Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Laboratornaya_rabota__4_po_ORNGM

.pdf
Скачиваний:
16
Добавлен:
16.02.2020
Размер:
1.23 Mб
Скачать

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 4

РАСЧЕТЫ ПО ЗАМЕНЕ РЕАЛЬНОЙ ФОРМЫ ЗАЛЕЖИ КОЛЬЦОМ ИЛИ ПОЛОСОЙ

Нефтяные залежи не имеют в плане правильной геометрической формы. Процесс разработки залежи неправильной геометрической формы аналитически не может быть рассчитан вполне точно.

Поэтому задача может быть решена в двух направлениях. Можно получить точное решение при помощи электрического моделирования процесса фильтрации. Для приближенного решения задачи возможна аппроксимация истинной формы залежи такими формами или частями форм и их сочетаниями, которые поддаются аналитическому расчету.

Как показали соответствующие исследования, во многих случаях можно заменить истинную форму залежи правильной геометрической формой, соблюдая при этом известные правила, позволяющие получить результаты расчетов с возможно меньшей погрешностью.

Способ аппроксимации может быть различным в зависимости от целевого назначения гидродинамических расчетов. Так, для предварительной схемы разработки можно применять менее точную аппроксимацию, чем для проекта.

Методика гидродинамических расчетов наиболее простая и лучше всего разработана для двух форм залежей: полосовой и круговой.

Под полосовой залежью подразумевают залежь, лежащую между двумя параллельными прямыми, простирающимися по обе стороны неограниченно. Этими прямыми линиями могут являться либо контур нефтеносности литологического или тектонического экрана, либо два контура нефтеносности, либо линии разрезания залежи водонагнетательными скважинами.

Круговая залежь ограничена контуром нефтеносности правильной круговой формы.

Часто овальную форму залежи представляется целесообразным преобразовывать в залежь, имеющую форму кольца. При этом необходимо соблюдать следующее правило. Длина внешнего периметра кольца должна быть равна длине расчётного контура нефтеносности, а площадь кольца – площади реальной залежи в пределах расчётного контура нефтеносности.

Как показали сравнения решений, полученных на электроинтеграторе, с гидродинамическими расчетами, замена реальной формы залежи кругом дает хорошие результаты при отношении длин осей залежи 3 : 1 и меньше. При большем отношении длин осей для расчета целесообразно заменить реальную залежь полосовой.

4.1. Краткая теория

Нефтегазовые залежи, как правило, имеют сложное геологическое строение. Реальные залежи характеризуются:

1) сложной формой контуров нефтеносности;

1

2)большой неоднородностью, то есть изменчивостью физических характеристик пласта;

3)большой толщиной;

4)изменчивостью физических характеристик нефти, газа и воды и т. д. Сложный характер изменения реальных условий разработки невозможно

полностью учесть при проведении гидродинамических расчетов. Поэтому прибегают к составлению расчетных схем, моделей, которые более или менее приближенно отражают реальную картину строения залежи.

Модель пласта следует, конечно, отличать от его расчетной схемы, которая учитывает только геометрическую форму пласта. Например, моделью пласта может быть слоисто-неоднородный пласт. В расчетной же схеме пласт при одной и той же его модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейный пласт и т. д.

Схематизацию условий разработки проводят по следующим факторам:

1)по форме контуров нефтеносности;

2)по количеству контуров нефтеносности;

3)по физическим характеристикам пласта;

4)пространственную задачу сводят к плоской задаче, путем замены давления

в пласте приведенным пластовым давлением.

Реальная залежь может иметь самые различные формы контура питания.

Для гидродинамических расчетов любая конфигурация залежи должна быть приведена к более правильной геометрической форме. Таким образом, схематизация форм залежей сводится к замене залежи сложной конфигурации полосой, кольцом, кругом или соотношением этих простейших геометрических фигур.

Если залежь, для которой проводят гидродинамические расчеты, имеет вытянутую овальную форму (рисунок 4.1.а) с соотношением осей (В:А) > 3 (где В – длина залежи; А – ширина залежи), то такая залежь схематизируется равновеликой по площади полосой. На полосе ряды эксплуатационных скважин параллельны.

На схеме и на залежи должно быть одинаковое число скважин и рядов. Расстояние между рядами и скважинами на схеме обычно несколько занижены по сравнению с расстояниями на залежи. Определяемые дебиты скважин будут также занижены, так как чем ближе скважины друг к другу, тем больше степень их взаимодействия.

Если овальная залежь имеет соотношение осей (В:А)<3, то ее схематизируют равновеликим по площади кольцом или кругом (рисунок 4.1.б), имеющим тот же периметр контура нефтеносности, что и на карте.

Реальную залежь заменяют кольцевой, если скважины стягивающего ряда расположены в линию. Если же вместо стягивающего ряда будет проектироваться стягивающая единичная скважина, то реальную залежь заменяют круговой.

На схеме ряды скважин размещаются концентрическими окружностями. Площадь между начальным контуром нефтеносности и первым рядом скважин, а также площади между последующими рядами на карте залежи и на схеме должны быть одинаковыми. Таким образом, последний ряд скважин расположенный по оси структуры, на схеме будет представлен окружностью, внутри которой пласт

2

отсутствует. Тогда запасы реальной залежи и круга будут, с определенной степенью достоверности, равными.

На схеме и на карте должно быть одинаковое число рядов и скважин. Дебиты на первых этапах разработки будут несколько занижены по сравнению с реальными, а на последних – завышены, но в среднем не очень отклоняются от фактических данных.

Рисунок 4.1 – Фактическая и схематизированная залежь нефти при условиях В:А>3 (а) и В:А<3 (б).

Если реальная залежь нефти имеет сложную конфигурацию (рисунок 4.2.а), то ее можно схематизировать несколькими элементами правильных геометрических форм, например полосой и кругом.

Заливообразные залежи, встречаемые в нефтеносной провинции Краснодарского края (рисунок 4.2.б) можно схематизировать сектором. Гидродинамические расчеты в этом случае выполняются для полного круга, а затем по дебитам скважин выделяется доля, приходящаяся на сектор.

1 – контур реальной залежи; 2 – контур схематизированной залежи Рисунок 4.2 – Примеры схематизации залежей нефти

сложных геометрических форм простыми формами

Осуществляя схематизацию, следует соблюдать выполнение определенных условий:

1.Запасы схематизированной залежи должны быть равны запасам реальной залежи. Если толщина и коллекторские свойства пласта меняются по площади залежи несущественно, то условие равенства запасов реализуется через равенство площадей схематизированной и реальной залежей.

2.Периметр реальной и схематизированной залежей должен быть одинаков.

3

3. Число скважин и рядов схематизированной и реальной залежи должно быть одинаковым.

Схематизации залежей нефти по форме должна предшествовать работа по схематизации водонефтяного контакта и контура питания залежи.

Реальная залежь характеризуется двумя контурами нефтеносности: внешним и внутренним. Вместо них проводят расчетный ВНК, который располагают между ними. На рисунке 4.3 приведен расчетный контур нефтеносности, находящийся между внутренними а , , b , , с , и внешними а, b, с контурами. Местоположение расчетного контура нефтеносности устанавливается путем геометрического построения после определения соотношения мощностей нефтеносной hН и водоносной hВ частей пласта в момент остановки скважин внешнего ряда с заданным процентом обводнения, по соотношению:

 

hН

 

Н

 

кВ

 

μН

,

(4.1)

 

 

 

 

 

 

hВ

 

В

 

к

μВ

 

где н,

в - доля нефти и воды в общем дебите скважины, при которых они

отключаются (определяются из экономических и геологических соображений); кВ – фазовая проницаемость для воды в зоне замещения нефти водой;

к – проницаемость пласта; μН – вязкость нефти в пластовых условиях;

μВ – вязкость воды в пластовых условиях.

Условие правильного проведения расчетного ВНК контролируется проверочным расчетом по равенству запасов нефти реальной и схематизированной залежи внутри расчетного ВНК. Запасы нефти определяют по средним параметрам пласта с использованием формул объемного метода расчета запасов.

За контур питания в условиях водонапорного режима принимается линия, соответствующая выходам пласта, откуда он пополняется поверхностными водами (рисунок 4.3), или линия, на которой расположены нагнетательные скважины. При питании залежи со всех сторон контур питания можно принять круговым, при питании залежи с одной стороны или с двух противоположных сторон — прямолинейным.

При схематизации залежи вводится расчетный приведенный контур питания, по которому можно определить средний дебит рядов скважин и среднюю скорость перемещения контура нефтеносности на каждом этапе разработки в предположении, что вязкости нефти и воды (газа) одинаковы и проницаемость пласта постоянна. Формулу для его расчета получают из условия равенства дебитов скважин и времени разработки залежей.

При расчетах давление на приведенном контуре питания условно принимают равным давлению на истинном контуре питания.

4

Рисунок 4.3 – Расчетный контур нефтеносности

4.2. Цели и задачи лабораторной работы

Целью лабораторной работы является изучение методики расчетов по замене реальной формы залежи правильной геометрической формой (кольцом или полосой).

Задачи лабораторной работы:

1)изучение принципов и правил, выполняемых при схематизации залежи;

2)расчет параметров залежи, схематизированной полосой;

3) расчет параметров залежи, схематизированной кольцом;

4) сравнение фактических и расчетных параметров залежи.

4.3. Порядок выполнения работы

Выполнение лабораторной работы осуществляется в соответствии с индивидуальным вариантом задания, устанавливаемым преподавателем. Варианты заданий приведены в таблицах.

Построить теоретическую модель расчётной залежи (на миллиметровой бумаге, в масштабе, для полосовой и кольцевой схемы).

Результаты расчетов привести в сводной таблице. Результаты расчетов проанализировать и сделать выводы.

4.4. Пример решения задачи по схематизации полосовой залежи

При решении этой задачи на реальной залежи (на структурной карте) в соответствии с выбранной сеткой размещают добывающие и нагнетательные скважины. Определяют длины рядов скважин и контуров нефтеносности, рассчитывают площади нефтеносности и объемы нефтенасыщенных пород в каждом характерном элементе залежи: внутри контуров нефтеносности и между рядами скважин. Определяют среднее значение нефтенасыщенных толщин пласта.

5

Эта величина может быть найдена как средняя арифметическая при небольшом количестве скважин. При большом объеме исходных данных за среднюю толщину нефтеносного пласта можно принять средневзвешенную толщину по площади или математическое ожидание.

Задача.

Привести залежь А с размещенными на ней скважинами к расчетной схеме полосовой залежи (рисунок 4.4.а).

Исходные данные:

Длина залежи в = I0 км, ширина а = 2,5 км. Площадь залежи внутри контура нефтеносности S = 22 км2. Расстояние от контура нефтеносности до первого ряда скважин L1 = 500 м, расстояние от первого ряда до второго L2 = 500 м, расстояние от второго до третьего ряда L3 = 300 м. Расстояние между скважинами в рядах:

1 2

4

5

500 м;

3 300 м.

Общий объем нефтенасыщенных пород в пределах внешнего контура нефтеносности Vобщ = 234,74 106 м3, объем пород между внешним контуром и первым рядом V1, между пятым рядом и внешним контуром V6 одинаковы и равны 53,35 106 м3; между первым и вторым рядами V2, а также между четвертым и пятым рядами V5 одинаковы и равны 42,68 106 м3, объем пород между вторым и третьим рядами V3, третьим и четвертым рядами V4 равны,V3=V4=21,34 106 м3. Длины рядов скважин равны, м: В1 = 10,4; В2 = 8,3; В3 = 6; В4 = 8,7; В5 = 11.

Количество скважин в рядах: n1 = 21; n2 = 16; n3 = 20; n4 = 17 и n5 = 22.

На залежи пробурено 10 разведочных скважин, в которых были определены нефтенасыщенные толщины пласта и получены следующие данные, м: 9,4; 9,8; 10,6; 11,75; 12,24; 8,04; 8,65; 13,50; 12,37 и 10,35.

Решение.

Составление расчетной схемы полосовой залежи производится в следующей последовательности.

1.Определяют отношение в:а. В данном случае оно равно 4. Поэтому в соответствии с вышеприведенными рекомендациями реальную залежь следует заменить полосовой залежью.

2.Определяют среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта. В данном случае из-за малости объема информации среднюю толщину пласта находим как среднеарифметическую, она равна h = 10,67 м.

3.За ширину расчётной залежи принимаем среднюю длину рядов скважин:

B

Bi

 

10,4 8,3 6,0 8,7 11,0

8,88 км .

(4.2)

N

5

 

 

 

 

4. Исходя из равенства объемов нефтенасыщенных пород в соответствующих элементах залежи, находим расстояния между рядами скважин по формуле

L

Vi

;

(4.3)

B h

i

 

 

 

 

 

 

6

 

 

а) б)

а – реальная залежь; б – расчетная схема Рисунок 4.4 – Схематизация формы залежи

 

 

 

V

 

 

53,35 106

L1 L6

 

 

i

 

 

 

 

 

 

563,06 м;

B h

8,88 103

 

 

 

 

 

10,67

 

 

 

V

 

 

42,68 106

L2 L5

 

 

i

 

 

 

 

 

450,45 м;

 

B h

 

8,88 103

 

 

 

 

 

 

 

10,67

 

 

 

V

 

 

21,34 106

L3 L4

 

 

i

 

 

 

 

 

225,23 м.

 

B h

 

8,88 103

 

 

 

 

 

 

 

10,67

5. Из условия равенства количества скважин в рядах на карте и на схеме определяем расстояние между скважинами в рядах 2 I по формуле

7

B

.

(4.4)

i

ni

 

Получим: 2 1 = 423 м; 2 2 = 555 м; 2 3 = 444 м; 2 4 = 522 м; 2 5 = 404 м.

По результатам расчётов строим схему модели пласта (рисунок 4.4,б), которая будет использована при проведении гидродинамических расчётов.

4.5. Пример схематизации залежи круговой формы

Овальную залежь в зависимости от степени вытянутости можно заменить круговой или кольцевой и тем самым упростить гидродинамические расчеты. Такая замена возможна, если соотношение осей овала в:а < 3. При этом необходимо соблюдать следующее правило. Длина внешнего периметра кольца должна быть равна длине расчетного контура нефтеносности, а площадь кольца – площади нефтеносности в пределах контура. Основные геометрические размеры модели залежи можно определить исходя из равенства объемов нефтенасыщенных пород.

Задача.

Привести залежь «Б» с размещенными на ней скважинами к круговой расчетной схеме (рисунок 4.5.а).

Исходные данные: на залежи проектируется пробурить четыре ряда добывающих скважин, в том числе один линейный стягивающий ряд.

Основные характеристики залежи «Б»:

 

 

Общий объем нефтенасыщенных пород, Мм3

-

309,65.

Объем нефтенасыщенных пород V, Мм3:

 

 

- в пределах внутреннего контура нефтеносности, Vн

-

248,52;

- в пределах первого ряда, V1

-

204,34;

- в пределах второго ряда, V2

-

105,24;

- в пределах третьего ряда, V3

-

39,35.

Длина стягивающего ряда, м

-

1600.

Количество скважин в рядах: n1 =33; n2 = 23; n3 =15; n4 =3.

 

Длина большой оси овала (залежи), км

в =14.

Длина малой оси овала (залежи), км

а = 6.

На залежи пробурено 15 разведочных скважин, в которых определены значения нефтенасыщенной толщины пласта. Они оказались равными 12,6; 13,2; 13,6; 12,1; 11,5; 13,7; 14,1; 12,5; 10,9; 8,5; 11,5; 14,5;11,8; 12,9 и 9,7 м.

Решение.

1.Реальную залежь заменяем кольцевой. Это исходит из того, что скважины стягивающего ряда расположены в линии. В таких случаях считается целесообразным заменить реальную залежь, имеющую овальную форму, кольцевой. Если вместо стягивающего ряда будет проектироваться стягивающая единичная скважина, то реальную залежь заменяют круговой.

2.Определяем среднюю нефтенасыщенную толщину пласта:

8

 

 

 

hcp

 

12,6 13,2 13,6 12,1 11,5 13,7 14,1 12,5 10,9 8,5 11,5 14,5 11,8 12,9 9,7

 

(4.5)

hcp

 

12,21м

N

 

 

15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Определяем радиус стягивающего внутреннего ряда R4

скважин по

формуле:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

R

4

 

Lc

 

1600

509,55 м .

 

(4.6)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

π 3,14

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а – реальная залежь; б – расчетная схема Рисунок 4.5 – Схематизация формы залежи

4. Рассчитываем радиусы рядов скважин Ri, из условия равенства объёмов нефтенасыщенных пород в соответствующих элементах реальной и расчётной схем, по общей формуле

R

 

 

 

Vi

R 2

,

(4.7)

i

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

πhcp

 

 

где Vi – объём нефтенасыщенных пород в пределах ряда с радиусом Ri:

9

 

 

 

 

 

 

V

 

 

 

 

 

 

 

 

39,35 106

 

 

 

R

 

 

3

 

 

R 2

 

 

 

 

 

 

509,552

1134 м;

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

πh cp

4

 

 

 

 

3,14 12,21

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

105,24 106

 

 

 

 

 

 

 

 

V

 

 

 

 

 

 

 

 

 

R

 

 

2

 

 

R 2

 

 

 

 

 

 

 

509,552

 

1733м;

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

πh cp

4

 

 

 

3,14

12,21

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

204,34 106

 

 

 

 

 

 

 

 

V

 

 

 

 

 

 

 

 

 

R

 

 

 

1

 

R 2

 

 

 

 

 

 

 

509,552

 

2364 м;

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

πh cp

4

 

 

 

3,14

12,21

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

248,52 106

 

 

 

 

 

 

 

 

V

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

R

 

 

 

H

 

 

R 2

 

 

 

 

 

 

 

 

509,552

2596 м.

H

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

πh cp

4

 

 

 

 

3,14 12,21

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Радиус внешнего контура нефтеносности определяется из следующей очевидной формулы для расчёта общего объёма нефтенасыщенных пород Vобщ:

V

 

1

πh R 2

R 2 R

 

R

 

πR 2 h

 

.

(4.8)

 

B

H

cp

общ

3

B

H

 

 

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Решая последнее уравнение относительно RB, получим

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

2

 

 

3Vобщ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

R H

R H

4 R H 3R 4

 

 

 

 

 

 

πh cp

 

 

 

R B

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.

 

(4.9)

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подставив численные значения входящих в формулу

параметров, получим

RB = 2748 м.

5. Определяем расстояние между скважинами в рядах 2 i на расчётной схеме:

1

 

2 R1

 

 

6,28 2364

449,88 м;

 

 

n1

 

33

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

2 R 2

 

 

 

 

6,28 1733

473,18 м;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

n 2

 

 

 

 

23

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

2 R 3

 

 

 

6,28 1134

474,77 м;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

n3

 

 

 

 

15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

 

2 R 4

 

 

6,28 509,55

1066,66 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

n 4

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По полученным данным линейных размеров залежи составляем расчётную гидродинамическую схему залежи (рисунок 4.5.б).

Задача для самостоятельного решения по схематизации полосовой залежи

Задача 4.1. Привести реальную залежь «А» с размещенными на ней скважинами к расчетной схеме полосовой залежи (рисунок 4.4). Найти основные размеры расчетной залежи по исходным данным, приведенным в таблицах 4.1, 4.2 и на рисунке 4.4,а. Построить теоретическую модель расчетной залежи. Результаты расчетов привести в сводной таблице.

10

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.