1 Таблицы к. А. Царевича—см. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974.

Однако эти условия для данного режима разработки залежей не реальны. Опыт их разработки указывает на непрерывное снижение дебитов нефти по скважинам во времени, связанное в основном с уменьшением фазовой проницаемости пласта для нефти (при сни­жении давления ниже давления насыщения и росте насыщенности пор пласта свободным газом).

В связи с этим целесообразнее задавать по скважинам при ре­жиме растворенного газаснижающийсядебитвовремени. Л. С. Лей-бензоном при упрощенных исходных предпосылках была полу­чена формула изменения дебита скважины в общем виде

q_H(t) = me~^ct, (И 1.48)

где т, с — постоянные коэффициенты.

Справедливость данной зависимости подтверждена отечественной и зарубежной практикой эксплуатации скважин при режиме рас­творенного газа.

Балансовое уравнение истощения удельного нефтенасыщен-ного объема залежи при режиме растворенного газа записывается в виде

t

Q_H%o ₌ QhSkI ₊ Г _qa{t)_dt'_t (Ш.49)

Шв (Рко) Ш„ (р_к1-) J

где p_Kh s_Kl — давление и насыщенность пор пласта нефтью в момент времени t.

Установившийся дебит нефти по скважине в соответствии с решением М. М. Глоговского определяется по формуле

2nkh (Я_к — Н_с) (Ш.50)

In ^R* ¹ '

In----2"

В формуле (III.48) при t = 0 т. = <7_начн, т. е. это будет дебит нефти по скважине при давлении в залежи р_нас.

Следовательно, для совместного решения уравнений (II 1.49) и (II 1.48) необходимо определить коэффициент с.

Проинтегрируем уравнение (III.49), подставляя в него значе­ние q_H (t) по t в пределах от 0 до t_K0H (срок разработки залежи при режиме растворенного газа) и по р_к в пределах от р_нас до р_ккон (конечное давление в залежи к концу ее разработки).

Ш Л _сХ_м)_п Г %(Рнас) S_K (Рккон) ] (III.51)

6 4 Н[.Шн(Рнас) Шн (Рккон) j

В левой части полученного уравнения, представляющей суммар­ную добычу нефти в объемных единицах (при нормальных усло­виях), второй член в скобках можно определить по значению пре­дельно рентабельного дебита нефти скважины, зависящей от ее глубины.

?нп_Р(^скв) = те-^°н. (П 1.52)

Рис. III.11. Зависимость АН(р_к1) для опре­деления конечного давления в залежи при режиме растворенного газа

Таким образом, в уравнении (111.51) не известны коэффициент с и р_ккон. Значение р_ккон для кон­кретной залежи нефти можно рас­считать, если отключить скважину при р_с = 1 кгс/см^? при дебите

Qh пр (^-скв)-

Рассчитаем изменение Н для рассматриваемой залежи при изме­нении р_к до 10 кгс/см², предполагая, что <7_нпр диапазоне,

ЈL /«2

2

Показатели разргботки в целом по залежи нефти при режиме растворенного газа, исходя из расчетов для удельной площади дренажа (для средней скважины), определяются следующим об­разом.

1. Дебит нефти (после расчета изменения дебита нефти по сква­жине во времени при известном значении с) из соотношения

<2нзал(0=<7н(ОЯскв. (III.58)

2. Изменение давления в залежи рк во времени и срок ее раз­работки (для рККон) — по формуле (III.55).

3. Изменение забойного давления на скважинах во времени — по формуле (III.56) при известной зависимости pKi (t).

4. Газовый фактор по скважинам и залежи определяется по формуле (II 1.44) в зависимости от p_Ki (^).

Если ввод скважин рассредоточен на сравнительно короткое время (до 1—2 лет), то рекомендуемый подход допустим, если в со­отношение (II 1.58) подставить дебиты нефти от начала включения скважин в эксплуатацию.

По особенностям развития процесса разработки наиболее близко к режиму растворенного газа подходит режим вытеснения газированной нефти водой (который иногда называется смешанным режимом).

На основании многочисленных отечественных и зарубежных лабораторных исследований установлено, что при вытеснении частично разгазированной нефти из пластов водой по сравнению с вытеснением однофазной нефти достигаются следующие преиму­щества.