Lektsia_6.pptx

М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов)
Этот метод расчета процесса обводнения нефтяного пласта

является дальнейшим развитием изложенных методов Ю.П. Борисова и М.М. Саттарова.
В методике института ГВН предусматривается более полный учет неоднородности коллектора (по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту вытеснения). Метод также предусматривает учет начальных водонефтяных зон, которые характеризуются параметром W.



Где: L2,L1– расстояние от эксплуатируемой галереи (или ряда эксплуатирующих скважин) до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.

отсутствует (“запечатанные” залежи), то W=0 для залежи по всей площади

нефтеносности подстилаемой водой (массивные или водоплавающие залежи) W=1. (0; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; ……1)
При расчете процесса заводнения нефтяного месторождения используется следующая схема:







Пласт состоит из изолированных прослоев с различной проницаемостью, пористостью, начальной нефтенасыщенностью. При этом для каждого прослоя характерна своя величина коэффициента вытеснения нефти водой.

- положение фронта
обводнения

каждого прослоя зависит от этих параметров.







где:

mi – пористость,
Si – начальная нефтесыщенность,
ηi– коэффициент вытеснения нефти водой.
При обводнении одинаковых по объему пропластков с различной эффективной пористостью из них можно получить не одинаковое количество нефти. При характеристике неоднородности продуктивных пластов рассматривается их комплексная неоднородность выраженная параметрами.

ηi – соответственно пористость, нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения i –

го слоя.
Начальные продуктивные характеристики эксплуатации скважин находятся в результате их исследования при установившихся режимах фильтрации. Учитывается изменение коэффициентов фильтрации сопротивления A и B в результате деформации пласта коллектора, т.е. (коэффициенты увеличиваются), уравнение оттока воды для нагнетательной скважины имеет вид:


Где: qв.с. – расход воды в нагнетательной скважине.

обводненная и газонасыщенная толщина пласта,
μв, μг – соответственно вязкость воды

и газа.
Из уравнения (2) находится расход воды qв. по одной “средней” нагнетательной скважине (при заданной депрессии ΔΡ в пласте).
Необходимое количество нагнетательных скважин равно:

(3)


Соответственно определяются другие показатели разработки на период ППД (поддержания пластового давления).
Зависимости между проницаемостью и другими параметрами пласта, установленные по изучению физико-геологических свойств продуктивных отложений Урало – Поволжья записываются в общем виде следующим образом:

месторождения в результате исследования кернов по геофизическим данным.
Распределение параметра

ω количественно оценивается коэффициентом вариации и описывается гамма – распределением, плотность которой имеет вид:

ω,
Г(в1+1) – гамма функция

Для расчетов

используется 15 распределений с коэффициентами вариации от 30,2 до 87,7%.
Расчеты также могут проводится и с применением логарифмически нормального закона распределения.
Плотность распределения которого имеет вид:



Где: σ; ωср – параметры распределения.
Соотношение для определения характеристик заводнения – доли нефти в потоке жидкости fн (τ) и β(τ) разработаны как для поршневого, так и с учетом непоршневого характера вытеснения.

различия вязкостей

и скачкообразного изменения проницаемости в промытой зоне при условии наличия водо – нефтяной зоны.
Методика расчета полностью автоматизирована.
Расчеты проводятся в следующем порядке:
Изучается строение залежи и выбирается плотность сетки скважин в определенном диапазоне (например 400×400, 500×500, 600×600).
Определяется система разработки количество скважин, добывающих и нагнетательных для каждого из рассматриваемых вариантов.
Определяется средний дебит одной скважины по жидкости по результатам опробования скважин и гидродинамические исследования продуктивности залежи.
Рассчитывается параметр W.
Определяется соотношение вязкостей нефти и воды

дебит фонтанирования добывающих скважин.
Выбирается зависимость выбытия добывающих скважин при достижении

предельной обводненности.
Принимается коэффициент компенсации объема добываемой жидкости закачкой.
Расписывается ввод добывающих и нагнетательных скважин по годам.
Проводится расчет для каждого варианта по выбранной кривой до предельной обводненности продукции (99 – 99,9%).
Определяются основные технологические показатели и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

аналитическими.
Эти методики используются также для определения коэффициента нефтеизвлечения или нефтеотдачи.

Прогнозирование роста обводненности продукции до 99,9% и определения соответствующих уровней добычи нефти, позволяет определить максимально возможное извлечение нефти, что составляет в итоге извлекаемые запасы залежи.