Моделирование разработки нефтяных месторождений, Схематизация форм залежей и контуров нефтеносности - Основы добычи нефти и газа

Схематизация форм залежей и контуров нефтеносности

Нефтяные залежи, как правило, имеют сложное геологическое строение и неправильную конфигурацию, толщина продуктивного пласта непостоянна по площади, неодинаковы и свойства пласта (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность), разными могут быть и свойства нефти на различных участках залежи. Это усложняет расчеты при проектировании разработки нефтяных месторождений. При расчетах приходится прибегать к схематизации условий разработки, пользоваться моделями пласта и процессов фильтрации жидкостей в пористой среде. От степени приближения модели к реальным условиям зависит точность определения технологических показателей разработки месторождения.

При выборе и оценке вариантов разработки применяются простые модели, при расчете технологических показателей для выбранного варианта -- более сложные, которые уточняются по мере поступления дополнительных сведений о месторождении при составлении проектов доразработки.

Чтобы расчетные показатели соответствовали реальным, при схематизации условий разработки необходимо соблюдать следующие равенства:

    - запасов нефти в реальной и схематизированной залежах; - реальной и схематизированной площадей; - периметров фактического и расчетного контуров нефтеносности; - числа скважин и числа рядов реальной и схематизированной залежей.

Условия разработки при расчетах упрощаются по следующим направлениям.

1 Схематизируется форма залежи нефти. Вместо сложной конфигурации залежь представляется в виде простой геометрической фигуры. Большинство залежей нефти имеют форму, тяготеющую к овалу (рис.9, а), в связи с этим проектируемая залежь схематизируется полосой (а:b ? 1/3, см. рис.9,б), кольцом (а:b >1/3, см. рис.9, в) либо кругом (а:b ? 1, см. рис. 9,г). При схематизации залежи сложной конфигурации допускается сочетание простых форм (см. рис.9,д). При этом расчеты ведут для каждого выделенного элемента формы, а результаты суммируют.

Залежи моноклинального типа можно схематизировать в виде полосы с односторонним питанием (рис.10). Условия схематизации те же: при а:b >1/3 форма залежи приближается к круговой.

схематизация формы реальной залежи

Рис.9. Схематизация Формы реальной залежи: а -- реальная залежь; б -- полоса; в -- кольцо; г -- круг; д -- сочетание элементов

схематизация залежи моноклинального типа

Рис.10. Схематизация залежи моноклинального типа: 1 - контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины; 3 - дизъюнктивное нарушение; S - ширина залежи

Залежи зонального типа схематизируются сектором окружности радиуса R. Залежь рассчитывается как круговая, а дебиты скважин сектора определяются пропорционально углу ц (рис. 11).

залежь зонального типа

Рис.11. Залежь зонального типа: 1 - контур нефтеносности; 2 - скважины

2 Внешний и внутренний контуры нефтеносности заменяют одним условным расчетным с вертикальной границей раздела между нефтью и водой. Положение расчетного контура нефтеносности определяется по равенству запасов нефти в реальном и схематизированном пластах, или исходя из заданного процента обводнения добывающих скважин во внешнем ряду на момент его отключения. На карте залежи отмечаются два контура нефтеносности - внутренний (по подошве) и внешний (по кровле), расстояния между которыми зависят о толщины пласта и угла его падения (рис.12).

При эксплуатации залежи оба контура могут перемещаться с различными скоростями и в различные сроки приблизиться к скважине. Упрощая гидродинамические расчеты, в большинстве случаев считают, что перемещение всех точек контуров нефтеносности происходит с одинаковыми скоростями по площади.

схематизация контуров нефтеносности

Рис.12. Схематизация контуров нефтеносности:

1 - внешнего; 2 - расчетного; 3 - внутреннего

В этом случае отношение между толщинами нефтяной и водяной зон пласта у скважин к моменту достижения заданного процента воды можно найти по формуле

, (3.24)

Где k - абсолютная проницаемость пласта; kВ - относительная проницаемость пласта для воды после вытеснения нефти водой; мН, мВ - соответственно вязкости нефти и воды.

Определив соотношение hН/hВ, находим по разрезу залежи отметку ВНК, соответствующую этому соотношению (рис.12). По этой отметке проводится расчетный контур нефтеносности.

При большом угле падения и небольшой толщине пласта за расчетный контур нефтеносности можно принять средний между внешним и внутренним контурами.

Изложенные положения справедливы только в том случае, если расстояния между двумя контурами нефтеносности настолько малы, что не требуется размещение скважин в водонефтяной зоне для ее эксплуатации. При значительной площади этой зоны система размещения скважин и методы гидродинамических расчетов подлежат специальному исследованию.

    3 Пластовые и забойные давления в скважинах приводят к одной плоскости (обычно к начальному уровню водонефтяного контакта). 4 Осуществляется схематизация по параметрам пласта. Используются различные схемы-модели пласта, которые выбираются в зависимости от степени изученности залежи и этапа проектирования: однородный пласт, зонально - неоднородный пласт, непрерывный слоисто-неоднородный по проницаемости и толщине пласт с закономерным или вероятностным распределением этих параметров.

Похожие статьи




Моделирование разработки нефтяных месторождений, Схематизация форм залежей и контуров нефтеносности - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая