|
|
|
П р и м е р |
III.2. |
Глубокозалегающее |
|||||
|
|
небольшое по размерам нефтяное месторож |
||||||||
|
|
дение, контур нефтеносности которого име |
||||||||
|
|
ет |
форму, |
близкую |
к форме |
круга |
(см. |
|||
|
|
рис. 60), |
окружено |
обширной |
водоносной |
|||||
|
|
областью, |
которую можно |
считать прости |
||||||
|
|
рающейся до бесконечности. Начальное пла |
||||||||
|
|
стовое давление в нефтяной залежи, как и |
||||||||
|
|
на его |
контуре, при r = R = 3-103 м состав |
|||||||
|
|
ляло р«о=20 МПа. Проницаемость пласта |
||||||||
|
|
в |
законтурной |
водоносной |
области |
k = |
||||
|
|
= 0 ,1 |
мкма, вязкость |
воды |
ц = 1 0 -3 Па-с^ |
|||||
|
|
упругоемкость пласта 0 = 10-9 1/Па, толщи |
||||||||
|
|
на водоносного пласта h— 10 м. |
|
|
||||||
|
|
|
Количество воды, поступающей из за |
|||||||
1 |
г |
контурной части месторождения в его неф |
||||||||
тенасыщенную часть, |
определим |
по форму |
||||||||
Рис. 64, Зависимость давления |
ле |
(III.20). При этом Ti=2 года, т .= 4 |
го |
|||||||
да, a i= a = 0 ,1 3 6 8 м3/сут. |
|
|
|
|||||||
иа контуре месторождения рко« |
|
|
|
|||||||
от времени t |
|
|
Найдем изменение контурного давлении |
|||||||
|
в течение первых пяти лет разработки ме |
|||||||||
|
|
|||||||||
|
|
сторождения. |
водоносного пласта. Имеем |
|||||||
Определим прежде всего пьезопроводность х |
||||||||||
кП0-1»
—10~»* 10~* = 10-1 м^с*
По формуле (Ш.14)
ий |
10-1i |
О, ш М 0-1 *= о„96- 10-s I |
|
||
^ - = |
— |
~ = |
|
||
где i — ® еутг. |
|
|
|
|
|
Выгдашам ие |
а &Ркш(ъ)=р<ж—Рйши(т). При £=2 года=730 сут имеем |
||||
х—офв*ш-»*»=о,7оа. |
|
|
|||
По формуле |
|
|
|
||
|
|
|
|
=2,182-1(1»; |
|
/ М - 0 <5 - 0 Л « » - 0 , т [ | ] + |
|||||
+© „487RS + |
|
lm 1„7Ш8— O.TOOfq= 0,311; |
|||
Д рю я=2ъ118Й'№'©Л11 = 6J 8 |
МПа. |
|
|||
Прт |
|
года |
следует ш г а ш т » |
то формуле (Ш~22)_ Имеем |
|
‘С »Ф ,Д О № -М 095= 1,051; |
х1 =0,7ШШ; |
|
|||
^ = © „ 5 * 1 „ ш — |®i ,—m |
|
) + |
|||
+ ®Ъ4 ® 7 ^ Ш |
Д1ш2чШ — 1,0)51) |
|
|
||
|
|
|
|
ш ,т 0 —- |
) + |
+ <М®7(1jam йтк„зэки— |
=©„мш. |
|
|||
ш |
|
|
|
|
|
Тогда |
|
|
|
|
|
|
|
I |
|
ДРкон СО = |
2,182 • 107 (0,5768 — 0,1006) = 10,4 |
МПа. |
|
|
|||||
Через 4 года =1460 сут имеем |
|
|
|
|
|
|
|||
х = 0,96- 10-з. 1460= |
1,402; |
|
= 0,7008; |
|
|
|
|||
т — тх = |
0,7012; |
|
|
|
|
|
|
|
|
J(1,402) = 0,8805; |
J(0,7012) = 0,3113; |
|
|
|
|
||||
ДРкон (т) = |
2,182-107 (0,8805— 0,3113) = 12,4 |
МПа. |
|
|
|||||
И наконец, через 5 |
лет=1825 сут |
вычисляем |
ДрК н(т) |
по формуле (III.23). |
|||||
Имеем |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т = 0,96- 10-з. 1825 = |
1,752; |
т* = 1,402; |
|
|
|
|
|||
%— т1 = |
1,0512; |
х — т „ = 0 ,3 5 ; |
|
|
|
|
|
||
J (1,752)= |
1,212; |
J (1,0512) = 0 ,5 7 7 ; |
|
|
|
|
|||
7(0,35) = |
0,1005; |
|
|
|
|
|
|
|
|
ДРкон (т) = 2 ,1 8 2 - 107 (1,212 — 0,577 — 0,1005) = |
11,7 МПа. |
|
|||||||
Таким образом, после стремительного роста темпа отбора Д р Кон (т) |
начало |
||||||||
увеличиваться. На рис. 6 4 показана зависимость Д р Кон от времени |
t. |
||||||||
П р и м е р II 1.3. Рассмотрим |
изменение |
пластового |
давления в наблюда |
||||||
тельной |
скважине В (см. рис. 54) |
спустя 1 |
год после |
пуска нефтяной сква |
|||||
жины А с дебитом qA в момент времени t = 0. Дебит скважины ^ = 1 0 0 м3/сут= = 1,16-10—3 м3/с. Проницаемость пласта k=0,1 мкм2; вязкость нефти р,= = 10-3 Па-с, толщина пласта /t=10 м; упругоемкость {5=10-10 1/Па. Пласт считаем неограниченным. Скв. А находится на расстоянии Я=Ю 3 м от скв. В.
Изменение давления в скв. В в данном случае можно определять по фор муле (11.132), считая скв. А точечным стоком. Определим вначале величину
R2 |
• |
г — ш |
|
Имеем |
|
k |
10-13 |
* = |
= ю -з .10-10 = 1 м 2/с. |
При /= 1 год=0,315-10е с
10«
0,8.10-2.
г = 4* 1.0,315-108
При z -< l из формулы (11.132) имеем
—Ei (—z) « —0,5772— In z.
Тогда из (11.132) получаем
ДРв = Р « — Рв = — - Щ й Е 1(-г) = |
|
|
|
|
ЯаР |
( - 0 , 5 7 7 2 - In z) = ^ l n |
4xt |
q ^ |
2,25xt |
4nkh |
l,781tf2 |
= ~Шй ln ~R* * |
||
Подставляя в приведенную формулу числовые значения входящих в нее величин, получаем
1, 16. 10-з .Ю - з |
2 ,25 -1 .0,315 .103 |
|
Дрв= 4-3,14-10-13.10 In |
106 |
= 0,394 МПа. |
111
Рассмотренный в примере III.3 способ вычисления измене ния пластового давления в наблюдательной скважине в ре зультате пуска нефтяной используют для нахождения давле ния при гидропрослушивании пласта, а также для прибли женной оценки изменения контурного давления, если все до бывающие скважины залежи заменить одной центральной до бывающей скважиной.
§ 3. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ РЕЖИМАХ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА И ГАЗОНАПОРНОМ
При уменьшении давления ниже давления насыщения в раз рабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Когда насыщенность порового пространства свободным газом,
выделившимся из нефти, еще мала, |
газ остается в |
нефти в |
виде пузырьков. С увеличением же |
газонасыщенности |
в связи |
с прогрессирующим снижением пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в по вышенной части пласта газовое скопление — газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднород ность.
В отличие от первичных газовых шапок нефтегазовых ме сторождений, существовавших в них до начала разработки, газовая шапка, образовавшаяся в процессе разработки, назы вается в т о р и ч н о й .
Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, на зывают р е ж и м о м р а с т в о р е н н о г о г а з а . Если произо шло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась
газовая шапка, режим растворенного газа сменяется |
г а з о н а- |
||
п о р н ы м. |
нефтяных месторождений и теория фильт |
||
Опыт разработки |
|||
рации |
газонефтяной |
смеси с учетом сил гравитации |
показы |
вают, |
что почти всегда режим растворенного газа |
довольно |
|
быстро переходит в газонапорный. Часто режим растворенного газа может существовать в нефтяном пласте в сочетании с упругим режимом в его законтурной области или даже в со четании с водонапорным, если пластовое давление близко к давлению насыщения. Тогда вблизи добывающих скважин воз
никает режим растворенного газа, а |
вблизи |
нагнетательных — |
|||||
водонапорный. Такие режимы пластов |
называют |
с м е ш а н |
|||||
ными. |
разработку |
пласта при |
смешанном |
режиме — |
|||
Рассмотрим |
|||||||
упругом в его |
законтурной |
области |
и |
растворенного газа — |
|||
в нефтенасыщенной |
части |
пласта. |
Пусть |
разрабатываемый |
|||
пласт имеет форму, |
близкую к кругу |
(рис. |
65). Его |
законтур |
|||
ная водоносная область достаточно хорошо проницаемая и про стирается очень далеко («до бесконечности»). Она разрабаты-
112
Рис. 65. Схема нефтяного месторож 1 Z з дения круговой формы в плане, раз рабатываемого при смешанном режи ме:
1 — условный контур нефтеносности; 2 — аппроксимация условного контура нефте носности окружностью радиусом R\ 3 — до бывающие скважины
вается при упругом режиме. Давление на контуре нефтенасы щенной части пласта можно определить по методике, изло женной в предыдущем параграфе.
Пусть нефтяной пласт разрабатывается с использованием равномерной сетки добывающих скважин. Радиус контура пи тания каждой добывающей скважины гк можно считать равным половине расстояния между скважинами. Если г = гк> пластовое давление р = р к< р Нас (Рнас — давление насыщения). При при ближенном расчете дебитов добывающих скважин можно при нять р к = а р ко н (х), где а — некоторый постоянный коэффи циент.
Итак, при смешанном режиме давление на контурах добы вающих скважин определяют с учетом контурного в нефтяной залежи, которое, в свою очередь, вычисляют на основе теории упругого режима, если задано изменение во времени текущего поступления воды из законтурной области в нефтенасыщенную
часть пласта <7зв= *7зв(0- Если рк близко к давлению насыщения, но ниже его и, сле
довательно, насыщенность пласта свободным газом незначи тельна, то можно приближенно считать текущий объем посту пающей воды в нефтенасыщенную часть пласта из законтурной области равным текущей добыче пластовой нефти, т. е. рзв=
= Вн если известна текущая добыча пластовой нефти из нефтя
ной залежи в целом, то необходимо лишь вычислить дебиты скважин с тем, чтобы определить, сколько скважин необходи мо пробурить на залежи для обеспечения указанной текущей добычи нефти.
Определим дебиты скважин при режиме растворенного га
за. Перераспределение |
давления вблизи |
скважин |
происходит |
||
значительно быстрее, |
чем изменение контурного |
в нефтяной |
|||
залежи рКон(т) и соответственно давления |
на |
контуре питания |
|||
скважин |
pK=pK(t). Поэтому распределение |
давления при |
|||
гс ^ г ^ г к |
можно считать установившимся |
в |
каждый момент |
||
времени, т. е. квазистационарным. |
|
|
|
||
8 Ю. П. Желтов |
|
|
|
113 |
|