1275

Глава 2

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ

§ 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ

Для расчета давления в заданных точках или на линиях (конту­ рах) пласта при упругом режиме (задачи 2.1—2.6) используются известные решения задач о притоке жидкости из неограниченного пласта к точечному стоку или к круговому контуру («укрупнен­ ной скважине»).

З а д а ч а 2.1. В неограниченном продуктивном пласте, на­ сыщенном за контуром нефтеносности водой, обладающей вяз­ костью, примерно равной вязкости нефти, пущены в эксплуатацию одновременно две добывающие скважины с равными дебитами. q = 10_3 м3/с. Толщина пласта и его проницаемость в нефтеносной части и за контуром нефтеносности одинаковы и составляют соот­

Требуется определить, как изменяется давление в пласте по сравнению с начальным пластовым на середине расстояния между скважинами спустя 29 сут (25-105 с) после пуска скважин.

Если бы в пласте (в начале координат) находился один точечный сток (рис. 7), то изменение давления в пласте определялось бы по следующей формуле упругого режима:

Однако, согласно условию задачи, в пласте имеются два точеч­ ных стока, причем каждый из них — на расстоянии //2 от начала

32

координат. В этом случае, воспользовавшись принципом супер­ позиции, из формулы (2.1) получаем

(х + //2)2 + у*

4xf;

Из условий задачи следует, что х = О, у = 0. Из предыдущей формулы имеем

Таким образом, z 1. В этом случае можно пользоваться асим­ птотической формулой для функции — Ei (— z) в виде

— Ei (—z) = —0,5772 — lnz.

При z = 2,25-10_3 получаем

=0,165 МПа.

За д а ч а 2.3. Нефтяная залежь, имеющая в плане форму, которую можно представить кругом радиуса R = 500 м, окружена бесконечно простирающейся водоносной областью (рис. 8). В мо­ мент времени t = 0 залежь начали разрабатывать с постоянным

отбором жидкости, составляющим в пластовых условиях q = = 864 м3/сут. Вязкость законтурной воды р = 1 мПа-с, прони­ цаемость пласта в законтурной области k = 0,3-10-12 м2, толщина пласта h = 10 м, х = 1 м2/с.

Рис. 8. Схематизация кон­ тура нефтеносности окруж­ ностью

Рис. 9. Схема залежи, ограни­ ченной прямолинейно-парал­ лельными границами:

1, 1' — непроницаемые границы сбросов; 2 — нефтяная залежь

Вычислить изменение давления на контуре нефтеносности Дркон по сравнению с начальным пластовым давлением через 58 и 116 сут после начала разработки залежи, считая ее скважиной укрупнен­ ного радиуса.

Р е ш е н и е . Для расчета изменения во времени давления на контуре нефтяной залежи, считая ее скважиной укрупненного радиуса, используя аппроксимацию соответствующих решений

34

= 0,039610е Па = 0,0396 МПа.

При /а = 5 - 107 с = 579 сут Дркон 2 = 0,444 МПа. При /3 = 108 с =

q = q = const при t > t*.

В задачах 2.7—2.10 на основе метода материального баланса оп­ ределяем начальные запасы углеводородов, нефтенасыщенность и отношение проницаемостей для нефти и газа в процессе разра­ ботки нефтяных месторождений на режиме газированной жидко­ сти.

З а д а ч а 2.7. Нефтяное месторождение, подстилаемое неак­ тивной водой, разрабатывается при режиме растворенного газа. Начальное пластовое давление р0 = 24,5 МПа. Оно равно давле­ нию насыщения. За некоторый период разработки месторождения

газированной нефти Q„, равное 236,3-104 м3 в стандартных усло­ виях. Средний за рассматриваемый период разработки месторожде­

ния газовый фактор Г = Qr/Qn = 587,7 м3/м3.

Требуется определить на основе.метода материального баланса начальные геологические запасы нефти (в дегазированном состоя­ нии) GH и текущую нефтеотдачу г) к концу указанного периода. Изменение газосодержания Г и объемного коэффициента Ьп нефти показано на рис. 10. Отношение объема газа в пластовых условиях к объему газа в стандартных условиях (объемный коэффициент газа) Ьг = 0,00572 м3/м3.

Р е ш е н и е . Рассмотрим материальный баланс газа. В на­ чальный момент времени при р = р0 объем газа G--p, растворен­ ного в нефти, если его привести к текущему пластовому давлению, был равен GHr 0br.

При отборе объема газа С}нГЬг, приведенного к тому же теку­ щему пластовому давлению, в пласте остался объем газа, равный

36

Рис. 10. Зависимости газосодержания и объемного коэф­ фициента нефти от давления

Рис. 11. Зависимости газосодержания и объемного коэф­ фициента нефти от давления

Рис. 12. Зависимость Ьг, Г и Г от давления и изменение на­ копленного отбора, нефти от времени разработки

(G„rо— QH-0 bv. Этот объем газа находится в нефти частично в раст­ воренном состоянии:

Grp = (G„— QH)r b r

и частично в свободном состоянии:

Gг с = GubHо— (G„— Q„) bH.

На основе материального баланса имеем

Тогда начальные запасы дегазированной нефти в пласте место­ рождения составят

GH 236,3-104 [1,52 4- 0,00572 (5 8 7 ,7 - 160)] _ 61 8 . 10б/мз 1,52 — 1,572 4-0,00572 (196 — 160)

37

Коэффициент нефтеотдачи

З а д а ч а 2.8. Определить начальные геологические запасы нефти месторождения, разрабатываемого при режиме растворен­ ного газа, если при отборе QH= 10е м3 жидкости пластовое давле­ ние снизилось с 20 МПа (давление насыщения) до 15 МПа. Зави­ симости пластового газосодержания Г и объемного коэффициента нефти Ьн от давления приведены на рис. 11 (Ьг = 0,006 м3/м3, сред­

ний газовый фактор Г = 480 м3/м3).

нефтяной залежи на различные моменты времени, когда пластовое

щения рн = 22 МПа. Насыщенность порового объема связанной

Как видно, изменение во времени текущей нефтенасыщенности пласта зависит от коэффициента нефтеотдачи т] и изменения объем­ ного коэффициента нефти.

Залежь в начальный период времени разрабатывалась на уп­ ругом режиме до момента снижения пластового давления до дав­ ления насыщения. Нефтенасыщенность в это время не изменялась. Поэтому будем вести расчет с момента достижения давления зна­ чения рк.

Вычислим соответствующие значения текущей нефтенасыщен­

38

для расчета данные о свойствах нефти и газа приведены на рис. 12 и рис. 13.

У к а з а н и е . Следует считать, что движение газа и нефти в пласте является установившимся в каждый момент времени.

§ 3. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ в з а к о н т у р н о й о б л а с т и п л а с та

ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ

Если нефтяное месторождение окружено обширной водонос­ ной областью, во много раз превосходящей по размеру нефтяное месторождение, при разработке последнего нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим.

39

в законтурной водоносной области пласта. Считается, что в преде­ лах нефтяной залежи режим жестко водонапорный.

З а д а ч а 2.11 К. Внешний и внутренний контуры нефтенос­ ности однопластового нефтяного месторождения имеют форму, близкую к окружностям (рис. 14). Площадь месторождения можно представить в виде круга радиусом R = 2000 м. Нефтяная залежь окружена обширной водоносной областью, из которой в нефте­ носную часть пласта поступает вода при снижении пластового дав­ ления в процессе разработки месторождения. Начальное пластовое

установлено, что средняя проницаемость как нефтеносной, так и водоносной частей пласта одинакова и составляет 0,5-10-12 м2. Толщина пласта в среднем h = Юм; средняя пористость т = 0,3;

40