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

ния (3), что дает t как функцию от р или н- Подобная кривая для гипотетического пласта, из которого добывается нефть с уд. весом 0,875, построена на фиг. 202. Так как переменная времени t включает радиус площади дренирования г к, то кривая давления (фиг. 202) дает обобщенную ,кривую падения давления

при всех размещениях сква-

/00 30 60

40 30

Ц8 Щ6

30 20

3 4i

жин в рассматриваемом гипотетическом пласте, допуская справедливость уравнений (1) и (2). Соответствующее падение дебита также приведено на фиг. 202, где Q определяется из

2nhkc

Из уравнения (2) видно, что средняя суммарная добыча на единицу порового объема составляет

\ Ji f

Фиг. 202. Расчетные кривые падения пластового давления и текущего дебита для гипотетического пласта с режимом растворенного газа; Q и / - безразмерные параметры дебита и времени.

где индекс i относится к начальному значению. Отсюда можно получить зависимость между суммарной добычей и дебитом нефти. Для системы пласта, приведенного на фиг. 202, изменение Q с Р приведено на фиг. 203, Абсциссы на фиг. 203, очевидно, дают промышленную суммарную добычу, если в значение Q вместо Q подставить дебит нефти Qh ко времени прекращения эксплуатации.

Из уравнения (4) ясно, что независимо от размещения скважин промышленно возможная суммарная добыча нефти определяется дебитом на пределе прекращения эксплуатации, приведенным в миллидарси-метр нефтяного горизонта, В частности,

Р уменьшается с ростом значения предельного дебита нефти в миллидарси-рлетр, что и можно ожидать из общих соображений Ч

* Простая зависимость уравнений (1) - (5) от произведения kh не учитывает возможного изменения насыщения связанной водой и соотношения «проницаемость-насыщение» по отношению к колебанию проницаемости. Если учесть эти явления, то зависимость суммарной нефтедобычи от k н h может быть отличной.

Изменение Р с радиусом дренирования Гк, очевидно, происходит медленно, так как оно входит в уравнение (4) в логарифмическом виде. Так, если принять Q„ = 2,4 м/сутки, а kh = 375 мил-

лидарси-метр, то Q становится (0,0055/с) Ig Гк/Гс. Отсюда при плотности 4 га на скважину для с == О,] и Гс = 4 конечная добыча составляет 12,4% порового пространства. Если плотность уменьшить до 16 га на скважину, то добыча составит 12,3% порового пространства, что дает снижение ее на 1 % по отношению к 4 га на скважину.

f Z 3 5 6 7 8 9 W Н П f3 15

Суммарная нефтеотдача. Рощ порового пространства,. 9/о

Фиг. 203. Расчетные кривые приближенного изменения параметра текуще го дебита Q в зависимости от средней суммарной нефтеотдачи Р для гипотетического пласта с режимом растворенного газа.

Были приняты попытки решить проблему расстановки скважин при помощи подсчета распределения насыщения в момент прекращения эксплуатации, что определяется падением дебита нефти до экономического предела. Эти решения основаны на допущениях относительно характера течения жидкости в момент прекращения эксплуатации. Допустим, что каждая единица продуктивной площади независимо от местоположения на структуре принимает равное участие в общей нефтеотдаче из скважины Qh, так что

<V3, (6,

где Гк -радиус площади дренирования скважины; kt,-проницаемость для нефти; н/? - вязкость и коэффициент пластового

объема нефти; р - давление при г в состоянии прекраш.ения эксплуатации. Взаимосвязь между kn или иасыщениехМ жидкости и давлением была уточнена добавлением допущения, что газонефтяной фактор для фазы свободного газа является постоянным, т. е.

= const, (7)

где -отношение проницаемости ддя газа и нефти;

у - плотность газовой фазы; /г- ее вязкость. Предполагается, что р известно приГк. Для определения постоянной величины в уравнении (7) уравнение (б) было решено для различных значений постоянной, пока распределение насыщения остаточной нефти, осредненное по всей площади до Гк, не стало соответствовать заданной средней добыче нефти, полученной из общего решения для процесса истощения энергии растворенного газа. Средняя добыча для расстояний между скважинами мепыие соответствующего Гк рассматривалась как средняя для различных радиальных расстояний, определяемых из основного распределения насыщения, вычисленного для начального радиуса площади дренирования г к. Так была получена зависимость промышленной суммарной добычи и размещения скважин при том же предельном дебите нефти ко времени прекращения эксплуатации Qh.

Падение добычи нефти для систем разработки с различным зазмещением скважин было получено путем вычисления изменения коэффициента продуктивности в зависимости от пластового давления или суммарной добычи, принимая последовательность убывания забойных давлений эксплуатационных скважин. Соответствующие дебиты нефти прилагались ко всем скважинам независимо от их расстановки так, что отборы нефти по месторождению были прямо пропорциональны плотности размещения скважин при любом заданном пластовом давлении. По этим данным были построены кривые зависимости дебита от • суммарной добычи, допуская, что суммарная добыча при данной расстановке скважин и пластовом давлении пропорциональна суммарной добыче ко времени прекращения эксплуатации сданным расстоянием между скважинами.

Приложение этого метода к площади продуктивного пласта в 64 гс: с Qh =2,4 м/сутки, kh = 4,2 дарси-метр, р{Гк) =5,1 ат и конечной средней отдачей для 64 га в 20% показало, что содержание остаточной нефти при прекращении эксплуатации менялось на 1,6% в пределах всего интервала расстояний. Изменение в отдаче при плотности менее 64 га на скважину приблизительно повторяет кривую распределения насыщения.

Известен аналогичный анализ с применением различных допуи1ений относительно распределения давления и состояния течения ко времени прекращения эксплуатации. Было принято, что предельный дебит нефти Qh распространяется одновременно на всю площадь дренирования, т. е. сохраняются условия строго