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.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.