Приближенный метод учета интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию при разработке неоднородных пластов

Ряд незначительных по запасам нефтяных месторождений СССР разрабатывают при режиме растворенного газа. Большинство месторождений США в основной период разработки эксплуати­руют при естественных режимах истощения и, в частности, при режиме растворенного газа, и лишь на поздних стадиях разра­ботки с поддержанием давления.

Одной из актуальнейших задач при проектировании и разра­ботке нефтяных месторождений является задача установления целесообразного времени начала разработки с применением систем воздействия и, в частности, заводнения.

Для решения указанных задач необходимо выполнить гидро­динамические расчеты изменения технологических показателей разработки залежи нефти при режиме растворенного газа. До настоящего времени эти гидродинамические расчеты выполняют для идеализированных условий равномерного размещения и одновременно ввода всех скважин в эксплуатацию. При этом рас­четы проводят лишь для одной скважины, а показатели разра­ботки залежи нефти в целом получают путем суммирования про­порционально числу скважин без учета влияния интерференции и темпов ввода их в эксплуатацию.

Из практики разработки месторождений нефти известно, что в первые годы их эксплуатации пользуются разведочными сква­жинами, расположенными по неравномерной сетке, и в последу­ющем разбуривают по той или иной системе размещения скважин в соответствии с комплексной схемой разработки в течение 3— 5 лет. Неучет интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию существенно влияет на проектные технико-экономические показатели разработки. Особенно влияние этих факторов велико на нефтеотдачу при разработке месторождений нефти в условиях режима растворенного газа.

Действительно, за период ввода новых скважин в эксплуата­цию (в зависимости от темпов ввода) свойства газированной нефти могут значительно измениться .Эти скважины будут эксплуатироваться при других физических и термогидродинамических условиях (по сравнению с ранее вве­денными в эксплуатацию).

Обычно нефтеотдачу и при режиме растворенного газа опреде­ляют лишь по зависимости давления от нефтенасыщенности p=p (s):

где p и s — функции времени (t). Зависимость же р = р (s) опре­деляется, в основном, по изменению свойств газонасыщенной жидкости, газового фактора и фазовых проницаемостей от давле­ния. Таким образом, нефтеотдача по (XIII.65) определяется по значению конечного давления (р_к) в залежи нефти, при котором выполняются расчеты по уравнению (XIII.65). Однако зависимость неоднозначна. Одно и то же значение р_к можно полу­чить при различных заданных темпах отбора (дебитах скважин), темпах и последовательности ввода скважин в эксплуатацию, различных параметрах пласта. Даже в условиях одинаковых по проницаемости и мощности залежей нефти одному и тому же значению р (s) в зависимости от заданных дебитов нефти скважин (темпов отбора), темпов и последовательности ввода их в эксплу­атацию может соответствовать несколько значений (t), а следо­вательно, и (t). Эту неопределенность в расчетах нефтеотдачи при режиме растворенного газа можно исключить путем учета интерференции скважин в процессе их эксплуатации и оценки нефтеотдачи из условия материального баланса:

где V_{Г зап} — запасы. Определим последовательность приближен­ных гидродинамических расчетов нефтеотдачи и других показате­лей разработки с учетом интерференции скважин и темпов ввода их в эксплуатацию при режиме растворенного газа. Результаты решения задачи проиллюстрируем на примере гипотетической залежи нефти.