|
1 |
Рассмотрим |
к |
примеру тот |
|||||
|
|
|
случай, когда |
процесс |
заводне |
||||
|
|
|
ния только начался и нефть вы |
||||||
|
|
|
теснена лишь из области гс^ г ^ |
||||||
|
|
|
^ г в<;сг/я |
вокруг |
нагнетатель |
||||
|
|
|
ной скважины радиусом гс (рис. |
||||||
|
|
|
92). Будем считать, что в часть |
||||||
|
|
|
полосы разработки, |
содержащей |
|||||
|
|
|
три ряда |
добывающих |
скважин, |
||||
|
|
|
заключенных между рядами наг |
||||||
|
|
|
нетательных, закачивается |
вода |
|||||
|
|
|
с расходом q. Длина рассматри |
||||||
Рис. 92. |
Схема части |
полосы |
ваемой части |
полосы |
равна |
L. |
|||
трехрядной системы разработ |
Таким образом, если взять пра |
||||||||
ки: |
|
первый и |
вый ряд |
нагнетательных |
сква |
||||
1 и 3 — соответственно |
жин (см. рис. 92), то |
влево |
от |
||||||
второй ряд |
добывающих |
скважин; |
|||||||
2 — ряд нагнетательных скважин |
него, т. е. |
в |
рассматриваемую |
||||||
|
|
|
полосу, будет |
поступать |
вода |
с |
|||
расходом, равным qj2. Остальная часть воды будет уходить в соседнюю полосу, которая должна находиться справа. Так как режим разработки пласта считается водонапорным, объемный расход воды равен объемному дебиту нефти в пластовых усло виях. Дебит первого ряда добывающих скважин рассматривае мой части полосы равен qi, а дебит второго (центрального) ря да скважин qi. Поскольку в центральный ряд скважин посту пает нефть также слева, то имеем следующее соотношение ба-
ланта |
жидкости в |
пласте: |
(IV.116) |
|||
qj^l = q^-\-q^. |
|
|
||||
Согласно методу эквивалентных фильтрационных сопротив |
||||||
лений, |
с |
учетом |
того, что Гв^ст/я, имеем |
в соответствии с |
||
рис. 92. |
|
|
|
|
||
|
|
|
1 |
Гп |
|
|
|
|
|
q\LB I n |
— |
|
|
Рн— Рв— 2 nHnkkJi ' |
|
|
||||
Рв |
Рн |
W"ln 75Г |
|
|||
2nllnkklih |
|
|
||||
Р'в— P'cl |
2kkHhL |
’ |
|
|||
P'cl— Ра'- |
№ “lnW7. |
|
||||
2 nclnkkHh |
|
|||||
Р'а— P'c2 |
QZV-BIIZ . |
|
||||
2kkHhL |
* |
|
||||
P C2 |
Pc2 |
2nCinkknh |
(IV.117) |
|||
170
Здесь пн, пс\ и пС2 — число скважин соответственно в нагне тательном, первом и втором рядах. Остальные обозначения указаны на рис. 92 или соответствуют принятым ранее. Если сложить первые четыре из соотношений (IV. 117), то получим следующую формулу:
|
|
рв 1п |
г в |
, о |
|
|
Рв |
Я |
Гс |
In — |
k * L + |
|
|
|
nHnkH |
|
||||
Pci — 2 k h |
nHnkE |
|
||||
|
2 n c l n k k Rh |
|
|
|
|
(IV. 118) |
|
|
|
|
|
|
|
Сложим последние три |
соотношения формул |
(IV. 117). В ре |
||||
зультате получим |
|
|
|
|
||
Pci |
Pel —' 2Ягk h |
И~Н^12 I |
ЯГС |
|
(IV. 119) |
|
KL |
|
nC2nkH |
2 n c l n k k Hh |
|||
Как известно, при расчетах процессов разработки нефтяных ме сторождений заданы: 1 ) дебиты скважин, необходимо найти перепады давления между забоями нагнетательных и добыва ющих скважин; 2 ) перепады давлений, необходимо найти деби ты рядов скважин.
В первом |
случае |
следует |
использовать формулы (IV. 118) и |
|||||
(IV. 119), |
во втором необходимо решать систему из следующих |
|||||||
трех линейных алгебраических уравнений: |
||||||||
Ая+Вд1 = Рв— Ра\ |
|
|
||||||
СЯг |
BQl= Pel |
Рс2> |
|
|
||||
<7 = 2?I +<72; |
|
|
|
|
||||
А |
1 |
| Н'в In ~~ |
|
I. |
||||
2k h |
\ |
n Hn k B |
Лн1Х&н |
KL У |
||||
|
||||||||
В |
2n c l n k k Hh |
’ |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|||||
Q _ _ |
И-Н^12 |
|
I |
Л ГС |
|
(IV. 120) |
||
|
2kkHhL |
' |
2nC2nkkHh |
|||||
|
|
|||||||
Решая эту систему уравнений, получим |
||||||||
_ |
( 2 А |
+ |
В ) |
(рС1 — рС2) + В (рн — |
Рс)*41 |
|||
42 |
|
|
{А + С ) В + 2 А С ^ и |
|
||||
п |
С<72 |
|
(P C I |
Р сг ) |
|
(IV. 121) |
||
41 |
|
|
в |
|
|
|
||
Аналогичным образом решают соответствующие задачи в случае пятирядной и других схем расположения скважин.
171
П р и м е р IV.5. При разработке, некоторого нефтяного месторождения применена трехрядная схема расположения скважин (см. рис. 92). Расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами одинаковые, т. е. 2а„= = 2ос = 2а=500 м. Расстояние между рядом нагнетательных и первым рядом добывающих скважин, а также между рядами добывающих скважин одина ковое, равное /=/[2=600 м. Радиус нагнетательных скважин гНс=0,1 м, а при веденный радиус добывающих вследствие ухудшения проницаемости их при забойных зон гс = 0,01 м. Толщина пласта h= 10 м. Вязкость нефти в пластовых условиях рн = 3-10_3 Па-с, а вязкость воды |лв=10_3 Па*с. Происходит порш невое вытеснение нефти водой, причем в промытой водой области пласта фа зовая проницаемость для воды ЛфВ=0,4 мкм2, а фазовая проницаемость для нефти в нефтенасыщенных областях 6фН=0,5 мкм2. В рассматриваемый момент времени вода, вытесняя нефть из пласта, продвинулась на расстояние гв= = 0,5 ст/л. Давление на забоях нагнетательных скважин рн=20 МПа, а на за боях скважин первого и второго добывающих рядов Pci=Pc2=15 МПа.
Требуется определить дебиты первого и второго рядов q\ и рг» а также расход закачиваемой воды в часть полосы длиной L=1500 м.
Приступая к решению задачи, вычислим вначале величины А, В и С. Имеем
А = |
1 |
______ |
_______ |
Рн* |
|
||||||
2h |
\ |
nnHkkB |
л,nHkkH |
|
»kkHL |
|
|||||
|
|
1 |
[ |
10 |
|
0 ,5 -2 5 0 |
З - 1 0 - з 1П 250-3,14 |
З-Ю -з-600 |
|||
|
|
|
1п 3,14 -0,1 |
|
3,1 4 -0 ,5 -2 5 0 |
||||||
|
2•10 |
V 3,14-3-0,4-10-12 + |
|
3 -3,14 -0,5 -10-1а |
' ,0 ,5 -Ю-12- 1500 |
||||||
= |
221,6-10® Па-с/м3; |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
250 |
|
|
|
|
|
|
л/с |
|
З-10-зin 3,14-0,01 |
|
||||
B |
= 2nclnkkHh |
= |
2-3-3,14-0,5- 10-1а- 10 = 286»1 *106 Па-с/м3; |
||||||||
|
|
PH*I |
|
|
^ 1п^ ~ |
|
|
З-Ю -з-600 |
|
||
С — 2kkHhL + |
2nC2nkknh — 2 -0 ,5 -Ю"12- 10-1500 + |
|
|||||||||
|
3- 1°-зIn 3 |
250 |
|
|
|
|
|
||||
|
I4.Q oi |
|
|
|
|
|
|||||
+ |
2-3-3,14-0,5-10-12- 10 = |
406‘10<J Па-с/м3; |
|
||||||||
|
|
Д (Рн |
Pci) |
|
|
|
286,1-5-10®-10® |
|
|||
92 — (А-\-С)В + 2АС ~ |
627,6-286,1-1012 + 2-221,6-406-1012 |
||||||||||
= 0,4- 10-а |
м3/с = |
344 |
м3/сут; |
|
|
|
|||||
qx = |
Cqz |
|
406-10®-344 |
= 4 8 8 |
|
м3/сут. |
|
||||
В |
|
= |
286,1-10® |
|
|
||||||
|
|
Расход закачиваемой воды в часть полосы длиной L |
|
||||||||
q = |
2q1+ q i = 2488 -f 344 = 1320 м3/Сут. |
|
|||||||||
§ 7. ОПЫТ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ
Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в
СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских гори зонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому вре
172
мени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, проводившиеся в различных странах.
При разработке нефтяных месторождений в СССР с приме нением заводнения вначале использовали законтурное заводне ние. При этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали также вдоль контура нефтеносности. Линии рас положения нагнетательных скважин были удалены от первых рядов добывающих скважин на 1 — 6 км.
Законтурное заводнение применяли на месторождениях, про дуктивные пласты которых были сложены в основном песча никами и алевролитами с проницаемостью 0,3—1,0 мкм2. Вяз кость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла 1—5 -10—3 Па-с.
Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта по зволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.
Использование заводнения нефтяных пластов привело вна чале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, кото рые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используе мых перепадах давления поглощать запроектированные расхо ды воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и глав ным образом использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнета тельных скважин и, по сути дела, к решению проблемы их ос воения.
Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выво дам.
1.Законтурное заводнение позволяет не только поддержи вать пластовое давление на первоначальном уровне, но и пре вышать его.
2.Использование законтурного заводнения дает возмож ность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5—7% от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20—60-104 м2/скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50—0,55 в сравнительно однород ных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях по рядка 1—5-10- 3 Па-с.
3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное
173