Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 [ 114 ] 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

При вычисленных значениях (9), (10) и (И) из формулы (4) на различные даты определяется параметр у. Затем вычисляется осред-ненное значение у, которое и используется в прогнозных расчетах.

Перейдем к примеру определения запасов газа и интегрального фильтрационного параметра v для зоны газодинамической связи меясду пластами месторождения, для которого исходные данные описаны в § 5 главы VII. Показатели восьмилетней разработки рассматриваемого месторождения приведены в табл. 28 и на рис. 71.

Таблица 28

Показатели разработки месторождения С

Результаты, представленные в табл. 28, пересчитаны для графической интерпретации и приведены в табл. 29.

Таблица 29

Пересчет исходных данных для подсчета запасов газа в горизонтах несторожденля С

Показатели

Годы разработки

4-, КГС/СМ2

z(Pl)

КГС/СМ2

Z (Рг)

Рн Zh

А В

Р2 (О

Z (Рз)

Z (Pl)

С = ((?доб1-Ь<?добг) ат

По данным табл. 29 построен рис. 103, из которого видно, что айн! = = 1,1 • 10» м», агйнз = Юм». Найденная величина интегрального параметра у

Д • см

перемычки равняется 0,33 • 10*-у- -;-гг. Полученные данные о запасах

спз • (кгс/см*}

пластов и величине v использованы в описанных прогнозных расчетах (см. § 5 главы VII).

§ 7. Уточнение параметров водоносного пласта по данным разработки группы взаимодействующих месторождений

Использование карты гидроизопьез, как уже отмечалось в § 2 главы IX, позволяет уточнить фильтрационные сопротивления и особенности строения водонапорного бассейна в региональном масштабе.

Процесс разработки месторождений природных газов характеризуется избирательным продвижением воды но отдельным пропласткам, пачкам и пластам, неполным вытеснением газа водой и т. д. Это приводит к тому, что фильтрационные сопротивления вблизи контакта газ-вода (в обводняемой области) имеют большую величину, чем при однофазной фильтрации и вытеснении газа водой по всей газонасыщенной мощности. На фильтрационные сопротивления вблизи контакта газ-вода может влиять нефтяная оторочка (даже непромышленного значения).

При разработке нефтяных месторождений фильтрационные сопротивления ухудшаются также вблизи контакта нефть-вода. Рассмотрение нефтяной залежи в виде укрупненной скважины и применение формул теории упругого режима позволяют по известному закону изменения пластового давления и отборам из залежи во времени уточнить фильтрационное сопротивление (А. П. Крылов), фильтрационное сопротивление и коэффициент пьезопроводности пласта в законтурной области (В. С. Орлов). Расчеты показывают, что гидропроводность законтурной области часто бывает занижена (ухудшена) по сравнению с проводимостью в нефтяной залежи. При электромоделировании процесса разработки группы из четырех нефтяных месторождений Саудовской Аравии, приуроченных к единой пластовой водонапорной системе, для получения совпадения данных разработки, определенных на интеграторе, с фактическими данными пришлось ухудшить фильтрационные сопротивления вдоль всех месторождений (В. Вахл и др.). Авторы затем связывали ухудшение фильтрационных сопротивлений с окислением нефти и отложением в перовых каналах продуктов их окисления. Этот факт был установлен по данным лабораторных анализов кернов, отобранных из приконтурных скважин.

Так как показатели разработки эксплуатируемых месторождений зависят от параметров коллекторов водоносного пласта и на контакте газ-вода, эти показатели следует использовать для оценки возможных ухудшений фильтрационных сопротивлений в приконтурной зоне [3].

Процесс неустановившейся фильтрации воды в пласте относительно приведенного давления описывается следующим дифференциальным уравнением параболического типа:

д г к{х, y)h(x, у) dp*-i . д Г к{х, y)h(x, у)

М {X, у) дх jT ду I ц (X, у) ду J

= [т (х, у) Рж У) + Рс (х, у)\ h {X, у) . (1)

При уточнении параметров водоносного пласта по данным разработки эксплуатируемых месторождений приходится решать дифференциальное уравнение (1) нри следующих начальном и граничных условиях.

Если в водоносном бассейне имеется естественный фильтрационный ноток воды, то в качестве начального условия задается распределение давления в пласте, приведенное к тому уровню, на котором отыскивается решение уравнения (1):

f = 0, р*=р*{х, у). (2)

На контурах областей питания и разгрузки задаются величины напоров (давлений), пересчитанные соответственно уровню приведения:

Р*{х, У) = Рп, (х, у)еГп (3)

р*(, у)=рр, (х, у)ег,. (4)

Вдоль областей выклинивания коллекторов водонапорной системы и вдоль фильтрационных экранов (неразрабатываемые месторождения и непроницаемые тектонические нарушения) необходимо задавать условие непроницаемости

= 0. (5,

Задание граничных условий вдоль разрабатываемых месторождений основывается на использовании уравнения материального баланса для водонапорного режима, из которого имеем

/ p„aQ„ N

(?з(0 = аЙ„-(-Ра.доб Wj -f (6)

Зная начальные запасы газа в пласте и подставляя в (6) промысловые данные о Qe (О и Р (О на соответствующие даты, вычисляем зависимость изменения во времени суммарного объема поступающей в залежь воды

Qs = QAt). (7)

По найденной зависимости (7) определяем изменение во времени дебита поступающей в залежь воды

9в = дв(0. (8)

Вычисленные зависимости (8) для каждого месторождения задаются в качестве граничных условий на контурах газоносности.