Сущность
метода состоит в замене полного фильтрационного сопротивления реального потока жидкостей
сложной конфигурации несколькими эквивалентными (равнозначными) последовательными
или параллельными фильтрационными сопротивлениями простейших (прямолинейно-параллельных,
плоскорадиальных) потоков. Понятно, что такая замена вносит определенную погрешность
в результаты расчета, которая однако допустима при недостаточной точности исходной
геолого-промысловой информации.
При решении
задачи таким методом фильтрационные сопротивления в пласте с системой скважин делятся
на внутренние (существующие вблизи скважин при условии ) и внешние, возникающие при движении
нефти и воды между рядами нагнетательных и добывающих скважин (рисунок 2).
Расход
воды , закачиваемой
в одну нагнетательную скважину будет равен:
(1)
Общий
расход воды в нагнетательной скважине , однако будем считать, что влево в
сторону добывающих скважин поступает расход воды . Так как режим жестководонапорный,
значит общий расход воды: .
Фильтрация
воды от ряда нагнетательных скважин до фронта вытеснения нефти водой, отстоящего
на расстоянии , описывается законом Дарси:
. (2)
На участке
вытеснения между рядом добывающих и нагнетательных скважин:
. (3)
Дебит
на добывающей скважине будет равен:
(4)
1 - фронт вытеснения; 2 - контур
вытеснения скважин;
3 - добывающая скважина; 4 - нагнетательная
скважина;
XВ - расстояние
от оси нагнетательной скважины до фронта вытеснения;
l - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами;
σ/π - радиус контура
вытеснения скважины
Рисунок 2 - Модель эквивалентных
фильтрационных течений
3. Расчетная часть
3.1 Расчет технологических показателей разработки однородного
пласта с использованием модели непоршневого вытеснения
Исходные данные:
Нефтяное месторождения площадью нефтеносности решено разрабатывать
с использованием заводнения при однорядной схеме расположения скважин. Элемент однорядной
схемы, содержащий 1 скважину (1/2 добывающей и нагнетательной), имеет ширину - b = 500 м, l = 600 м.
Месторождение вводится в разработку за 2 года. каждый год по 30 элементов. Разрабатываемый пласт
месторождения имеет следующие параметры: толщина пласта h,
пористость m, насыщенность связанной водой , вязкость нефти в пластовых
условиях ,
вязкость воды .
Пласт сравнительно однородный. Установлено, что вытеснение
нефти водой происходит непоршневым способом. Дана зависимость относительных проницаемостей
для нефти и воды. Относительные проницаемости для нефти и воды и , зависящие от водонасыщенности
S, выражаются следующими формулами:
; (5)
при , (6)
при , (7)
При этом , . В пласт с линии
нагнетания закачивается
вода с расходом . Коэффициент охвата пласта заводнением
.
Требуется найти изменение во времени
добычи нефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы
разработки и для месторождения в целом, а так же построить графики: обводненности,
нефтеотдачи, дебита нефти элемента разработки в зависимости от времени () и обводненности,
нефтеотдачи, дебита нефти в целом по месторождению в зависимости от времени () для непоршневого
вытеснения.
Определение численных значений
коэффициентов а и b, входящих в приведенные зависимости и
Значение коэффициента b находим из условия,
что :
; .
Значение коэффициента установим из условия:
;
;
Определим относительные проницаемости
нефти и воды в зависимости от водонасыщенности.
Зададимся значениями от до 1 и произведём
расчеты по формулам (5), (6) и (7), строим график на рисунке 3, данные расчета заносим
в таблицу 1.
При :
Вычисление функций , построение графика функций.
В соответствии с теорией фильтрации
неоднородных жидкостей, распределение водонасыщенности в пласте находят по функции Баклея-Леверетта:
; (8)
Данные записываем в таблицу 1.
Строим график функции зависимости от (Рисунок 4).
Таблица 1 - Данные расчета относительных проницаемостей
и функции
S |
kн (S)
|
kв (S)
|
f (S) |
Δf (S) |
ΔS |
f’ (S) |
0,14 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0,17 |
0,9173 |
0,00001 |
0,00002 |
0,00002 |
0,03 |
0,0007 |
0,2 |
0,8381 |
0,0002 |
0,0004 |
0,00036 |
0,03 |
0,0119 |
0,25 |
0,7141 |
0,0024 |
0,0050 |
0,00462 |
0,05 |
0,0924 |
0,3 |
0,6001 |
0,0107 |
0,0261 |
0,02106 |
0,05 |
0,4213 |
0,35 |
0,4959 |
0,0318 |
0,0877 |
0,06160 |
0,05 |
1,2320 |
0,4 |
0,4017 |
0,0746 |
0,2180 |
0,13031 |
0,05 |
2,6062 |
0,45 |
0,3174 |
0,1508 |
0,4162 |
0, 19823 |
0,05 |
3,9645 |
0,5 |
0,2430 |
0,2744 |
0,6287 |
0,21254 |
0,05 |
4,2507 |
0,55 |
0,1785 |
0,4616 |
0,7950 |
0,16626 |
0,05 |
3,3252 |
0,6 |
0,1240 |
0,7314 |
0,8985 |
0,10346 |
0,05 |
2,0693 |
0,65 |
0,0793 |
0,7701 |
0,9357 |
0,03726 |
0,05 |
0,7453 |
0,7 |
0,0446 |
0,8069 |
0,9644 |
0,02871 |
0,05 |
0,5743 |
0,75 |
0,0198 |
0,8422 |
0,9845 |
0,02010 |
0,05 |
0,4021 |
0,8 |
0,0050 |
0,8760 |
0,9962 |
0,01170 |
0,05 |
0,2340 |
0,85 |
0 |
0,9086 |
1 |
0,00376 |
0,05 |
0,0752 |
0,9 |
- |
0,9401 |
1 |
0 |
0,05 |
0 |
0,95 |
- |
0,9705 |
1 |
0 |
0,05 |
0 |
1 |
- |
1 |
1 |
0 |
0,05 |
0 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|