4. Приближенный метод учета интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию при разработке неоднородных пластов

Ряд незначительных по запасам нефтяных месторождений СНГ разрабатывались при режиме растворенного газа. Большинство месторождений США в основной период разработки эксплуатируют при естественных режимах истощения и, в частности, при режиме растворенного газа, и лишь на поздних стадиях разработки с поддержанием давления.

Одной из актуальнейших задач при проектировании и разработке нефтяных месторождений является задача установления целесообразного времени начала разработки с применением систем воздействия и, в частности, заводнения.

Для решения указанных задач необходимо выполнить гидродинамические расчеты изменения технологических показателей разработки залежи нефти при режиме растворенного газа. Дона настоящего времени эти гидродинамические расчеты выполняют для идеализированных условий равномерного размещения и одновременного ввода всех скважин в эксплуатацию. При этом расчеты проводят лишь для одной скважины, а показатели разработки залежи нефти в целом получают путем суммирования пропорционально числу скважин без учета влияния интерференции и темпов ввода их в эксплуатацию.

Из практики разработки месторождений нефти известно, что в первые годы их эксплуатации пользуются разведочными скважинами, расположенными по неравномерной сетке, и в последующем разбуривают по той или иной системе размещения скважин в соответствии с комплексной схемой разработки в течение 3-5 лет. Неучет интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию существенно влияет на проектные технико-экономические показатели разработки. Особенно влияние этих факторов велико на нефтеотдачу при разработке месторождений нефти в условиях режима растворенного газа. Действительно за период ввода новых скважин в эксплуатацию (в зависимости от темпов ввода) свойства газированной нефти могут значительно измениться. Эти скважины будут эксплуатироваться при других физических и термодинамических условиях (по сравнению с ранее введенными в эксплуатацию). Обычно нефтеотдачупри режиме растворенного газа определяют лишь по зависимости давления от нефтенасыщенности

(28)

где зависимость и - функции времени

Зависимость же определяется, в основном, по изменению свойств газонасыщенной жидкости, газового фактора и фазовых проницаемостей от давления. Таким образом, нефтеотдача по (28) определяется по значению конечного давления в залежи нефти, при котором выполняются расчеты по уравнению (28). Однако зависимость неоднозначна. Одно и то же значение можно получить при различных заданных темпах отбора (дебитах скважин), темпах и последовательности ввода скважин в эксплуатацию, различных параметрах пласта. Даже в условиях одинаковых по проницаемости и мощности залежей нефти одному и тому же значению в зависимости от заданных дебитов нефти скважин (темпов отбора), темпов и последовательности ввода их в эксплуатацию может соответствовать несколько значений , а следовательно, и . Эту неопределенность в расчетах нефтеотдачи при режиме растворенного газа можно исключить путем учета интерференции скважин в процессе их эксплуатации и оценки нефтеотдачи из условия материального баланса:

(29)

где - запасы.

Приближенный метод расчетов технологических показателей разработки с учетом интерференции скважин при режиме растворенного газа предполагает сведение системы нелинейных дифференциальных уравнений, описывающих процесс нестационарной фильтрации газированной нефти в пористой среде, к одному линейному уравнению типа теплопроводности, которое обычно применяют для характеристики процесса фильтрации при упругом режиме.

При этом вводятся понятия об эквиваленте упругости (сжимаемости) и пьезопроводности газонефтяной смеси и пласта, а принципы гидродинамических расчетов при режиме растворенного газа по существу сводятся к принципам расчетов при упругом режиме фильтрации.

Таким образом, при режиме растворенного газа, так же как и при упругом режиме, можно определить технологические показатели разработки с учетом интерференции скважин, темпов и последовательности ввода их в эксплуатацию, используя принцип суперпозиции источников - стоков и метод смены стационарных состояний, шаг за шагом, в определенных интервалах изменения пластового давления во времен, в пределах которых пьезопроводность газированной нефти можно принять постоянной [1].