Схемы разработки нефтяных месторождений

Для рационального проектирования разработки и эксплуатации нефтяного месторождения следует исходить в первую очередь из тех или иных вариантов темпов отбора нефти. При упруго-водо­напорном режиме это соответствует заранее заданным объемным расходам нагнетаемой в пласт воды. По формулам (XII.1) и (XII.2) данной главы определяется изменение пластового давления в ка­кой-либо характерной части пласта при различных темпах отбора жидкости.

В первом приближении можно проследить изменение давления на начальном контуре нефтеносности. Иначе говоря, для упроще­ния гидродинамических расчетов можно рассмотреть пласт как скважину большого диаметра, приняв первоначальный контур нефтеносности за радиус укрупненной скважины r_c = R_H с дебитом, равным суммарному отбору жидкости . Процесс внутри контура нефтеносности можно считать стационарным. Схему размещения скважин следует выбирать в зависимости от условий и особенностей разработки залежи; если основная часть промы­шленных запасов будет отбираться при режиме вытеснения, то скважины следует размещать по схеме водонапорного режима. Если же возможен переход упруго-водонапорного режима в режим растворенного газа, то должна быть выбрана схема размещения скважин, соответствующая этому режиму.

При заданном (постоянном) отборе нефти из укрупненной сква­жины определяют понижение давления па границе водонефтяного контакта, а затем — время разработки, пласта. Как видно из рис. XII.7, время разработки пласта в условиях упругого режи­ма — время стягивания контура нефтеносности — для различных отборов и одного и того же давления насыщения будет различным;

чем больше отбор жидкости, тем меньше время работы пласта при упругом режиме t_yl, t _y2, …

Как уже отмечалось, описанный метод расчета основных пока­зателей, характеризующих работу пласта, приближенный. Для более точного расчета необходимо учитывать работу отдельных скважин и определять изменения давления не на контуре нефте­носности, а в наиболее характерной части (точке) пласта. В этой части пластовое давление будет падать значительно быстрее, чем на контуре нефтеносности. Видимо, такой точкой следует при­знать центр залежи или ее ось. Расчет следует вести по соответ­ствующим формулам упругого режима при различных заданных отборах жидкости (по формуле (XII.23) — для круговой залежи или по формуле (XII.26) — при линейном расположении скважин). При этом значительно увеличится объем вычислительных работ и без применения ЭВМ процесс расчета станет затруднительным.

Получив различные варианты разработки, оценивают их эко­номически, а затем выбирают эффективный.