1275

В случае если обучающийся желает более глубоко изучить во­ прос о повышении извлечения нефти из пластов путем очагового заводнения, ему рекомендуется самостоятельно подготовить про­ грамму расчета на ЭВМ процесса вытеснения нефти водой из изо­ лированных участков пласта различной формы.

З а д а ч а 3.26Н. Провести на одном из реальных или вымыш­ ленных нефтяных месторождений, отличающихся неоднородным строением продуктивного пласта, изучение влияния параметра плотности сетки скважин sc на коэффициент охвата пласта завод­ нением Т)2.

Выявить в количественной форме зависимость т]2 от sc для изу­ чаемого месторождения.

У к а з а н и е . Для решения поставленной задачи необходимо провести следующее.

1. Использовать реальные или вымышленные карты зональ­ ного распространения по площади месторождения отдельных изо­ лированных пропластков, выявить или задать линзы, участки, изолированные от основной части дизъюнктивными нарушениями, и т. д.

2 . Основываясь на проектируемой схеме расположения сква­ жин на месторождении, провести наложение этой схемы на пло­ щадь разрабатываемого пласта, задаваясь различными значениями параметра плотности сетки скважин sc. При этом если в пределах какой-либо линзы или иного изолированного участка пласта по­ мещается не менее одной добывающей и одной нагнетательной скважины, данная линза или участок считаются вовлеченными в разработку. Специально обосновываются значения коэффициен­ тов охвата и вытеснения.

Если же на линзу или участок не «попадает» хотя бы одна на­ гнетательная или одна добывающая скважина, то запасы такой линзы или изолированного участка рассматриваются как нераз­ рабатываемые. Отношение вовлеченных в разработку запасов нефти месторождения к полным его геологическим запасам и пред­ ставляет собой коэффициент охвата месторождения разработкой г|2.

Из общих соображений следует, что при сгущении сетки сква­ жин вероятность одновременного попадания и нагнетательной, и добывающей скважин на каждый изолированный участок место­ рождения возрастает. Поэтому и возникает зависимость ri2 от sc.

3. По результатам нескольких наложений схемы расположе­ ния скважин при различных sc на площадь месторождения необ­ ходимо определить количественную связь т]2 и sc.

Рекомендуется обрабатывать полученную указанным выше спо- —as

мого с применением заводнения обособленного участка месторож­ дения, отдельного пласта или месторождения в целом зависимости

усредненных относительных проницаемостей для нефти kH(s) и

121

воды k B (s) как функции средней водонасыщенности s .используя

фактические данные о зависимости средней обводненности v про­ дукции от текущей нефтеотдачи т| для рассматриваемого объекта.

У к а з а н и е . Обозначим GOCT— геологические запасы нефти,

содержащиеся в рассматриваемом объекте (участке, пласте, место­ рождении) в данный момент времени (остаточные запасы), a G0 —

первоначальные геологические запасы. Тогда

G0= V m ( l — ScB) y B,

Goer= Vm (l —s) yH,

где V — объем объекта; m — пористость; ун— удельный вес нефти;

So, — насыщенность связанной водой.

Имеем следующее выражение для текущей нефтеотдачи пласта:

Усредненные относительные проницаемости представим в следую­ щей форме:

где s* — средняя по рассматриваемому объекту водонасыщенность, при которой проницаемость для нефти равна нулю.

Обозначим

x = - i = L . .

S * — «СВ

Для средней обводненности продукции v„ получаемой ш объекта, имеем следующее выражение:

122

объем свободного газа в пласте составит G»bHOr „„ а общее коли­ чество газа с учетом объема, растворенного в нефти,

где Го — начальное газосодержание в нефти.

Если за_рассматриваемый период разработки из залежи добыто

QHr газа (Г — средний за этот период газовый фактор), объем сво­ бодного газа в пласте будет

где Г — газосодержание нефти при текущем давлении в залежи. Уменьшение объема свободного газа в пласте определится раз­ ностью между его запасами в начальный момент времени и при те­

кущем давлении:

Так как объем порового пространства в пределах нефтегазовой залежи неизменный в процессе разработки, сумма изменений объемов нефти, свободного газа и воды должна быть равна нулю. С учетом (4.1), (4.2) и (4.3) получим

GH^HO (GH QH) Ьн -j- f'HJGH^HO

- [ Гш°" У +G„Fo— QHT — (G„— Q„) Г1 br = Wa— QBbB. (4.4)

Уравнение в форме (4.4) представляет собой обобщенное выра­ жение материального баланса при разработке нефтегазовой залежи без учета изменения порового объема от давления.

Введем обозначение

Этот коэффициент, зависящий от давления, характеризует из­ менение единицы объема нефти и газа при снижении давления от текущего пластового до атмосферного. Его можно условно назвать двухфазным объемным коэффициентом. Очевидно, что при началь­ ном пластовом давлении, когда Г = Г значение В --= Ьи().

Несложные преобразования уравнения (4.4) с учетом (4.5) при­ водят к расчетной формуле:

в - ь и0+ Г^ - (ЬГ~ Ьго)

bго

!25

Подсчитаем начальные запасы нефти по полученной расчетной формуле. Для этого вначале определим относительный начальный объем газовой шапки и двухфазный объемный коэффициент по со­ ответствующим формулам:

т0,00627

«15,8'10*

За рассматриваемый период разработки коэффициент нефтеот­ дачи при относительном снижении пластового давления на 26,1 %

составил

циент нефтеотдачи при разработке нефтегазовой залежи, характе­ ризующейся отсутствием гидродинамическом связи с пластовым водонапорным бассейном примерно по границе нефтенасыщенной части. Исходные данные взять из предыдущей задачи.

У к а з а н и е . По условиям задачи напор воды законтурной

зовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы за­ лежи иа добычу нефти при разработке нефтегазовой залежи для условий, описанных в задаче 4.1. При этом (% = 15,8- Ш6 м®.

“+ (Г — Я*а])&Л"

Разделив обе части ирадылуивето равенства на правую) его часть:

++ фД/В + ЦГ—Га)М

112®

Числители слагаемых в левой части полученного равенства ха­ рактеризуют соответственно изменение начального объема нефтя­ ной части залежи, начальной газовой шапки и эффективный объем поступившей в залежь воды. Общий знаменатель всех слагаемых выражает пластовый объем суммарной добычи нефти и газа при текущем пластовом давлении. Очевидно, каждое слагаемое пред­ ставляет долю в общей добыче из залежи, получаемую за счет раз­ личных механизмов. В обозначениях Пирсона, который впервые получил уравнение (4.7), запишем

DDI + SDI 4- WDI = 1;

О н [В + ( Т - Г 0) ь г]

По приведенным формулам определим относительные количества нефти, добываемой за счет проявления различных режимов.

Растворенного газа:

равна единице. На рассматриваемый момент времени разработки залежи доминирующей формой пластовой энергии является энер­ гия выделяющегося из нефти растворенного в ней газа. За счет этого фактора добыто 45 % нефти. На долю механизма вытеснения нефти водой приходится 31 % добытой нефти, за счет расширения газовой шапки — 24 %.

З а д а ч а 4.4. Подсчитать начальные запасы нефти, нефтеот­ дачу и определить влияние режимов растворенного газа, газовой шапки и поступления воды в пределы нефтегазовой залежи для

127

—Q B & B , млн. м3

Вычисления выполняются самостоятельно с использованием расчетных формул, приведенных в задачах 4.1; 4.3.

О т в е т .

З а д а ч а 4.5. Определить объем законтурной воды, поступив­ шей в нефтегазовую залежь, разрабатываемую в течение 40 мее (10410е с) при наличии активной водонапорной области. Через 93,6-10® с ( ~ 36 мес) пластовое давление стабилизировалось на уровне рст = 13,6 МПа против р0 = 15,5 МПа в начале разра­ ботки. Характер падения давления показан на рис. 48. К моменту стабилизации давления добыча нефти из залежи также установи­

зированном давлении В = 1,34 м3/м3, объемный коэффициент газа Ьг = 0,00693 м3/м3. Дебит воды составлял qB = 518 м3/сут при объемном коэффициенте воды Ьв = 1,028.

Р е ш е н и е . Очевидно, что при стабилизации пластового дав­ ления суммарный дебит нефти с растворенным в ней газом, свобод­ ного газа и воды компенсируется расходом воды из законтурной области пласта, что можно представить в виде следующего равен­

128

рг МПа

Рис. 48. График изменения давления от времени разработки залежи

/ — пластового давления; 2 — понижения давления относительно начального

С другой стороны, расход воды, поступающей в залежь из во­ доносного бассейна, можно определить приближенно по формуле

= К (Ро Рст)»

где К — константа, характеризующая вторжение законтурных вод или удельный расход воды на единицу падения давления. Она также характеризует продуктивность законтурной области пласта. Будем считать, что эта константа не изменяется в процессе разра­ ботки.

После определения константы К можно подсчитать объем втор­ гающейся в залежь воды к любому моменту времени с начала раз­

Подсчитаем расход воды в стабилизированных условиях раз­

Для определения объема вторгающейся в залежь воды необхо­ димо вычислить интеграл в формуле (4.10). Для этой цели подсчи­ таем площадь, ограниченную кривой 2 (см. рис. 48), осью абсцисс и вертикалью со временем 1204 сут (10410е с). Эта площадь равна 133,27 см2.

Тогда WB = 1,98410~в- 133,27-1013 = 264,4-107 м3.

З а д а ч а 4.6. Подсчитать запасы газа в газовой шапке нефте­ газовой залежи и суммарный отбор газа из нее Qr, обеспечивающий постоянный объем газовой шапки при снижении среднего давле­ ния в залежи от начального р0 = 22,1 МПа до р = 16,1 МПа. Пластовая температура Тпл = 101 °С. Состав газа, молярная доля компонентов и другйе характеристики приведены в табл. 28.

Таблица 28

Gr = Vrm (1 —sCB—s„) = 22,04 • 106• 0,18 (1 — 0,16— 0,06) = = 3,09-106 м3.

Для подсчета относительной плотности газа определим моляр­ ную массу газа. С этой целью перемножим молярную долю каждого компонента на его молекулярную массу, а затем просуммируем полученные результаты. Получим 7ИГ = 19,012. Тогда относи­ тельная плотность газа

19,012

0,656.

28,97

Определим критические давление и температуру газа. Для этого перемножим молярные доли компонентов на соответственно критические давление и температуру каждого из них и найдем сумму. Псевдокритические давления при начальном и текущем пластовых давлениях будут:

Рк (Ро) = 22.1/4,49 = 4,92;

М Р )= 16,1/4,49 = 3,59; Гк = 374/206,4 = 1,8.

130