Материал: Разработка нефтяных месторождений.

сти пласта, показателях эксплуатации отдельных скважин, гро­ моздкая идентификация расчетных и фактических данных о разработке месторождения.

Покажем в соответствии со сказанным, как можно исполь­ зовать модифицированные относительные проницаемости дл» упрощенного прогнозирования показателей разработки место­ рождений.

Согласно J 5 гл. И, модифицированные относительные про­ ницаемости kB(s) и kH(s), а также модифицированная водона-

сыщенность s зависят от проницаемости обводнившегося про­ пластка k* в элементе слоисто-неоднородного пласта, вида к параметров вероятностно-статистического распределения абсо­ лютной проницаемости, остаточной нефтенасыщенности SHOCT и насыщенности пласта связанной водой sCB.

Следовательно, задаваясь &*, можно определить s и соответ­

ствующие относительные проницаемости. Если принять, что s равно средней водонасыщенности в рассматриваемом пласте месторождения, то текущая обводненность по месторождению

Теперь необходимо установить связь текущей нефтеотдачи

по месторождению в целом и средней водонасыщенности s. Первоначальные запасы нефти месторождения обозначим че­ рез GноТогда

Оставшиеся в пласте запасы нефти к моменту времени, ког­ да средняя водонасыщенность по месторождению стала равной

164

месторождения. По достижении удовлетворительного совпаде­ ния данных теоретической кривой v=f(ri) с фактическими, можно экстраполировать кривую V = / ( T|) в область больших значений текущей обводненности продукции и нефтеотдачи. По­ сле этого можно уже рассчитывать добычи нефти по формулам (IV.99) — (IV.102).

П р и м е р IV.4. В результате разработки нефтяного месторождения в те­

модифицированные относительные проницаемости и модифицированную водонасыщенность для слоисто-неоднородного пласта при логарифмически нор­ мальном законе распределения абсолютной проницаемости, причем параметр распределения сг=0,5. Оказалось, что во всех пропластках SHOCT= 0,25. Насы­ щенность связанной водой также постоянна для всех пропластков, т. е. sCB= = 0,15. Фазовая проницаемость для воды &фВ=0,85Л. Средняя абсолютная про­ ницаемость пласта Тс=0,4 мкм2. Отношение вязкостей воды и нефти в пла­ стовых условиях |д,в/Рн=0,5. Требуется определить зависимость v = f(r|)-

Поскольку по условию примера фазовая проницаемость во всех пропласт­ ках пропорциональна абсолютной проницаемости, то в соответствии с фор­

0

1(In k—In fc)2

,( *) e 5 n 7 S T e" " " ^

Подставляя f(k) в формулу для JcB, получим

165

ленный интеграл получим в следующем виде:

166

На рис. 89 показаны зависимости модифицированных проницаемостей от модифицированной водонасыщенности.

Теперь нетрудно по формулам (IV.103) и (IV.106) построить зависимость текущей обводненности v от текущей нефтеотдачи. Эта зависимость показана на рис. 90. Как видим, в начальный период разработки фактические данные не совпадают с расчетными, полученными по приведенной выше методике, что вполне естественно, так как в начальный период разработки из пласта место­ рождения добывается малообводненная продукция. Вообще данную эмпириче­ скую методику нельзя применять с самого начала разработки — она пригодна только для прогнозирования разработки в период добычи сильно обводненной продукции.

Начиная же со значения текущей нефтеотдачи rj= 0,15 при v>0,5, факти­ ческие данные соответствуют расчетным и поэтому изложенную методику можно использовать для прогнозирования зависимости текущей обводненности продукции от текущей нефтеотдачи.

§ 6. РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТОВ СКВАЖИН

При определении забойного давления в скважинах с целью выбора способов подъема жидкости из глубины на дневную поверхность, оценки фазового состояния нефти и воды, а так­ же для вычисления градиентов пластового давления с целью определения скоростей перемещения фильтрующихся веществ, границ разделов между нефтью и водой необходимо знать поле пластового давления.

При решении задач фильтрации неоднородных жидкостей, в частности нефти и воды, наряду с вычислением поля водона­ сыщенности определяют и поле пластового давления. В случае вытеснения нефти водой из прямолинейного или радиального пласта при использовании модели поршневого вытеснения по­ ле давления вычисляется просто по формулам, приведенным в

§2 данной главы.

Вслучае непоршневого вытеснения нефти водой даже из прямолинейного пласта распределение давления в нем уста­ навливать несколько сложнее. Поэтому рассмотрим последний случай более подробно.

Согласно рис. 91 и приведенным в § 3 данной главы форму­

лам, имеем следующее выражение для суммарной скорости

Рис. 91. Схема непоршневого вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта:

i — нефть; 2 — вода

167

фильтрации нефти и воды в пласте:

Согласно рис. 91, в области пласта при хв<х<1 движется чистая нефть. Будем считать, что фазовая проницаемость для нефти в этой области_ равна абсолютной. Тогда для полного

перепада давления Др в прямолинейном пласте получим сле­ дующее выражение:

методике, приведенной в § 3 данной главы. Интеграл от функ­ ции водонасыщенности \J)(s) м о ж н о в ы ч и с л и т ь численным пу­

168

ленными методами на ЭВМ поле пластового давления вычис­ ляют одновременно с полем водонасыщенности и нефтенасыщенности.

На практике бывает важно определить перепады забойного давления между нагнетательными и добывающими скважинами не во все периоды, а в определенные моменты разработки, на­ пример в начальный ее период, когда в пласте движется одна практически не обводненная нефть, или в некоторые моменты после начала обводнения добываемой из пласта продукции.

Практически важно приближенно определить перепады дав­ лений. Поэтому при таких расчетах можно использовать метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений, сущность ко­ торого изложена в гл. II.

Рассчитаем распределение пластового давления при трех­ рядной схеме расположения скважин по методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений. Для простоты возьмем одно­ родный пласт и допустим, что происходит поршневое вытесне­ ние из него нефти водой.

169