- •Источники пл. Энергии и режимы.
- •Объект разработки. Выделение экспл-ых объектов
- •Объект разработки. Система разработки. Cистемы разработки многопластовых месторождений.
- •Существуют 3 системы разработки многопластовогом/р
- •Неоднородность пл. Виды. Методы изучения
- •Задачи и методы моделирования проц. Разраб. М/р
- •Математические модели процесса разработки нефтяных месторождений. Модели процессов извлечения нефти(фильтрационные модели)
- •Характеристика методик расчета технологических показателей разработки месторождений.
- •Технологические расчеты при упругом режиме
- •Технологические режимы при режиме растворенного газа
- •Технологические расчеты при водонапорном режиме методом эквивалентных сопротивлений.
- •Технологический расчёт при поршневом вытеснении в однородном пласте
- •Классификация статистических методов моделирования процесса разработки мест.
- •Статистические методы взаимосвязи технологических показателей
- •Особенности разработки залежей неньютоновских нефтей
- •Особенности проектирования процесса разработки нефтяной залежи при неизотермических условиях фильтрации
- •Особенности разработки двухфазных залежей. Типы залежей, системы разработки, технологии разработки.
- •Особенности технологических расчетов разработки 2-х фазных залежей
- •Классификация скважин по профилю. Особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.
- •Основные принципы геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и газонефтяных месторождений
- •Особенности методики анализа текущего состояния разработки, выполняемые при составлении проектных технологических документов и авторском надзоре за их реализацией.
- •Задачи анализа текущего состояния разработки месторождения. Характеристика системы воздействия на пласт. Характеристика энергетического состояния месторождения.
- •Задачи анализа текущего состояния разработки месторождения. Динамика обводнения залежи.
Технологические расчеты при упругом режиме
Упругость пласта проявляется в начальный период разработки залежи при се разбуривании, если давление в ней выше давления насыщения, а также в процессе разработки с поддержанием пластового давления при несоответствии темпов отбора и закачки. Если нефтяная залежь (или несколько залежей) расположена в обширной водонапорной области, то в зависимости от темпов отбора жидкости и «активности» законтурной области она может работать при упруговодонапорном режиме в этой области, а в пределах нефтяной части может проявляться режим вытеснения негазированной или газированной нефти водой.
Поскольку упругий режим, как правило, очень кратковременный, то скважины размещают в соответствии с последующим режимом (зачастую водонапорным). При упругом режиме определяют динамику изменения дебитов или давлений в залежи.
Для расчета изменения давления во времени в каждой точке пласта необходимо решить основное дифференциальное уравнение или неустановившегося (нестационарного) движения сжимаемой жикости в упругой пористой среде, представляющей неоднородный или однородный пласт. Для решения задают соответствующие краевые (начальные и граничные условия). Решение получают численным (см. выше) либо аналитическим методами.
При аналитическом решении принимается модель однородного пласта. Простое и наиболее часто используемое решение уравнения — основная формула упругого режима для точечного стока (источника), пущенного в работу с постоянным дебитом Q(расходом) однородной сжимаемой жидкости в однородном бесконечном пласте
Если в пласте работает группа скважин, то их взаимодействие (интерференцию) можно учесть с помощью метода суперпозиции (наложения), согласно которому изменение давления в любой точке пласта равно алгебраической сумме изменении давления △рi,созданных в этой точке работой отдельных стоков и источников, представляющих добывающие и нагнетательные скважины. Тогда с использованием основной формулы упругого режима можно записать для случая одновременного пуска всех скважин в работу
или пуска скважин в различное время
Таким образом, используя приведенные формулы, можно рассчитать изменение давления в любой точке пласта или на.контуре (забое) каждой скважины. Если скважин много, особенно при изменяющихся во времени дебитах, то расчеты становятся очень трудоемкими. Поэтому для вычислений применяют ЭВМ. Иногда скважины тем или иным способом группируют, заменяя группу скважин одной расчетной скважиной, прямолинейными или круговыми рядами, применительно к которым предложены расчетные формулы. Имеются также формулы для расчетов при линейном характере изменения дебитов и др.
Если заданы не дебиты, а давления как функции времени, то задача существенно усложняется, как и все обратные задачи.
Приведенные формулы справедливы для точечного стока (источника
Технологические режимы при режиме растворенного газа
Режим растворенного газа начинается в пласте либо с начала разработки, если начальное пластовое давление равно давлению насыщения, либо после исчерпания упругой энергии, если текущее пластовое давление равно давлению насыщения. Пластовая энергия определяется количеством растворенного газа в единице объема нефти и равномерно распределена по залежи. Поэтому скважины целесообразно размещать по равномерной (квадратной или треугольной) сетке, если не предусматривается замена другим режимом. Расчетная модель представляется однородным но свойствам коллектора и нефти пластом в виде круглого цилиндра с концентричной внутри скважиной. Радиус Як основания цилиндра рассчитывается из формулы объема цилиндра по удельному нефтенасыщенному объему порового пространства (балансовым запасам) залежи, приходящемуся на одну скважину, — площадь нефтеносности, эффективная толщина и пористость пород залежи; sCB— водонасыщенность коллектора; п — число скважин. При этом расстояния между скважинами составят при квадратной сетке и при треугольной сетке . В методике расчетов принимается, что относительные проницаемости зависят только от насыщенности пор нефтью, связанная вода относится к скелету породы, эффектами гравитации, сегрегации, первой фазой режима и интерференцией скважин можно пренебречь. Расчеты выполняются по методу последовательной смены стационарных состояний для одной скважины, а полученные результаты распространяют на всю залежь.
Для расчета показателей разработки (дебитов, давлений, газового фактора, нефтеотдачи и срока разработки) необходимо предварительно определить зависимость между нефтенасыщенностьюsKи давлением рк на непроницаемом контуре расчетной
модели. Такая зависимость получена из уравнений материального баланса для нефти и газа и выражается приближенной формулой (погрешность в основном не превышает 1 %)
Дебит нефти по скважине определяют в соответствии с формулой М. М. Глоговского
для газа Порядок расчетов показателей разработки зависит от заданных граничных условий