 |
|
ДВИЖЕНИЕ И РАВНОВЕСИЕ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ДВУХ ЖИДКОСТЕЙ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ В УСТАНОВЛЕНИИ РАЦИОНАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
ВВЕДЕНИЕ
Рациональная система разработки соответствует следующему критерию:
– обеспечение минимальных издержек на единицу добываемой углеводородной продукции при возможно более полном использовании промышленных запасов углеводородов в залежи
При установления рациональной системы необходимо разрешить следующие вопросы:
1) следует линагнетать в пласт воду или газ, чтобы полнее, в более короткий срок и с меньшими издержками извлечь из пласта промышленные запасы нефти;
2) какой должна быть схема расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин;
3) какое нужно число эксплуатационных и нагнетательных скважин икаковы должны быть режимы их работы;
4) каким должен быть порядок разбуривания залежи.
Поставленная задача не может быть решена непосредственно, т.е. не существует метода решения, который прямо бы давал ответ, что при заданной добыче (по залежи) или при заданных ресурсах наименьшие затраты (по месторождению или району) на единицу добытой продукции будут достигнуты при таком-то числе скважин, расположенных по такой-то схеме и т. д. Поэтому задачу приходится решать путем подбора такого варианта системы разработки, который отвечал бы поставленным ранее требованиям рациональной системы разработки.
Исходя из этого, решение задачи установления рациональной системы разработки следует разбить на следующие последовательно прорабатываемые вопросы:
а) определение исходных физико-геологических данных;
б) установление геолого-технических показателей при той или иной системе разработки пласта;
в) оценка экономической эффективности различных вариантов разработки;
г) на основе сопоставления геолого-технических и экономических показателей проведение выбора рационального варианта разработки.
Определять геолого-технические показатели разработки (дебиты нефти и газа, изменение их во времени, срок эксплуатации скважин и т. д.) можно различными методами. До последнего времени пользовались исключительно так называемыми геологическими методами.
Определение геолого-технических показателей разработки геологическими методами основано на статистическом изучении поведения пласта и скважин при их эксплуатации по данным ранее пробуренных и уже эксплуатирующихся скважин.
Геолого-технические показатели, установленные статистическими методами, представляют собою непосредственные зависимости изменения дебитов и давлений от степени уплотнения скважин, от разновременного ввода скважин в эксплуатацию, от числа скважин и т. д. Полученные зависимости в виде графиков или уравнений, хотя и отображают физические явления, происходящие в пласте при изучаемых условиях эксплуатации, все же имеют чисто эмпирический характер и потому не могут быть экстраполированы. Для того чтобы располагать надежной зависимостью изменения величин дебитов или давлений, нужно проведение наблюдений по значительному количеству пробуренных скважин и притом в течение сравнительно длительного времени их эксплуатации. Таким образом, зависимости, полученные статистическими методами, не могут быть использованы для своевременного проектирования разработки пласта.
В пластах с напорными режимами изменение дебитов скважин и давлений, кроме всего прочего, зависит от положения скважин относительно друг друга и относительно водонефтяного и газонефтяного контактов. Поэтому полученные статистические зависимости могут быть распространены лишь для той схемы расположения скважин, которая фактически уже осуществлена. Наконец, изменение дебитов и давлений при этих режимах находится в тесной связи с перемещением контактов; существующие статистические методы не учитывают изменений, связанных с перемещением контактов.
Распространять геолого-технические показатели, полученные геологическими методами по одному объекту, на другой, хотя и аналогичный, нельзя, так как, во-первых, вряд ли возможно встретить два одинаковых месторождения, а во-вторых, показатели, полученные на основании данных прошлой эксплуатации, будут характеризовать только ту систему, которая применялась на изучаемом объекте.
Таким образом, геологические методы не могут своевременно и обоснованно установить показатели иной, лучшей системы разработки — они могут лишь фиксировать результаты осуществленной системы разработки.
Единственным методом определения геолого-технических показателей возможных систем разработок, варьирующих в широких пределах по данным, полученным на основании разведки и опробования небольшого числа скважин, является метод, основанный на законах движения флюидов в пористой среде при тех конкретных условиях, которые присущи данному месторождению как при использовании только естественной энергии, так и при нагнетании в пласт воды или газа.
При проектировании рациональных методов разработки и разведки нефтяных и газовых месторождений возникает ряд вопросов, которые могут быть решены с нужной степенью точности только методами подземной гидромеханики и теории фильтрации. К таким главнейшим вопросам можно отнести:
1) продвижение границы раздела двух жидкостей в пористой среде;
2) определение оптимальных схем расположения рядов скважин и установление срока их эксплуатации;
3) расчет дебитов в нефтяных и газовых месторождениях.
Так как пласт не представляет собой однородную среду, то в расчетах приходится исходить из средних для определенных участков пласта физических констант — пористости, проницаемости, мощности и т. д. Практика гидротехнических расчетов и уже выполненные практические работы в области нефтяной фильтрации оправдывают такое осреднение.
Определение дебитов скважин и срока их эксплуатации можно проводить аналитическим путем, применяя для этого методы различной степени точности (суперпозиции, комплексного переменного и т.д.). Так как в формулы, определяющие дебит скважин и скорость перемещения контактов, входит ряд величин (коэффициенты проницаемости, пористости и т. д.), осредненных и установленных приближенно, то определять дебиты скважин и время их эксплуатации, пользуясь сложными точными методами, не имеет смысла.
Приближенные методы, являясь менее точными, выгодно отличаются от более точных методов своей простотой. Мы рассмотрим приближенный метод, основанный на замене каждого ряда скважин галерей такого же размера и той же формы. Так как в действительности мы имеем не галереи, а ряды скважин, необходимо в величины дебита галереи и продолжительности ее работы, внести некоторую поправку. Эта поправка вводится в виде условного коэффициента φ, который численно представляет собою отношение дебита всех скважин ряда к дебиту соответствующей галереи.
Кроме того, для упрощения расчетов можно ограничиться устанавлением не текущих дебитов, как некоторых функций времени, а средневзвешенных дебитов за весь период перемещения контакта от начального контура до первого ряда и затем от ряда к ряду.
Средневзвешенный дебит будет сохраняться постоянным в течение всего периода перемещения контакта от начального положения до внешнего ряда; затем за период движения контакта от внешнего ряда до следующего дебит принимает другое значение, но тоже постоянное, и т. д., т. е. средневзвешенный дебит остается постоянным при неизменном числе эксплуатируемых скважин. Такое положение имеет место при движении в пласте жидкости одинаковой вязкости. Следовательно, пользуясь средневзвешенным дебитом, мы тем самым искусственно переводим двух жидкостную систему в пласте водножидкостную.
Определение средневзвешенного дебита будет сводиться к определению дебита ряда скважин в одножидкостной системе при таком контуре питания, который обеспечивал бы скорость фильтрации, равную средней скорости фильтрации при действительных условиях движении флюидов.
Этот искусственно вводимый контур питания назовём приведенным.
ДВИЖЕНИЕ И РАВНОВЕСИЕ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ДВУХ ЖИДКОСТЕЙ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
Первые исследования задачи о движении границы раздела двух жидкостей в пористой среде, возникшие в связи с вопросом о стягивании контура нефтеносности при водонапорном режиме течения, принадлежат Л. С. Лейбензону. Дальнейшее развитие эта задача получила в работах М. Маскета, В. Н. Щелкачева, П. Я. Полубариновой-Кочиной и других.
Задача о движении в пористой среде границы раздела двух жидкостей с различными физическими свойствами — вязкостью и плотностью — встречается не только в вопросах эксплуатации нефтяных месторождений, но и в случае водонапорного режима газовых месторождений, когда газ притекает к скважинам под напором краевой воды, ряда технологических процессов, где одна жидкость замещает другую в пористой среде и т. д.