Использование карт изобар для решения задач контроля и регулирования перемещения контуров нефтеносности

При разработке нефтяных месторождений чрезвычайно важно знать, как перемещаются (стягиваются) контуры нефтеносности.

Регулирование перемещения контура нефтеносности заклю­чается в обеспечении вытеснения нефти по возможности по всему объему продуктивного пласта и тем самым получению максималь­ной нефтеотдачи. Такое регулирование возможно лишь, если имеются четкие представления о действительном характере пере­мещения контуров нефтеносности на различных участках пласта.

В настоящее время известно несколько способов определения скоростей перемещения ВНК. Так, для идеализированных усло­вий разработки имеется ряд аналитических и графоаналитических методов, которые, к сожалению, не всегда можно использовать в реальных условиях. Скорость перемещения отдельных участков контуров нефтеносности в реальных пластах с практически прием­лемой степенью точности можно определить при помощи карт изобар.

Рассмотрим, например, залежь, пластовое давление в которой всюду выше давления насыщения нефти газом. Движение жидко­сти в любой точке пористого пласта подчиняется закону Дарси

(XX.54)

где Vср — скорость фильтрации жидкости в м/с; к — коэффициент проницаемости в м²; р, — вязкость жидкости в пластовых усло­виях в Па* с; dp/dS — градиент давления в рассматриваемой точке в Па/м.

Учитывая, что градиент давления можно приближенно при­нять равным ( — конечный перепад давления на не­большом участке ) и что истинная скорость движения жидкости равна отношению скорости фильтрации к произведению пористости пласта на коэффициент использования пор (V=V_св/μ β), мы можем выражение для определения истинной скорости движения жидкости в любой точке пласта записать в следующем виде

(XX.55)

Из соотношения (XX.55) можно определить истинную ско­рость движения жидкости в любой точке пласта, в том числе и в любой точке контура нефтеносности, если в этой точке из­вестны к, μ, β, m и .

Эти величины могут быть известны заранее. Проницаемость в любой точке пласта можно, например, определить по карте равных проницаемостей, пористость — по карте равных пористостей, вязкость жидкости и коэффициент использования объема пор — лабораторным путем, величину можно установить по карте изобар ( — перепад давления между ближайшими изобарами, расположенными по обе стороны по отношению к рас­сматриваемой точке, — расстояние между этими изобарами по линии тока, проходящей через рассматриваемую точку нормально к изобарам ).

Выбрав на изучае­мом участке внешнего или внут­реннего контура нефтеносности несколько точек, для каждой из них вычисляем истинную скорость движения жидкости, а затем по­строим в определенном масштабе векторы скоростей в этих точках, направление которых должно сов­падать с направлением нормалей к изобарам, и, соединив концы векторов плавной линией, полу­чим эпюру скоростей перемеще­ния точек контура нефтеносности. По такой эпюре можно судить об абсолютной и относительной скоростях перемещения отдель­ных участков контура нефтенос­ности и использовать ее при ре­шении вопроса о регулировании скорости его перемещения. Нап­ример, чтобы обеспечить равно­мерное перемещение внутреннего контура нефтеносности, отборы продукции из скважин, располо­женных вблизи участков с низкой скоростью перемещения контура, следует увеличить и, наоборот, из скважин, расположенных вблизи участков со сравнительно высокой скоростью перемещения контура, сократить.

При помощи изобар, составленных на различные даты, можно приближенно изучить характер стягивания контуров нефтеносно­сти и графически построить положение контура в любой момент времени (рис. XX.3).

Рис. XX.3. Эпюра скоростей пе­ремещения точек контура нефте­носности. 1 — изобары; 2 — линии равных проницаемостей; 4 — соответственно внешний и внутренний контуры нефте­носности; 5 — эпюра скоростей пере­мещения точек внутреннего контура нефтеносности; б — векторы скоростей; 1 — эксплуатационные скважины; 8 — пьезометрические и наблюдательные скважины.

Порядок решения задачи следующий. Начальное положениеконтура нефтеносности в момент t = О известно по данным геологопромысловых исследований. При помощи карты изобар по формуле (XX.55) определяют скорости его перемещения v, а затем положение выбранных точек контура в момент t = t по формуле:

S= V t (XX.56)

где S — расстояние перемещения точек; t — продолжитель­ность перемещения.

Но этим данным наносится новое положение контура на момент t + t = t₁. При помощи карты изобар, построенной на сле­дующий момент времени, определяется положение контура в мо­мент t₁ + t = t₂ и т.п. Таким образом можно определять характер перемещения контура нефтеносности. Уменьшая или увеличивая отборы продукции или количество нагнетаемой воды при законтурном заводнении, можно изменять не только скорость, но и направление перемещения контура.

В достоверности определения нового положения контура нефтеносности можно убедиться при сопоставлении площади, занятой вторгшейся водой, определенной по карте изобар, с той же площадью, полученной при решении уравнения материального баланса для каждого участка.

При использовании метода материального баланса для опре­деления перемещения контуров нефтеносности в неоднородных пластах пласт следует разделить на отдельные участки, в преде­лах которых свойства мало изменяются. Границы же участков рекомендуется выбирать но линиям тока, построенным орто­гонально изобарам.

В условиях жесткого водонапорного режима для каждого участка справедливо уравнение материального баланса

Qн=Qв=∑ q_i (хх.57)

где Qв количество вторгшейся воды в пределах участка; Qн — количество добытой нефти по участку;

q_i — дебит эксплуата­ционной скважины с номером i.

В указанных условиях равенство (ХХ.57) строго выполнимо, так как через границы участков нет притока (границы проведены по линиям тока);

где m — пористость; (β — коэффициент использования объем пор; h_cp — средняя мощность; F — площадь, занятая вторгшейся водой. Отсюда

(ХХ.59)

Метод материального баланса не дает возможности детально пределить положение контура нефтеносности, но позволяет оценить

достоверность определения положения контура нефтеносности по картам изобар.

В полого залегающих пластах необходимо раздельно опре­делять перемещение как внешнего, так и внутреннего контуров нефтеносности.

В заключение отметим, что в условиях реального пласта, характеризующегося наличием нескольких пропластков с раз­личной гидропроводностыо е = kh/μ, особо важно определять скорости перемещения ВНК по отдельным пропласткам. А для определения скоростей перемещения ВНК и регулирования стягивания его необходимы данные о количестве жидкости, поступающей из того или иного прослоя.