Расчеты технологических показателей разработки неоднородных пластов по методу УФНИИ (метод М.М. Саттарова).

М.М. Саттаровым предложен метод расчетов показателей разработки с учетом неоднородности по проницаемости.

Метод предполагает, что непрерывный неоднородный пласт моделируется серией прослоев, границы которых сориентированы параллельно линиям тока. Прослои различной проницаемости распределены по мощности вероятностно, а плотность f(k) и функция распределения проницаемости F(k) имеет вид видоизмененного распределения Максвелла:

(1)

(2)

где k – проницаемость,

a, – параметры распределения.

Вытеснения нефти принимается поршневым, но учитывается снижение фазовой проницаемости для воды в промытой зоне.

Принимается течение жидкости к “проницаемым” эксплуатационным галереям с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением, а скорость движения жидкости – пропорциональной проницаемости пропластков.

Схема расчета процесса обводнения строится аналогично схеме расчетов по методу Ю.П. Борисова – определяются характеристики вытеснения по отдельным прослоям, которые затем суммируются по всем прослоям различной проницаемости.

Доля нефти в потоке жидкости находится по следующей формуле:

(3)

где: – вязкость нефти и воды,

– относительная проницаемость для воды в заводненной зоне (принимается

равной 0,5÷0,3 по кривым фазовой проницаемости Березина В.М.),

– средняя проницаемость зоны, занятой вытесняемой водой к моменту t_m,

– средняя проницаемость зоны, занятой нефтью к моменту t_m .

С учетом функции распределения проницаемости (2) и находятся из соотношений:

(4)

(5)

Коэффициент охвата пласта заводнением к моменту t_m прорыва воды по пропласткам с проницаемостью k_m представляется как:

(6)

где: F(k_m) – значение интегральной функции распределения проницаемости в сечении

k_m,

Затем вводится безразмерное время разработки.

τ – равное суммарному отбору жидкости в долях активных запасов.

(7)

где: q_ж – дебит галереи по жидкости, м³/год

t – время, годы

Q_A – активные запасы.

Методом материального баланса в выражениях f_H; (3,6,7) исключается переменная k_m и устанавливается зависимость между долей нефти f_H и охватом и безразмерным временем разработки τ.

Эти зависимости и положены в основу дальнейших расчетов.

Для различных показателей неоднородности и соотношения вязкостей зависимости вычислены и табулированы в работе Баишева Б.П..

Начальные дебиты жидкости рядов скважин определяются по уравнениям интерференции Ю.П. Борисова, которые считаются постоянными на рассмотренном этапе и изменяются при переходе к следующему этапу, то есть после отключения ряда.

Система уравнений интерференции может быть представлена для полосовой залежи из трех рядов скважин (1нагнетательная и 2 добывающих) в следующем виде:

Где: – внешнее и внутрение сопротивление.

Линии тока

По зависимости или для всех значений τ находят величины

- доли нефти в потоке жидкости.

Затем определяются отборы нефти и воды

– суммарный отбор нефти ; воды ; жидкости .

Кроме того метод Саттарова позволяет определить распределение скважин по дебитам и оценить их обводненость.

При этом принимается, что пласт состоит из определенного числа отдельных зон, а распределение проницаемости, по зонам подчиняется уравнению:

(8)

Где: k_i – средняя проницаемость i-той зоны,

k_п – параметрические распределения.

Этим же законом определяется и распределение проницаемости по мощности в каждой зоне.

Для установления темпа обводнения f_i(τ_i) выбирается зона со средней проницаемостью k₀.

Для других зон безразмерное время определяется из соотношения:

Распределение скважин по дебитам находится по следующей формуле:

(9)

Где: q₀ – параметр распределения.

Затем по зависимостям f_н (τ) или β_н (τ) для всех значений τ выполняется расчет обводнения фонда скважин во времени.

Расчет ведется до тех пор, пока значение обводненности f_в(τ) не достигнет заданного значения при отключении рядов скважин (98 – 99,9%)

ЛЕКЦИЯ

Расчет обводнения неоднородных пластов по методике института Гипровостокнефть (В.С. Ковалев, М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов)

Этот метод расчета процесса обводнения нефтяного пласта является дальнейшим развитием изложенных методов Ю.П. Борисова и М.М. Саттарова.

В методике института ГВН предусматривается более полный учет неоднородности коллектора (по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту вытеснения). Метод также предусматривает учет начальных водонефтяных зон, которые характеризуются параметром W.

Где: L₂,L₁– расстояние от эксплуатируемой галереи (или ряда эксплуатирующих скважин) до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.

W изменяется от 0 до 1.

Если водо – нефтяная зона отсутствует (“запечатанные” залежи), то W=0 для залежи по всей площади нефтеносности подстилаемой водой (массивные или водоплавающие залежи) W=1. (0; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; ……1)

При расчете процесса заводнения нефтяного месторождения используется следующая схема:

		- положение фронта обводнения

Пласт состоит из изолированных прослоев с различной проницаемостью, пористостью, начальной нефтенасыщенностью. При этом для каждого прослоя характерна своя величина коэффициента вытеснения нефти водой.

Истинная скорость перемещения фронта вытеснения, а следовательно и время обводнения каждого прослоя зависит от этих параметров.

где:

m_i – пористость,

S_i – начальная нефтесыщенность,

η_i– коэффициент вытеснения нефти водой.

При обводнении одинаковых по объему пропластков с различной эффективной пористостью из них можно получить не одинаковое количество нефти. При характеристике неоднородности продуктивных пластов рассматривается их комплексная неоднородность выраженная параметрами.

Где: k_i – проницаемость i – го слоя.

m_i, ρ_i, η_i – соответственно пористость, нефтенасыщенность и коэффициент

вытеснения i – го слоя.

Начальные продуктивные характеристики эксплуатации скважин находятся в результате их исследования при установившихся режимах фильтрации. Учитывается изменение коэффициентов фильтрации сопротивления A и B в результате деформации пласта коллектора, т.е. (коэффициенты увеличиваются), уравнение оттока воды для нагнетательной скважины имеет вид:

Где: q_в.с. – расход воды в нагнетательной скважине.

(2)

Где: Р_с – давление на забое нагнетательной скважины,

h_в; h_г – обводненная и газонасыщенная толщина пласта,

μ_в, μ_г – соответственно вязкость воды и газа.

Из уравнения (2) находится расход воды q_в. по одной “средней” нагнетательной скважине (при заданной депрессии ΔΡ в пласте).

Необходимое количество нагнетательных скважин равно:

(3)

Соответственно определяются другие показатели разработки на период ППД (поддержания пластового давления)

Зависимости между проницаемостью и другими параметрами пласта, установленные по изучению физико-геологических свойств продуктивных отложений Урало – Поволжья записываются в общем виде следующим образом:

k – проницаемость;

a_n, b_n – постоянные коэффициенты, определяемые для каждого месторождения в результате исследования кернов по геофизическим данным.

Распределение параметра ω количественно оценивается коэффициентом вариации и описывается гамма – распределением, плотность которой имеет вид:

Где: υ;ω_ср. – параметры распределения (коэффициент вариации и среднее значение ω,

Г(в₁+1) – гамма функция

Для расчетов используется 15 распределений с коэффициентами вариации от 30,2 до 87,7%.

Расчеты также могут проводится и с применением логарифмически нормального закона распределения.

Плотность распределения которого имеет вид:

Где: σ; ω_ср – параметры распределения.

Соотношение для определения характеристик заводнения – доли нефти в потоке жидкости f_н (τ) и β(τ) разработаны как для поршневого, так и с учетом непоршневого характера вытеснения.

Для поршневого вытеснения расчеты ведутся по характеристикам вытеснения с учетом различия вязкостей и скачкообразного изменения проницаемости в промытой зоне при условии наличия водо – нефтяной зоны.

Методика расчета полностью автоматизирована.

Расчеты проводятся в следующем порядке:

1. Изучается строение залежи и выбирается плотность сетки скважин в определенном диапазоне (например 400×400, 500×500, 600×600).

2. Определяется система разработки количество скважин, добывающих и нагнетательных для каждого из рассматриваемых вариантов.

3. Определяется средний дебит одной скважины по жидкости по результатам опробования скважин и гидродинамические исследования продуктивности залежи.

4. Рассчитывается параметр W.

5. Определяется соотношение вязкостей нефти и воды

6. Выбирается закон распределения.

7. Рассчитываются активные запасы.

8. По отдельной методике рассчитывается предельный дебит фонтанирования добывающих скважин.

9. Выбирается зависимость выбытия добывающих скважин при достижении предельной обводненности.

10. Принимается коэффициент компенсации объема добываемой жидкости закачкой.

11. Расписывается ввод добывающих и нагнетательных скважин по годам.

12. Проводится расчет для каждого варианта по выбранной кривой до предельной обводненности продукции (99 – 99,9%).

13. Определяются основные технологические показатели и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

Все рассмотренные методики расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений называются аналитическими.

Эти методики используются также для определения коэффициента нефтеизвлечения или нефтеотдачи. Прогнозирование роста обводненности продукции до 99,9% и определения соответствующих уровней добычи нефти, позволяет определить максимально возможное извлечение нефти, что составляет в итоге извлекаемые запасы залежи.

ЛЕКЦИЯ