2.3.Упругий режим

_{Упругий режим разработки залежи предполагает использование сил сжатия породы и заключенной в них жидкости, освобождающихся в процессе их расширения, точнее за счет стремления к восстановлению первоначального объема. Условиями, обеспечивающими существование упругого режима, являются: а) изолированность залежи, исключающая питание; б) обширная водонасыщенная зона; в) отсутствие газовой шапки; г) наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасыщенной части пласта с законтурной областью; д) превышение пластового давления над давлением насыщения.}

Порода и жидкость находятся под влиянием горного давления. Коэффициент сжимаемости среды можно представить так:

_{, (2.18)}

_{где V- первоначальный объем среды;V- приращение объема;Р- величина уменьшения давления.}

_{Экспериментально получены значения для разных сред:}

_{для породы п = (0,3...2)*10-10 *1/Па (2.19)}

_{для воды в = (2,7...5)*10-10 *1/Па (2.20)}

_{для нефти н =(7...30 )*10-10 *1/Па (2.21)}

_{В расчетах используют комплексный параметр , учитывающий коэффициенты сжатия всех компонентов-породы, воды и нефти-приведенный коэффициент упругости пласта - *.}

_{Для единичного объема некоторой фиктивной породы можно найти:}

_{* VP=пVпP+вVвP+нVнP, (2.22)}

_{где Vп, Vв, Vн- соответственно объемы породы, воды, нефти.}

_{Если m- пористость породы,вин- водо- и нефтенасыщенность, то формулу (2.22) можно переписать:}

_{*VP=пV(1-m)P+вmвP+нmнP(2.23) или* =m(вв +нн) +п(1 -m)}

_{Приняв в качестве расчетной величины объем всей породы, а не скелета пласта получим I-m =1,а допустив,что пласт заполнен однородной жидкостью с}

_{ = ж ,}

_{имеем в = н = 1.}

_{Тогда ** = mж + п (2.24)}

_{Практический интерес представляет задача по определению величины объема вытесненной жидкости в процессе разработки месторождения при снижении давления в залежи на конечную величину. Для этого проведем несколько преобразований.}

_{Формулу (2.18) представим в виде:}

_(2.25)

_или

_(2.26)

_{Проинтегрировав (2.26) в пределах от Р1доР2и отV1доV2и, считая, что*жне зависит от давления, получим:}

_{или (2.27)}

_(2.28)

_{Умножив левую часть уравнения на,получим}

_{или (2.29)}

_{, (2.30)}

_{где представим в виде численного ряда}

_(2.31)

_{Из формул (2.30) и (2.31) имеем}

_(2.32)

_{или V2 =V1[1+* (P1-P2)] (2.33)}

_{V=V2-V1=V1*(P1-P2) (2.34)}

_{Если P = Рх - переменное, аР1 = Рнач. - начальное пластовое давление}

_(2.35)

_{-относительное падение пластового давления}

_(2.36)

_{Если V = qt- годовой отбор (q- м3/год; t- год);q = V(- коэффициент конечной нефтеотдачи;- темп отбора м3/год;Vн- геологический запас, м3),то (2.36) примет вид}

_{, (2.37)}

_{но Vн = nV(n- доля нефти в общем объеме упругой системы)}

_(2.38)

_{Это формула, выражающая падение давления при постоянном отборе (=const).}

_{На рис.2.3.приведены зависимости изменения среднеинтегрального давления от времени при упругом режиме разработки.}

_{Рассмотрим результаты вытеснения нефти для следующих условий:}

_{ж = 5*10-10 м2/н ; н = 1*10-10 м2/н;* = 2*10-10 м2/н;}

_{Рнач = 20 МПа; m= 0,2;= 0,5;= 0,05 1/год; t = лет;}

_{- геологические запасы в долях от объема всей упругой системы. Относительное падение среднеинтегрального давления}

_{(кривая 3 рис.2.3.)}

_{Р2=0,844 (кривая 2 рис.2.3.)}

_{Р3=0,922 (кривая 1 рис.2.3.)}

_{Из расчетов видно, что необходимо иметь очень большие размеры залежи, превышающие геологические запасы в 200, 400, 800 раз, чтобы обеспечить темп отбора 0,05 в год (пять процентов).}

_{Задаваясь текущим Ри используя выше приведенные данные, можно определить соотношение залежи и геологических запасов. Так приР= 0,9 иt= 20 лет получимn= 1/1250, т.е объем всей упругой системы должен превышать геологические запасы в 1250 раз. Эти данные показывают, что использование только упругих свойств пласта и жидкости для добычи, затягивает разработку месторождения и требует применения дополнительных методов.}