Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?


Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Формулы для определения расчётной послойной неоднородности пластов в более сложных ситуациях

⇐ ПредыдущаяСтр 10 из 20Следующая ⇒

1. Нагнетательные и добывающие скважины расположены отдельными линейными рядами. В полосе между двумя нагнетательными рядами находится m эксплуатационных. Все ряды параллельные. L0 – расстояние между нагнетательными и ближайшими эксплуатационными рядами, L – расстояние между двумя соседними эксплуатационными рядами (L0>L). В качестве L0 и L можно использовать средние значения.

.

Нагнетательные и добывающие скважины расположены отдельными концентрическими кольцевыми рядами. m – число кольцевых эксплуатационных рядов, S0 – площадь между нагнетательным и ближайшим эксплуатационным рядами, Sэ – площадь, окружённая эксплуатационными рядами, S=Sэ/m – площадь между двумя соседними эксплуатационными рядами (S0>S).

.

Случай, когда расстояние между соседними эксплуатационными рядами больше расстояния между скважинами в ряду .

.

Случай, когда внешний и внутренний контуры нефтеносности находятся в полосе между нагнетательными и первым эксплуатационным рядами. В этой полосе средняя толщина продуктивных пластов h0. На той части площади, которая окружена эксплуатационными рядами, эффективная толщина h.

где ,

где l1, l2, L0 – расстояние от линии нагнетательного ряда соответственно до внешнего, внутреннего контура нефтеносности и первого эксплуатационного ряда; и - вязкости нефти и воды в пластовых условиях.

2. Рассредоточенное строго определённое стабильное расположение нагнетательных скважин среди добывающих:

,

где ,

- подвижные запасы нефти, приходящиеся на i-ю добывающую скважину; - послойная неоднородность по проницаемости, наблюдающаяся в i-й скважине; - соотношение самой длинной (нейтральной) и самой короткой (главной) линий тока, связывающих i-ю скважину с нагнетательной или нагнетательными; - соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях; - зональная неоднородность по средней проницаемости, наблюдающаяся по соседним скважинам; mi – число сторон подхода фронта вытесняющего агента к i-й добывающей скважине или число нагнетательных скважин, обеспечивающих добывающую закачкой.

Таблица III.4

Продолжение табл. III.4

A Aср Кз F Aср Кз F Aср Кз F
V²=1,667 V²=2,000 V²=2,500
0,01 0,001 0,102 0,102 0,001 0,088 0,088 0,001 0,073 0,073
0,02 0,003 0,117 0,117 0,003 0,101 0,101 0,003 0,084 0,084
0,05 0,009 0,146 0,147 0,009 0,127 0,128 0,010 0,106 0,107
0,10 0,022 0,179 0,183 0,022 0,156 0,160 0,023 0,132 0,135
0,20 0,054 0,231 0,244 0,055 0,204 0,215 0,056 0,173 0,183
0,30 0,094 0,278 0,307 0,096 0,247 0,273 0,099 0,211 0,234
0,40 0,143 0,325 0,379 0,146 0,290 0,339 0,150 0,250 0,369
0,50 0,202 0,374 0,468 0,207 0,335 0,423 0,212 0,291 0,473
0,60 0,273 0,427 0,588 0,279 0,386 0,535 0,286 0,337 0,628
0,70 0,361 0,488 0,763 0,369 0,444 0,703 0,378 0,390 0,906
0,80 0,472 0,561 1,065 0,482 0,515 0,995 0,493 0,458 1,154
0,85 0,542 0,607 1,326 0,553 0,560 1,255 0,565 0,502 1,602
0,90 0,629 0,663 1,792 0,641 0,616 1,721 0,653 0,556 2,778
0,95 0,744 0,740 2,907 0,757 0,697 2,912 0,768 0,637 6,217
0,98 0,847 0,817 5,494 0,858 0,778 5,845 0,871 0,726  
  V²=3,333 V²=5,000 V²=10,000
0,01 0,000 0,057 0,057 0,002 0,039 0,039 0,000 0,020 0,020
0,02 0,003 0,066 0,066 0,004 0,046 0,046 0,003 0,024 0,024
0,05 0,010 0,083 0,084 0,009 0,059 0,059 0,011 0,031 0,031
0,10 0,023 0,104 0,107 0,024 0,074 0,076 0,026 0,039 0,040
0,20 0,058 0,138 0,147 0,060 0,099 0,105 0,060 0,053 0,057
0,30 0,101 0,170 0,189 0,104 0,123 0,137 0,107 0,067 0,075
0,40 0,154 0,203 0,240 0,158 0,148 0,176 0,163 0,081 0,097
0,50 0,217 0,238 0,304 0,223 0,175 0,225 0,231 0,097 0,127
0,60 0,293 0,278 0,394 0,302 0,206 0,296 0,309 0,116 0,169
0,70 0,387 0,326 0,532 0,397 0,244 0,406 0,407 0,140 0,237
0,80 0,505 0,387 0,784 0,517 0,295 0,613 0,532 0,171 0,367
0,85 0,587 0,426 1,012 0,592 0,327 0,802 0,606 0,193 0,491
0,90 0,667 0,478 1,443 0,682 0,373 1,188 0,697 0,223 0,753
0,95 0,783 0,557 2,557 0,796 0,442 2,281 0,813 0,274 1,588
0,98 0,880 0,644 5,619 0,874 0,504 4,000 0,890 0,314 2,386

 


Таблица III.5

Для обоснования формулы неоднородности в результате языкообразования фронта вытесняющего агента и были проведены многочисленные эксперименты на электропроводной бумаге с помощью электроинтегратора ЭГДА-9/60 при условии и учтены результаты многих экспериментов по изучению влияния различия подвижностей агента и нефти при >1.

Для отдельного однородного по проницаемости слоя в случае пятиточечной схемы площадного заводнения при и Кф = 0,5, различных соотношениях вязкостей нефти и воды и соответственно различных соотношениях подвижностей воды и нефти получают следующие значения:

- неоднородности в результате языкообразования,

Кзн – коэффициент охвата заводнением до прорыва воды в добывающие скважины.

Ниже для различных значений приведены данные и Кзн:

________________________________________________ 2 8 18 32 50

_______________________________ 1 4 9 16 25

_______________________________ 0,081 0,172 0,201 0,213 0,218

Кзн _______________________________ 0,649 0,580 0,489 0,477 0,473

3. Параметр , количественно характеризующий послойную неоднородность эксплуатационного горизонта, можно определить обратным путём по фактическим данным после прорыва вытесняющего агента в отдельные добывающие скважины. С такой целью можно ускоренно разработать отдельные эксплуатационные участки нефтяной залежи.

При этом по каждой такой скважине по фактическим данным строят зависимость текущей расчётной доли вытесняющего агента А от накопленного отбора нефти . Полученная фактическая зависимость А() представляется прямой линией, которая при А = 0 показывает , а при А=1 - . По соотношению определяет искомую величину при условии (0,25/4,20)< <(0,95/1,20)

.

Текущую расчётную долю вытесняющего агента в дебите жидкости находят по текущей массовой доле агента:

.

В табл. 111.4 и 111.5 приведены значения характеристики вытеснения для различных А и V2.


⇐ Предыдущая567891011121314Следующая ⇒





Date: 2015-06-11; view: 1051; Нарушение авторских прав


mydocx.ru - 2015-2025 year. (0.01 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию