2.Обоснование дебитов жидкости в условиях жестко водонапорного режима

1. Оценка дебитов при однорядной системе размещения скважин

Рис.1. Схематизация фильтрационных потоков в однорядной системе

Для легкости восприятия примем фильтрующиеся жидкости цветными, то есть фазовые проницаемости, динамические вязкости для нефти и воды равны

Приводимые далее выражения справедливы при условии, что .

Внутренние сопротивления при течении жидкости вблизи нагнетательной скважины рассчитываются при условии, что плоско-радиальный поток сменяется плоско-параллельным на удалении от скважины . Это получается из предположения, что полупериметр окружности обращенной вовнутрь элемента равен расстоянию между скважинами в ряду, то если формирующемуся прямолинейно-параллельному фронту вытеснения

Таким образом, внутренние фильтрационные сопротивления вблизи нагнетательной скважины при условии плоско-радиального течения будут равны:

Внешние фильтрационные сопротивления между рядом нагнетательных скважин и первым рядом добывающих скважин будут равны

где

Внутренние сопротивления вблизи добывающих скважин первого ряда при изменении типа течения жидкости

Перепишем выражения для потерь давления

.

При условии движения реальных жидкостей в выражении изменятся фильтрационные сопротивления учитывающие динамические и фильтрационные свойства фаз, а также положение фронта вытеснения нефти водой.

Задача 1:

1) Определить входной дебит жидкости; 2) Оценить объем геологических и подвижных запасов; 3) Оценить влияние расстояния между рядами скважин и скважинами в ряду на входной дебит и объем подвижных запасов; Итоговые показатели представляются в поверхностных условиях в тоннах.

Исходные данные: Фронт нагнетаемой воды находится в зоне радиального потока нагнетательной скважины; Учесть фазовые и динамические характеристики для нефти и воды; В добывающей и нагнетательной скважине проведен большеобъемный ГРП, при расчетах использовать приведенный радиус скважины учитывающий скин-фактор .

Абсолютная проницаемость пласта	= 1 мД
относительная проницаемость по нефти	= 0,6
по воде	= 0,3
Эффективная нефтенасыщенная толщина	= 10 м;
Расстояние между рядами	= 400 м
между скважинами в ряду	=500
скин-фактор	= -6;
Радиус скважины по долоту	= 0,1м,
Динамическая вязкость нефти	=0,8 сПз
воды	=0,4 сПз
Начальная нефтенасыщенность	0,46 д.ед
Остаточная нефтенасыщенность	0,3 д.ед.;
Пористость	=0,145 д.ед
Забойное давление нагнетательной скважины	= 420 атм,
добывающей скважины	=80 атм;
Плотность	=0,85 т/м3;
Объемный коэффициент	=1,2 д.ед.
Коэффициент охвата	0,6 д.ед.

Необходимо знать: Перевод единиц в систему СИ: 1мД=10^-15 м²; 1сПз=1*10^-3 Па*с; 1 атм= 10⁵ Па.

- фазовая проницаемость по нефти, м²;

- объем геологических запасов нефти в поверхностных условиях, т;

- коэффициент вытеснения, д.ед.;

- объем подвижных запасов нефти, т;

Совет:

При расчете формулу определения дебита разделить на слагаемые 1) учитывающее внутреннее сопротивление при радиальном течении воды в зоне нагнетания ; 2) внешнее сопротивление при прямолинейном течении нефти ; 3) внутреннее сопротивление в зоне радиального потока добывающей скважины ; 4) перепад давлений между рядами нагнетательных и добывающих скважин .

При анализе влияния расстояния между рядами учитывать изменение радиуса радиального течения принимая во внимание, что будут варианты, в которых отсутствует участок прямолинейно параллельного течения . В таких вариантах принимать и .