3. Граничные условия

Для постановки конкретной задачи фильтрации нефти и воды в пористой среде кроме уравнений (9)-(10) необходимо сформулировать граничные и начальные условия.

Граничные условия: - на непроницаемой границе (13)

где n- направление нормали.

На проницаемой границе надо задавать либо давление , (13)

либо расход жидкости

Граничные условия по насыщенности задаются в зависимости от того, втекает или вытекает жидкость через эту границу. Если жидкость вытекает через границу, то граничные условия по насыщенности не требуется задавать. Если жидкость втекает через границу, то должно быть задано значение насыщенности на этой границе. Кроме границ залежи необходимо задавать условия на скважинах. Они могут иметь вид:

- на скважине задано давление Р_скв

- на скважине задан дебит жидкости q_скв

По насыщенности для добывающей скважины задание насыщенности не требуется. На нагнетательной скважине обычно задают максимальное значение водонасыщенности, которое входит в фазовую проницаемость.

4. Начальные условия:

При t=0 задаются начальное распределение давления и водонасыщенности во всех точках пласта. Постановка задачи сводится к определению функции насыщенности и давления в каждой точке пласта для любого момента времени, удовлетворяющие вышеприведенным уравнениям, начальным и граничным условиям.

39. Методика расчета технологических показателей разработки (методика ТатНипИнефть).

Основана на модели слоистого, зонально-неоднородного пласта. Позволяет рассчитывать динамику годовой добычи нефти и жидкости по объекту разработки в целом. По данной методике невозможно получить карту распределения закачиваемой воды и остаточных запасов нефти. Для выполнения расчетов требуется след. Исх. данные.

1.Карта размещения нагнетательных и добывающих скважин , и общее число скважин n₀.2.Балансовые запасы нефти Q_б, тыс. т. 3.Площадь нефтеносности S, м²4.Коэф-ты продук-ти ск-н,. Он вычисляет путем деления фактически замеренного дебита нефти скважины на ∆Р =Р_лл –Р_з 5. Вязкости и плотности нефти в ластовых условиях и закачиваемый воды μ_н, μ_в, мПа·с ; ρ_н, ρ_в, м³/т 6. коэ-т экспл. скважин, ξ_э, д.е.7.Коэф-т выт-я н. водой, К_выт,, д.е. 5.Средний ∆Р в доб-их скв-ах 7. предельная обводненность, при которой будут отключаться добывающие ск-ны А₂, д.е, 8. Гистограмма распределения проницаемости по отдельным пропласткам.

Подготовка исходных геолого-физических данных. 1. Определение зональной неоднородности пласта.

Зональная неоднородность пласта определяется с помощью коэффициента вариации

, (Х.2)

где n – общее число замеров продуктивности (дебита) скважин; Кi - продуктивность (дебит), соответствующая i-му замеру.

Расчет показателей разработки

1. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,

, (Х.3)

где  - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности); - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

.

Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, 

. (Х.4)

2. Определяем функцию относительной производительности скважин ()

. (Х.5)

3. Определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи (q0)

q0=365_эК_срn0p, (Х.6)

где p – принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.

Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

1. Подвижные запасы нефти (Qп) Qп = QбК1К2 (Х.7)

где Qб – балансовые запасы нефти; К1 – коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин, К1 = 1 – аS,

а – постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5; S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км2; К2 – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды). Этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.

Амплитудный дебит – это возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) разбуривании всех скважин (n0) и осуществлении необходимых технических мероприятий.

2. Расчетная послойная неоднородность пласта

, (Х.8)