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

5*. Особенности стягивания овально вытянутого контура. . . 597

Рис. 204. Последовательные положения контура нефтеносности, имевшего первоначально форму эллипса и стягиваюш;егося к трем равнодебитным скважинам.

траекторий. В частности, законы движении вдоль траекторий, совпадаюш;их с осями хну, имеют вид:

ттЬт

ттЬт 3Q

3x1 -Зж - 4.5

Зу1 -Зу - 45

(30, XXI)

(31, XXI)

где t t

- время движения вдоль оси х между точками с координатами хо л у; У - время движения вдоль оси у между точками с координатами у о л у. Из формул (30, XXI) и (31, XXI) видно, что нри хо = уо л х = у оказывается tx < ty , т. е. т указанных участках пути частицы жидкости будут двигаться по оси х скорее, чем по оси у. Однако, если величины жо, ж, уо, у больше 26, то упомянутое различие между tx и ty очень незначительно; объясняется это тем, что вторые члены (логарифмические) в правых частях формул (30, XXI) и (31, XXI) в рассматриваемых условиях значительно меньше влияют на величины tx ty, чем первые члены (одинаковые в обеих формулах).

Отсюда же следует, что если у о ж, то соответствуюш;ая частица жидкости вдоль оси у двигается с гораздо большей скоростью (при жо 25, чем по оси ж. Именно этот случай и будет интересовать нас в дальнейшем.

Допустим, что начальный контур нефтеносности Ан имеет форму эллипса и СКВ. Ai, А2, a3 расположены симметрично вдоль его длинной оси; СКВ. А2 расположена в центре эллипса.

Рис. 204 построен для следуюш;их соотношений между полуосями эллипса а и Ь и расстоянием 26 между соседними скважинами: а = 2Ь = 85.

В этом случае, согласно сказанному выше, после одновременного нуска скважин в эксплуатацию точка Вх должна начать двигаться с меньшей скоростью, чем By, - контур нефтеносности стягивается вдоль короткой оси овала скорее, чем вдоль длинной. Кривые 1-3 изображают последовательные, построенные через равные интервалы времени, положения стягиваюш;его-ся контура нефтеносности; кривая 3 соответствует моменту начала обводнения центральной скв. А2. В этот момент область нефтеносности оказывается разбитой на два отдельных ноля, причем обводнено 55% начальной нлош;а-ди нефтеносности (внутри контура Ан), т.е. нлош;адь целиков нефти вокруг СКВ. Ан и Аз (внутри контура 3) составляет около половины начальной нло-ш;ади нефтеносности.

Приведем результаты некоторых числовых подсчетов. Допустим, что а = 2 КМ] Ъ = 1 КМ] 26 = 500 м, среднее расстояние от скважин до контура нефтеносности = 10 км, Rc = Ю см, /2=1 сантипуазу, к = 1 д, b = 10 м, т = 0,15; понижения давлений (рк-рс) в крайних скв. Ai и A3 равны 10 ат.

При сформулированных условиях для равнодебитности центральной СКВ. а2 с крайними необходимо, чтобы в скв. а2 поддерживался больший перепад давления, а именно равный 10,4 ат] дебит каждой из скважин будет равен 324 м/сутки. Промежутки времени, через которые построены последовательные положения стягиваюш;егося контура нефтеносности 1-3, равны 1774 суток; промежуток времени с момента нуска всех скважин в эксплуатацию до прорыва воды в центральную скважину будет в 3 раза больше, т. е. равен 5322 суток.

Начальная нлош;адь нефтеносности (плош;адь ттаЬ внутри эллипса Ан) равна 628 га. Объем нефти, добытой за 5322 суток из трех скважин при их суммарном дебите 972 м /сутки, равен 5,17 • 10 м . При эффективной динамической пористости пласта ш = 0,15 и мош;ности b = 10 м в результате добычи упомянутого количества нефти должна была обводниться плош;адь, равная 345 га:

(5,17-10) : (0,15 • 10) = 3,45-10

т. е. несколько больше половины (55%) начальной нлош;ади нефтеносности.

Конечно, при столь большой начальной нлош;ади нефтеносности было бы недопустимо ограничиваться тремя скважинами для разработки залежи (этим и объясняется громадный промежуток времени до начала обводнения центральной скважины), но рассмотренный пример был выбран с особой целью - выяснить характерные особенности стягивания овально вытянутого контура нефтеносности.

Обобш;им предыдуш;ие выводы. Допустим, что залежь нефти, ограниченная овально вытянутым контуром нефтеносности, эксплуатируется прямолинейной батареей скважин, расположенных вдоль длинной оси овала (рис. 205).

Контур нефтеносности находится вдоль оси у на более близком расстоянии от середины батареи скважин, чем вдоль оси х. Анализируя законы

ч6 2

Подсчеты заимствованы из работы Щелкачева [208

движения вдоль осей ж и , можно сделать следующие несколько упрощенные выводы: расстояние от контура нефтеносности до центра овала входит в формулы для времени [см., например, формулы (30, XXI) и (31, XXI)] во второй степени. Следовательно, нри а > Ь вершина В стягивающегося овального контура нефтеносности будет двигаться к скважинам значительно быстрее, чем вершина А (за исключением тех периодов, когда точка А попадает в ближай-

Рис. 205. Прямолинейная батарея скважин, расноложенная вдоль большой оси овально вытянутого контура нефтеносности.

шие окрестности скважин). При такой системе разработки овальной залежи нефти вдоль оси у появляется интенсивный язык обводнения и центральные скважины обводняются задолго до того, как из пласта выбрана вся нефть.

Отмеченные особенности стягивания овально вытянутого контура нефтеносности позволяют сделать ряд существенных выводов но поводу системы разработки залежей нефти соответствующей формы в условиях водонапорного режима; некоторые замечания но этому поводу будут сделаны в конце данной главы.

§ 6*. Особенности стягивания контура нефтеносности к однорядной батарее скважин в пласте, замкнутом с трех сторон

в § 9 и 10 главы XX было изучено влияние ненроницаемых границ в пласте (например, сбросов, порогов резкой фациальной изменчивости) на эффект взаимодействия скважин. Особенно подробно была изучена работа однорядной симметричной батареи скважин в пласте с непроницаемыми границами, замыкающими пласт с трех сторон (см., например, рис. 190), считая на ней линии FK, KN, NG ненроницаемыми границами. Было доказано, что в упомянутых условиях каждая из скважин ведет себя так же, как и соседние с ней скважины, а потому весь пласт можно разбить на одинаковые ноля; достаточно изучить работу одной скважины в таком ноле с границами ВС, CD, DE, где ВС и DE - нейтральные линии тока.

В данном параграфе исследуем особенности стягивания нрямолиней-ного контура нефтеносности к скважинам, расположенным параллельно этому контуру в пласте, замкнутом с трех сторон. Считая скважины равнодебитными и расположенными симметрично но отношению к границам пласта, согласно сказанному выше, можно было бы ограничиться исследованием стягивания контура нефтеносности только к одной скважине. Для ясности на рис. 206 изображена батарея только из трех СКВ. Ai, А2, Аз. Линия ВС - ненроницаемая граница пласта; штрих-пунктирные линии NiNi, N2N2 - нейтральные линии, разграничивающие потоки между соседними скв. Ai, А2, a3. Линии АВ и СЕ следует рас-