реферат минеке. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 2.03 Mb.
|
26. Схематизация условий разработки. Составление расчетных схем. Схематизация водонефтяного контакта и контура питания залежи.Схематизацию условий разработки проводят по следующим факторам: 1) по форме контуров нефтеносности; 2) по количеству контуров нефтеносности; 3) по физическим характеристикам пласта; 4) пространственную задачу сводят к плоской задаче, путем замены давления в пласте приведенным пластовым давлением. Реальная залежь может иметь самые различные формы контура питания. Для гидродинамических расчетов любая конфигурация залежи должна быть приведена к более правильной геометрической форме. Таким образом, схематизация форм залежей сводится к замене залежи сложной конфигурации полосой, кольцом, кругом или соотношением этих простейших геометрических фигур. Если залежь, для которой проводят гидродинамические расчеты, имеет вытянутую овальную форму (рисунок 4.1.а) с соотношением осей (В:А) > 3 (где В – длина залежи; А – ширина залежи), то такая залежь схематизируется равновеликой по площади полосой. На полосе ряды эксплуатационных скважин параллельны. На схеме и на залежи должно быть одинаковое число скважин и рядов. Расстояние между рядами и скважинами на схеме обычно несколько занижены по сравнению с расстояниями на залежи. Определяемые дебиты скважин будут также занижены, так как чем ближе скважины друг к другу, тем больше степень их взаимодействия. Если овальная залежь имеет соотношение осей (В:А)<3, то ее схематизируют равновеликим по площади кольцом или кругом (рисунок 4.1.б), имеющим тот же периметр контура нефтеносности, что и на карте. Реальную залежь заменяют кольцевой, если скважины стягивающего ряда расположены в линию. Если же вместо стягивающего ряда будет проектироваться стягивающая единичная скважина, то реальную залежь заменяют круговой. На схеме ряды скважин размещаются концентрическими окружностями. Площадь между начальным контуром нефтеносности и первым рядом скважин, а также площади между последующими рядами на карте залежи и на схеме должны быть одинаковыми. Таким образом, последний ряд скважин расположенный по оси структуры, на схеме будет представлен окружностью, внутри которой пласт 3 отсутствует. Тогда запасы реальной залежи и круга будут, с определенной степенью достоверности, равными. На схеме и на карте должно быть одинаковое число рядов и скважин. Дебиты на первых этапах разработки будут несколько занижены по сравнению с реальными, а на последних – завышены, но в среднем не очень отклоняются от фактических данных.  Если реальная залежь нефти имеет сложную конфигурацию (рисунок 4.2.а), то ее можно схематизировать несколькими элементами правильных геометрических форм, например полосой и кругом. Заливообразные залежи, встречаемые в нефтеносной провинции Краснодарского края (рисунок 4.2.б) можно схематизировать сектором. Гидродинамические расчеты в этом случае выполняются для полного круга, а затем по дебитам скважин выделяется доля, приходящаяся на сектор.  Осуществляя схематизацию, следует соблюдать выполнение определенных условий: 1. Запасы схематизированной залежи должны быть равны запасам реальной залежи. Если толщина и коллекторские свойства пласта меняются по площади залежи несущественно, то условие равенства запасов реализуется через равенство площадей схематизированной и реальной залежей. 2. Периметр реальной и схематизированной залежей должен быть одинаков. 4 3. Число скважин и рядов схематизированной и реальной залежи должно быть одинаковым. Схематизации залежей нефти по форме должна предшествовать работа по схематизации водонефтяного контакта и контура питания залежи. Реальная залежь характеризуется двумя контурами нефтеносности: внешним и внутренним. Вместо них проводят расчетный ВНК, который располагают между ними. На рисунке 4.3 приведен расчетный контур нефтеносности, находящийся между внутренними а , , b , , с , и внешними а, b, с контурами. Местоположение расчетного контура нефтеносности устанавливается путем геометрического построения после определения соотношения мощностей нефтеносной hН и водоносной hВ частей пласта в момент остановки скважин внешнего ряда с заданным процентом обводнения, по соотношению:  где н, в - доля нефти и воды в общем дебите скважины, при которых они отключаются (определяются из экономических и геологических соображений); кВ – фазовая проницаемость для воды в зоне замещения нефти водой; к – проницаемость пласта; μН – вязкость нефти в пластовых условиях; μВ – вязкость воды в пластовых условиях. Условие правильного проведения расчетного ВНК контролируется проверочным расчетом по равенству запасов нефти реальной и схематизированной залежи внутри расчетного ВНК. Запасы нефти определяют по средним параметрам пласта с использованием формул объемного метода расчета запасов. За контур питания в условиях водонапорного режима принимается линия, соответствующая выходам пласта, откуда он пополняется поверхностными водами (рисунок 4.3), или линия, на которой расположены нагнетательные скважины. При питании залежи со всех сторон контур питания можно принять круговым, при питании залежи с одной стороны или с двух противоположных сторон — прямолинейным. При схематизации залежи вводится расчетный приведенный контур питания, по которому можно определить средний дебит рядов скважин и среднюю скорость перемещения контура нефтеносности на каждом этапе разработки в предположении, что вязкости нефти и воды (газа) одинаковы и проницаемость пласта постоянна. Формулу для его расчета получают из условия равенства дебитовскважин и времени разработки залежей. При расчетах давление на приведенном контуре питания условно принимают равным давлению на истинном контуре питания.  |