Анализ результатов расчетов

Проиллюстрируем изложенную методику на примере гипотетической залежи нефти.

Залежь нефти замкнутая, со средними значениями эффективной нефтенасыщенности мощности h = 40 м, проницаемости к = = 0, 925 мкм² и пористости m = 0, 2. Начальное пластовое давление равно давлению насыщения р₀ =р_Н = 97 • 10⁵ Па (97 кгс/см²). Начальный газовый фактор Г₀ = 59 м³/м³. Зависимости свойств пластовой нефти от давления по данным исследований PVT [ (р), (р) и N (р)]приведены на рис. XIII.8. Абсолютная вязкость газа = 0, 015 сП. Геологические запасы нефти V_ЗГ =22, 85 млн. м³. На залежи размещено 12 эксплуатационных скважин по равно­мерной квадратной сетке (600 X 600).

Дебит скважины постоянен и равен q_H = 36, 7 м³/сут. Для оценки влияния интерференции скважин и темпов их ввода в экс­плуатацию гидродинамические расчеты технологических показателей выполнены для следующих четырех вариантов разработки залежи:

I вариант предусматривает мгновенный (одновременный) ввод
всех скважин в эксплуатацию ( = 0 — время ввода) предельный,
идеализированный вариант по темпу ввода.

II вариант предусматривает ввод скважин в эксплуатацию
в течение 4 лет ( = 4 года).

III вариант предусматривает ввод скважин в эксплуатацию
в течение 10 лет ( = 10 лет).

В гидродинамических расчетах по I, II и III-ему вариантам учитывается интерференция скважины.

IV вариант предусматривает независимую работу элементов
скважин без учета их интерференции. Гидродинамические расчеты
в этом случае выполняются для одного элемента и результаты
распространяются на залежь в целом путем суммирования но
числу элементов (скважин).

Гидродинамические расчеты по I—III вариантам выполнены но изложенной методике, а для IV-гo варианта — по методике ВНИИ. Результаты расчетов, выполненных в изложенной после­довательности (шаги 1—7), приведены на рис. XIII.10 и XIII.11 и в табл. ХШ.3.

1. Зависимость p(s) рассчитана по методике расчетов процесса истощения залежи при режиме растворенного газа (методика Л. А. Зиновьевой) (шаг 1) и приведена на рис. XIII.11.

2. Зависимость фазовой проницаемости от насыщенности k_H(s) рассчитана по [11], после чего построена зависимость 1/ = Ф (р) (шаг 2).

3. В соответствии с § 3 дайной главы рассчитаны и приведены на рис. XIII.9 зависимости эквивалента упругости (сжимаемости)

Рис. XIII.10. Зависи­мости показателей раз­работки во времени за­лежи нефти при режиме растворенного газа:

и для вариан­тов 1, 2, 3 и 4 ее разработки соответственно

Рис. ХШ.11. За­висимости нефтенасыщенности от давления, времени и нефтеотдачи для

вариантов 1—4 разработки зале­жей нефти при ре­жиме растворен­ного газа

и пьезопроводности газонефтяной смеси от давления и (шаги 3 и 4).

4. Результаты расчетов изменения пластового давления, до­бычи нефти и нефтеотдачи во времени (шаги 5, 6 и 7) приведены на рис. XIII.10 и XIII.11 и в табл. ХШ.З.

Из анализа этих исследований следует, что неучет интерферен­ции и темпов ввода скважин в эксплуатацию в гидродинамиче­ских расчетах процесса истощения залежи нефти при режиме растворенного газа существенно сказывается па результатах оценки технологических показателей ее разработки и в особенно­сти нефтеотдачи.

Неучет интерференции скважин в гидродинамических расчетах приводит к резкому отличию в темпах изменения пластового да­вления и времени снижения давления до критического, при кото­ром скважины, выбывают из эксплуатации.

Так, например, при мгновенном вводе скважин в эксплуата­цию и учете интерференции скважин (вариант I) пластовое давле­ние резко снижается до критического по сравнению с вариантом расчетов без учета интерференции скважин (вариант IV); срок

разработки залежи нефти по варианту IV в б раз продолжитель­нее, чем в I варианте: 18 лет и 2, 9 года соответственно. Из этих же графиков и таблицы следует, что в зависимости от темпов ввода скважин в эксплуатацию сроки разработки по варианту IV в 1, 7, 4 и 6 раз выше, а накопленная добыча нефти и нефтеотдача в 3, 4; 6 и 6, 5 раза выше по сравнению с результатами расчетов, учитывающих интерференцию скважин в процессе ввода их в экс­плуатацию. Из анализа выполненных исследований следует, что результаты гидродинамических расчетов технологических пока­зателей при режиме растворенного газа с учетом реальных усло­вий интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию (ва­рианты I—III) приближаются к результатам расчетов по варианту IV по мере снижения темпов ввода скважин в эксплуатацию. Результаты расчетов по варианту IV будут совпадать с результа­тами расчетов с учетом интерференции скважин лишь при не­реально медленных темпах ввода скважин в эксплуатацию — = пТ (по накопленной добыче нефти и нефтеотдаче, а добыча нефти но залежи при этом будет равна дебиту одной скважины). Другими словами, чем медленнее темп ввода скважин, тем выше нефтеотдача к моменту выключения скважин из эксплуатации при режиме растворенного газа.

На рис. XIII.11 приведены результаты расчетов зависимостей изменении нефтенасыщенности s (t) и нефтеотдачи во времени * () для одного элемента (объема залежи, приходящегося на одну скважину), рассчитанной по методике Л. А. Зиновьевой, и результаты расчетов изменения нефтеотдачи во времени (t) по предлагаемой методике с учетом интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию s (t). На этом же рисунке приведены зависимости нефтеотдачи во времени по залежи в целом. Резуль­таты этих исследований иллюстрируют положение о том, что зависимость нефтеотдачи от пластового давления не однозначна, а зависит от темпов отбора, темпов ввода и интерференции сква­жин. Так, например, при р= 8, 4 кгс/см² (s = 0, 815) вне зависи­мости от темпов ввода достигается максимальная нефтеотдача * = 12, 5%. Однако это давление установится в различные сроки от 2, 9 до 18 лет, и фактическая нефтеотдача для одного элемента составляет 2, 1—7, 4% и достигает максимума в 12, 5% лишь при = 216 лет.

Таким образом, одному и тому же значению р = р (s), напри­мер р = 8, 4 кгс/см² и s = 0, 815, соответствует несколько значе­ний s(t) и нефтеотдачи (t): 2, 1%, 3, 2%, 7, 4% и 12, 5% в зави­симости от темпов отбора и ввода скважин в эксплуатацию, а не одно значение * = 12, 5%, как это следует из расчетов по мето­дике Л. А. Зиновьевой.

Кроме темпов отбора нефти, конечная нефтеотдача при режиме растворенного газа зависит также от геолого-промысловой харак­теристики залежи нефти и от параметров пласта (проницаемости, мощности и др.). Расчеты же нефтеотдачи по зависимости р = р (s) не достаточно полно учитывают эти реальные геолого-промысло­вые характеристики залежей нефти.