Cтраница 3
Рассмотрим теперь карты градиентов давления по мере продвижения контура нефтеносности. На рис. 2 показана карта градиентов давления на момент времени, когда вода подошла к первому ряду эксплуатационных скважин. [31]
На крупном месторождении при исследовании вариантов различной плотности сеток скважин наряду с сетками пропорционально должно изменяться и расстояние от линии нагнетания до первого ряда скважин. В этом случае разрежение сетки скважин и связанное с ним уменьшение числа скважин не увеличивает дебит И не уменьшает по этой причине себестоимость добычи нефти, как это бывает при законтурном заводнении и вынужденном фиксировании местоположения первого ряда эксплуатационных скважин. [32]
Иногда давление в скважине на модели в начале периода истощения пласта совпадает с промысловыми данными, а после начала интенсивного разбуривания месторождения или после внедрения системы законтурного заводнения начинает существенно расходиться со значением, замеренным на промысле. Это расхождение объясняется неверным отражением взаимного влияния скважиы из-за несоответствия в сопротивлениях крупных участков пласта, в большинстве случаев недостаточно изученных в результате бурения. К числу таких участков прежде всего относятся кольцевые зоны между нагнетательными скважинами и первым рядом эксплуатационных скважин, а также между отдельными рядами эксплуатационных скважин. Если электрические сопротивления зоны между нагнетательными и эксплуатационными скважинами меньше аналогичных фильтрационных сопротивлений, имеем случай, изображенный на рис. 79, в. [33]
Для случая круговой залежи исходные расчетные зависимости останутся прежними, но, очевидно, изменятся зависимости, по которым производится подсчет запасов в элементарном слое. Кроме того, в методике [1] расчетные зависимости справедливы для того случая, когда все ряды эксплуатационных скважин размещены в чисто нефтяной зоне залежи. В реальных условиях очень часто первый ряд скважин эксплуатирует водонефтяную зону и находится за линией внутреннего контура нефтеносности. Данная работа посвящена уточнению расчетных формул методики [1] применительно к круговой или кольцевой залежи и для случая, когда первый ряд эксплуатационных скважин находится за линией внутреннего контура нефтеносности. [34]
Во ВНИИ на электроинтеграторе было выполнено сопоставление карт истинных изобар с картами изобар, построенными по предлагаемой методике. Были решены три основные задачи. В первой пласт имеет всюду однородную проницаемость 1 дарси. Во второй задаче на общем фоне однородной проницаемости 1 дарси введены включения менее проницаемых пород тремя зонами в первой зоне между рядом нагнетательных и первым рядом эксплуатационных скважин добавлены породы проницаемостью 0 12 дарси, во второй зоне между первым и вторым рядами эксплуатационных скважин добавлена порода проницаемостью 0 5 дарси и в третьей зоне по линии третьего ряда добавлены породы проницаемостью 0 12 дарси. В третьей задаче проницаемость пласта монотонно изменяется от 1 дарси на линии внутренного ряда эксплуатационных скважин до 0 12 дарси на линии нагнетательных скважин. [35]