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

может оказаться достаточным создание эквивалентной модели пласта, описываемой ниже.

Задаются нлон1,адь зоны перетока Fa. п и мощность перемычки h„. Величина коэффициента у, определяемого по данным разработки месторождения (см. § 6 главы XII), представляется в виде:

ЦатпРат

Из этого выражения определяется необходимая для расчетов величина коэффициента проницаемости слабопроницаемой перемычки, т. е. реальная перемычка заменяется некоторой эквивалентной перемычкой при условии равенства их суммарных фи.чьтрацион-ных сопротивлений.

ГЛАВА Vni

Методы расчета продвижения воды в газовые залежи, приуроченные к единой пластовой водонапорной системе

§ 1. Вводные замечания

Большинство газоносных провинций в Советском Союзе характеризуется приуроченностью к единой водонапорной системе целой группы газовых и газоконденсатных месторождений. Естественно, что разработка таких месторождений сопровождается взаимодействием их между собой. Практика разработки газовых и нефтяных месторождений, приуроченных к единому водонапорному бассейну, часто свидетельствует о значительном влиянии интерференции месторождений на показатели их разработки [3, 45, 83, 88, 95].

Взаимодействие месторождений, особенно если они близко между собой расположены, приводит к более быстрому падению пластового давления, к смещению залежей и расширению неразрабатываемых месторождений. Следствием расширения и смещения залежей могут оказаться перетоки газа из пласта в пласт. По С. Н. Назарову, эффект взаимодействия месторождений может привести к ретроградной конденсации (в газоконденсатных месторождениях), выпадению парафина и асфальто-смолистых веществ, сокращению периодов бескомпрессорной и фонтанной эксплуатации скважин и т. д. (в нефтяных месторождениях).

Если сложность задач о продвижении воды в отдельную газовую залежь не позволяет находить точное решение, то возникающие трудности усугубляются нри исследовании продвижения воды в группу взаимодействующих в процессе разработки газовых месторождений.

Впервые вопросы разработки группы газовых месторождений, приуроченных к единой водонапорной системе, исследованы Б. Б. Лапуком, В. П. Савченко и В. А. Евдокимовой (1952 г.). На основе использования для укрупненных скважин формул из работы [82] и метода последовательных приближений ими рассмотрены вопросы взаимодействия газовых месторождений (укрупненных скважин), приуроченных к водоносному пласту круговой формы с неизменными по площади коллекторскими свойствами. Предложен также приближенный способ учета изменения упругих свойств пластовой водонапорной системы при содержании в законтурной воде растворенного газа.

в работе [951 предложен приближенный (вследствие схематизации задачи) метод расчета взаимодействия нефтяных месторождений, а в работе [86] этот метод распространен на расчеты вторжения воды в газовые залежи с учетом их взаимодействия. Согласно принципу суперпозиции, в работах [86, 951 падение давления, например, в каждом из двух взаимодействующих газовых (нефтяных) месторождений, приравнивается сумме падений давления, вызванных разработкой данного месторождения и интерферируемого. Подобный подход используется и в ряде других исследований (И. Д. Амелин, С. С. Гацулаев, Т. А. Глебова, П. Т. Шмыгля).

Сложность исследования процесса продвижения воды в группу взаимодействующих месторождений, при прочих равных условиях, определяется следующим обстоятельством. Падение давления в данном месторождении определяется не только темпом его разработки, но и темном падения давления (поступлением воды) в соседнем месторождении. В свою очередь темны падения давления в соседних месторождениях зависят от продвижения воды и изменения во времени пластового давления в данном месторождении.

Сказанное предопределило приближенный характер предшествующих исследований. В них принимается водоносный пласт за однородный но коллекторским свойствам. Газовые залежи представляются в виде укрупненных скважин с одинаковым вдоль периметра забойным давлением и т. д.

Использование же ЭВМ или электрических моделей позволяет учесть произвольность конфигурации месторождений и границ водоносного пласта, неоднородность водоносного пласта по тектоническому строению и коллекторским свойствам, наличие естественного фильтрационного потока воды и другие факторы. Методики соответствующих расчетов излагаются в последующих параграфах данной главы.

Как и в предыдущих параграфах, решение задачи об интерференции группы месторождений сводится к определению зависимостей изменения во времени среднего пластового давления в отдельных залежах. Тогда другие показатели разработки отдельных месторождений определяются с учетом отмечавшихся ранее особенностей соответствующих расчетов.

§ 2. Методика расчета на электрической модели продвижения воды в группу газовых залежей, приуроченных к единой водонапорной системе

Формулы теории упругого режима и метод суперпозиции для расчета продвижения воды в газовые залежи могут быть использованы лишь при оценочных расчетах в связи с характером применяемых и отмеченных допущений.

Если имеется достаточная и достоверная информация о водоносном пласте, то расчеты продвижения воды в группу взаимодей-