Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране.
Лекция 3
Вероятностно-статистическое описание моделей пластов.
Моделирование процесса разработки нефтяных месторождений.
Алфавит греческий
| Αα – альфа |
| Ββ – бета |
| Γγ – гамма |
| Δδ – дельта |
| Εε – эпсилон |
| Ζζ – дзэта |
| Ηη – эта |
| Θθ – тхэта |
| Ιι – йота |
| Κκ – каппа |
| Λλ – лямбда |
| Μμ – мю |
| Νν – ню |
| Ξξ – кси |
| Οο – омикрон |
| Ππ – пи |
| Ρρ – ро |
| Σςσ – сигма |
| Ττ – тау |
| Υυ – ипсилон |
| Φφ – фи |
| Χχ – хи |
| Ψψ – пси |
| Ωω – омега |
Лекция 1
Лекция 2
1. Одной из основных проблем проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений является надежный прогноз добычи нефти, и жидкости во времени (при вытеснении нефти водой).
К настоящему времени получены многочисленные решения задачи оценки технологических показателей эксплуатации нефтяных месторождений во времени.
Процесс разработки нефтегазового месторождения может описываться системой дифференцируемых уравнений с начальными и граничными условиями. Процедуру расчетов на основе созданной геолого-физической модели пласта называют методикой расчета.
Дифференцируемые уравнения, описывающие процессы разработки нефтяных месторождения, основаны на использовании двух фундаментальных законов природы:
- закона сохранения вещества,
- закона сохранения энергии,
а так же на целом ряде физических, физико-химических и специальных законов фильтрации. Эти законы используются в виде уравнений неразрывности потока или в виде уравнений материального баланса. Основным законом фильтрации является закон Дарси. Все известные законы фильтрации базируются на этом законе. Он фиксирует, что скорость фильтрации линейно и прямо пропорционально зависит от градиента давлений
где: ν – скорость фильтрации жидкости,
k – коэффициент проницаемости,
μ – вязкость жидкости в пластовых условиях,
– градиент давления в рассматриваемой точке х.
2. Сюда входят методы материального баланса и методы, основанные на экстраполяции фактических характеристик обводнения по известной истории разработки нефтяной залежи. Все методы, которые можно использовать лишь тогда, когда имеется достаточная история разработки залежи к моменту составления проекта разработки – называется эмпирическими.
3. Прогноз процесса обводнения можно выполнить путем гидродинамических расчетов с учетом неоднородности пластов. Этот метод применим как на стадии оценки добывных возможностей месторождения, составления технологических схем разработки, так и в более поздних стадиях проектирования и анализа разработки – называется аналитическим.
В нашей стране методика учета неоднородности пластов в расчетах процесса обводнения впервые была предложена во ВНИИ Ю.П. Борисовым в 1957-1959г.
К настоящему времени в различных научно-исследовательских институтах разработан ряд аналитических методик прогноза технологических показателей, которые построены на различных предпосылках и степени учета реальных условий фильтрации флюидов в пористой сфере.
Все аналитические методики предполагают по крайне мере четыре следующих допущений:
1. Неоднородный по проницаемости пласт представляется серией однородных пропластков различной проницаемости.
2. Расчетная характеристика неоднородности пласта в целом предполагается равной сумме расчетных характеристик однородных пропластков.
3. Между пропластками не существует гидродинамической связи – отсутствуют перетоки жидкости.
4. Принимается поршневые вытеснения нефти водой.
5. Пренебрегается гравитационным эффектом.