Главная страница Случайная страница Разделы сайта АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Анализ результатов расчетов
Проиллюстрируем изложенную методику на примере гипотетической залежи нефти. Залежь нефти замкнутая, со средними значениями эффективной нефтенасыщенности мощности h = 40 м, проницаемости к = = 0, 925 мкм2 и пористости m = 0, 2. Начальное пластовое давление равно давлению насыщения р0 =рН = 97 • 105 Па (97 кгс/см2). Начальный газовый фактор Г0 = 59 м3/м3. Зависимости свойств пластовой нефти от давления по данным исследований PVT [ (р), (р) и N (р)]приведены на рис. XIII.8. Абсолютная вязкость газа = 0, 015 сП. Геологические запасы нефти VЗГ =22, 85 млн. м3. На залежи размещено 12 эксплуатационных скважин по равномерной квадратной сетке (600 X 600). Дебит скважины постоянен и равен qH = 36, 7 м3/сут. Для оценки влияния интерференции скважин и темпов их ввода в эксплуатацию гидродинамические расчеты технологических показателей выполнены для следующих четырех вариантов разработки залежи: I вариант предусматривает мгновенный (одновременный) ввод II вариант предусматривает ввод скважин в эксплуатацию III вариант предусматривает ввод скважин в эксплуатацию В гидродинамических расчетах по I, II и III-ему вариантам учитывается интерференция скважины. IV вариант предусматривает независимую работу элементов Гидродинамические расчеты по I—III вариантам выполнены но изложенной методике, а для IV-гo варианта — по методике ВНИИ. Результаты расчетов, выполненных в изложенной последовательности (шаги 1—7), приведены на рис. XIII.10 и XIII.11 и в табл. ХШ.3.
1. Зависимость p(s) рассчитана по методике расчетов процесса истощения залежи при режиме растворенного газа (методика Л. А. Зиновьевой) (шаг 1) и приведена на рис. XIII.11. 2. Зависимость фазовой проницаемости от насыщенности kH(s) рассчитана по [11], после чего построена зависимость 1/ = Ф (р) (шаг 2). 3. В соответствии с § 3 дайной главы рассчитаны и приведены на рис. XIII.9 зависимости эквивалента упругости (сжимаемости)
Рис. XIII.10. Зависимости показателей разработки во времени залежи нефти при режиме растворенного газа: и для вариантов 1, 2, 3 и 4 ее разработки соответственно Рис. ХШ.11. Зависимости нефтенасыщенности от давления, времени и нефтеотдачи для вариантов 1—4 разработки залежей нефти при режиме растворенного газа и пьезопроводности газонефтяной смеси от давления и (шаги 3 и 4). 4. Результаты расчетов изменения пластового давления, добычи нефти и нефтеотдачи во времени (шаги 5, 6 и 7) приведены на рис. XIII.10 и XIII.11 и в табл. ХШ.З. Из анализа этих исследований следует, что неучет интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию в гидродинамических расчетах процесса истощения залежи нефти при режиме растворенного газа существенно сказывается па результатах оценки технологических показателей ее разработки и в особенности нефтеотдачи. Неучет интерференции скважин в гидродинамических расчетах приводит к резкому отличию в темпах изменения пластового давления и времени снижения давления до критического, при котором скважины, выбывают из эксплуатации. Так, например, при мгновенном вводе скважин в эксплуатацию и учете интерференции скважин (вариант I) пластовое давление резко снижается до критического по сравнению с вариантом расчетов без учета интерференции скважин (вариант IV); срок разработки залежи нефти по варианту IV в б раз продолжительнее, чем в I варианте: 18 лет и 2, 9 года соответственно. Из этих же графиков и таблицы следует, что в зависимости от темпов ввода скважин в эксплуатацию сроки разработки по варианту IV в 1, 7, 4 и 6 раз выше, а накопленная добыча нефти и нефтеотдача в 3, 4; 6 и 6, 5 раза выше по сравнению с результатами расчетов, учитывающих интерференцию скважин в процессе ввода их в эксплуатацию. Из анализа выполненных исследований следует, что результаты гидродинамических расчетов технологических показателей при режиме растворенного газа с учетом реальных условий интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию (варианты I—III) приближаются к результатам расчетов по варианту IV по мере снижения темпов ввода скважин в эксплуатацию. Результаты расчетов по варианту IV будут совпадать с результатами расчетов с учетом интерференции скважин лишь при нереально медленных темпах ввода скважин в эксплуатацию — = пТ (по накопленной добыче нефти и нефтеотдаче, а добыча нефти но залежи при этом будет равна дебиту одной скважины). Другими словами, чем медленнее темп ввода скважин, тем выше нефтеотдача к моменту выключения скважин из эксплуатации при режиме растворенного газа. На рис. XIII.11 приведены результаты расчетов зависимостей изменении нефтенасыщенности s (t) и нефтеотдачи во времени * () для одного элемента (объема залежи, приходящегося на одну скважину), рассчитанной по методике Л. А. Зиновьевой, и результаты расчетов изменения нефтеотдачи во времени (t) по предлагаемой методике с учетом интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию s (t). На этом же рисунке приведены зависимости нефтеотдачи во времени по залежи в целом. Результаты этих исследований иллюстрируют положение о том, что зависимость нефтеотдачи от пластового давления не однозначна, а зависит от темпов отбора, темпов ввода и интерференции скважин. Так, например, при р= 8, 4 кгс/см2 (s = 0, 815) вне зависимости от темпов ввода достигается максимальная нефтеотдача * = 12, 5%. Однако это давление установится в различные сроки от 2, 9 до 18 лет, и фактическая нефтеотдача для одного элемента составляет 2, 1—7, 4% и достигает максимума в 12, 5% лишь при = 216 лет. Таким образом, одному и тому же значению р = р (s), например р = 8, 4 кгс/см2 и s = 0, 815, соответствует несколько значений s(t) и нефтеотдачи (t): 2, 1%, 3, 2%, 7, 4% и 12, 5% в зависимости от темпов отбора и ввода скважин в эксплуатацию, а не одно значение * = 12, 5%, как это следует из расчетов по методике Л. А. Зиновьевой. Кроме темпов отбора нефти, конечная нефтеотдача при режиме растворенного газа зависит также от геолого-промысловой характеристики залежи нефти и от параметров пласта (проницаемости, мощности и др.). Расчеты же нефтеотдачи по зависимости р = р (s) не достаточно полно учитывают эти реальные геолого-промысловые характеристики залежей нефти.
|