестные пары и находим ср-ю скорость дв-я:

Проинтегрировав данное выр-е в пределах от 0 до L и от 0 до t найдем время подхода воды:

Но данный подход не удобен, поэтому вводим безразмерное время:

Если принять, что q_Ж=const, и принять во внимание что q_Ж = q_Н + q_В и проведя ряд преобразовании окончательно получим:

Из последней ф-лы видно, что как доля нефти в добываемой жидкости, так и безразмерное время  является функциями одного и того же параметра k_m, т. е. каждому значению k_m соответствует определенное значение f_H - доли нефти и безразмерное время . Если это так, очевидно существует определенная связь между f_H и . Величина  связана со сроком разработки, следовательно, зная срок разработки можно вычислить долю нефти в добываемой жидкости в зависимости от .

Строим график

Далее рассчитываются значения τ, как ф-ция времени для каждого ряда.

По найденным значением τ используя график находим f_Н

Находим дебиты рядов по годам Q_H=Q_i* f_нi; м³/год ,Q_в=Q_i* f_вi; м³/год

Результаты расчетов дебитов нефти и воды суммируются по годам и находится накопленные значения дебитов нефти и воды. Расчеты ведутся до достижения обводненности 98%

Недостатками методики являются:

1) Примен-я расчетная модель пласта не соотв-ет реальным условиям, т.к. реально прониц-ть измен-ся хаотично;

2) Верт-й границы раздела м/у Н и В не сущ-ет;

3) Процесс выт-я явл-ся поршневым.