Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 [ 185 ] 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238

25 - расстояние между соседними скважинами в каждом из двух рядов; wi л W2 - расстояния от скважин I и II ряда до поперечной ненроницаемой границы.

Приведем табл. 52 и 53, заимствованные из упомянутой выше работы Щелкачева [208]. Эти таблицы иллюстрируют эффект взаимодействия между скважинами двухрядной батареи, изображенной на рис. 193, при различных значениях расстояний wi, W2, 25.

В таблицах приведены величины дебатов скважин Q*, Qi, Q2, подсчитанные для следуюш;их условий: = 10 км, Rc = 10 см, b = 10 м, к = 1 д, fi = 1 сантипуазу, (к - Рс) = Ю ат.

Сравнивая табл. 52 и 53, действительно убеждаемся, что чем гуш;е расположены скважины в каждом ряду (чем меньше 25), тем меньше суммарный дебит Qc одной скважины I ряда и одной скважины II ряда при совместной работе обоих рядов отличается от дебита Q* какой-либо из скважин I ряда.

При подсчетах предполагалось, что скважины I и II рядов расположены но квадратной сетке и симметрично к обеим продольным ненроницаемым границам (рис. 193). Поэтому в таблицах достаточно было ограничиться указанием расстояния между соседними скважинами 25, не считаясь с числом скважин и с расстоянием между продольными ненроницаемыми границами; при п скважинах в каждом ряду упомянутое расстояние равно 25п. Итак обе рассмотренные таблицы справедливы при любом числе п скважин в каждом ряду, начиная от гг = 1. Табл. 53 рассчитана с помош;ью

/ j

Рис. 193. Двухрядная батарея скважин в пласте, замкнутом с трех сторон ненроницаемыми границами.

того же метода отображения стоков, который был выше пояснен для однорядной батареи.

Если в тех же условиях пласта, замкнутого с трех сторон ненроницаемыми границами, скважины двухрядной батареи расставить в шахматном порядке, то их суммарный дебит мало отличается от суммарного дебита двухрядной батареи нри расстановке скважин по квадратной сетке (нри прочих одинаковых условиях).

Глава XXI

Простейшие законы стягивания контура нефтеносности к скважинам. Выводы по поводу рациональных методов расстановки

скважин

§ 1. Замечания по поводу постановки задач

В этой главе задачи о стягивании контура нефтеносности решаются нри тех же условиях, которые были оговорены в § 1 предыдущей главы: рассматривается плоское установившееся горизонтальное движение однородной несжимаемой жидкости в однородном пласте к гидродинамически совершенным скважинам; жидкость движется в пласте по линейному закону фильтрации в условиях водонапорного режима, причем кровля и подошва пласта горизонтальны. При такой идеализированной постановке задач, когда игнорируются различия в вязкостях и плотностях нефти и воды и изменения в эффективной проницаемости пласта при вытесненин нефти водой, невозможно учесть некоторые очень важные особенности продвижения контура нефтеносности в реальных пластовых условиях. Даже термин «контур нефтеносности» при такой постановке задач оказывается не вполне законным. Однако математически строгое решение задач при сформулированных выше простейших условиях позволяет точно установить ряд интересных особенностей продвижения контура нефтеносности в пласте в зависимости от его начальной формы н начальных расстояний до скважин, а также от числа скважин, расстояний между ними и системы их расстановки.

Получив точное количественное решений задачи о стягивании контура нефтеносности при сформулированных выше условиях, дополнительно легче учесть различие в вязкостях и плотностях нефти и воды, уклон пласта, изменение эффективной проницаемости пласта в процессе вытеснения нефти водой, гидродинамическое несовершенство сква-

При гидродинамическом решении задач, когда соблюдаются перечисленные выше простейшие условия, доц. М. М. Глоговский предложил заменить термин «контур нефтеносности» термином «контур разноцветности». Последний термин подчеркивает, что исследуется стягивание к скважинам контура, разделяюш;его две жидкости, физические свойства которых (вязкость и плотность) одинаковы.

жин и т.д. Количественные и качественные оценки возможного влияния этих факторов могут основываться на закономерностях, исследованных в главах XIII, XVI, XVIII данного курса.

Вопросы стягивания контуров нефтеносности при учете упомянутых выгае усложняюгцих факторов были исследованы в СССР (в хронологическом порядке) Щелкачевым [208], Полубариновой-Кочиной и Казарновской [63], Пыхачевым [150], Полубариповой-Кочи-ной [145], Миллионгциковым, Тиховым [167], Казарновской [64], Чарным и Глоговским [79], Дудиным [49]; в США - Маскетом [120, 122 .

В данной главе, как и в предыдугцей, приходится во многих случаях ограничиваться пояснением лигаь постановки задачи, метода ее регаения и конечных выводов; подробности регаения не приводятся, ибо они потребовали бы от читателя знания специальных разделов гидродинамики.

Регаения важнейгаих проблем взаимодействия скважин и задач о стягивании контура нефтеносности позволяют (в конце главы) осветить гидродинамические основы теории расстановки скважип па нефтяных месторождениях.

§ 2. Стягивание контуров нефтеносности различных форм к одной скважине

Задачи о стягивании контура нефтеносности к одной скважине будем регаать при соблюдении тех простейгаих условий, которые были сформулированы в предыдугцем параграфе. В таком случае достаточно ограничиться исследованием стягивания контура в одной горизонтальной плоскости.

Как было доказано в § 2 главы IX, закон движения частицы жидкости вдоль траектории при плоском радиальном притоке к скважине определяется формулой:

2к{рк-Рс) Q

mfi m

тгЬт

(1, XXI)

(2, XXI)

г и Го - текугцее и начальное расстояния движугцейся частицы жидкости от центра скважииы. Задаваясь произвольной формой начального

Большинство выводов, таблиц и графинов, приводимых в данной главе, заимствовано из работы Щелкачева [208