Прогнозирование показателей разработки Копей-Кубовского нефтяного месторождения

В качестве характеристики процесса обводнения автор не использует величину относительной вязкости нефти μ0, хотя по данным большого числа работ ему уделяется главное внимание.

Метод Шауэра. Метод основывается на фактических показателях пяти реализованных систем заводнения. Был построен график зависимости заполнения газового объема пласта от коэффициентов Лоренца, т.е. для месторождения

с высокой неоднородностью начало увеличения добычи нефти в результате закачки происходит при меньшем проценте заполнения объема нагнетаемой воды. По данным истории разработки были также получены кривые, показывающие снижение приемистости [4].

2.3 Методики расчёта технологических показателей разработки нефтяных месторождений с применением заводнения (метод М.М. Саттарова)

При изучении процесса вытеснения нефти водой сначала считали, что характер этого процесса поршневой. Так появилась модель поршневого вытеснения нефти из пласта. Однако стало ясно, что эта модель, если её рассматривать в сочетании с моделью однородного пласта, слишком упрощённо отражает реальную картину разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения. В предположении, что пласт однороден, при использовании такой модели приходим к выводу, что разработка месторождения может осуществляться полностью без воды. Этот вывод в корне противоречит фактическим данным, согласно которым на всех месторождениях, разрабатываемых с заводнением, существует длительный период водной эксплуатации. Чтобы учесть добычу обводнённой продукции, нефтяная наука пошла двумя путями.

Первый путь заключался в том, что пласт представили сложенным из пропластков различной проницаемости. Уже сочетание модели процесса поршневого вытеснения водой с моделью слоисто-неоднородного пласта, особенно с учётом вероятностно – статистического распределения пропластков по абсолютной проницаемости, позволяло учесть добычу обводнённой продукции.

Второй путь заключался в том, что была создана модель непоршневого вытеснения нефти водой или двухфазной фильтрации. Эта модель, начало которой было положено американскими исследователями Бакли и Лавереттом, послужила основой многих методик расчётов разработки нефтяных пластов с учётом совместной фильтрации нефти и воды. Учёт непоршневого характера вытеснения нефти водой привёл к необходимости использования относительных проницаемостей, которые, естественно, неодинаковы для различных пластов.

Целый ряд методик, основанных на моделях поршневого или непоршневого вытеснения в сочетании с моделью слоисто-неоднородного пласта, был предложен многими авторами: методики Гипровостокнефти, СибНИИНП, БашНИПИнефти, УНИ (метод Коробова К.Я.), ВНИИ-1, метод Саттарова, методы Максимова, Сазонова, Токарева и др.

Рассмотрим сущность методики Саттарова и произведём расчёт показателей разработки Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения по методу Саттарова.

Данный метод основан на теории поршневого вытеснения, учитывает объёмную неоднородность пластов [5].

Все пласты неоднородны по проницаемости. Если рассматривать проницаемость как случайную величину, то для расчёта процесса обводнения можно использовать теорию вероятности. Знать проницаемость в каждой точке, мы не имеем возможности, но мы можем найти закон распределения проницаемости по объёму пласта. Саттаров предложил заменить реальный пласт моделью, состоящей из трубок тока различной проницаемости. Изменение проницаемости трубок подчиняется закону распределения Саттарова. Проницаемость каждой трубки тока постоянны по её длине. Трубки отделены друг от друга перегородками бесконечно малой толщины, следовательно перетоков между трубками тока нет. Вытеснение поршневое, скорость вытеснения нефти водой пропорциональна проницаемости трубок тока.

Допустим, в какой-то момент времени t по какой-то трубке тока с проницаемостью Кm в скважину подошла вода. По всем трубкам, у которых КKm поступает вода, у которых К<Кm поступает нефть.

Количество нефти и воды поступающей в момент времени t в галерею определяются по следующим формулам:

, (1)

, (2)

где КН и КВ – средние абсолютные проницаемости трубок тока, по которым поступает нефть или вода.

Количество жидкости определим как сумму нефти и воды:

qЖ=qН+qВ, (3)

Долю нефти найдём как отношение количества нефти к количеству жидкости:

fн=qн/qж, (4)

Подставив значения, в конечном итоге получим:

, (5)

где – подвижность воды.

Зная долю нефти, мы можем найти долю воды:

, (6)

Средняя проницаемость трубок тока, по которым поступает вода в данный момент времени изменяется от бесконечности до Кm, по которым поступает нефть средняя проницаемость изменяется от Кm до 0. Проницаемости трубок тока как нефтяной так и обводнённой части изменяются согласно закону Саттарова:

(7)

, (8)

, (9)

Подставив 7 в 8 и 9 и интегрируя полученные выражения по частям, получим:

, (10)

где ,

(11)

Таким образом, мы можем вычислить для любого значения проницаемости количество поступающей нефти и воды, а следовательно долю нефти и воды в добываемой продукции.

В дальнейшем необходимо увязать обводнённость продукции со временем, найти связь между Кm и t. Пользоваться временем в явном виде для расчёта показателей разработки достаточно неудобно, для упрощения расчётов и увязывания времени непосредственно с показателями разработки введём понятие безразмерного времени:

, (12)

где Vзап.акт.=- активные запасы; Qж(t) – годовая добыча жидкости.

Годовая добыча равна сумме годовых объемов добычи нефти и воды:

;

Найдем безразмерное время, подставив в (12) последнее выражение:

, (13)

Как видно из формул 5 и 13 как fН так и τ зависят от параметра Km, поэтому должна существовать связь и между fН и τ. Типичный график зависимости представлен на рисунке 2.1.

 Скачать реферат