Практика по разработке НГ месторождений. 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4

• Название: 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4
• Дата: 27.10.2022
• Размер: 2.71 Mb.
• Имя файла: Практика по разработке НГ месторождений.docx
• Тип: Закон; #757370
• страница: 5 из 11

Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи при однорядной схеме внутриконтурного заводнения

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением внутриконтурного заводнения при однорядной схеме расположения скважин. При заводнении пласта происходит поршневое вытеснение нефти во­дой.

Схема участка месторождения длиной L, состоящего из двух рядов нагнетательных (1 н 1') и одного ряда добывающих (2) скважин, показа­на на рис. 3.4 [2].

Определить:

а) Давление на фронте вытеснения нефти водой p_в

б) Давление на забое добывающих скважин p_с

г) Текущую нефтеотдачу на момент времени t с начала разработки, ко­гда фронт закачиваемой в пласт воды продвинулся на расстояние х_в от ряда нагнетательных скважин по направлению к добывающим скважинам (считать, что заводнение осуществляется закачкой воды только в ряды нагнетательных скважин 1 н 1).



Рис. 3.4. Схема расположения скважин на участке месторождения при однорядном заводнении

Исходные данные для расчета приведены в табл. 3.4.

Таблица 3.4

Таблица исходных параметров

Наименован не исходных параметров		Значение
		1	2
Длина рассматриваемого участка месторож­дения	L, м	1800	1700
Расстояние между рядами скважин	l, м	700	650
Расстояния между скважинами в рядах: , м		600	570
Число нагнетательных скважин в ряду равно числу добывающих скважин по направлению к которым происходит вытеснение нефти водой		3	3
Радиус нагнетательной скважины:	, м	0.1	0.1
Приведенный радиус добывающей скважи­ны:	, м	0.01	0.01
Проницаемость пород пласта для нефти	, м2	0.25∙10-12	0.25∙10-12
Проницаемость пород пласта для воды	, м2	0.2∙10-12	0.2∙10-12
Коэффициент открытой пористости пород пласта	m	0.22	0.23
Насыщенность пород пласта св. водой		0.07	0.06
Толщина пласта	h, м	10	11
Начальные геологические запасы нефти ме­сторождения		3.2∙106	3.2∙106
Вязкость нефти	, мПа∙с	5	4.5
Объемный коэффициент нефти		1.415	1.415
Вязкость воды	, мПа∙с	1	1
В пласт, через каждый из рядов нагнетатель­ных скважин закачивается вода с расходом	q, м3/сут	1000	1200
При давлении на забое нагнетательных скважин	pН, МПа	25	23
При этом в некоторый момент времени фронт закачиваемой в пласт воды продви­нулся от ряда нагнетательной скважин по направлению к добывающим скважинам на расстояние	хе, м	100	110

РЕШЕНИЕ

Для решения данной задачи рекомендуется использовать метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений, основанный на принципе электрогидродинамической аналогии (ЭГДА). Согласно этому принципу. линейный закон фильтрации жидкости в пористой среде (Дарси) рассматривается с точки зрения аналогии с законом движения электрического тока в проводнике (закон Ома). При этом, движущей сите (перепаду давления), вызывающей движение жидкости в нефтяном пласте, ставится в соответствие движущая сила, вызывающая движение электрического тока в проводнике (разность напряжений). Соответственно, расходу или дебиту жидкости (массовой скорости фильтрации) ставится в соответствие скорость движения электрического тока (сита тока). В результате, по аналогии с электрическим сопротивлением вводится понятие фильтрационного сопротивления [1].

Этот принцип позволяет провести гидродинамическое моделирование фильтрации жидкости в пористой среде путем разбиения сложного фильтрационного потока на простые элементы, учитывающие внутренние фильтрационные сопротивления, возникающие при плоскорадналь-ной фильтрации жидкости в прискважинной зоне, и внешние, возникающие при движении нефти и воды между контурами (плоскопараллельная фильтрация), на которых расположены нагнетательные и добывающие скважины. С помощью ЭГДА можно представить фильтрационную схему рассматриваемого участка месторождения для фильтрации воды и нефти эквивалентной ей электрической схемой.

При составлении схемы приведенных выше исходных данных, надо иметь в виду, что общий расход воды, закачиваемой в ряд 1' нагнетательных скважин равен 2. Однако влево от этого ряда, в сторону ряда добывающих скважин 2 поступает расход q/2. Вторая половит расхода воды уходит вправо. С другой стороны, дебит нефти добывающих скважин ряда 2 будет обеспечен притоком со стороны ряда нагнетательных скважин 1' (справа) на 1/2. вторая половина дебита будет обеспечена притоком слева. При этом необходимо учитывать баланс притока и отбора жидкости.

По аналогии с движением электрического тока, для расчета давлений составляется система уравнений интерференции фильтрационных сопротивлений (последовательно или параллельно) путем обхода схемы от р_н (давление на забое нагнетательных скважин) до р_с (давление на забое добывающих скважин). Детально рассматривается фильтрация воды на участке элемента пласта от нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти водой и фильтрация нефти на участке элемента пласта от фронта вытеснения нефти водой до забоев скважин добывающего ряда.

Внутреннее и внешнее фильтрационные сопротивления при фильтрации воды на участке элемента пласта от скважин нагнетательного ряда до фронта вытеснения нефти водой, соответственно:

Па∙с/м³

(3.9)

Па∙с/м³

Внешнее и внутреннее фильтрационные сопротивления при фильтрации нефти на участке элемента пласта от фронта вытеснения нефти водой до забоев скважин добывающего ряда, соответственно:

Па∙с/м³

(3.10)

Па∙с/м³

Границей, разделяющей области фильтрации нефти н воды, является

фронт вытеснения нефти водой с соответствующим давлением р_В (в предположении модели поршневого вытеснения нефти водой):

(3.11)

Полученная система уравнений разрешатся относительно неизвестных давлений на фронте вытеснения нефти водой р_В и на забое добывающих скважин р_С.

Накопленная добыча нефти на момент времени t с начала разработки. когда фронт закачиваемой в пласт воды продвинулся на расстояние x_B от ряда нагнетательных скважин по направлению к добывающим скважинам, определяется как объем вытесненной нефти (с учетом пористости. насыщенности пород пласта связанной водой н объемного коэффициента).

Текущая нефтеотдача на момент времени t для рассматриваемого участка месторождения рассчитывается по определению.

Рекомендуется использовать размерности физических величин в единой международной системе единиц [СИ].

5. 
   Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи при однорядной схеме внутриконтурного заводнения с применением вертикальных и горизонтальных скважин
   

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением внутриконтурного заводнения при однорядной схеме расположения вертикальных скважин. При заводнении пласта происходит поршневое вытеснение нефти водой. Схема участка месторождения длиной L. состоящего из двух рядов нагнетательных (1 и 1') н одного ряда добывающих (2) скважин, показана на рисунке 3.5.



Рис. 3.5. Схема участка месторождения при однорядном заводнении

Определить:

Как изменится суммарный дебит ряда добывающих скважин, если применить другую систему разработки, при которой добывающий ряд будет состоять из двух вертикальных скважин н одной горизонтальной с длиной горизонтального ствола l_гс Исходные данные для расчета приведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5

Таблица исходных данных

Наименован не исходных параметров		Размер­ность	Значение
Длина рассматриваемого участка месторождения	L	м	1700
Расстояние между рядами скважин	l	м	650
Расстояния между скважинами в рядах:		м	570
Число нагнетательных скважин в ряду равно чис­лу добывающих скважин, по направлению к кото­рым происходит вытеснение нефти водой			3
Радиус добывающей скважины		м	0.1
Длина горизонтального ствола скважины	lгс	м	200
Проницаемость пород пласта для нефти		м2	0.25∙10-12
Коэффициент открытой пористости пород пласта	m		0.23
Толщина пласта	h	м	11
Вязкость нефти		мПа∙с	4.5
Пластовое давление		МПа	23
Забойное давление добывающей скважины		МПа	10

РЕШЕНИЕ

При решении данной задачи рекомендуется использовать метод эк­вивалентных фильтрационных сопротивлений (метод Борисова), осно­ванный на принципе электрогидродинамической аналогии (ЭГДА).

Согласно этому принципу, линейный закон фильтрации жидкости в пористой среде (закон Дарси) рассматривается с точки зрения аналогии с законом движения электрического тока в проводнике (закон Ома). При этом, движущей силе (перепаду давления), вызывающей движение жид­кости в нефтяном пласте, ставится в соответствие движущая сила, вы­зывающая движение электрического тока в проводнике (разность на­пряжений). Соответственно, расходу или дебиту жидкости (объемной скорости фильтрации) ставится в соответствие скорость движения элек­трического тока (сила тока). В результате по аналогии с электрическим сопротивлением вводится понятие фильтрационного сопротивления [1].

Этот принцип позволяет представить общее фильтрационное сопротивление реального течения жидкости в пористой среде в виде суммы внешнего фильтрационного сопротивления возникающего при движении нефти между контурами (плоскопараллельная или плоскорадиальная фильтрация), на которых расположены нагнетательные и добывающие скважины и внутреннего фильтрационного сопротивления, возникающего при плоскорадиальной фильтрации жидкости в прискважинной зоне. С помощью ЭГДА можно представить фильтрационную схему рассматриваемого участка месторождения для фильтрации нефти эквивалентной ей электрической схемой. По аналогии с движением электрического тока, для расчета дебита составляется система уравнений интерференции фильтрационных сопротивлений (последовательно или параллельно) путем обхода схемы от линии пластового давления до забоя каждой добывающей скважины.

1. 
   Внешнее фильтрационное сопротивление при плоскопараллельной фильтрации нефти в прямоугольной области элемента пласта от линии пластового давления до линии расположения ряда добывающих скважин (считается, что контуры пластового давления расположены с двух сторон относительно добывающего ряда):
   

(3.12)

2. 
   Внутреннее фильтрационное сопротивление при плоскорадиальной фильтрации нефти в цилиндрической области в пределах контура питания одной (i-й) вертикальной добывающей скважины:
   

(3.13)

3. 
   Суммарное внутреннее фильтрационное сопротивление ряда вертикальных добывающих скважин согласно представленной эквивалентной электрической схеме (параллельное соединение) определя­ется из соотношений:
   

(3.14)

4. 
   Суммарный дебит ряда, состоящего из п добывающих вертикальных скважин:
   

м³/сут (3.15)

5. 
   Внутреннее фильтрационное сопротивление при плоскорадиальной фильтрации нефти в цилиндрической области в пределах контура питания одной добывающей горизонтальной скважины с длиной ствола l_гс:
   

Па∙с/ м³ (3.16)

Рекомендуется использовать размерности физических величин в единой международной системе единиц [СИ].

6. 
   Определение давлений на забоях скважин в элементе семиточечной схемы расположения скважин при внутриконтурном площадном заводнении
   

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением площадного внутриконтурного заводнения при семиточечной схеме расположения скважин, при этом объем воды, которая закачивается в пласт, равен объему добытой нефти. Схема элемента месторождения, состоящего из одной нагнетательной скважины и шести добывающих, показана на рисунке рис. 3.6 [2].



Рис. 3.6. Схема семиточечного элемента системы разработки

Определить:

а) Давление на фронте вытеснения р_в в момент времени t*.

б) Давление на забое добывающих скважин р_с в момент времени t*.

в) Время (в годах) безводной добычи нефти из рассматриваемого элемента месторождения.

Исходные данные для расчета приведены в табл. 3.6.

Таблица 3.6

Таблица исходных данных для расчета требуемых параметров

Наименование исходных параметров		Значение
		1	2
Радиус ряда добывающих скважин	R, м	400	500
Радиус скважины	rc, м	0.1	0.1
Проницаемость пород пласта для нефти	, м2	0.2∙10-12	0.2∙10-12
Проницаемость пород пласта для воды	, м2	0.15∙10-12	0.15∙10-12
Толщина пласта	h, м	12	10
Вязкость нефти	мПа∙с	1.5	1.5
Вязкость воды	мПа∙с	1	1
Пористость пород пласта	m	0.22	0.22
Насыщенность пород пласта связанной во­дой	SCВ	0.07	0.07
В нагнетательную скважину закачивается вода с расходом	q, м3/сут	400	370
При давлении на забое нагнетательных скважин	pН, МПа	15	15
При этом в некоторый момент времени фронт закачиваемой в пласт воды распро­странился от центра нагнетательной сква­жины на расстояние	rв, м	100	150

РЕШЕНИЕ

Для расчета давления на забое добывающих скважин представляем фильтрационную схему рассматриваемого участка пласта эквивалентной ей электрической схемой, как показано на рисунке, н составляем систему уравнений интерференции фильтрационных сопротивлений путем обхода схемы от р_н до р_с отдельно для нефти и отдельно для воды.

Фильтрация воды на участке элемента пласта от нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти водой согласно закону Дарси, описывается выражением:

(3.17)

где:

Па∙с/м³

(3.18)

Па∙с/м³

— внутреннее и - внешнее фильтрационное сопротивления при фильтрации воды на указанном участке.

Отсюда находится давление на фронте вытеснения р_B

Легко проверить, что формула, аналогичная предыдущей, для нахождения давления на фронте вытеснения р_B получается из формулы Дюпюи:

(3.19)

При расчете фильтрации нефти будем иметь в виду, что при площадном заводнении с использованием семиточечной схемы для одного элемента системы разработки, общий дебит ряда добывающих скважин обеспечен притоком нефти от нагнетательной скважины данного элемента только на 1/3 (каждая добывающая скважина принадлежит одновременно трем элементам). Остальная часть дебита обеспечена притоком нефти от соседних элементов. Отсюда можно получить количество добывающих скважин в элементе разработки, суммарный дебит которых равен притоку из данного элемента системы разработки:



Фильтрация нефти на участке элемента пласта от фронта вытеснения нефти водой до забоев скважин добывающего ряда описывается выражением:

(3.20)

Где:

Па∙с/м³

(3.21)

Па∙с/м³

— внутреннее и - внешнее фильтрационное сопротивления при фильтрации воды на указанном участке.

Время обводнения (время безводной добычи нефти) рассматриваемого элемента месторождения при постоянном расходе закачиваемой в пласт воды определяется по формуле:

(3.22)

Где:

м³

начальные запасы нефти в рассматриваемом элементе системы разработки месторождения.

7. 
   Сравнение геометрических параметров элементов семиточечной и пятиточечной схем при одинаковой приемистости нагнетательных скважин
   

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением площадного внутриконтурного заводнения при использовании семиточечной и пятиточечной систем расположения скважин (рис.3.7., 3.8). Схемы рассматриваемых элементов систем разработки представлены на рисунках [2].



Рис. 3.7. Схема элемента семиточечной системы внутриконтурного заводнения с площадным расположением скважин



Рис. 3.S. Схема элемента пятиточечной системы внутриконтурного заводнения с площадным расположением скважин

Определить: радиус ряда добывающих скважин элемента пятиточечной системы разработки R₅ [м] при одинаковом расходе закачиваемой воды q и одинаковом перепаде давления между нагнетательной и добывающими скважинами (p_н – p_c).

Исходные данные для расчета приведены в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Таблица исходных данных для сравнительных расчетов

Наименование исходных параметров		Значение
		1	2
Радиус ряда добывающих скважин	R, м	450	510
Радиус скважины	rc, м	0.1	0.1
Проницаемость пород пласта для нефти	, м2	0.2∙10-12	0.2∙10-12
Проницаемость пород пласта для воды	, м2	0.15∙10-12	0.15∙10-12
Толщина пласта	h, м	12	10
Вязкость нефти	мПа∙с	1.5	1.5
Вязкость воды	мПа∙с	1	1
Пористость пород пласта	m	0.22	0.22
Насыщенность пород пласта связанной водой	Scb	0.07	0.07
В нагнетательную скважину закачивается вода с расходом	q, м3/сут	400	370
При давлении на забое нагнетательных сква­жин	рн, Мпа	17	16
При этом в некоторый момент времени фронт закачиваемой в пласт воды распространился от центра нагнетательной скважины в обоих эле­ментах на расстояние	rв , м	110	140

РЕШЕНИЕ

На каждую добывающую скважину в элементе приходится приток (1/6)q, но каждая скважина принадлежит одновременно 3 элементам. Поэтому суммарный дебит 1 добывающей скважины будет равен:



Количество добывающих скважин в элементе разработки, суммарный дебит которых равен притоку из данного элемента разработки будет: . Суммарный дебит всех 6 добывающих скважин элемента разработки будет равен:



На каждую добывающую скважину в элементе приходится (1/4)q, но каждая скважина принадлежит одновременно 4 элементам. Поэтому суммарный дебит 1 добывающей скважины будет равен:



Количество добывающих скважин в элементе разработки, суммарный дебит которых равен притоку из данного элемента разработки будет: n₅=q/q=l. Суммарный дебит всех 4 добывающих скважин элемента разработки будет равен:



Фильтрация воды на участке элемента пласта от нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти водой согласно закону Дарси, описывается выражением:

, (3.23)

Где:

, (3.24)

внутреннее и внешнее фильтрационное сопротивление при фильтрации воды.

Для обоих элементов эти соотношения совпадают. Почему?

Для семиточечного элемента фильтрация нефти на участке элемента пласта от фронта вытеснения нефти водой до забоев скважин добывающего ряда описывается выражениями:

, (3.25)

Па∙с/м³

(3.26)

Па∙с/м³

внутреннее и внешнее фильтрационное сопротивление при фильтрации нефти.

Аналогичные соотношения для пятиточечного элемента имеют вид:

, (3.27)

, (3.28)

Складывая (3.23), (3.25) н (3.23), (3.27) получим:

(3.29)

Исходя из условия равенства расхода воды q и депрессий ( ) для рассматриваемых элементов системы разработки и принимая во внимание соотношения (3.29) можно составить уравнение:



Используя известные исходные данные для элемента семиточечной схемы (левая часть), можно разрешить это уравнение относительно неизвестного радиуса ряда расположения добывающих скважин R₅ элемента пятиточечной схемы (правая часть).

8. 
   Расчет технологических показателен разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта п поршневого вытеснения нефти водой
   

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением заводнення по однорядной схеме расположения скважин. Элемент однорядной системы разработки показан на рисунке 3.9.



Рис.3.9. Схема однорядного элемента системы разработки

Исходные данные для расчета приведены в табл. 3.8.

Таблица 3.8

Наименование исходных параметров	Значения
	1	2
Средняя абсолютная проницаемость породы-коллектора km, м2	0.4∙10-12	0.4∙10-12
Расстояние между линиями нагнетания и отбора L, м	500	600
Расстояние между скважинами (ширина элемен­та) b, м	400	450
Толщина пласта h, м	10	10
Пористость всех пропластков слоистого пласта т	0.2	0.2
Начальная насыщенность пласта связанной водой Scв	0.1	0.1
Вязкость нефти в пластовых условиях µн мПа∙с	2	2
Вязкость воды в пластовых условиях µв мПа∙с	1	1
Вытеснение нефти водой из отдельных пропласт­ков происходит по модели поршневого вытесне­ния. причем во всех пропластках остаточная нефтенасыщенность постоянная Sност	0.45	0.45
Относительная проницаемость для нефти впере­ди фронта вытеснения (постоянна и одинакова для всех пропластков) kн	1	1
Относительная проницаемость для воды позади фронта вытеснения (постоянна и одинакова для всех пропластков) kв	0.5	0.5
Разработка осуществляется при постоянном пе­репаде давления между линиями нагнетания и отбора (перепад давления в элементе) Δр. МПа	0.375	0.375