Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Скачиваний:
41
Добавлен:
08.06.2015
Размер:
178.46 Кб
Скачать

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И ОБУСТРОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Лекция №5

Хромых Людмила Николаевна

Расчеты технологических показателей разработки неоднородных пластов по методу УФНИИ (метод М.М. Саттарова).

М.М. Саттаровым предложен метод расчетов показателей разработки с учетом неоднородности по проницаемости.

Метод предполагает, что непрерывный неоднородный пласт моделируется серией прослоев, границы которых сориентированы

параллельно

линиям тока.

 

 

Прослои

различной проницаемости

распределены

по мощности

 

вероятностно,

 

 

 

а

плотность

f(k) и

функция распределения

проницаемости

F(k) имеет

вид

видоизмененного распределения

 

 

 

Максвелла:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k a

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

k a

 

1

 

 

 

 

 

f (k)

 

e

k0

 

 

 

 

 

 

(1)

 

 

 

 

 

 

 

 

k0

 

 

 

k0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

k a

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k a

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k a

(2)

 

F (k) erf

 

 

 

 

e

k0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

где k – проницаемость,

a, – параметры распределения.

Вытеснения нефти принимается поршневым, но учитывается снижение фазовой проницаемости для воды в промытой зоне.

Принимается течение жидкости к “проницаемым” эксплуатационным галереям с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением, а скорость движения жидкости – пропорциональной проницаемости пропластков.

Схема расчета процесса обводнения строится аналогично схеме расчетов по методу Ю.П. Борисова – определяются характеристики вытеснения по отдельным прослоям, которые затем суммируются по всем прослоям различной проницаемости.

Доля нефти в потоке жидкости находится по следующей формуле:

f H

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

kф

 

 

 

 

 

 

 

н

 

 

kв

(3)

 

 

 

 

 

 

1 в

k

 

 

н

 

 

k

 

 

kô

k

где: í , â – вязкость нефти и воды,

kô

– относительная проницаемость для воды в заводненной зоне

k

 

 

(принимается равной 0,5÷0,3 по кривым фазовой проницаемости Березина В.М.),

kâ – средняя проницаемость зоны, занятой вытесняемой водой к моменту tm,

k í – средняя проницаемость зоны, занятой нефтью к моменту tm .

С учетом функции распределения проницаемости (2) kâ и k í находятся из соотношений:

 

3

 

 

 

 

 

 

2

 

 

a

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 a

 

 

 

 

 

 

 

 

k0

 

 

 

 

 

 

a

 

 

 

a

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

êâ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

e

 

 

 

 

 

erf

 

 

1

 

 

kH

 

2

 

 

 

a

 

 

 

 

 

 

 

k0

k0

3 k0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(4)

 

 

1

F

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

н , в

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

km

a

 

 

 

 

 

 

 

 

a

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

k

 

 

 

 

2 a

 

k

 

a

a

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

k

 

a

 

 

a

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

m

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k

 

 

m

 

 

k

 

 

 

(5)

êH

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

F

 

 

 

 

F

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

e

0

 

 

 

 

 

 

e

 

0

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

a

 

3 k

 

 

k

 

 

 

3

 

 

 

 

k

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

0

 

k

0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

 

 

 

k

0

 

 

 

 

 

 

 

1

F

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Коэффициент охвата пласта заводнением к моменту tm

прорыва воды

по пропласткам с проницаемостью km

 

 

 

 

 

 

представляется как:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

îõâ 1 F km

k

H

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(6)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

kâ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

где: F(km) – значение интегральной функции распределения проницаемости в сечении km,

Затем вводится безразмерное время разработки.

τ – равное суммарному отбору жидкости в долях активных запасов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

qæ t

îõâ 0

kâ

1

F km

(7)

 

QA

km

 

 

где: qж – дебит галереи по жидкости, м3/год

t – время, годы

QA – активные запасы.

QA Qбалансгеол ог kвытеснения

Методом материального баланса в выражениях fH; ; (3,6,7) исключается переменная km и устанавливается зависимость между долей нефти fH и охватом и безразмерным временем разработки τ.

fн

τ

Эти зависимости и положены в основу дальнейших расчетов.

 

 

à

 

Для различных показателей неоднородности

 

и соотношения

k0

вязкостей

H

зависимости fH ; ; вычислены и табулированы в

â

работе Баишева Б.П.

Начальные дебиты жидкости рядов скважин определяются по уравнениям интерференции Ю.П. Борисова, которые считаются постоянными на рассмотренном этапе и изменяются при переходе к следующему этапу, то есть после отключения ряда.

Система уравнений интерференции может быть представлена для полосовой залежи из трех рядов скважин (1нагнетательная и 2 добывающих) в следующем виде:

PH P1 Q1 Q2 Q3 1 Q1 1

P1 P2 Q1 1 Q2 Q3 2 Q2 2

P2 P3 Q2 2 Q3 3 3

QH Q1 Q2 Q3

fH

Где: 1, 1 – внешнее и внутрение сопротивление.

 

 

L

 

1 H

ln

1

 

 

H 1

1

 

Skh

r1

Skh

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Линии тока

По зависимости или H для всех значений τ находят величины fH - доли нефти в потоке жидкости.

Затем определяются отборы нефти

qí qæ fn

и воды qâ qæ

qn

– суммарный отбор нефти qí ; воды

qâ

; жидкости qæ .

 

Кроме того метод Саттарова позволяет определить распределение скважин по дебитам и оценить их обводненость.

При этом принимается, что пласт состоит из определенного числа отдельных зон, а распределение проницаемости, по зонам подчиняется уравнению:

 

 

 

 

 

 

 

 

k

 

 

 

 

ki

 

2

 

 

i

 

 

ki

(8)

 

 

 

 

kï

 

F k erf

 

 

 

 

 

å

 

 

 

kï

 

kn

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Где: ki – средняя проницаемость i-той зоны,

kп – параметрические распределения.

Этим же законом определяется и распределение проницаемости по мощности в каждой зоне.

Для установления темпа обводнения fii) выбирается зона со средней проницаемостью k0.

Для других зон безразмерное время определяется из соотношения:

i 0 ki k0

Распределение скважин по дебитам находится по следующей формуле:

 

 

 

 

 

2

 

 

 

q

 

 

 

 

 

F q erf

q

 

 

 

 

 

 

 

q

 

 

 

 

 

e

q

 

(9)

 

 

 

 

 

 

0

 

q0

 

 

 

 

q0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Где: q0 – параметр распределения.

Затем по зависимостям fн (τ) или βн (τ) для всех значений τ выполняется расчет обводнения фонда скважин во времени.

Расчет ведется до тех пор, пока значение обводненности fв(τ) не достигнет заданного значения при отключении рядов скважин (98 – 99,9%)

Соседние файлы в папке Экзамен Хромых Л.Н