Расчеты технологических показателей разработки неоднородных

пластов по методике ВНИИ (методика Ю.П. Борисова).

Ю.П. Борисовым предложен метод расчета показателей разработки нефтяных залежей с учетом неоднородности пластов по проницаемости. Метод Борисова является основой для применяемых в настоящие время методов расчета процесса разработки нефтяных залежей при заводнении.

В качестве расчетной модели принимается пласт, состоящей из набора параллельно работающих трубок тока одинакового поперечного сечения. Трубки тока имеют разную проницаемость и вероятностно распределены в объеме пласта.

В первом приближении принято, что число трубок тока определяется эмпирической кривой распределения проницаемости, построенной по данным кернового или геофизического материала.

Предполагается, что расход жидкости через трубку тока в каждый момент времени пропорционален ее проницаемости.

Ряды скважин рассматриваются как эквивалентные галереи с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением.

Очень важный фактор, что в действительности не происходит полного, поршневого вытеснения нефти водой и за фронтом вытеснения остается водонефтяная смесь, нефтенасыщенность которой уменьшается по мере прокачки жидкости, учитывается преобразованием спектра распределения трубок тока.

Кривая изменения насыщенности при вытеснении нефти водой:

где: z – насыщенность породы подвижной нефтью в зоне водонефтяной смеси;

z_ф – на фронте вытеснения;

S_с.в. – количество связанной воды или первоначальная водонасыщенность;

S_о.н. – остаточная нефтенасыщенность или количество нефти, которая остается

породе после бесконечно долгой промывки;

S_н.ф. – общая нефтенасыщенность на фронте вытеснения;

V_ф – объем пласта, до фронта продвижения ВНК.

Непоршневая часть эпюры вытеснения рассматривается как объем пласта, в котором трубки тока обладают дополнительной неоднородностью по проницаемости.

Эта проницаемость изменяется по закону, соответствующему распределению насыщенности на данном участке:

(1)

где: z – насыщенность подвижной нефтью;

m,V – пористость и объем пласта;

– количество вторгшейся в пласт жидкости.

Уравнение (1) получено Борисовым на основании обработки кривых фазовых проницаемостей Эфроса и уравнения Баклея – Леверетта и справедливо для соотношения 1≤ ≤10

Насыщенность на фронте вытеснения z_ф определяется из уравнения:

(2)

Величину z_ф находят методом итераций (последовательных приближений).

Схема расчета процесса вытеснения из преобразованного пласта строится путем определения характеристик вытеснения по отдельным трубкам тока, где вытеснение считается поршневым. Затем суммируются результаты по всем трубкам с различной проницаемостью.

Дальнейшие расчеты технологических показателей разработки выполняются или при заданных перепадах давления, или при заданных дебитах жидкости для различных систем заводнения.

Для однорядной системы заводнения при условии равнодебитности эксплуатируемых и нагнетательных скважин, дебит одной скважины или перепад давления определяется из уравнения:

(3)

где r_c, r_н – радиус добывающей и нагнетательной скважины;

r_ф – радиус фронта вытеснения;

d – расстояние от нагнетательной скважины до ближайшей эксплуатационной

скважины.

Время для соответствующих положений определяется по формуле:

(4)

Для девятиточечной площадной системы заводнения дебит одной нагнетательной скважины или трех эксплуатационных или перепад давления определяется из уравнения:

(5)

Время для различных положений при ΔP=const () определяется по формуле:

(6)

где– средний коэффициент использования объема пор в пределах водонефтяной

зоны.

При проектировании разработки неоднородных прерывистых пластов технологические показатели предлагается рассчитывать двумя способами: по схеме прерывистого пласта и по схеме непрерывистого пласта с использованием дополнительных коэффициентов, учитывающих прерывистость и линзовидность.

По схеме прерывистых пластов объем схематизируется серией объемов линз и полулинз различной длины. Данные о протяженности линз и полулинз по отношению к направлению фильтрации жидкости получают в результате обработки зональных карт распространения прослоев и составление при этом ранжированного ряда длин и объемов линз и полулинз. Из расчета исключаются все объемы линз.

Расчетной схемой является набор пластов различной длины, при этом начальное положение ВНК для всех пластов принимается одинаковым.

Лекция 5.

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:

(1)

(2)

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:

(3)

где: – вязкость нефти и воды,

– относительная проницаемость для воды в заводненной зоне (принимается

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

– средняя проницаемость зоны, занятой вытесняемой водой к моменту t_m,

– средняя проницаемость зоны, занятой нефтью к моменту t_m.

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

(4)

(5)

Коэффициент охвата пласта заводнением к моменту t_m прорыва воды по пропласткам с проницаемостью k_m представляется как:

(6)

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

k_m,

Затем вводится безразмерное время разработки.

τ – равное суммарному отбору жидкости в долях активных запасов.

(7)

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

t – время, годы

Q_A – активные запасы.

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

Эти зависимости и положены в основу дальнейших расчетов.

Для различных показателей неоднородности и соотношения вязкостей зависимости вычислены и табулированы в 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:

Где: – внешнее и внутрение сопротивление.

Линии тока

По зависимости или для всех значений τ находят величины

- доли нефти в потоке жидкости.

Затем определяются отборы нефти и воды

– суммарный отбор нефти ; воды ; жидкости .

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:

(8) Где: k_i – средняя проницаемость i -той зоны,

k_п – параметрические распределения.

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

Для установления темпа обводнения f_i(τ_i) выбирается зона со средней проницаемостью k₀.

Для других зон безразмерное время определяется из соотношения:

Распределение скважин по дебитам находится по следующей формуле:

(9) Где: q₀ – параметр распределения.

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

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

Дата добавления: 2014-01-04