книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
..pdfУПРАЖНЕНИЕ 10.2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ДОБЫЧИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ______________
Закачка воды производится через ряд нагнетательных скважин с по стоянным расходом 159 м3 / сут/скв. Параметры пласта и пластовых флюидов:
<р |
= |
0,18 |
ро |
= 5 мПа с |
8 |
= |
0,20 |
ц |
=0,5 мПа с |
8 |
= |
0,20 |
|
|
ог |
|
7 |
|
|
Значения относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды представлены в табл. 10.1. Геометрические параметры системы заво
днения: |
|
|
Угол падения пласта |
- |
0° |
Толщина пласта |
- 12,2 |
м |
Расстояние между |
|
|
нагнетательными скважинами |
- 190 |
м |
Расстояние между нагнетательными |
|
|
и добывающими скважинами |
- 610 |
м |
Принимается равномерное распределение насыщенности, а также то, что закачка началась одновременно с добычей.
Требуется:
1)Определить момент прорыва воды.
2)Рассчитать накопленную добычу нефти как функцию накоплен ной закачки и времени.
УПРАЖНЕНИЕ 10.2. РЕШЕНИЕ
Относительные фазовые проницаемости и вязкости нефти и воды такие же, как для второго случая в упражнении 10.1. Поэтому кри вые доли воды в потоке будут такими же, как представленные на рис. 10.16. В таком случае прорыв произойдет при 8 = 0,45
1) Момент прорыва
При постоянном расходе закачки связь между моментом прорыва и безразмерной закачкой выражается зависимостью
х (один поровый объем) |
. 4 # , |
1= —й--------------------------------- |
(м3 / м3 / год) |
х 365 |
|
1 = \У.ах 190 х 12,2 х 610 х 0,18 / (159 х 365) |
|
1: = 4,39 \\7а (годы). |
(10.35) |
Таким образом, прорыв произойдет по истечении
^= 4,39 х 0,35 = 1,54 года.
2)Накопленная добыча
Рассчитать добычу нефти после прорыва, выраженную в долях объема порового пространства, можно по формуле (10.32)
N |
= (8 - 8 |
) + (1 |
5 )\*. |
|
р а |
у у /е |
у /с 7 ' |
ЛЯС' |
кГ |
1< |
где (10.27)
1
а! __ЛУ
аз
Пусть водонасыщенность 8^е в части пласта, где расположены добы вающие скважины, последовательно возрастает с шагом 5 % (при 8^е > 8 ). Соответствующие значения \У.а, рассчитанные по данным для второго случая из табл. 10.2, приведены в табл. 10.4.
Приведенные в этой таблице значения Д^е / Д8^е получены расче том, а не графическим методом, рассмотренным в этой главе. Значе ния 3^е* в шестом столбце характеризуют средние точки всех шагов приращения, для которых были рассчитаны по уравнению( 10.27) дискретные значения \У.а. Теперь можно определить добычу, как функцию \У.а и времени, по уравнению (10.32). Результаты такого расчета приведены в табл. 10.5.
|
|
А5 |
|
А* |
А* |
/ А8 |
|
|
0,45 (Ы) |
0,699 |
0,5 |
|
0,122 |
2,440 |
0,475 |
0,410 |
|
0,50 |
0,821 |
|
||||||
0,5 |
|
0,072 |
1,440 |
0,525 |
0,694 |
|||
0,55 |
0,893 |
|
||||||
0,5 |
|
0,049 |
0,980 |
0,575 |
1,020 |
|||
0,60 |
0,942 |
|
||||||
0,5 |
|
0,029 |
0,580 |
0,625 |
1,724 |
|||
0,65 |
0,971 |
|
||||||
0,5 |
|
0,016 |
0,320 |
0,675 |
3,125 |
|||
0,70 |
0,987 |
|
||||||
0,5 |
|
0,009 |
0,180 |
0,725 |
5,556 |
|||
0,75 |
0,996 |
|
||||||
0,5 |
|
0,004 |
0,080 |
0,775 |
12,500 |
|||
|
|
|
||||||
0,80 |
1,000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 10.4 |
|
|
||
с * |
|
{ * |
1 - |
{ * |
\\ГМ(РУ) |
^(Р У ) |
время (годы) |
|
^ «те |
|
1 т |
1 |
1 ше |
|
|
ур. (10.35) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,475 |
0,275 |
0,765 |
0,235 |
0,410 |
0,371 |
|
1,80 |
|
0,525 |
0,325 |
0,870 |
0,130 |
0,694 |
0,415 |
|
3,05 |
|
0,575 |
0,375 |
0,925 |
0,075 |
1,020 |
0,452 |
|
4,48 |
|
0,625 |
0,425 |
0,962 |
0,038 |
1,724 |
0,491 |
|
7,57 |
|
0,675 |
0,475 |
0,982 |
0,018 |
3,125 |
0,531 |
|
13,72 |
|
0,725 |
0,525 |
0,993 |
0,007 |
5,556 |
0,564 |
|
24,39 |
Таблица 10.5
Значения {■ * в третьем столбце табл. 10.5 получены из рис. 10.16 (второй случай) для соответствующих значений 5 ^е.На рис. 10.7показана графи ческая зависимость добычи, в долях порового объема, от \УЙ и времени. Максимальная возможная добыча равна одномуобъему подвижной неф ти (1 - 5^с - 5ог), что составляет 0,6 объема порового пространства.
В общем случае, когда вытеснение происходит при постоянном давлении, превышающем давление насыщения,
м = |
добыча нефти, пл. м3 |
= Ырв0 ^ § |
ра |
один поровой объем, пл. м3 |
ЫВо. |
Обычно для расчета добычи нефти применяют выражение
N |
р _ |
В . |
N ., |
|
ст. м3 |
|
о!____ _22___________ |
|
|||
N |
Во |
(1 - 5^с) |
объем нефти в пласте, ст. м3 |
Рис* 10*17* Безразмерная добыча (в долях порового объема), как функ
ция безразмерной накопленной закачки (в поровых объемах) и времени
(упражнение 10 2)
В упражнении 10.2 Во = Вы, поскольку вытеснение происходит при начальном пластовом давлении. Поэтому здесь Ыр / N = Ыр<1/ (1 - 8^).
10.6. ВЫТЕСНЕНИЕ В УСЛОВИЯХ ГРАВИТАЦИОННОЙ СЕГРЕГАЦИИ
Вдвух предыдущих разделах была представлена теория одномер ного вытеснения, которая предполагает равномерное распределение насыщенности. Сейчас будет сделано прямо противоположное допу щение, а именно - вытеснение происходит в условиях гравитацион ной сегрегации (см. рис. 10.18).
Вобводненной части пласта движется только вода в присутствии
остаточной нефти. Фазовая проницаемость для воды = кк'^ , где кт - относительная фазовая проницаемость в концевой точке кри вой ОФП для воды. Аналогичным образом, в непромытой зоне течет нефть в присутствии остаточной воды. При этом фазовая проницае мость для нефти ко = кк'о, где кк'о - относительная фазовая проница емость в концевой точке кривой ОФП для нефти. Далее принимается, что в любой точке на поверхности раздела между флюидами давле ния в нефтяной и водной фазах равны. Это означает, что существует четкая поверхность раздела, без переходной зоны. Условия гравита-
Рис. 10.18. Вытеснение нефти водой в условиях
гравитационной сегрегации
ционной сегрегации предполагают также, что вытеснение контроли руется вертикальным равновесием, как отмечалось в разделе 10.2. Поскольку в этом случае не существует переходной зоны, мгновен ное перераспределение флюидов в направлении, нормальном к ли нии падения пласта, определяется только силой тяжести5.
Дитц исследовал этот вид вытеснения11 и, в частности, условия, при которых вытеснение может считаться устойчивым. Различие между устойчивым и неустойчивым вытеснением в наклонном пла сте иллюстрируется рис. 10.19.
Условием устойчивого вытеснения является то, что угол между ка сательной к поверхности раздела флюидов и направлением потока должен оставаться постоянным до прекращения вытеснения (рис. 10.19 (а), (Ъ)), так что
— = - Щ(3 = сопз*. с1х
Это условие выполняется только при относительно низких расходах закачки, когда преобладающим фактором является сила тяжести. По скольку плотности флюидов неодинаковы, эта сила стремится сделать и поддерживать поверхность раздела горизонтальной. В крайнем слу чае, когда расход закачки равен нулю, поверхность раздела будет го ризонтальна. При высоких расходах закачки вязкие силы, связанные с продвижением флюидов по пласту, будут преобладать над компонен том силы тяжести, действующей по линии падения пласта, в резуль
Величина отношения подвижностей также влияет на процесс вытеснения. Это следует из уравнения (10.40), как будет показано ниже.
М > 1
Этот случай встречается чаще всего. Вытеснение устойчиво, когда С
>М - 1 ((3 < 0, см. рис. 10.19 (а)), и неустойчиво, когда С < М - 1.
М= 1
Это очень благоприятное отношение подвижностей, при котором вода не стремится обойти нефть (см. главу 4, раздел 9). При М = 1 вы теснение безусловно устойчиво. При этом (3 = 0, и поверхность раз дела расположена в пласте горизонтально.
М< 1
При таком отношении подвижностей также происходит безусловно устойчивое вытеснение, но в этом случае (3 > 0, рис. 10.19 (Ь).
Если вытеснение устойчиво, то добычу нефти, как функцию на копленной закачки и времени, можно найти из простых геометри ческих соображений, как будет показано в упражнении 10.3. Возмо жен и другой подход - попытаться свести описание фильтрации в условиях гравитационной сегрегации к одномерной задаче и рассчи тать добычу, используя теорию вытеснения Бакли-Леверетта. Такой подход целесообразен, поскольку он имеет очень общий характер и может быть применен как при устойчивом, так и при неустойчи вом вытеснении. Рассмотрим в общем виде фильтрацию в условиях гравитационной сегрегации в прямолинейном однородном пласте (рис. 10.20).
Вытеснение нефти при равномерном распределении насыщен ности, описанное в предыдущем разделе, может рассматриваться как одномерный процесс. В отличие от него вытеснение в условиях гравитационной сегрегации, показанное на рис. 10.20, безусловно является двумерным процессом. Для того чтобы свести математи ческое описание этого процесса к одномерной задаче, необходимо усреднить значения насыщенностей и зависящих от насыщенности относительных фазовых проницаемостей по толщине пласта. После