В таких случаях коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента,

где - вязкость вытесняющего агента;

(1-) - доля закачаемой нефти в общем объеме вытесняющего агента;

- вязкость мастовой нефти;

- коэффициент увеличения вязкости пластов нефти по сравнению с вязкостью закачиваемой нефти;

- коэффициент, учитывающий тормозящее действие остаточной нефти - уменьшение проницаемости пластов для вытесняющего агента вследствие остаточной нефти;

и - плотность соответственно агента и нефти в пластовых условиях.

Суть эффекта заключается в том, что при и всегда

Оптимальная доля закачиваемой нефти в общем объеме вытесняющего агента (1-) при

,

где

,

.

В таких случаях некоторые формулы динамики разработки нефтяной залежи принимают следующий вид:

годовой отбор нефти из непромытой вытесняющим агентом части продуктивных пластов

годовой отбор товарной нефти

годовой отбор всей нефти, включая нефть, поступающую вместе с вытесняющим агентом из промытой части продуктивных пластов,

, ,

годовая закачка нефти

годовой отбор вытесняющего агента без нефти

годовая закачка вытесняющего агента без нефти

,

где е - коэффициент, учитывающий потери закачиваемого вытесняющего агента.

Определение основных параметров нефтяной залежи по результатам предыдущего периода эксплуатации

С этой целью строят график зависимости текущих годовых отборов нефти () от накопленных отборов нефти на середину соответствующих годов (). Также в зависимости от накопленных отборов нефти () строят графики изменения ряда важнейших величин: - общего числа введенных в работу скважин, - среднего коэффициента продуктивности скважины (по начальному состоянию в пересчете на нефть), - среднего перепада давления между забоями работающих нагнетательных и добывающих скважин, - функции производительности скважин; всего комплекса этих величин - . После этого переходят от абсолютных значений текущих годовых отборов к относительным значениям:

Далее к кривой зависимости от проводят касательные вплоть до пересечения с осью . При этом касательная на оси характеризует первую грубо приближенную оценку фактически введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти:

, где

,

,

.

Эта первая оценка введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти () будет завышенной на некоторую величину :

, где

,

,

- действительный прирост введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти за время от середины t-го года до середины года (t +1). В общем случае действительный прирост извлекаемых запасов нефти не известен. Справедливо следующее соответствие: если действительный прирост извлекаемых запасов >0, то и ошибка завышения извлекаемых запасов >>0; если действительного прироста нет =0, то нет и ошибки завышения извлекаемых запасов.

Первая грубо приближенная оценка действительного прироста извлекаемых запасов нефти делается по кажущемуся приросту

При этом, если кажущийся прирост извлекаемых запасов нефти равен нулю (=0), то, возможно, действительный прирост также будет равен нулю (= 0). Однако такое положение требует дополнительной проверки. В тех случаях, когда это подтверждается, первая приближенная оценка извлекаемых запасов нефти оказывается точной: .

Если в какой-то отдельный год сделана правильная оценка введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, то тогда возможно сделать правильные оценки в предыдущие и последующие годы. Для последовательного восстановления правильных оценок введенных в разработку извлекаемых запасов нефти в предыдущие и последующие годы следует использовать следующие формулы:

,

,

где величина >0 должна быть заведомо правильной.

Если величина не является заведомо правильной, то определение истинных ее значений следует осуществлять постепенно подбором значений от последних годов. Восстановленные таким путем оценки начальных извлекаемых запасов нефти должны приближенно удовлетворять соотношению

,

где - средняя толщина нефтяных пластов; S' - приходящаяся на одну скважину нефтяная площадь; - общее число пробуренных и введенных в работу скважин.

Такие соотношения желательно примерно контролировать во все годы разработки, но особенно необходимо и эффективно это делать в первые годы, когда происходят значительные (в полтора, два и более раз) изменения введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти в основном за счет бурения новых скважин при неизменной технологии их эксплуатации.

С целью исключения влияния ошибок случайного характера следует сглаживать закономерности изменения

.

При этом кривая зависимости от t должна быть плавной.

2. Определение величины - фактического амплитудного дебита нефтяной залежи при известном правильном значении - фактически введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти можно сделать по следующей формуле:

,

3. Определение величины - фактически введенных в разработку расчетных начальных извлекаемых запасов жидкости при кзвестных значениях и - годовых и накопленных (к середине каждого года) расчетных отборов жидкости и известном значении - амплитудного дебита нефтяной залежи можно сделать по следующей формуле:

,

и (расчетные отборы жидкости) прямо связаны с и -годовыми и накопленными (к середине года) весовыми отборами жидкости:

,

,

где -коэфицент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента.

4. На основе известных значений , , , , отражающих действующую систему разработки нефтяной залежи и применяемую технологию эксплуатации скважин, можно определить возможные в будущем значения , , , , соответствующие новой более совершенной системе разработки и более эффективной технологии эксплуатации.

Подвижные запасы нефти не зависят от кратности промывки нефтяных пластов вытесняющим агентом и предельной допустимой по экономическим соображениям доли вытесняющего агента в дебите жидкости добывающих скважин. Отобрать такие запасы нефти можно при неограниченно большой промывке пластов. Если известны подвижные запасы нефти, можно от абсолютных значений перейти к относительным:

и .

При известных достоверных значениях и с помощью табл. III.4 и III.5 можно определить значения и . Далее при известной расчетной послойной неоднородности продуктивных пластов () и заданной экономически целесообразной предельной доле агента (А) по тем же таблицам определяют проектные конечные значения и F. Таким образом будут запроектированы увеличения извлекаемых запасов нефти и жидкости от до и от до .

Несколько сложнее обстоит дело, если подвижные запасы нефти определены с некоторой неизвестной погрешностью, которая является постоянной. Тогда необходимо иметь два набора значений и , и , и . С помощью табл. III.4 и III.5 при известном изменении расчетной средней доли агента в суммарном отборе жидкости от до и известном соотношении конечных отборов нефти

определяют расчетную послойную неоднородность

продуктивных пластов , значения и , и , и , а также уточненные подвижные запасы нефти (). Далее при заданной экономически целесообразной предельной доле агента в дебите жидкости (А) находят проектные конечные значения и F, ,

Формулы для расчета эффективности мероприятий по интенсификации разработки и увеличению нефтеотдачи пластов

Пример.

= 5 млн. т/год; =100 млн. т, V= ; =4*1/МПа; = 1.0 МПа; =0.4 млн. /год.

При =0,7 значение =0,3, а =1,4.

В рассматриваемом /-ом году дополнительная добыча нефти составит 0,4*0,71/1,4 = 0,2 млн. т, а объем закачиваемой воды уменьшится на 0,4*0,3= 0,12 млн. . Отмеченное влияние нестационарности фильтрации жидкости во времени будет ограничено рассматриваемым t-ым годом.

В качестве среднего пластового давления следует принимать значение, соответствующее техническим мероприятиям, проведенным на середину предшествующего (t-1) года, а в качестве - значение, соответствующее техническим мероприятиям на середину рассматриваемого t-гo года.

2. Импульсное воздействие на нефтяные пласты, состоящие из слоев различной проницаемости и разделенные непроницаемыми прослоями.

В данном варианте поочередно эксплуатируются нагнетательные и добывающие скважины при замкнуто-упругом режиме фильтрации жидкости. В условиях этого режима к концу периода закачки воды слои, фактически обладающие различной проницаемостью, оказываются в значительной мере выравненными по накопленной закачке воды и достигнутому высокому пластовому давлению. Аналогично к концу периода отбора жидкости эти слои оказываются выравненными по накопленному отбору жидкости и достигнутому низкому пластовому давлению. Теоретически возможны при большой продолжительности периодов закачки воды и отбора жидкости полное выравнивание слоев и исключение отрицательного влияния их неоднородности по проницаемости. Однако чем продолжительнее периоды закачки и отбора, тем ниже средний дебит нефти нефтяной залежи. Поэтому приходится ограничивать продолжительность периодов закачки и отбора.

Продолжительность периодов закачки и отбора обозначим и , а общую продолжительность одного цикла - через (+) = 2t.

Восполнение или исчерпание упругого запаса жидкости поотдельному слою с нормированной проницаемостью (k - проницаемость рассматриваемого отдельного слоя, - средняя проницаемость всех продуктивных слоев разрабатываемых нефтяных пластов) описывается следующей формулой:

где i - начальный максимальный темп восполнения или исчерпания упругого запаса жидкости.

С учетом этой закономерности для условий, когда послойная неоднородность по проницаемости вполне удовлетворительно описывается функцией гамма-распределения, были получены расчетные формулы.

Средний дебит рассматриваемой части нефтяной залежи (в млн. т/год)

,

где и - средние коэффициенты продуктивности нагнетательной и добывающей скважин, т/ (сут*МПа);

и - продолжительности периодов закачки и отбора, сут;

- забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при импульсном воздействии, МПа;

m - число добывающих скважин на одну нагнетательную;

- общее число скважин (нагнетательных и добывающих) на рассматриваемой части нефтяной залежи; - среднее число дней работы скважины, сут/год;

. - плотность товарной нефти в пластовых условиях, /т;

V - объем разрабатываемых продуктивных пластов в пределах рассматриваемой части нефтяной залежи, ;

- коэффициент упругоемкости, 1/МПа; - квадрат коэффициента вариации, количественно характеризующий неоднородность слоев по проницаемости.

,

где k - проницаемость отдельного слоя;

- средняя проницаемость всех разрабатываемых продуктивных слоев.

В добывающей скважине в момент промывки закачиваемой водой слоя с проницаемостью текущая расчетная доля вытесняющего агента в дебите жидкости (расчетная обводненность)

В этот момент времени средняя расчетная доля вытесняющего агента в накопленном отборе жидкости по данной добывающей скважине

а коэффициент извлечения разрабатываемых данной добывающей скважиной подвижных запасов нефти будет равен

Здесь Г (b+1) и - полная и неполная гамма-функции. Данные нормированной неполной гамма-функции приведены в приложении.

Пример. Для случая b=o и приведенные расчетные формулы значительно упрощаются и принимают следующий вид:

,

,

,

. При x=0,5

it A (1-)

0 - 0,910 0,607 0,787 -

1 0,167 0,875 0,472 0,795 0,0880

2 0,125 0,845 0,368 0,808 0,0828

3 0,100 0,820 0,287 0,811 0.0713

4 0,083 0,798 0,223 0,819 0,0648

5 0,071 0,780 0,174 0.827 0.0590

Как видно, при it = 5 по сравнению с it=1 средний расчетный дебит жидкости уменьшается в 2,33 раза, средний дебит нефти уменьшается в 1,49 раза, а извлекаемые запасы нефти увеличиваются в 1,04 раза. По сравнению со стационарным воздействием извлекаемые запасы нефти увеличиваются в 1,05 раза. При it=5, =60 т/ (сут. МПа), = 1,4 /т. V=1 , =4*1/МПа, =1000 и m=4 продолжительность периода закачки воды =11,9 сут. При = 60 т/ (сут*МПа) продолжительность периода отбора равна продолжительности периода закачки: ==11,9 сут. При =20,0 МПа и =345 сут/год получаем =165,6 млн. т/год и текущий дебит рассматриваемой части нефтяной залежи q=ll,8 млн. т/год. При тех же самых условиях к обычном стационарном воздействии на нефтяные пласты амплитудный дебит рассматриваемой части нефтяной залежи

=41,4 млн. т/год.

Примеры расчета динамики разработки нефтяных залежей

Рассмотрим 13 вариантов разработки нефтяных залежей.

Общее для 13 вариантов. Подвижные запасы нефтяной залежи =150 млн. т; число скважин =500; число скважин, разбуриваемых в год, - 100 (эти скважины в течение 5 лет вводятся в разработку); метод поддержания давления при разработке - искусственное заводнение; зональная и послойная неоднородности по проницаемости продуктивных пластов =0,5 и = =0,5; конечная предельная массовая обводненность продукции добывающих скважин =0,90.

Различие вариантов.

Все 13 вариантов делятся на две группы. По вариантам первой группы на первой и второй стадиях разработки скважины эксплуатируются до текущей предельной массовой обводненности продукции =0,50, и лишь на третьей стадии эта обводненность постепенно увеличивается до конечного значения =0,90.

По вариантам второй группы на всех стадиях разработки скважины эксплуатируются до конечной предельной массовой обводненности продукции =0,90.

По всей вариантам первой группы, кроме четвертого варианта, на третьей стадии разработки увеличение текущей предельной прочих равных условиях максимальный дебит нефти ниже на 6 - 19%, а максимальный дебит жидкости - на 23-65%.

На рнс.7 и 8 сравниваются закономерности изменения общей весовой обводненности продукции по залежам. Рис.7, а и 8, а характеризуют варианты второй группы, рис.7, б и 8, б - варианты первой группы. На рис.9 показаны зависимости накопленного отбора нефти () от накопленного массового отбора жидкости () всех рассмотренных вариантов.

Размещено на Allbest.ru