Глава XIII Разработка нефтяных месторождений при режиме растворенного газа

В условиях режима растворенного газа вытеснение нефти из пласта к скважинам происходит за счет энергии газа, выделяющегося из нефти при понижении давления ниже давления на­сыщения. Так как газ растворен по всей нефтенасыщенной области, то, очевидно, в процессе разработки залежи такого типа скважины должны быть размещены так, чтобы в равной степени можно было бы использовать пластовую энергию. Если соблюдать это условие, то можно получить такое размещение скважин, при котором каждая из них (пущенная в эксплуатацию в одно и то же время) будет эксплуатировать свой удельный объем пласта или свою удельную площадь дренирования. Каждый такой объем или каждая удельная площадь дренирования условно ограничены так называемыми нейтральными линиями, на которых градиент давления должен быть равным нулю. Форма удельной площади зависит от принятой сетки размещения скважин: треугольной, прямоугольной (квадратной), либо неравномерной (в соответствии с неоднородностью пласта).

Поскольку залежь, на которой расположены скважины, условно разделена на элементарные удельные объемы (площади), то, очевидно, достаточно первоначально изучить работу лишь одной (типовой) скважины, обслуживающей один (свой) удельный объем. Это значительно упрощает гидродинамические расчеты. Однако при этом не учитывается интерференция скважин и, как выяснится далее (§ 4), такое допущение приводит к значительным погрешностям при оценке технологических показателей разработки и в особенности при неодновременном вводе скважин в эксплуатацию.

Движение газированной жидкости (нефти) в пористой среде описывается системой двух нелинейных дифференциальных уравнений в частностных производных второго порядка для двух фаз без учета капиллярных сил и гравитации [7].

где F_Н (s_Н) = , F_Г (s_Н) = — относительные проницаемости пласта соответственно для нефти и газа, зависящие только от насыщенности; s_Н — насыщенность порового пространства нефтью; k — коэффициент проницаемости однородной (однофазной) жидкости в м²; _г (р) — относительная плотность свободного газа; р — давление в пласте в Па; — пористость пласта; (р) — объемный коэффициент нефти в м³/м³; (p), (р) — абсолютные вязкости соответственно нефти и газа при давлении р в Па • с; S₁ (p) — растворимость газа в нефти, выраженная объемом растворенного газа на единицу объема жидкости при нормальных условиях, в м³/м³; t — время в с.

Входящие в эти уравнения значения S₁ (р), (р), (р), (р); (р) рассматриваются как известные функции давления. Вид этих функций устанавливается экспериментально и поэтому решение приведенной системы дифференциальных уравнений в об­щем виде сопряжено с математическими трудностями[******]. Для не­которых частных случаев система (XIII.1) и (XIII.2) решена С. Л. Христиановичем, М. Д. Миллионщиковым и М. Д. Розен-бергом, а для одномерного потока — проинтегрирована численным способом М. Маскетом [7].

К. Л. Царевич решил задачу истощения кругового пласта с центральной скважиной при режиме растворенного газа методом последовательной смены стационарных состояний. При этом учи­тывалась зависимость между давлением р и нефтенасыщенностью на внешней непроницаемой границе пласта. Для трех значений коэффициента растворимости газа и нефти S₀ эти зависимости представлены в виде таблиц. За основу вычислений принимались выражения для F и , полученные после обработки экспериментальных данных Р. Викова и М. Ботсета.

Решение К. Л. Царевича впоследствии было уточнено М. Д. Розенбергом, Л. А. Зиновьевой, М. М. Глоговским, Г. П. Гусейно­вым, Н. А. Черепахиным и другими.

Вначале рассмотрим процесс разработки залежи при уста­новившемся движении газированной жидкости, затем — при не­установившемся.