Особенности разработки залежи с нефтяной оторочкой

Рациональную систему разработки залежи с нефтяной ото­рочкой можно выбрать только на основании результатов комплекс­ного изучения геологических особенностей залежи, оценки техно­логических показателей и экономического анализа с учетом потребности в нефти и газе данного района. При этом сначала определяют потери нефти при неограниченном отборе газа из га­зовой шапки с учетом того, что давления в нефтяной оторочке и газовой шапке, очевидно, будут различными.

Примем начальное пластовое давление, равное давлению насыщения, что характерно для нефтегазовых залежей.

Количество воды, вторгшейся в залежь:

где ; ; R_Н — начальное положение водонефтяного контакта; s_cp — средняя нефтенасыщенность в зоне фильтрации водонефтяной смеси.

После дифференцирования (XV.34) получим

Расход вторгшейся в залежь воды с учетом образования двух­фазного потока в зоне вытеснения нефти водой

Если проницаемость законтурной области отличается от про­ницаемости продуктивной части пласта, то расход воды, вторгшейся в залежь,

В формулах (XV.36) и (XV.37) приняты обозначения: f (s_cp) — фильтрационные сопротивления в водонефтяной зоне; и — табличные коэффициенты; — безразмер­ное время; п — индекс времени (0, 1, 2,...); — коэффициент пьезопроводности; — проницаемость законтурной области; t — время разработки залежи.

Уравнения материального баланса для нефти и газа:

где — начальная нефтенасыщенность нефтяной части залежи; — текущая средняя нефтенасыщенность нефтяной части залежи; — текущее среднее давление в нефтяной части залежи; — текущее среднее давление в газовой шапке; S₁ (р) — раствори­мость газа в нефти; F_r (s_Н) — фазовая проницаемость для газа; F_Н (s_Н) ^— фазовая проницаемость для нефти.

После дифференцирования балансовых соотношений (XV.38) и (XV.39), пренебрежения вязкостью газа в газовой шапке и ряда преобразований получим

Количество газа, содержащегося в газовой шапке с учетом проникновения его из нефтяной части:

В дифференциальной форме это уравнение имеет вид:

где Q_Г — дебит газа из газовой шапки.

Кроме того, при перемещении границы раздела нефтяной оторочки и газовой шапки можно записать:

где Q_Н -мгновенный расход нефти через газонефтяной контакт. Система обыкновенных дифференциальных уравнений (XV.35), (XV.40), (XV.42), (XV.43) замкнутая и может быть решена одним из методов численного интегрирования с применением ЭВМ.

Заменяя в указанной системе поровые объемы через соответ­ствующие радиусы, окончательно получим:

Расход нефти через газонефтяной контакт определим по фор­муле

или в соответствии с системой (XIV.57) и (XIV.58):

Для определения нефтенасыщенности на газонефтяном кон­такте воспользуемся условием равенства газового фактора по линии тока, откуда

где

Найденное по формуле (XV.50) значение G (s_Н) позволяет при помощи таблиц или графиков определить нефтенасыщенность па газонефтяном контуре.

Следует напомнить, что в рассмотренном случае нефть из ото­рочки не отбирается. В связи с этим дебит нефти и газовый фактор в задаче условные величины. Вместе с тем эти величины отражают динамику процесса в нефтяной оторочке. В честности, по ним можно судить о влиянии выделения растворенного газа в оторочке на количество нефти, уходящей в газовую шапку при неограничен­ном отборе газа из залежи.

Допустим теперь, что наряду с отбором газа из газовой шапки из оторочки извлекается нефть. В этом случае необходимо изу­чить два этапа разработки залежи. Первый характеризуется тем, что давление на линии отбора меньше, чем в газовой шапке, и, следовательно, нефть с одной стороны будет вытесняться газом газовой шапки, а с другой — водой законтурной области.

Второй этап характеризуется тем, что давление на линии отбора больше, чем в газовой шапке. В этом случае в нефтяной оторочке устанавливается общий поток газированной нефти к га­зовой шапке. Время перехода от первого этапа ко второму зависит прежде всего от первоначальных запасов нефти и газа, соотноше­ния отборов нефти и газа, от характеристики законтурной области, а также от ряда других факторов.

На первом этапе дебит нефти на линии отбора складывается ив притока нефти со стороны водоносной области (ниже обозна­чается индексом 1) и притока нефти со стороны газовой шапки (ниже обозначается индексом 2), т. е. Q_Н = Q_Н1 + Q_Н2.

Допустим, что линия отбора нефти расположена на расстоя­нии от центра залежи. Тогда балансовые соотношения для воды, нефти и газа в первой области запишутся в следующем виде:

Аналогично для балансовых соотношений во второй области:

где Q_Г — суммарное количество отбираемого газа из газовой шапки; _c — объем нефтяной части пласта, находящейся внутри линии отбора; остальные обозначения прежние.

Приняв р_Г = , после дифференцирования и ряда преобразо­ваний получим следующую систему обыкновенных дифферен­циальных уравнений:

Дебит нефти в этих формулах определяется по уравнениям (XV.49) при соответствующих каждой области параметрах. Следует учитывать, что .

Таким образом, формула для определения дебита нефти при заданном давлении на линии отбора (или давлении на линии отбора при заданном отборе) будет иметь вид:

Для условий второго этапа (давление в газовой шапке ниже давления на линии отбора) расчеты можно производить по пре­образованной с учетом отбора нефти из оторочки системе уравне­ний (XV.43)—(XV.47). Указанная система уравнений будет иметь вид:

При решении задачи было принято поршневое вытеснение газированной нефти газом, которое в качестве первого приближе­ния оправдано, во-первых, тем, что при реальных соотношениях существующих отборов газа и нефти быстро наступит второй этап разработки, когда газированная нефть будет вторгаться в газо­вую шапку. С точки зрения оценки потерь нефти именно последний процесс играет существенную роль. Что касается вытеснения га­зированной нефтью газа, то в этом случае принимается схема поршневого вытеснения с учетом проникновения газа в газовую шапку, и, во-вторых, отсутствием достаточного количества экспе­риментальных данных для составления математической модели вытеснения газированной нефти газом. Накопление этого мате­риала позволит внести уточнения в полученное аналитическое решение.

Определив потери нефти при любом суммарном отборе газа из газовой шапки, можно оценить экономические показатели раз­работки залежи с оторочкой.