9.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

10.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; s_CB — 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 нефтенасыщенностью s_K и давлением р_к 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 на скважине переменны во времени).