26. Схематизация условий разработки. Составление расчетных схем. Схематизация водонефтяного контакта и контура питания залежи.

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 3 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.

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.

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. 4

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:

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 дебитовскважин и времени разработки залежей.

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

27. Принцип электрогидродинамической аналогии (ЭГДА). Расчет показателей разработки с использованием метода эквивалентных фильтрационных сопротивлений (для полосовой залежи).

28. Принцип электрогидродинамической аналогии (ЭГДА). Расчет показателей разработки с использованием метода эквивалентных фильтрационных сопротивлений (для круговой залежи).

29. Разработка нефтяных месторождений при жестководонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосовой залежи.

30. Разработка нефтяных месторождений при жестководонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для круговой залежи.

31. Нефтеотдача и газоотдача продуктивных пластов. Факторы, влияющие на нефтеотдачу и газоотдачу.

Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки – нефтеотдача или газоотдача (т. е. степень полноты извлечения нефти или газа). Его характеризуют коэффициентом нефте- или газоотдачи (также используется термин – коэффициент извлечения нефти или газа).

Коэффициентом нефте- или газоотдачи называется отношение количества добытых нефти или газа к первоначальным их запасам в залежи:

Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти.

Конечный коэффициент нефтеотдачи – это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам.

Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Опыт внедрения МУН показывает, что их эффективность в значительной степени зависит от правильного выбора метода для конкретных условий месторождения. Коэффициент нефте- или газоотдачи зависит от многих факторов (природных и технологических). Выделяют три основные группы факторов:

1) геолого-физические (геологическое строение и режим работы залежи; проницаемость и глубина залегания пласта, его толщина, степень неоднородности, текущая нефтенасыщенность, пластовое давление, величина водонефтяной зоны; свойства пластовых жидкостей и газов, такие как вязкость нефти и минерализация пластовой воды, в особенности соотношение вязкости вытесняемой и вытесняющей жидкостей и межфазное натяжение и т.д.);

2) технологические (закачиваемый агент, его концентрация, величина оторочки, количество добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между скважинами, плотность сетки скважин, система разработки, минимально допустимый дебит нефти или газа, интенсивности отбора продукции из пласта и т.п.);

3) технические (обеспечение техникой, оборудованием, их качество, наличие и расположение источников сырья (агента), состояние фонда скважин, климатические условия и т.д.).

Значения коэффициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения) при различных режимах различны:

- водонапорный – 0,5 – 0,8;

- газонапорный (газовый) – 0,4 – 0,6;

- режим растворенного газа – 0,15 – 0,3.

При режимах вытеснения коэффициент нефтеотдачи значительно выше, чем при режиме растворенного газа. В случае действия режима растворенного газа значительная часть энергии расширяющегося газа расходуется на проскальзыва-ние его к забоям скважин без совершения полезной работы по вытеснению нефти. При водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи больше, чем при газонапор-ном, так как вязкость воды больше вязкости газа. Чем меньше отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента, тем больше нефтеотдача.

Даже в очень благоприятных условиях коэффициент нефтеотдачи не приближается к 1 (единице). Это объясняется тем, что граница раздела фаз при вытеснении нефти перемещается из одной точки пористой среды в другую по нескольким каналам разного диаметра. Скорость перемещения этой границы в разных каналах различна вследствие неодинаковых потерь на трение и действия капиллярных сил. Поэтому, когда граница раздела проходит свой путь по одному из каналов, в других каналах часть нефти оказывается защемленной. Обычно с уменьшением межфазного натяжения нефтеотдача увеличивается, так как нефть «защемляется» в порах малого размера.

Конечная газоотдача изменяется от 0,45 до 0,92, чаще всего составляя 0,60 – 0,85. При водонапорном режиме конечная газоотдача ниже, чем при газовом режиме, из-за защемления газа продвигающейся водой.

Чем неоднороднее пласт, тем меньше коэффициенты нефте- и газоизвлече-ния при напорных режимах. Продвигаясь по высокопроницаемым пропласткам и зонам, вытесняющий агент отсекает отдельные нефте- или газонасыщенные участки, затрудняя движение продукции к скважинам.