Lektsia_5.pptx

пластов по методу УФНИИ (метод М.М. Саттарова).
М.М. Саттаровым предложен

метод расчетов показателей разработки с учетом неоднородности по проницаемости.
Метод предполагает, что непрерывный неоднородный пласт моделируется серией прослоев, границы которых сориентированы параллельно линиям тока. Прослои различной проницаемости распределены по мощности вероятностно, а плотность f(k) и функция распределения проницаемости F(k) имеет вид видоизмененного распределения Максвелла:

(1)


(2)

распределения.
Вытеснения нефти принимается поршневым, но учитывается снижение фазовой проницаемости для

воды в промытой зоне.
Принимается течение жидкости к “проницаемым” эксплуатационным галереям с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением, а скорость движения жидкости – пропорциональной проницаемости пропластков.
Схема расчета процесса обводнения строится аналогично схеме расчетов по методу Ю.П. Борисова – определяются характеристики вытеснения по отдельным прослоям, которые затем суммируются по всем прослоям различной проницаемости.
Доля нефти в потоке жидкости находится по следующей формуле:


(3)

и воды,
– относительная проницаемость для воды в

заводненной зоне

(принимается равной 0,5÷0,3 по кривым фазовой проницаемости Березина В.М.),
– средняя проницаемость зоны, занятой вытесняемой водой к моменту tm,
– средняя проницаемость зоны, занятой нефтью к моменту tm .
С учетом функции распределения проницаемости (2) и находятся из соотношений:


(4)

пропласткам с проницаемостью km представляется как:

(6)

где: F(km)

– значение интегральной функции распределения проницаемости в сечении km,
Затем вводится безразмерное время разработки.
τ – равное суммарному отбору жидкости в долях активных запасов.

(7)

t – время, годы
QA

– активные запасы.


Методом материального баланса в выражениях fH; (3,6,7) исключается переменная km и устанавливается зависимость между долей нефти fH и охватом и безразмерным временем разработки τ.

показателей неоднородности и соотношения

вязкостей зависимости вычислены и табулированы в работе Баишева Б.П.
Начальные дебиты жидкости рядов скважин определяются по уравнениям интерференции Ю.П. Борисова, которые считаются постоянными на рассмотренном этапе и изменяются при переходе к следующему этапу, то есть после отключения ряда.
Система уравнений интерференции может быть представлена для полосовой залежи из трех рядов скважин (1нагнетательная и 2 добывающих) в следующем виде:

сопротивление.




Линии тока






По зависимости или

для всех значений τ находят величины
- доли нефти в потоке жидкости.

и воды
– суммарный отбор

нефти ; воды ; жидкости .
Кроме того метод Саттарова позволяет определить распределение скважин по дебитам и оценить их обводненость.
При этом принимается, что пласт состоит из определенного числа отдельных зон, а распределение проницаемости, по зонам подчиняется уравнению:

(8)

Где: ki – средняя проницаемость i-той зоны,
kп – параметрические распределения.
Этим же законом определяется и распределение проницаемости по мощности в каждой зоне.
Для установления темпа обводнения fi(τi) выбирается зона со средней проницаемостью k0.
Для других зон безразмерное время определяется из соотношения:

– параметр распределения.
Затем по зависимостям fн (τ) или βн

(τ) для всех значений τ выполняется расчет обводнения фонда скважин во времени.
Расчет ведется до тех пор, пока значение обводненности fв(τ) не достигнет заданного значения при отключении рядов скважин (98 – 99,9%)