![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Приближенный метод учета интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию при разработке неоднородных пластов
Ряд незначительных по запасам нефтяных месторождений СССР разрабатывают при режиме растворенного газа. Большинство месторождений США в основной период разработки эксплуатируют при естественных режимах истощения и, в частности, при режиме растворенного газа, и лишь на поздних стадиях разработки с поддержанием давления. Одной из актуальнейших задач при проектировании и разработке нефтяных месторождений является задача установления целесообразного времени начала разработки с применением систем воздействия и, в частности, заводнения. Для решения указанных задач необходимо выполнить гидродинамические расчеты изменения технологических показателей разработки залежи нефти при режиме растворенного газа. До настоящего времени эти гидродинамические расчеты выполняют для идеализированных условий равномерного размещения и одновременно ввода всех скважин в эксплуатацию. При этом расчеты проводят лишь для одной скважины, а показатели разработки залежи нефти в целом получают путем суммирования пропорционально числу скважин без учета влияния интерференции и темпов ввода их в эксплуатацию. Из практики разработки месторождений нефти известно, что в первые годы их эксплуатации пользуются разведочными скважинами, расположенными по неравномерной сетке, и в последующем разбуривают по той или иной системе размещения скважин в соответствии с комплексной схемой разработки в течение 3— 5 лет. Неучет интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию существенно влияет на проектные технико-экономические показатели разработки. Особенно влияние этих факторов велико на нефтеотдачу при разработке месторождений нефти в условиях режима растворенного газа. Действительно, за период ввода новых скважин в эксплуатацию (в зависимости от темпов ввода) свойства газированной нефти могут значительно измениться Обычно нефтеотдачу и при режиме растворенного газа определяют лишь по зависимости давления от нефтенасыщенности p=p (s): где p и s — функции времени (t). Зависимость же р = р (s) определяется, в основном, по изменению свойств газонасыщенной жидкости, газового фактора и фазовых проницаемостей от давления. Таким образом, нефтеотдача где VГ зап — запасы. Определим последовательность приближенных гидродинамических расчетов нефтеотдачи и других показателей разработки с учетом интерференции скважин и темпов ввода их в эксплуатацию при режиме растворенного газа. Результаты решения задачи проиллюстрируем на примере гипотетической залежи нефти.
|