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

У, Со °°

Со --о Сп -- /2 С„Ч С„-2 Сп-5 К Сп=10

Рис. 200. Последовательные положения контура нефтеносности, имевшего первоначально прямолинейную форму и стягиваюш;егося к двум равнодебитным скважинам.

подземной гидравлики позволяют точно подсчитать плогцадь «целика нефти» (плогцадь внутри контура нефтеносности) к началу обводнения скважин или к любому заданному более позднему моменту до полного их обводнения.

Предположим, что начальный контур нефтеносности имеет форму окружности радиуса (см. рис. 198). При стягивании контура нефтеносности первыми достигают скважииы те точки контура, которые лежат на линии центров скважип. Линия центров скважип принята за ось ж, поэтому если в формуле (9, XXI) положить = R, х = 5, то получим промежуток времени То до начала обводнения скважип:

7г6т

\{Rl-5)-54n

(12, XXI)

Обозначим суммарную добычу нефти из двух скважин за время То, т. е. в течение безводной эксплуатации, через то. Очевидно, что

то = 2QTo, ИЛИ на основании формулы (12, XXI)

(13, XXI)

То = 27г6т

(14, XXI)

Суммарная добыча то равна объему нор, освободившихся от нефти в той части пласта, которая заключена между начальным круговым контуром нефтеносности и контуром нефтеносности в момент, соответствуюгций началу обводнения скважин, см. кривую 4 на рис. 198.

Плогцадь целика нефти сгц внутри контура нефтеносности в момент начала обводнения скважин легко подсчитать как разность первоначальной нлогцади нефтеносности и нлогцади заводненной зоны:

2 In

(15, XXI)

Назовем, «коэффициентом равномерности стягивания контура нефтеносности» величину , равную отношению плогцади целика нефти в момент начала обводнения скважины к начальной нлогцади нефтеносности:

2 In

(16, XXI)

в табл. 55, рассчитанной по формуле (16, XXI), приводятся значения величины для разных величин отноше-R

Из таблицы видно, что по мере

Таблица 55

Значения коэффициента , характеризующего относительные размеры целика нефти к моменту обводнения скважин

Подсчет выполнен по формуле (16, XXI) (рис. 198).

увеличения отношения -, т. е. с увеличением расстояния от скважин до первоначального контура нефтеносности, относительные размеры целика нефти, характеризуемые величиной , убывают. Подтверждается известное правило: не следует ставить скважины слишком близко от контура нефтеносности, ибо

Коэффициент усадки учитывать не требуется, ибо дебиты скважин и добыча подсчитываются во всех предыдущих формулах применительно к пластовым условиям. Кроме того, в реальных условиях при вытеснении нефти водой из пласта часть нефти остается в порах обводненной зоны и часть порового пространства внутри начального контура нефтеносности занята неподвижной связанной (погребенной) водой. Для учета этих факторов следовало бы либо ввести в формулы поправочные коэффициенты, либо соответственно уменьшить величину эффективной динамической пористости т. Предполагается, что избран последний способ; этим и объясняется, что во всех примерах при высокой величине проницаемости пласта (порядка 1 д) берется заниженное значение коэффициента пористости т = О, 15. Следует также помнить, что во всех рассуждениях пласт предполагается однородным.

это создает быстрое подтягивание к ним языков воды и после обводнения скважип в пласте остается больпюй целик нефти.

Казалось бы, что для уменьгаепия размеров целика нефти следовало бы рекомендовать расставлять скважииы тесной группой вблизи центра залежи нефти. Однако такое регаение было бы ненравильпым: с одной стороны, нри тесном расположении скважин между ними силен эффект взаимодействия и, с другой стороны, требуется очень длительное время для стягивания контура нефтеносности до центральных скважип (нри сколько-нибудь значительных размерах начального контура нефтеносности).

Следовательно, нри выборе гидродинамически обоснованных вариантов расстановки скважип необходимо заботиться не только о равномерности стягивания контура нефтеносности, по учитывать и эффект взаимодействия скважип и срок разработки залежи нефти. Несколько более подробно этот вопрос будет освегцеп дальгае.

Стягивание контура нефтеносности к скважинам кольцевой батареи

Допустим, что симметричная кольцевая батарея состоит из п равнодебитных скважин (см. рис. 177). Возьмем две любые соседние скважины из батареи и рассмотрим движение частиц жидкости по одной из главных линий тока (по оси х) и но одной из нейтральных линий тока (по оси 7v); см. рис. 201. Предполагается, что выполнены все те простейшие условия, которые были оговорены в § 1. Время tx движения частицы жидкости вдоль главной линии тока X между двумя любыми точками С и Р определяется формулой:

тгЬт nQ

2Щ п-2

(17, XXI)

где Го и г - расстояния точек С и Р от центра О окружности Е, вдоль которой располагается кольцевая батарея п скважин. Время tiv движения частицы жидкости вдоль нейтральной линии тока N между двумя любыми точками А л М определяется формулой:

тгЬт nQ

2Щ п-2

,п-2

(18, XXI)

где Го и г - расстояния точек А л М от центра О.

Формулы (17, XXI) и (18, XXI) справедливы при п > 2. Связанный с применением методов гидродинамики вывод этих формул мы здесь привести не можем, см. Щелкачев [208

См. § 7 данной главы.