Схематизация условий разработки и основные гидродинамические расчеты показателей разработки при жестководонапорном режиме, страница 2

При предварительных подсчетах, когда необходимо получить основные показатели при той или иной системе разработки путем сравнительно нетрудоемких расчетов, допустимы осреднение геолого-физических данных и упрощение геометрии пласта.

Для гидродинамических расчетов любая конфигурация залежи должна быть приведена к более правильной геометрической форме. Вытянутая овальная залежь, имеющая соотношение короткой и длин­ной осей

а : б < 1 : 3, в гидродинамических расчетах должна быть заменена равновеликой по площади полосой. На полосе ряды экс­плуатационных скважин параллельны.

На схеме и на залежи должно быть одинаковое число скважин и рядов. Расстояния между рядами и скважинами на схеме обычно несколько занижены по сравнению с расстояниями на залежи, по­этому и определяемые дебиты скважин будут занижены, так как чем ближе скважины друг к другу, тем больше степень их взаимодей­ствия.

Овальная залежь, имеющая соотношение осей 1: 3 ≤ а : б ≤ 1:2, должна быть в расчетах заменена равновеликим по пло­щади кругом, имеющим такой же периметр контура нефте­носности, как и на карте. При этом если реальный пласт имеет локальные заходы контура нефтеносности, то они во внимание не при­нимаются. Ряды скважин и скважины также размещают на карте реальной нефтяной залежи. На схеме ряды скважин размещаются концентрическими окружностями. Площадь между начальным кон­туром нефтеносности и первым рядом скважин,  а также площади

между последующими рядами на карте залежи и на схеме должны быть одинаковыми. Таким образом, последний   ряд   скважин,   рас­положенный по оси структуры, на схеме будет представлен  окруж­ностью, внутри которой пласт отсутствует. Тогда запасы реальной залежи и круга будут равными. На схеме и на карте должно быть одинаковое число рядов и скважин. Дебиты на первых этапах разработки будут несколько  занижены  по  сравнению  с  реальными,  а  на последних — завышены, но в среднем они не очень отклоняются от фактических данных.

Залежь, имеющую соотношение осей а : б ≈ 1, можно схема­тично заменить равновеликим по площади кругом при сохранении числа скважин.

Залежь, имеющую одностороннее ограничение притока, можно схематизировать полосой с односторонней областью питания.

Заливообразную залежь (зональную) можно рассматривать как сектор круга.

Максимальное расхождение суммарных расчетных и реальных дебитов при этом не превышает 5—7%. При сложной конфигурации залежи для получения более точных данных рекомендуется исполь­зовать электрическую модель.

При гидродинамических расчетах следует рассматривать не­сколько вариантов, отличающихся друг от друга числом рядов и рас­стояниями между скважинами в рядах [5].

1.2. Схематизация контура нефтеносности.

Для определения про­должительности работы скважины необходимо следить за переме­щением контура нефтеносности. Начало обводнения произойдет при подходе к скважинам внутреннего контура нефтеносности, а полное обводнение скважин произойдет при подходе внешнего контура нефтеносности.

В условиях непрерывного пласта нецелесообразно эксплуатировать скважины внешних рядов до полного их обводнения, так как они экранируют передачу пластовой энергии внутренним рядам, находящимся в данное время в чисто нефтяной зоне пласта, и обводненность продукции скважины будет весьма большой. При отключении обводненных скважин дебиты скважин внутренних рядов увеличатся и содержание воды в добываемой продукции уменьшится, а нефть, оставшуюся перед остановленным рядом, можно будет отобрать скважинами последующих рядов. Только осевой ряд или центральная группа скважин в условиях непрерывного пласта будет работать до максимального обводнения.

В условиях непрерывного пласта для определения продолжительности работы рядов скважин достаточно проследить за перемещением расчетного контура.