razrabotka_33_33_33 (1)

		t	q
k
P (t)	2 kh			(1,t )d
		0

2-я теорема Дюамеля.

;

t	q
		(1, t )d
0

- интеграл Дюамеля.

1

2

R1

R2

АR3

Pk (t)

Понижение давления в любой точке(т. А) пласта равно сумме понижений давлений в этой точке от работы каждой окружающей ее

скважины.

3		P (t) P (1скв) P (2скв)																	P (3скв)
			A					A							A						A
q					r					q					r					q					r
		E				2						E				2						E				2
1					1					2					2					3					3
		i										i										i
					4 t		)								4 t		)								4 t		)
4 kh										4 kh										4 kh
						1										2										3

11

7)Разработка нефтяной залежи на режиме раствор. газа, механизм режима, ур-я Маскета и принцип расчета.

Условие существования - Рпл < Pнас. Источник пластовой энергии – энергия выделившегося из нефти газа. Режим истощения.

VРГ = Г0VНГЗ = αPнасVн – запас растворенного газа в нефти.

α - коэффициент растворимости газа в нефти. Г – текущее газосодержание

Система ур-й 2-х фазной фильтрации: Г для нефти:

( жVж ) m St 0

для газа (свободного + растворенного)

	( V ) (		V	) m	(P)			S	(1 S)		0
		гр					го
	г г		ж					г
					t b(P)

Vрг

t

Методика расчета Л.А.Зиновьевой.

Рассматривается объем пласта дренируемый одной скважиной. Выделенный объем заменяется равновеликим цилиндром, в центре которого расположениа скважина.

R = 1,128 ;

R = 1,05 ;

- задан дебит скважины определяют S,Г0,PС, QН, .

- задано забойное давление (PС) определяют S,Г0,qН, QН, .

q

2 kh H

К

H

С

;

Н

R

1

ln

К

r

2

С

- формула Глоговского.

P

K

(S)

H

Н

dP;

0

Н

(P)b(P)

- функция Христиановича.

Физический смысл функции Христиановича – учитывает потери давления связанные с фильтрацией только нефти.

РРГ имеет 2-е фазы:

1 фаза – длится до того момента когда воронка депрессии достигнет контура нефтеносности

2 фаза – начинается с момента понижения давления на контуре Длительность первой фазы непродолжительная и расчеты ведутся сразу для второй

фазы.

12

8)Модели процесса вытеснения нефти водой.. Ф-ция Б.-Л. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой

Модель – искусственно созданный образ реального объекта.

-модель поршневого вытеснения

-модель непоршневого вытеснения

S

1

z1 – подвижная нефтенасыщенность в

данном сечении(1-1) в момент t1

z2 -

-||- в момент t2

т.е. за время ∆t насыщенность

z2

z1

уменьшилась на

∆z=z1-z2

Sф

Основы теории Бакли – Леверетта:

t1

t2

- давление в водонасыщенной и

нефтенасыщенной частях пласта равны, т.е.

xв

1

x

Рв=Рн=Р

Утверждает

отсутствие

капиллярных

эффектов

- скорость фильтрации описывается з. Дарси:

V

kk

i

gradP

i

i

- жидкости, т.е. нефть и вода считаются несжимаемыми:

div v(t) 0

v(t) = Vн+Vв

Функция Леверетта имеет вид:

(s)

V

V

в

в

V (S)V (t)

V V

V (t)

в

н

в

- доля воды в потоке;

V

S

V (t) (S)

S

V (t)

x

S x

x

Продифференцируем выражение для Vв:

(*)

V

m

S

0

в

Уравнение неразрывности:

х

t

S

S

Подставим (*) в уравнение неразрывности

(S)

x V (t) m

t

0

Диф. Уравнение для нахождения распределения насыщенности в пласте по

координате х.

dx

(S)V (t) S

S

(S)V (t)

x

t

0 ;

Перепишем уравнение в виде

m

dt

m

(**)

x

(S)V (t)

t C

Интегрируя (**) получим

m

;

С – x(s,0)-начальное распределение

насыщ-ти.

13

f(S)

Sсв Sф

S

x(S,t)

Sф

S2

xф

Sф – водонасыщенность на фронте вытеснения S¯ - средняя насыщенность за фронтом

вытеснения на момент прорыва.

S

S

*

св

выт

1 S

св

- кфт. вытеснения

(S

)

(S

ф

)

S

S

(S

ф

)

ф

S

S

ф

св

(S

)

ф

св

ф

S*

Sв

(S

)

1

S S

S

ф

S

S

св

)

св

(S

ф

Положение скачка определяется

равенством площадей S1 и S2

Скачек насыщенности

S1

x(S,0)

x

14

9) Модели продуктивных пластов для технологии расчетов. Учет

неоднородности по проницаемости…

Модель – это искусственно созданный образ реального объекта.

Модель залежи строится на основе геологических данных о строении пласта, его физических данных, свойствах пластовых и закачиваемых флюидов, системе и технологии разработки.

Различают детерминированные и вероятностно-статистические модели пластов. Детерминированные (адресно-геологические):

Являются составной частью математической модели. Каждой ячейке этой модели присваивают свои свойства. Дифференциальное уравнение фильтрации заменяется конечно-разностными схемами, требующей мощной ЭВМ. Применяются при составлении проекта разработки и в постоянно действующих моделях разработки.

Вероятностно-статестические:

Реальному пласту ставят в соответствие некоторый гипотетический пласт имеющий такие же вероятностно-статестические характеристики.

Различают:

1). Модель однородного пласта;

2). Модель слоисто-неоднородного пласта;

4). Модель трещиноватого пласта;

5). Модель трещиновато-пористого пласта;

1). Изотропный пласт, которому присваивают средние значения физических параметров (проницаемость, пористость, нефтенасыщеность, толщина).

2). Состоит из набора слоев, каждый слой является однородным. Расчеты ведутся для каждого слоя в отдельности.

3). Фильтрация флюида происходит только по трещинам.

4). Фильтрация флюида происходит как по трещинам, так и порам.

Схематизация пластов по разрезу для построения геолого-математической модели пласта:

1.Строятся геолог. профили по различным линиям скважин с помощью спец. программ выделяются песчаные пласты. Выделение прослоев производится с учетом осадконакопления, причем основные направляющие – кровля и подошва.

2.Объединение всех выделенных песчаных пластов в отдельные группы в соответствие определенным литологическим режимам осадконакопления. Каждой группе присваивается соответствующий индекс.

3.Перестройка геолог. профилей с учетом проведенной схематизации. Каждая выделенная группа становится отдельным объектом. Дается хар-ка фильтрационноемкостным свойствам.

4.Результатом схематизации явл-ся объемная адресная модель пласта в которой выделенные прослои могут выклиниваться либо быть непрерывными, сообщаться друг с друг, либо иметь глинистые перемычки т.е. быть гидродинамически связанными или гидродинамически разобщенными.

15

10) Расчеты вытеснения нефти водой в системе скважин по схеме поршневого вытеснения. Метод Борисова…

Поршневое вытеснение нефти -это идеальный случай вытеснения нефти, когда в поле между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой идет только нефть , а позади только вода, т.е. текущий ВНК совпадает сфронтом вытеснения. Рассмотрим процесс поршневого вытеснения нефти водой из прямол. однород. пласта прониц. k , пористостью m, толщин.h, ширин. В, длиной L. Начальное полож. ВНК опред. координ. l0, а текущее в момент времени t - координ. Хв, где соответств. Р составл. Ро и Р.

На пласт создан				пост. перепад давлен. Р=Р1-Р2, где Р1 и Р2 давлене на контуре и на
галерее. Жидкости				считаем		несжимаемыми. взаимно нераствор. и нереагир.				одна с
другой и с пористой средой. Плоскость контакта нефти вертикальна
qв P1						P2		Количество внедрившейся	в	пласт
								воды при положении фронта Хв:
	P						h	Qв bhmxв (1 Sсв	Sн.ост )
Sн.ост
								Продиф-ем по времени:
								qн
Sсв						b
	хв		L

	bhm(1 S		S			dx
q					)	в
		св		н.ост
в						dt

q	q			bkh(P P )
			x				1		2
н	в								(l x	)
			в					н
			k			k			в
				в			н

Исходя из уравнения Дарси можно записать:

Приравняв (2) и (3), разделив переменные и проинтегрировав от 0 до t и от 0до L:

xв (t)

нl(1 1 kit )

k

(

н

в

)

н

kн

kв

2 P( н

в )k

2

kн

kв

н

m(1 S

св

S

н.ост

)

2l 2

н

Приравняв Хв = L ,то можно получить время, когда фронт вытеснения дойдет до линии отбора.

Метод фильтрационных сопративлений Ю.П.Барисова. Основан на ЭГДАэлектрогидродинамической аналогии.

16

	J	U
		R
Закон Ома:
		эл

q

2 kh(P

P )

P

к

с

ln

R

ln

к

r

2 kh

Формула Дюпии:

с

Дебит одной скважины, в прямолинейном бесконечном

притоке однородной несжим. жидкости можно записать

q

2 kh(P P )

2 kh(P

P )

пл

с

пл

с

(

L

ln

)

(L

ln

)

r

r

с

с

P

P

l

ln

Из (*) получаем:

2 kh

2 kh

r

с

			P
	R		R
	к
			гидр
	r
	с

ряду при установившемся

Pk	Pc

(*)	L	2σ

KH

Ω– внешние гидродинамические сопротивления, которые испытывает частичка флюида при фильтрации от контура нефтеносности до линии ряда

Ω– внутренние сопротивления при переходе фильтрации от плоско-параллельной к плоско-радиальной

		Pсн	Pс1	Pс2		Pс3
		B	ω1
		ωнагн		ω2	ω3
		Pлн				P3
	L1	Ω1	P1	Ω2 P2	Ω3

Р1,Р2,Р3 – давление в линиях 1,2,3 рядов. Рсн – давление в нагн. скважине Согласно 2-му закону Кирхгофа:

Pсн Pс1 Qзак ( 1 н ) Q1 1

Pс1 Pс2 (Q2 Q3 ) 3 Q2 2 Q1 1

Pс2 Pс3 Q3 3 Q3 3 Q2 2

Согласно 1-му закону Кирхгофа:
	P P				P P						P P
	лн	1				1	2				1	с1		0
	1					2					1
	P P			P P						P P					P3 P2		P3 Pс3
	1 2			3		2					2	с3	0					0
	2				3						2
												;			3		3
Находим Р1,Р2,Р3							и определяем дебиты:

17

	Q	P P
		1	с1
	1
			1

;

	Q		P P
			2	с2
	2
				2

;

	Q	P P
		3	с3
	3
			3

.

11) Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения. Виды характеристик, условия и область их применения.

Под ХВ понимается связь между основными технологическими показателями разработки (интегральными Qв Qн Qж или дифференциальными qв qн qж), полученная эмпирическим путем.

Для описания динамики процесса разработки нефтяных залежей необходимо иметь методы описания всей динамики процесса вытеснения. Наиболее полно описывают процесс вытеснения нефти из залежи при водонапорном режиме кривые зависимости нефтеотдачи от объема внедрившейся в залежь воды. Д.А. Эфрос предложил зависимости такого рода называть характеристиками вытеснения (ХВ). ХВ отражает историю разработки нефтяной залежи, показывая динамику эффективности процесса разработки последней, а также характер и особенности ее обводнения. ХВ очень удобны для анализа влияния того или иного фактора на процесс вытеснения и конечную нефтеотдачу пласта. Сопоставляя ХВ до начала какого-либо воздействия (геолого-технические мероприятия – ГТМ) на процесс вытеснения (базовый вариант) с ХВ после него (фактический вариант), несложно установить, является ли данное воздействие благоприятным для процесса вытеснения или нет.

В зависимости от целей исследования в качестве ХВ представляют динамику изменения добычи нефти, воды, ВН фактора, обводненности и нефтеотдачи в зависимости от времени (или объемов прокаченной ч/з залежь жидкости в процессе разработки), либо зависимости накопл. доб. нефти от накопленной добычи жидкости , либо обводненности от нефтеотдачи.

Виды характеристик: Qн = А + Вln(qв /qн) Qн = А + В Qж

Qж= А + Вln Qв

Qв* Qж = А + Вln Qж

Qн = А + В*(1/ Qж )

ХВ имеют вид прямой, однако на практике, в результате постоянно меняющихся условий разработки и эксплуатации пласта , они имеют в лучшем случае, вид кусочнолинейной зависимости. Т.е. универсальных ХВ, описывающих одним простым уравнением всю динамику добычи нефти не существует.

Все ХВ делятся на 2 группы:

1.Предельные – при устремлении Qв или Qж к бесконечности(→∞) Qн→НИЗ 2.непредельные - – при устремлении Qв или Qж к бесконечности(→∞) Qн→∞ Оценка технологического эффекта от применения ГТМ

Qн				ГТМ
			факт
							Qн= A + BlgQж
					прогноз
Qн2							18
Qн1

12) Метод материального баланса, его суть и возможности при решении задач разработки нефтяных месторождений.

Уравнение материального баланса составляется на объемной основе, оно утверждает

	равенство между начальным объемом			нефти в пласте и объемом извлеченным и
	оставшимся.
	t=0			mV B
				н	0
		газ mVгВо		t>0			0

нефть VнВо

вода

Vсв

н		н
(V		Q )B

E - ω

вода

Vнпервоначальный запас нефти в пласте м3. В- объемный коэфф-т

m- отношение начального объема газовой шапки к нефтенасыщенному объему

	α		α- объемный к-т газа
	z- к-т сжимаемости
	E- кол-во внедрившейся в залежь воды
	ωд - кол-во добытой воды
		Qн- кол-во добытой нефти дегазированной
	В результате снижения Рпл в пласте высвобождается некоторый объем Vсв
	баланс по нефти
	Vсв		Qн B (Vн Qн )(B0 B) mVн B0 (			1) (E д )
					0

баланс по газу

V	п			Q G (V			Q )(G G)			Q G
св				н 0	н		н	0		н ф

G0 – начальное газосодержание нефти

Gф – фактическое

G –е газосодержание при давлении Р

- в поверхностных условиях

V	V п
св		св
Уравнение мат. баланса
			Q			B (G		G)	( E )
V					н		ф		д
н							1) (G G) ( B B)
		mB		(
		0						0	0
						0

УМБ используется для решения следующих задач:

1)Для расчета показателей залежей приуроченных к трещинным коллекторам.

2)Для расчета РРГ

3)для оценки начальных запасов нефти в пласте.

19

4)Для установления факта внедрения законтурной воды и оценки скорости ее продвижения.

5)Для выявления ГШ в залежи.

6)Для определения доли отдельных режимов дренирования в общем механизме нефтеотдачи.

20