Последовательность приближенных гидродинамических расчетов

В § 3 настоящей главы предложен приближенный метод расче­тов технологических показателей разработки с учетом интерфе­ренции скважин при режиме растворенного газа. Метод предпола­гает сведение системы нелинейных дифференциальных уравнений, описывающих процесс нестационарной фильтрации газированной нефти в пористой среде, к одному линейному уравнению типа теплопроводности, которое обычно применяют для характеристики процесса фильтрации при упругом режиме.

При этом вводятся понятия об эквиваленте упругости (сжима­емости) * (р) и пьезопроводности * (р) газонефтяной смеси и пласта, а принципы гидродинамических расчетов при режиме растворенного газа по существу сводятся к принципам расчетов при упругом режиме фильтрации.

Таким образом, при режиме растворенного газа, так же как и при упругом режиме, можно определить технологические пока­затели разработки с учетом интерференции скважин, темпов и последовательности ввода их в эксплуатацию, используя прин­цип суперпозиции источников — стоков и метод смены стационар­ных состояний, шаг за шагом, в определенных интервалах измене­ния пластового давления во времени, в пределах которых пьезопроводность газированной нефти можно принять постоянной ( * = const). В соответствии с изложенным предлагается следу­ющая' последовательность решения задачи по определению тех­нологических показателей разработки залежи нефти с учетом интерференции скважин и темпов их ввода в эксплуатацию при режиме растворенного газа.

Рассматривается однородный по проницаемости и мощности бесконечный пласт. Известны свойства пласта и зависимости свойств пластовых газожидкостных смесей от давления . Начальное пластовое давление равно давлению насыщения. Заданы в общем случае неравномерное размещение скважин с постоянными, но различными дебитами q_{Н i}; темп и по­следовательность ввода их в эксплуатацию. В случае замкнутой, ограниченной залежи нефти (выклинивание, литологические за­мещения, дизъюнктивные нарушения) скважины (источники) ото­бражаются относительно границ непрерывности пласта, и пласто­вая система приводится к бесконечной.

Определить изменение давления в любой точке залежи (р_М), в том числе и на забоях скважин (р_{с i}), среднее давление в пределах объема пласта, приходящегося на каждую скважину p_i (t), до­бычу нефти Q_H (t) и нефтеотдачу залежи (t) с учетом интерфе­ренции скважин при различных темпах ввода их в эксплуатацию на период максимально допустимого снижения пластового давле­ния в критической области пласта и за весь срок разработки за­лежи в целом.

Поставленная задача общая как для режима растворенного газа, так и для упругого режима. В частном случае при постоян­ной пьезопроводности пласта ( * = const), не зависящей от да­вления, получим известную постановку задачи по определению технологических показателей разработки при заданных дебитах скважин в условиях упругого режима.

При режиме растворенного газа она более общая, но и более сложная, и решается с большим числом допущений, нежели при упругом режиме, в следующей последовательности:

1. При известных характеристиках свойств нефти от давления определяют зависимость изменения нефтенасыщенности s от да­вления .

2. Определяют зависимость фазовой проницаемости от нефтенасыщенности к_н(s) и строят зависимость , где

3. Путем дифференцирования зависимостей объемного коэф­фициента пластовой нефти от давления (р) определяют зависи­мость эквивалента упругости (сжимаемости) газонефтяной смеси от давления * = * (р).

4. Определяют зависимость пьезопроводности пласта, насы­щенного газированной нефтью от давления * = * (р):

5. Используя метод смены стационарных состояний для интервалов времени _i, в пределах которых пьезопроводность
* можно принять постоянной по принципу суперпозиции дебитов
скважин и их отображений, рассчитывают распределение разно­сти функций С. А. Христиановича в любой точке
пласта, в том числе и на забое скважины:

Здесь п — число скважин и их отображений относительно границ залежи.

Таким образом, получают зависимость разности функций Христиановича = f (t), а следовательно, с учетом соотношения

и перепады давления . Затем определяют изменение среднего давления во времени в пределах объема пласта, приходящегося на каждую скважину, а следовательно, и средневзвешенного давления по залежи в целом:

6. Путем суммирования дебитов по скважинам с учетом темпов ввода их в эксплуатацию определяется накопленная добыча нефти к заданному моменту времени, например к моменту (Т) снижения пластового давления до критического в центральных элементах залежи

7. Нефтеотдача отдельных элементов (в пределах объемов, приходящихся на скважину) и по залежи в целом определяется из условия материального баланса:

8. После снижения давления до критического значения в отдельных элементах скважин они отключаются. Вновь выполняют расчеты изменения давления по пласту, определяют общий срок разработки залежи нефти и конечной нефтеотдачи.

Максимальное значение нефтеотдачи определяется зависимостью р = р (s) для единственной скважины или группы скважин, эксплуатирующихся независимо в бесконечном пласте.