Решение этой задачи осуществляется в следующей

Лабораторная работа №2

Схематизация условий разработки нефтяных залежей

Расчет метода отбора жидкости по методу ЭГДА (круговая залежь).

2.1. Общие положения

При разработке нефтяных месторождений происходит фильтрация плас­товых и нагнетаемых с поверхности в пласт флюидов, во время которой происходит замещение нефти водой. Поэтому знание законов фильтрации жидкостей, газов и их смесей, а также законов вытеснения их друг дру­гом из пористой среды необходимо для правильного понимания процессов, протекающих в недрах при разработке нефтяной залежи. Тем более это необходимо для проектирования систем разработки, отличающихся макси­мальной экономической эффективностью.

Основные закономерности и показатели процессов фильтрации и вытес­нения жидкостей и газов в пористой среде зависят от множества факто­ров, связанных с физическими характеристиками пласта, пластовых жид­костей, формой контуров нефтеносности, схемой размещения и режимами работы скважин. Все эти факторы, реально влияющие на технико-экономи­ческие показатели процесса разработки нефтяной залежи, сложным образом меняются во времени и в пространстве.

В связи с этим решить задачу выбора оптимальной системы разработ­ки непосредственно прямым путем в настоящее время не представляется возможным. Одновременный точный учет всех факторов, влиявших на процесс разработки, приводит к непреодолимым математическим трудностям. Поэтому различные принципиальные схемы процесса разработки рассчиты­вают и анализируют для идеализированной расчетной схемы, более или менее полно отражающей реальные условия работы залежи.

Таким образом, при гидродинамических расчетах процесса обводнения и определении нефтеотдачи реальные, неоднородные по параметрам и свойствам флюидов пласты заменяют расчетной схемой. Процесс составления расчетной модели пласта принято называть схематизацией условий разра­ботки залежи.

Схематизация условий разработки сводится к решению следующих задач:

1) залежь нефти сложной конфигурация приводят к форме полосы, круга или к соотношению этих простейших геометрических фигур;

2) заменяют внешний и внутренний контуры нефтеносности одним условным расчетным контуром или залежь нефти с обширными водонефтяными зонами - слоистым пластом;

3) заменяет пространственную задачу плоской путем приведения пластовых и забойных давлений к некоторой условной плоскости;

4) выбирают и обосновывают основные параметры пласта и свойства пластовых жидкостей. Выбирают закон распределения основных физичес­ких характеристик пласта и пластовых флюидов;

5) выбирают и обосновывают расчетную модель вытеснения нефти из пористой среды.

В процессе разработки условия работы залежи непрерывно изменяют­ся. Поэтому расчетная модель также должна меняться во времени. Это, конечно, значительно усложняет расчеты. Поэтому в первом приближении принимают расчетную модель пласта неизменной - в течение отдельного этапа или всего срока разработки.

Задача 2.4. Привести залежь «Б» с размещёнными на ней скважинами к кольцевой схеме (рис. 2.2).

Исходные данные. По данным геологоразведочных работ установлено, что залежь имеет форму, близкую к круговой. Считается, что на залежи целесообразно разместить 3 ряда действующих скважин: первые два ряда – кольцевые, третий – стягивающий.

Распределение скважин по рядам для различных вариантов задачи приведено в табл. 1.

Таблица 2.3

Распределение скважин по рядам добывающих скважин (к задаче 2.4)

Сетка размещения скважин по вариантам задачи и длины стягивающих рядов приведены в табл. 2

Таблица 2

Сетка размещения скважин и длины стягивающих рядов (к задаче 2.4)

На залежи пробурено 15 разведочных скважин, в которых определены значения эффективной толщины пласта. Результаты этих определений приведены в табл. 3

По картам распределения начальной нефтенасыщенной толщины пласта подсчитаны объёмы песчаников между рядами скважин и в целом по залежи, значения которых приведены в табл. 4

Таблица 3

Данные измерения эффективной толщины пластов (к задаче 2.4)

Таблица 4

Результаты расчётов по определению объёмов нефтенасыщенных

 песчаников, ´10⁶, м³ (к задаче 2.4)

По полученным данным построить расчётную модель пласта и привести характеристики её в сводной таблице.

Решение этой задачи осуществляется в следующей

последовательнос­ти.

1. Реальную залежь заменяем кольцевой. Это исходит из того, что скважины стягивающего ряда расположены в линии. В таких случаях считается целесообразным заменить реальную залежь, имеющую овальную форму, кольцевой. Если вместо стягивающего ряда будет проектироваться стягивающая единичная скважина, то реальную залежь заменяют круговой.

2. Определяем среднюю нефтенасыщенную толщину пласта:

.

3.Определяем радиус стягивающего внутреннего ряда R₄ скважин по формуле

.

4. Рассчитываем радиусы рядов скважин R_i­ из условия равенства объёмов нефтенасыщенных пород в соответствующих элементах реальной и расчётной схем по общей формуле

,

где V_i – объём нефтенасыщенных пород в пределах ряда с радиусом R_i:

Радиус внешнего контура нефтеносности определяется из следующей очевидной формулы для расчёта общего объёма нефтенасыщенных пород V_общ:

.

Решая последнее уравнение относительно R_B, получим

Подставив численные значения входящих в формулу параметров, получим R_B = 4611 м.

5. Определяем расстояние между скважинами в рядах 2s_i на расчётной схеме:

По полученным данным линейных размеров залежи составляем расчётную гидродинамическую схему залежи (рис. 2.1,б).

Рис. 2.1. Схематизация формы залежи: а – реальная залежь; б – расчетная схема