![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Схематизация контуров нефтеносности
В гидродинамических расчетах, когда из-за простоты часто принимают плоские схемы движения, учитывают некоторый фиктивный расчетный контур нефтеносности. При этом предполагается, что контакт воды и нефти расположен в вертикальной плоскости (точнее в нормальной к поверхности кровли и подошвы). Ошибка в расчетах тем меньше, чем больше угол наклона пласта. Наименьшую ошибку, связанную с указанным предположением, получают при расчетах вытеснения нефти водой или газом, нагнетаемых в ряд скважин, разрезающих нефтяную залежь при внутриконтурном заводнении или при нагнетании газа. Одним из соображений, которое можно положить в основу приближенного определения расчетного контура нефтеносности, можно считать, что содержание воды в продукции скважины после приближения внутреннего контура к скважине зависит от средней высоты поверхности водонефтяного контакта в призабойной зоне. Так как скважины при их обводнении до определенного процентного содержания воды выключают из эксплуатации, то этому проценту воды соответствует некоторое среднее соотношение между мощностью пласта, занятого нефтью, и мощностью, занятой водой (точнее, водой и оставшейся невытесненной нефтью). Упрощая гидродинамические расчеты, в большинстве случаев считают, что перемещение всех точек контуров нефтеносности происходит с одинаковыми скоростями по площади. В этом случае указанное отношение между мощностями нефтяной и водяной зон пласта у скважин к моменту достижения заданного процента воды на начальное положение поверхности водонефтяного раздела, которое для заданного процента обводнения скважины hB можно найти по формуле где k— абсолютная проницаемость пласта; kэф — эффективная проницаемость пласта для воды после вытеснения нефти водой; μ н μ в — вязкость нефти и воды. Определив соотношение hН / hВ, находим по разрезу залежи отметку водонефтяного контакта, соответствующую этому соотношению (рис. VIII.7). По этой отметке проводим расчетный контур нефтеносности. При большом угле падения и небольшой мощности пласта за расчетный контур нефтеносности можно принять средний между внешним и внутренним контурами. Изложенные положения справедливы только в том случае, если расстояния между двумя контурами нефтеносности настолько малы, что не требуется размещение скважин в водонефтяной зоне для ее эксплуатации. При значительной площади этой зоны схема размещения скважин и методы гидродинамических расчетов подлежат специальному исследованию.
|