книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

воде Rr (р), /?в (р); удельные веса нефти, газа и водыуНо* Тго» Тво при стандартных условиях.

8. Относительные фазовые проницаемости системы нефть, газ—вода, опреде­

ленные экспериментально на керне /н ($в, $г), /г ($в, $г), /в (sB, sr), либо относи­ тельные фазовые проницаемости для нефти и газа в присутствии связанной воды

/н (sB), /г (sb) и относительные фазовые проницаемости для нефти и воды в присут­

насыщенностей sHо. Sro по данным лабораторных исследований. При наличии от­ носительных фазовых проницаемостей среднее значение sH0 может быть рас­ считано.

10. Начальное распределение осредненных по эффективной мощности нефте- и водонасыщенности sJ (*), = $0

И.Начальное распределение давления pQ=Po(x).

12.Координата ряда xj и число скважин /-го ряда яу.

13.Радиусы. скважины гс/ и внутренней области гку, причем последний может быть принят равным Оу/л, где Оу — половина расстояния между скважи­

нами в ряду. Если известен коэффициент продуктивности (приемистости) /Су,

можно сразу определить 1п -^-. Если данных, полученных методом КВД, гку

недостаточно, коэффициент продуктивности (приемистости) скважин /-го ряда вычисляется приближенно по формуле /Су = /Суд/гу, где /Суд — средний удельный коэффициент продуктивности (приемистости) по всем исследованным скважинам,

14.Дата ввода в эксплуатацию или под нагнетание /-го ряда /0у.

15.Коэффициент эксплуатации Сэ (/). По зависимости коэффициента экс­ плуатации от времени определяют реальное время работы скважин в элементе. При этом следует учитывать существенное снижение коэффициента эксплуатации

в первом году работы элемента, из-за разновременного ввода скважин элемента в эксплуатацию. Так, например, реальное время их работы в новом году для месторождений Западной Сибири составляет в среднем 0,37 года.

16.Коэффициент воздействия (влияния прерывистости коллектора) Методы определения £ приведены в работе [35].

17.Режим работы скважин:

а) добывающих — забойное давление скважин в ряду рсэ у (0 либо дебит

жидкости / (0; б) нагнетательных — забойное давление скважин в ряду рсну (0 и Д°ли

закачиваемых агентов в общем расходе срву (/), Фгу (0» либо расходы закачивае­

следует изменить режим работы ряда, например, с заданного рсу (0 перейти на заданный ржу (t) или наоборот; отключить эксплуатационный ряд или перевести его под нагнетание, перевести скважину с фонтанной эксплуатации на механизи­

рованную.

19. Условия на внешних граница*,

253

А. Граница непроницаема — объемные расходы нефти, газа и воды равны

НуЛЮ (QrH = Qrr = QrB = 0)l Б. Граница проницаема:

а) если через границу жидкость втекает в область, то на границе задаются либо давление рг (t) идоли нефти, газа и воды фгн (0* фгг (0. фгв (/), либо расходы нефти, газа и воды QrH (/), Qrr (/), QrB (0;

б) если через границу жидкость вытекает из области, то на границе задается либо давление рг (t), либо расход; в последнем случае можно задать расход одного компонента, например, воды QrB (t) или суммарный расход двух или всех трех компонентов (нефти, газа и воды).

Исходные данные для расчета технологических показателей объекта разработки

Для расчета технологических показателей объекта в целом по формуле (XIII.39) и программе SUMMA необходимы следующие данные:

1.Технологические показатели каждого элемента, полученные в результате гидродинамических расчетов. Эти данные по мере проведения расчетов по элемен­ там выдаются на широкую печать и, кроме того, записываются на магнитной ленте ЭВМ.

2.Порядок ввода элемента, задаваемый в виде матрицы ввода {п}, где tijk — число элементов /-го типа, вводимых в k-м году.

3.Удельный вес воды и нефти в поверхностных условиях, необходимый

для пересчета объемных расходов в весовые.

4.Запасы нефти по объекту — млн. т.

5.Начальный год ввода залежи в разработку.

§8. РАСЧЕТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

ИФОРМА ИХ ВЫДАЧИ

Врезультате расчетов определяют для /-го ряда расчетного элемента в за­ висимости от времени следующие показатели.

А. Случай заданных забойных давлений pCj (/): дебиты (приемистости) нефти, газа и воды QO (т/сут), QG, QW (м3/сут); общий дебит (приемистости) нефти, газа и воды Q (м3/сут)1;

накопленные отборы (объемы закачки) нефти, газа и воды QOSUM (т), QGSUM, QWSUM (м3);

общий накопленный отбор (объем закачки) нефти, газа и воды QSUM (м3); водонефтяной фактор, WORAT;

газовый фактор, GORAT.

Б. Случай заданных дебитов эксплуатационных скважин и расходов нагне­ тательных скважин qBj- (/), qrj- (t):

забойные давления на скважинах РСКВ (Па). Далее определяют те же по­ казатели, что и в предыдущем случае.

Кроме того, в обоих случаях рассчитывают и выдают распределения давле­ ния р и насыщенности-нефти SO, газа SG и воды SW подлине пласта в зависимости от времени Т (сут).

По результатам вычислений показателей каждого ряда определяют в зави­ симости от времени Т (год) для расчетного элемента следующие данные:

1)дебит нефти (^НЭЛ (т/год, т/сут);

2)дебит жидкости (^ЖЭЛ (м3/год, м3/сут);

3)обводненность продукции WR&H;

4)газовый фактор ГФЭЛ (м3/т);

5)накопленный отбор нефти А^НЭЛ (т);

6)накопленный отбор воды А($ВЭЛ (м3);

7)накопленный отбор газа А(ЗГЭЛ (м3);

1 Все показатели выдаются в стандартных условиях,

254

8)накопленный отбор жидкости А(ЗЖЭЛ (м123);

9)добыча воды на 1 т добытой нефти ВНОЭЛ (м3/т);

10)нефтеотдача ЕТАЭЛ;

11)расход закачиваемой воды QB33J1 (м3/год, м3/сут);

12)объем закачанной воды AQB33JI (м3);

13)расход закачиваемого газа С}ГЗЭЛ (м3/год);

14)объем закачанного газа AQT33J1 (м3);

15)число действующих добывающих скважин ЧСКВЭ;

16)число действующих нагнетательных скважин ЧСКВН;

17)отбор нефти из «новых»1 скважин QH3.JI1H (т/год);

18)отбор нефти из «перешедших» 2 скважин QH3J11C (т/год);

19)число новых добывающих скважин ЧСКНОВ;

20)число перешедших добывающих скважин ЧСК.СТ;

21)накопленный отбор нефти из нагнетательных скважин AQOHAr (т);

22)число нагнетательных скважин, дающих нефть3; ЧСЭНАГ;

23)накопленный отбор нефти из механизированных 4 скважин AQOMEX (т);

24)накопленный отбор жидкости из механизированных скважин AQ)KMEX

(м3);

25)число механизированных скважин ЧМЕХ;

26)накопленный отбор газа из скважин газовой шапки. AQrHI (м3). Все результаты расчетов могут выдаваться в форме таблиц и графиков. По объекту разработки в результате расчетов по программе SUMMA вы­

даются на печать две таблицы (см. § 9 данной главы), содержащие 39 технологи­ ческих показателей, фиксируемых на каждый год разработки.

§ 9. ПРИМЕР РАСЧЕТА

Проиллюстрируем применение предлагаемой методики на достаточно типич­ ном примере расчета технологических показателей разработки нефтегазовой за­ лежи с применением заводнения для того, чтобы дать более полное представление о возможности методики, остановимся подробнее на всех этапах расчета, начиная с построения модели неоднородного пласта и кончая выдачей технологических

окаймляется краевой водой.

На залежи выделены три зоны, отличающиеся между собой средней прони­ цаемостью и толщиной.

Пласт разрабатывается двумя эксплуатационными и тремя нагнетательными рядами скважин, причем один нагнетательный ряд располагается в газовой шапке вблизи ГНК (барьерное заводнение), другой — в водной области вблизи ВНК (законтурное заводнение), третий — в нефтяной области (внутриконтурное заводнение). Выберем расчетный элемент в форме прямоугольника (рис. XIII.9) с двумя добывающими и тремя нагнетательными скважинами 5.

Пренебрегая в данном примере размерами подгазовой и водонефтяной зон, примем газонефтяной и водонефтяной контакты перпендикулярными к кровле и подошве. Кроме того, угол наклона пласта к горизонту считаем достаточно

малым.

Приведем все исходные данные, используемые в расчетах, в соответствии

ния, так как увеличение их числа ведет просто к соответствующему увеличению ширины прямоугольника.

255

Рис. XIII.8. Схема нефтегазовой залежи.

Н —нагнетательная скважина: Д —добывающая скважина

Здесь и далее р в МПа.

256

Л)Ш1(Г2 /(А)кгз

257

0 ,2 < sd< 1; /n (sB»Sr) = 0,

0 < s n<0,2.

9. Насыщенность связанной водой sCu= 0,2, средняя остаточная йефтенасыщенность sHo=0,15, остаточная газонасыщенность sr0 = 0,1.

10.Начальное распределение осредненных по эффективной толщине нефте-

иводонасыщенности.

18.Режим работы скважин во времени не меняется.

19.Условия на внешних границах. Границы непроницаемы, т. е. объемные*

расходы нефти, газа и воды при v == 0 и х = 3750 м равны нулю (Qrn = Qrr = = QrB = 0).

Исходные данные для расчета технологических показателей залежи

На залежи имеется три типа элементов в соответствии с выделенными тремя: зонами. Число элементов в зонах составляет:

I зона — 8 элементов (40 скважин);

IIзона — 18 элементов (90 скважин); III зона — 14 элементов (70 скважин).

Всего выделено 40 элементов (200 скважин).

1. Технологические показатели по элементам трех различных типов выданье

258

3. Удельный вес воды— 104 Н/м3, удельный вес нефти — 7,01-Ю3 Н/м3.

4.Запасы нефти по залежи — 44,14 млн. т.

5.Начальный год ввода залежи в разработку — 1976 г.

Результаты расчетов

На первом этапе расчетов на основе гистограммы (см. рис. XIII. 10) была построена модель слоистого пласта согласно § I данной главы. В табл. XIII.2 приводятся эффективные проницаемости пропластков kj (мкм2) и их относитель­

ные толщины фу для элементов I зоны. Аналогичные данные рассчитаны для эле­ ментов II и III зон.

На втором этапе построены модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей. Представим интегралы (XIII. 15), (XIII. 18) в дискрет­

где N — число пропластков, ф. и k* берутся из табл. XIII.‘2.

Принимая нижний предел проницаемости km\n = 0,001 мкм2, получаем из (XIII.19)

т*. = т,

так как в соответствии с гистограммой (см. рис. XIII. 10) в диапазоне 0 < k < < 0,001 мкм9' функция распределения /0 (k) = 0.

Соотношения (XI 11.41) принимают вид

п( N

Вычисляя суммы (XIII.40) и (XIII.42) в зависимости от дискретного параметра п, устанавливаем зависимость vn (un). Затем, используя соотношение (XIII.17) в дискретной форме

259

находим зависимость vn (sBn), которую аппроксимируем подходящей непрерыв­ ной функцией v (sB) с помощью соотношения (XIII.21)

из (XIII. 14) определяем модифицированные относительные проницаемости как функции FH(sr, sB), Fr (sr, sB) и FB(sB).

Fh = V(*в) /н (Sr»SCB)i Fг == v (sB) /p (sr,sCB);

^b = [ 1 v (*b)] /в (sro»sBm)l

при sCB^ sB^ sBm — s,

где e — некоторая положительная малая величина (в расчетах е = 0,01).

Заметим, что функция vH(sBH) аппроксимируется табулированной функцией непрерывного аргумента erf г. Модифицированные фазовые проницаемости при­

260

ТАБЛИЦА XIII.4

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Добыча годовая