В условиях неоднородного пласта и проницаемость пласта изменяется по простиранию, нефть, не отобранная скважинами остановленного ряда, не будет извлечена из пласта. Для получения наибольшего коэффициента нефтеотдачи из такого пласта скважины каждого ряда следует эксплуатировать до обводнения, степень которого устанавливают экономическим расчетом.
Система разработки должна обеспечить возможность длительной эксплуатации обводненных скважин с проведением всего цикла работ, способствующих увеличению коэффициента нефтеотдачи [5].
1.3. Схематизация контура питания.
За контур питания в условиях водонапорного режима принимается линия, соответствующая выходам пласта, откуда он пополняется поверхностными водами, или линия, на которой расположены нагнетательные скважины. На естественном или искусственном контуре питания приведенное давление в процессе разработки остается постоянным. При питании залежи со всех сторон контур питания с большой точностью можно принять круговым, при питании залежи с одной стороны или с двух противоположных сторон – прямолинейным.
Дебит рядов эксплуатационных скважин в процессе разработки будет изменяться даже при сохранении постоянного перепада давлений между контурами питания и скважинами, что является следствием изменения общего сопротивления потоку движущейся жидкости. Дебит скважины в каждый момент времени зависит от текущего положения водонефтяного или газонефтяного контакта, от соотношения вязкостей вытесняемого и вытесняющего агентов и от изменения проницаемости пласта в зоне замещения нефти вытесняющим агентом.
Для определения эффективности вариантов разработки производят оценку средних дебитов на различных этапах разработки. За этап разработки принимается промежуток времени, в течение которого контур перемещается с начального положения до первого ряда скважин или от ряда обводнившихся выключенных скважин до следующего ряда работающих скважин. Для определения среднего дебита вводится расчетный приведенный контур питания. Расстояние от внешнего ряда до приведенного контура питания для полосообразной залежи рассчитывается по формуле:
;
(1)
для круговой залежи:
; (2)
где μв и μн – вязкость воды и нефти, н·сек/м2; Lк – расстояние от внешнего ряда до контура питания, м; Lн – расстояние от внешнего ряда до начального положения контура нефтеносности, м; k – проницаемость, м2; Rн – радиус начального контура нефтеносности, м; R1 – радиус первого эксплуатационного ряда, м; Rк – радиус контура области питания, м.
Расстояние до приведенного контура питания следует определять для каждого этапа разработки после выключения ряда скважин [5].
2.1.4. Учет угла наклона пласта.
Так как нефтяные залежи расположены не горизонтально, то возникает необходимость учитывать это при определении линейных размеров залежи и давлений.
Если углы падения пласта небольшие, можно удовлетвориться теми размерами по простиранию пласта, которые определяются по проекции залежи на горизонтальную плоскость, т.е. по структурной карте пласта. При больших углах падения по карте следует определить истинные размеры пласта.
Учет угла наклона пласта при определении давлений производится путем введения так называемых приведенных давлений pпр:
(3)
где р — истинное давление в данной точке пласта;
h— превышение отметки данной точки пласта над условной отсчетной плоскостью;
ρg — удельный вес жидкости.
В качестве плоскости отсчета обычно избирают поверхность с отметкой начального положения водонефтяного контакта.
Физический смысл введения приведенных давлений состоит в том, что наклонный или выпуклый нефтеносный пласт как бы заменяется горизонтальным, начальное пластовое давление в котором повсюду одинаковое. В результате этого может возникнуть, движение жидкостей и газа только после нарушения постоянства давления [2].
Глава 2. Расчёты показателей разработки при жёстком
водонапорном режиме
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.