- •1. Неоднородность пласта. Виды неоднородности. Методы изучения неоднородности (детерминированный, вероятностно-статистический).
- •2. Объемная неоднородность пород, графический и аналитический способы её отображения.
- •3. Проницаемостная неоднородность пород, способы ее оценки различными статистическими показателями (функция и плотность распределения проницаемости, числовые характеристики распределения).
- •4. Задачи и методы моделирования процесса разработки месторождений.
- •6. Математические модели процесса разработки нефтяных месторождений. Модели пластов (геологические модели).
- •8.Характеристика методик расчета технологических показателей разработки месторождений.
- •9.Технологические расчеты при упругом режиме
- •10.Технологические режимы при режиме растворенного газа
- •11.Технологические расчеты при водонапорном режиме методом эквивалентных сопротивлений.
- •12. Технологический расчёт при поршневом вытеснении в однородном пласте
- •13. Технологический расчёт при поршневом вытеснении в слоисто неоднородном пласте
- •16. Классификация статистических методов моделирования процесса разработки мест.
- •19.Особенности разработки залежей неньютоновских нефтей
- •Раздел IV : Проектирование и расчет технологических показателей разработки нефтегазовых залежей
- •4.1 Особенности разработки двухфазных залежей. Типы залежей, системы разработки, технологии разработки.
- •Раздел 1
- •Классификация месторождений и залежей углеводородов
- •Источники пластовой энергии и режимы эксплуатации нефтяных и нефтегазовых залежей.
- •Раздел 2
- •1 Особенности подготовки месторождения к разработке.
- •2 Особенности производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений.
- •3. Классификация скважин по назначению. Категории скважин. Группы эксплуатационных скважин.
- •5. Объект разработки. Выделение эксплуатационных объектов
- •6 Объект разработки. Система разработки. Cистемы разработки многопластовых месторождений.
- •7 Системы разработки объектов (залежей), их классификация по размещению скважин.
- •8. Системы разработки объектов (залежей), их классификация по энергетическому признаку.
- •9. Показатели процесса разработки залежи. Стадии процесса разработки.
- •10. Виды проектных технологических документов, исходная информация и состав работ в проектных технологических документах. Рациональная система разработки месторождения.
- •11. Состав проектного технологического документа на разработку. Рациональная система разработки месторождения.
11.Технологические расчеты при водонапорном режиме методом эквивалентных сопротивлений.
Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений — основной аналитический метод определения количественной связи между дебитами скважин и давлениями на их забоях и на контуре питания пласта (нагнетания воды) в условиях жесткого водонапорного режима. Сущность метода состоит в замене полного фильтрационного сопротивления реального потока жидкостей сложной конфигурации несколькими эквивалентными (равнозначными) последовательными или параллельными фильтрационными сопротивлениями простейших (прямолинейно-параллельных, плоскорадиальных) потоков. Понятно, что такая замена вносит определенную погрешность в результаты расчета, которая однако допустима при недостаточной точности исходной геолого-промысловой информации.
Из подземной гидрогазодинамики известен принцип электрогидродинамической аналогии (ЭГДА), согласно которому сила тока I соответствует расходу жидкости (дебиту Q), разность напряжений △U разности давлений (депрессии △р), электрическое сопротивление проводника Rэл фильтрационному сопротивлению пласта Rф. Принцип ЭГДА легко доказывается из анализа формул закона Дарси или Дюпюи и закона Ома:
Дебит одной скважины в прямолинейном бесконечном ряду при установившемся притоке однородной несжимаемой жидкости можно записать
где
Дебиты соответственно прямолинейного и кругового рядов ,
Отсюда следует, что приток ко всем скважинам можно рассматривать как параллельное соединение проводников с одинаковыми сопротивлениями Таким образом, фильтрационный поток к скважинам можно представлять эквивалентной схемой электрических сопротивлений и для расчета использовать законы Ома и Кирхгофа (первый или второй закон), подразумевая в соответствии с принципом ЭГДА под силой тока, разностью напряжений и электрическими сопротивлениями их аналоги — расход жидкости, перепад давлений, фильтрационные сопротивления.
12. Технологический расчёт при поршневом вытеснении в однородном пласте
Поршневое вытеснение нефти — это идеальный случай вытеснения нефти, когда в пласте между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой движется только нефть, а позади — только вода, т. е. текущий ВНК совпадает с фронтом вытеснения.
Рассмотрим процесс поршневого вытеснения нефти водой из прямолинейного однородного пласта проницаемостью пористостью т, толщиной h, шириной В и длиной LK. Начальное положение ВНК определяется координатой L0, а текущее в момент времени t — координатой x(t), где соответствующие давления составляют р0 и р. На пласт создан постоянный перепад давления Ар = рК—рг, где рк, рг — постоянные давления соответственно на контуре пласта и на галерее (остальные поверхности непроницаемые). Жидкости считаем несжимаемыми, взаимно нерастворимыми и химически не реагирующими одна с другой и с пористой средой.
До начала вытеснения насыщенность неподвижной связанной водой в нефтяной зоне составляла sCB. В заводненной зоне остаточная нефтенасыщенность остается постоянной и равной s0H, а связанная вода неподвижна и смешивается с закачиваемой водой.
Отсюда следует, что скорость фильтрации и расход изменяются с перемещением ВНК, т. е. во времени. Следовательно, несмотря на постоянство перепада давления Ар движение жидкости неустановившееся. При в точнее скорость v и расход q увеличиваются во времени. Это объясняется уменьшением знаменателя (в общем фильтрационного сопротивления) .
Допустим, что положение ВНК не параллельно галерее (искривлено). Из формул (2.49) и (2.50) следует, что чем больше L0, тем больше v и q. Значит, в тех сечениях, где L0 больше или граница раздела ближе к галерее, будет происходить опережающее перемещение ВНК и дальнейшее искривление линии раздела. Отсюда приходим к выводу, что если на границе раздела образовался «язык обводнения», то в дальнейшем он не только не исчезает, но еще больше вытягивается, продвигаясь с большей скоростью. Искривленное, вернее горизонтальное положение ВНК по отношению к галерее, отмечается в наклонных пластах, что приводит к более быстрому обводнению галереи по подошве пласта. В реальных условиях неизбежны возмущения на границе раздела (например, изменение проницаемости) и образование «языков обводнения», т. е. проявляется вязкостная неустойчивость вытеснения. Если движение образовавшихся «языков обводнения» замедляется, то такое перемещение границы раздела называют устойчивым.
Время перераспределения давления за счет сжимаемости жидкостей существенно меньше, чем время вытеснения, поэтому влиянием сжимаемости на процесс вытеснения можно пренебречь.
Определим закон движения границы раздела x=x(t). Не нарушая общности рассуждений, с методических позиций в дальнейшем примем L0 = 0. Это соответствует случаю, например, блокового заводнения, тогда формулы дебита и скорости фильтрации упростятся и примут вид
Из соотношения скорости фильтрации v и средней скорости движения w находим
Откуда
Интегрируя уравнение в пределах от 0 до t и от 0 до х, имеем
откуда
где
Из уравнения (2.56) при x = LK получаем формулу для определения времени полного обводнения пласта (мгновенного обводнения продукции пласта)