Материал: Практикум по разработке нефтяных и газовых месторождений

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Таблица 3.8

Таблица исходных параметров

Продуктивный пласт неоднородный. Его можно представить моделью слоистого пласта, состоящего из тонких гидродинамически изолированных пропластков, абсолютная проницаемость которых меняется в соответствии с законом гамма распределения при значении α=2. Плотность гамма распределения при α=2 имеет вид [1,2]:

Для нахождения гамма распределения потребуется интеграл:

43

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Вытеснение нефти водой из отдельных пропластков происходит по модели поршневого вытеснения, причем во всех пропластках:

·остаточная нефтенасыщенность Sност постоянна;

·относительная проницаемость kн для нефти впереди фронта вытеснения постоянна и одинакова для всех пропластков;

·относительная проницаемость kв для воды позади фронта вытеснения постоянна и одинакова для всех пропластков.

Разработка осуществляется при постоянном перепаде давления Dp между линиями нагнетания и отбора.

Определить для рассматриваемого элемента однорядной системы разработки изменение во времени следующих параметров:

qн(t) – дебита нефти, qв(t) – дебита воды,

В(t) – обводненности продукции скважин.

РЕШЕНИЕ Особенность решения данной задачи заключается в том, что в

качестве независимого аргумента задается не время, а абсолютная проницаемость полностью обводнившегося пропластка k*. По значению k* находится время обводнения пропластка t* и далее остальные параметры.

По условию задачи:

μН / kН = μВ / kВ ,

поэтому, упрощенные выражения для дебита нефти и дебита воды для элемента системы разработки будут иметь вид:

или

μн L

где

44

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

или

Порядок расчета следующий:

1)Задаемся проницаемостью обводнившегося пропластка (например, в

диапазоне от k*=50km до k*=km/2) и определяем время его обводнения t* по формуле:

2)По формулам (3.33) и (3.36) вычисляется дебит нефти qн(t*) и дебит воды qв(t*) в момент времени t*. Расчеты повторяем аналогичным образом для других значений k* (в пределах указанного диапазона). Из (3.36) следует, что чем больше проницаемость обводнившегося пропластка, тем меньше время его обводнения. Поэтому удобнее задавать k* в порядке убывания, тогда время будет возрастать. Расчеты удобно проводить в таблице 3.9:

Таблица 3.9

Таблица для проведения расчетов

50

40

30

20

10

5

2

1

0.5

45

3.9. Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи при законтурном и

внутриконтурном сводовом кольцевом заводнении

Нефтяное месторождение характеризуется однородностью по проницаемости и толщине пласта, круговой формой и хорошей гидродинамической связью между законтурной и нефтяной частью. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за контуром

46

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

месторождения. При его разработке применяется сводовое кольцевое заводнение в комплексе с законтурным [3]. Схема месторождения, состоящего из одного законтурного ряда и одного кольцевого ряда нагнетательных скважин, и нескольких рядов добывающих скважин (расположенных параллельно кольцевому ряду и внешнему контуру нефтеносности) показана на рисунке 3.12.

5

Н 1 2 3 Н 4

Рис.3.12. Схема месторождения

Известно также, что в рассматриваемый момент времени закачиваемая вода проникла на расстояние от нагнетательных

скважин rв=σ/π.

Определить расходы воды, закачиваемой в каждую из нагнетательных скважин законтурного и внутриконтурного ряда, дебиты скважин каждого добывающего ряда.

Исходные данные приведены в таблице 3.10.

47