Основные задачи, решаемые на электроинтегратоге

Для работы на электроинтеграторе необходимо располагать минимальными исходными геолого-промысловыми данными. Пре­жде всего необходимо знать контур нефтеносной области со всеми тектоническими и литологическими особенностями пласта (карты мощностей, проницаемостей, пористости); положение контура питания, положение водонефтяного контакта, физические свой­ства жидкости, насыщающей пласт, пластовое давление и др. Располагая этими данными, можно:

- по параметрам пласта и выбранным давлениям определить дебиты эксплуатационных и расходы нагнетательных скважин, потери нагнетаемой воды;

- определить режим работы пласта, при котором потери нагнетаемой воды сводятся к минимуму;

- по заданным дебитам эксплуатационных и нагнетательных скважин определить забойные давления и распределение давле­ний по пласту;

- вычислить расстояния, на которые перемещаются водонефтяные контакты, сроки заводнения и процент обводнения скважин;

- найти наилучшие варианты размещения скважин;

- уточнить строение пласта, определить гидродинамические параметры пласта;

- решить задачи взаимодействия пластов и скважин того же пласта.

На электроинтеграторе ЭИ-С в основном решаются задачи по детальному анализу процесса разработки конкретных нефтя­ных месторождений при нестационарном режиме и изучаются вопросы дальнейшего повышения интенсивности и рентабельности этого процесса.

Применение электроинтегратора имеет свои недостатки: дан­ные распределения давления в пласте р = (х, у, z, t) и дебитов q = q(t) при заданных параметрах получают в виде графиков или таблиц, в которых учитываются влияние и взаимосвязь непосредственно соприкасающихся элементов пласта. Для этого необходимо знать параметры пласта

kh/μ _н =f(x, y, z) в каждой его точке. Между тем сведения о пласте ограничиваются конеч­ным числом точек (местами включения скважин). Распростра­нение получаемых на скважинах данных на всю область пласта представляет собой трудную и не гарантированную от ошибок задачу (так как площадь, занимаемая скважинами, ничтожно мала по сравнению с площадью всего пласта).

Существенный недостаток решения (получаемого исходя из диф­ференциальных уравнений в частных производных) — оно спра­ведливо лишь для конкретных граничных условий на внутрен­них контурах (нагнетательных и эксплуатационных скважинах).

При каждом изменении условий на скважинах (что часто дикту­ется технико-экономическими соображениями) необходимо факти­чески заново решать гидродинамическую задачу или заранее на­ходить очень большое число вариантов ее решений.

Указанные недостатки исключаются при использовании мето­дики, обоснованной на введении в рассмотрение интегральных методов (частного вида функции Грина). В этом случае результа­ты гидродинамических расчетов получаются в форме, при кото­рой состояние рассматриваемого элемента пласта (точки) опреде­ляется суммарным (интегральным) влиянием всех остальных эле­ментов (точек) пласта. Исходные данные в теории, использу­ющей понятия коэффициентов влияния и взаимовлияния, наи­более достоверные и легко получаемые на практике данпые, относящиеся к внутренним границам исследуемого пласта: да­вления на контурах скважин Рi расходы q_i, гидродинамические (kh/μ _н ) и другие физические параметры, непосредственно отно­сящиеся к зоне контуров скважин.

Недостаток заключается также в том, что при решении раз­личных задач на одной и той же модели производится ручной перебор сопротивлений в соответствии с поставленной задачей. Несмотря на практически мгновенное время решения задачи, производительность работы на модели невелика, так как время ручного перебора сопротивлений составляет значительную часть от общего времени решения задачи.

Применение электроинтеграторов для исследования процессов, в которых параметры области изменяются во времени (скажем, продвижение линии раздела нефть — вода с учетом различия вязкостей-фильтрующихся жидкостей и непоршневого характера вытеснения), практически неосуществимо, так как время ручного перебора в этом случае неизмеримо возрастает.

Для решения поставленной задачи необходмио иметь инте­граторы с автоматически набираемыми сопротивлениями сеточ­ной области, причем перебор сопротивлений должен произво­диться от команд ЭЦВМ.

Построение таких сеточных моделей в настоящее время ста­новится необходимым, так как для решения большого круга задач разработки нефтяных месторождении все больше привле­кается аппарат математической статистики и теории вероятно­стей, требующий массовых постановок задач с перебором сеточной области.

Кроме того, из-за длительности ручного перебора часты ошибки в работе обслуживающего персонала, численность которого при массовой постановке задач довольно значительна даже для сравнительно небольших сеток.

Существующие конструкции сеточных областей обладают низ­кой надежностью ввиду применения в них большого числа (по­рядка 10⁵- 10⁶) подвижных контактов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.

1. Байбаков Н.К., Гарушев Л. Р. Тепловые методы разработки неф­тяных месторождений М., «Недра», 1977.

2. Борисов Ю. П., Воинов В. В., Рябипина Э. К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М «Недра»1976.

3. Гиматудииов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. 2-е перераб. и доп. издание М., «Недра», 1971. 309 с, с илл.

4. Донцов К.М. Теоретические основы проектирования разработки нефтяных месторождений. М., «Недра», 1965. 287 ст, с илл.

5. Майдебор В.Н.Разработка месторождений с трещиноватыми коллекторами М. «Недра» 1971

6. Максимов М.И. Геологические основы разработки месторождений М., «Недра» 1975

7. Маскет Моррис. Физические основы технологии добычи нефти

8.Миронов Т.П., Орлов В.С. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении.М «Недра 1977.

9. Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных место­рождений при режимах вытеснении нефти водой М., «Недра» 1973.

10. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. 2-е издание пер с англ

Таблица 1 Основные единицы Международной системы (СИ)

Таблица 2 Дополнительные единицы Международной системы (СИ)

Таблица 3 Важнейшие производные единицы пространства и времени

Продолжение табл. 3

Таблица 4 Важнейшие производные единицы механических величин

Таблица 5 Важнейшие производные единицы тепловых величин.

Продолжение табл. 6

Таблица 7

Единицы физических величин, подлежащие изъятию и Допускаемые

к временному применению (дополнительно к единицам СИ,

кратным и дольным: от них)

Продолжение табл. 7

Продолжение табл. 7

Таблица 8 Приставки для образования кратных и дольных единиц

[1] Подразумевается, что потери воды при ее закачке в пласт отсутствуют.

[2] Коэффициентом нефтеотдачи, а точнее коэффициентом нефтеизвлечения, называется разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностыо, отнесенная к начальной, т. е., где s_0Н„ и s_0С - начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта

[3] Под стадией понимается период процесса разработки, характеризу­ющийся закономерным изменением технологических и технико-экономиче­ских показателей.

[4] Уместно отметить, что при разработке трещиноватых коллекторов четкой границы между третьей и четвертой стадиями нет. Здесь, пожалуй, следует выделять не четыре, а три стадии разработки.

[5] Он же нейтрон-гамма метод (НГМ).

[6] Добрынин В. М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах. М., «Недра», 1965, 163 с.

[7] Добрынин В. М. Деформация и измепепия физических свойств коллекторов нефти и газа. М., «Недра», 1970, 239 с.

[8] Установлено, что с помощью глубинных расходомеров и дебитомеров далеко не всегда можно судить об особенностях движения жидкости во всей зоне дренажа.

[9] Джоне П. Д. Механика нефтяпого пласта. М., Гостоптехиздат, 1947, 183 с.

[10] Интересно отметить, что по минимуму вязкости на кривой зависимости вязкость — давление можно определить давление насыщения. Однако при содержании в растворе значительного количества азота перелом кривой может не соответствовать давлению насыщения в связи с уменьшением вяз­кости нефти при выделении азота из раствора.

[11] Донцов К. М. Об искривлении индикаторных линий, снятых на глу­боких скважинах трещинного коллектора. Изв. вузов, серия «Нефть и газ», 1965, № 4, с. 41—44.

* При замене точной формулы (V.8) приближенной (V.10) погрешность не превосходит:

0, 25%, если или

1%, если или

5, 7%, если или

9, 7%, если или

** При наличии на кривой восстановления забойного давления несколь­ких прямолинейных участков необходимо учитывать первый.

[12]Формула (V.14) получается из (XI.12) при r_с = 0 (точечный сток), а следовательно, J₀ (х) = 1.

[13] Методы определения параметров пласта по кривым восстановления давления при фильтрации газированной жидкости пока еще не разработаны. Это связано с большими математическими трудностями.

[14] При р_к < р_нас коэффициент продуктивности зависит как от забой­ного, так и от пластового давления; индикаторные линии удобно и наглядно строить в координатах q, р_заб. Если в процессе длительного исследования скважины пластовое давление изменилось, то замеренные значения дебитов жидкости должны

быть при­ведены к одному пластовому давлению, взятому за основу по формуле

За исходное пластовое давление можно взять любое давление выше р_нас , но лучше исходить из наибольшего значения р₀. Приведенный коэффициент продуктивности при этом будет равен

где q_пр — приведенный дебит жидкости; р_{0 исх} — исходное пластовое давление.

[15] Примечание. Не следует путать проницаемость трещиноватой среды с проницаемостью трещины, измеряемой расходом жидкости, филь­трующейся через единицу поперечного сечения трещины, при определенном градиенте давления к_Т = µ _жq_ж/[а_Т Т₀ (dp_T/dx)] или к _т = T₀² /12.

[16] Примером такой залежи являются месторождения Карабулак — Ачалуки, Хаян — Корт и другие (ЧИАССР).

[17] Коэффициент определяют по данным закачки поды, а при соста­влении предварительной технологической схемы по аналогии с данными о закачке воды по другим месторождениям.

[18] Между плотностью _ж и давлением р предполагается существование зависимости: _ж = р_атехр [_ж (р—р_ат)], где р_ат — плотность жидкости при атмосферном давлении, р_ат — атмосферное давление.

[19] Заметим, что существует зависимость пористости не от давления жидкости, а от среднего нормального напряжения, которую при его неболь­ших изменениях можно считать линейной.

[§§§§§] При d= 0 (точка М расположена па продолжении прямолинейного ряда скважин) интеграл берется в конечном виде

где erf x-интеграл вероятностей-функция Крампа.

[******] Для получения достоверных теоретических данных система дифференциальных уравнений (XIII.1) и (XIII.2) решается методами конечных разностей с использованием ЭВМ.

[††††††] Получение этой зависимости см. [3]

[‡‡‡‡‡‡] Расчеты показывают, что при насыщениях, близких к единице (напри­мер при), значения газовых факторов, определенные по фор­мулам (XIII.6) и (XIII.42), почти одинаковы.

[§§§§§§] Умножая (XIII.2) на газовый фактор Г, прибавляя к левой части и отнимая, получим уравнение (XIII.59).

[*******] Зная дебит q_пp и заменяя h_н—у на текущий радиус г, получим уравне­ние кривой границы раздела во внешней зоне: