Исследование процессов разработки водонефтяных зон в неоднородном пласте

Рассмотрен элемент слоито-неоднородного пласта в соответствии данными, приведенными в разделе 1.3.3. (таблицы. 1.4 -1.7, рисунки 1.1.-1.5). Зависимости фильтрационно-емкостных и физических свойств системы также соответствуют таковым в соответствии с пунктом 1.3.3.

Секторная модель представлена элементом симметрии площадью 420*420 м, с одной вертикальной добывающей скважиной. Модель состоит из 3 гидродинамически связанных пластов: 1 - проницаемость 50 мД, 2 - 200 мД (раздел 1.3.3.), 3 - 200 мД. Первые два пласта нефтенасыщенные, 3 - водонасыщенный (рисунок 2.17). Толщины пластов: 1 - 15 м, 2 - 15 - м, 3 - 50 м. Пористости пластов: 1,2 -0.2, 3 -0.5.

Каждый пласт представлен набор слоев: 1,2 пласты - 15 слоев по 1 м в каждом, 3 - 10 слоев по 5 метров. Размерность секторной модели по координатам X иY аналогична описанной в пункте 1.3.3.

Цель исследований: получение закономерностей влияния режимов работы скважины (дебит, забойное давление), степени вскрытия продуктивного пласта, а также конструкции скважины на удельную за время упруговодонапорного режима накопленную добычу нефти.

Основные факторы, влияющие на эффективность разработки, которые следует учесть при проведении численных исследований:

1. Степень вскрытия пласта (в данном случае 4 уровня).

2. Забойное давление (результаты расчетов представлены для забойного давления добывающей скважины, составляющем 0.8 от давления насыщения пластовой нефти газом).

3. Нефтенасыщенные толщины пластов, их расположение и фильтрационно-емкостные свойства (проницаемости, зависимостей относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений от насыщенностей и др.).

4. Конструкция скважины (при обосновании технологии добычи нефти возможно использовать горизонтальную скважину в прикровельной части пласта.)

5. Деформационные процессы.

Результаты численных исследований, приведенные на рисунках 2.18-2.19, а также в таблице 2.6, свидетельствуют, что степень вскрытия продуктивного пласта оказывает существенное влияние на эффективность разработки. Так, при вскрытии всего продуктивного пласта удельная накопленная добыча нефти на конец разработки составляет 120.1 тыс м3, в то время, как при вскрытии ¾ нефтенасыщенной толщины указанный показатель составляет 138.9 тыс м3. Вместе с тем, при неполном вскрытии пласта увеличивается безводный период работы скважины, что приводит к увеличению накопленной добычи нефти на начальной стадии режима (рисунок 2.19).

Рис. 2.17 - Нефтенасыщенность на начало расчетов

Рис. 2.18 - Нефтенасыщенность через 3,5 года

Рис. 2.19 удельная (на одну скважину) накопленная добыча нефти, тыс.м³

Таблица 2.6 - накопленная добыча нефти при различном вскрытии пласта.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: