40. Разработка нг и нгк месторождений с воздействием на пласт

Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных место­рождений при естественных режимах приводит к целому ряду трудностей, связанных главным образом с невозможностью достижения высокого темпа отбора нефти из пластов без рез­кого уплотнения сеток скважин, высокими газовыми факторами в нефтяных скважинах, ограни­чением отбора газа из газовых шапок, выпадением конденсата в пористой среде пластов. Уст­ранить эти трудности можно пу­тем перехода на разработку мес­торождений с воздействием на пласт.

При разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных мес­торождений в основном исполь­зуют следующие специальные системы разработки с воздейст­вием на пласт:

1) система разработки, со­четающая барьерное заводнение с законтурным заводнением;

2) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с внутриконтурным и при необходимости законтурным заводне­нием нефтяной части месторождения.

В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторожде­ний можно применять также систему, предусматривающую со­четание барьерного заводнения с внутриконтурным заводнением нефтяной части месторождения и закачки газа в его газоконденсатную часть или внутриконтурное заводнение этой части месторождения.

Первую из упомянутых систем используют при разработке нефтегазовых месторождений, имеющих сравнительно неболь­шую по размерам нефтяную часть, которую называют нефтя­ной оторочкой. На эту оторочку вследствие ее небольшой ширины можно пробурить только один - три ряда добываю­щих скважин.

Применение барьерного заводнения позволяет снизить газо­вый фактор нефтяных скважин по сравнению с разработкой нефтегазовых месторождений без воздействия на пласт пример­но в 1,2—1,5 раза.

Вторая из упомянутых систем предназначена для разработки крупных нефтегазовых месторождений, нефтяные части ко­торых вследствие их значительных размеров нецелесообразно разрабатывать только путем барьерного заводнения. При барьерном заводнении искусственно отделяется газонасыщенная часть месторождения от его нефтенасыщенной части, что способствует осуществлению их независимой разработки без опасения перемещения нефти в газонасыщенную часть и без потери нефти в этой части.

43. Расчет распределения давления в пласте конечно-разносным методом в плоской задачи вытеснения нефти водой с учетом двухфазности потока.

Пусть пласт длиной L_x , шириной L_y разрабатывается с N_с скважинами в режиме заводнения. Требуется найти распределение давления и нефте-водонасыщенности в пласте , а также суточные, месячные и годовые технологические показатели разработки. Процесс фильтрации нефти и воды в пласте описывается системой уравнений (9)-(10)

(9) (10)

Здесь (11а) (11б) c(x,y,z)=

Эта задача не имеет аналитического решения, поэтому применяют численный метод- метод конечных разностей.

|_xi = lim (P(x_i+∆x) –P(x_i))/∆x при ∆x→0 |_xi ~ (P(x_i+∆x) –P(x_i))/∆x, x_i+∆x=х_{i+1 (13)}

1. Построение сетки. Пласт разбивается на прямоугольные ячейки. Центрам ячеек присваиваются номера: i – номер столбца, j – номер строки. Количество ячеек N_х* N_у

2. граница пласта и скважины сносятся к центрам ближайших ячеек.

3.в ячейки – скважины заносятся заданные параметры пласта: проницаемость, пористость, нефтенасыщенная толщина.

4. в межскважинных ячейках эти параметры вычисляются методом интерполирования. Таким образом, получают сеточные карты параметров пласта.

5. функции Р(x,y,t_n) и S(x,y,t_n) от непрерывных аргументов заменяются на функции p_{i j} и s _{i j} от дискретных аргументов (i, j), где n – номер временного слоя. P_{i j n} =P(x _i, y _j, t _n)

		i,j+1
	i-1,j	i j	i+1,j
		i,j-1

i →

6.Дифференциальные уравнения (9)-(10) для каждой ячейки, кроме ячеек со скважинами, заменяются разностными уравнениями.

Таким образом, получают систему N_х* N_у – N_с алгебраических уравнений. Решив эту систему, находят значения давления и водонасыщенности для каждой ячейки для заданного момента времени t = t _n.

Затем для этого момента времени вычисляются дебиты жидкости, нефти, величина обводненности каждой скважины.

Далее все расчеты повторяются для следующего шага по времени t =t_n+∆t.

Построение разностных уравнений для давления. Дифференциальное уравнение (10) представляет собой уравнение баланса (сохранения) жидкости (нефть+вода). Поэтому для получения его разностного аналога для ячейки (i j) достаточно вычислить потоки через границы ячейки, затем их алгебраически просуммировать.

(14)

Здесь =2 /( + ) (15)

Способ решения системы уравнений (14).

Решение при небольшом числе ячеек можно найти точно, а в общем случае - методом последовательных приближений, например, методом верхней релаксации (18)

где ω=1,42

(k), (k^-1) - номера текущего и предыдущего приближений соответственно.

За нулевое приближение берется значение давления на предыдущем слое.

Барьерное заводнение в определенной степени способствует снижению темпа падения давления в газонасыщенной части месторождения при умеренных отборах газа из нее. Если же разрабатываемое месторождение по соотношению пластовых углеводородов близко к газовому или газоконденсатному с неф­тяной оторочкой, то главной продукцией такого месторождения будет газ или газ и конденсат, которые необходимо интенсивно извлекать из недр. Барьерное заводнение, если газовая или газоконденсатная часть месторождения обширна, может не обес­печивать компенсацию отбора углеводородов. Пластовое дав­ление в газовой или газоконденсатной части будет падать, хотя и медленнее, чем при режиме истощения, а конденсат будет осаждаться в пористой среде. Для полного поддержания плас­тового давления в газоконденсатной части месторождения не­обходимо воздействие именно на эту ее часть путем закачки в нее воды, газа или газоводяных смесей. При вытеснении как нефти, так и газа вместе с конденсатом из пласта водой, т. е. при разработке путем заводнения нефтегазоконденсатного месторождения в целом, конечный коэффициент вытеснения газоконденсатной смеси водой достигает порядка 0,75.

Газо­отдача во время разработки газовых месторождений на режиме истощения достигает 0,92-0,95. Газоотдача же при разработке газоконденсатных месторождений на этом режиме составляет примерно указанную выше величину. Однако при этом вместе с газом из пласта извлекается только до 45—50% конденсата от его первоначального содержания в газе. Остальной конден­сат выпадает в пористой среде и остается неподвижным.

Газоконденсатная часть месторождений может разрабаты­ваться также с поддержанием пластового давления путем на­гнетания в нее сухого углеводородного газа.

Технологически процесс вы­теснения из пласта жирного газа сухим осуществляют таким образом, что на поверхности выделяют из газа конденсат, т. е. делают пластовый газ газоконденсатного месторождения сухим, подают его в компрессоры, дожимают до необходимого давле­ния и закачивают в пласт. Поэтому такая технология разработ­ки газоконденсатных месторождений получила название цикли­ческого процесса (сайклинг-процесс).

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

(Х.9)

где ; ; (Х.10)

А₂ – предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто принимаемая в расчетах равной 0,90 (90 % обводненности); 0 – коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в  раз и по плотности в  раз ( - соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях).

4. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QF0) и нефти (Q0) находятся из следующих формул:

(Х.13) . (Х.14)

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости ( ) в поверхностных условиях будут равными:

. (Х.15)

5. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости

, (Х.16)

а нефтеотдача пластов . (Х.17)

Расчет динамики дебитов нефти и воды

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

Нефтяная залежь с общим числом скважин (в нашем случае n0 = 500) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течении пяти лет по 100 скважин в год.

На первой стадии за счет ввода новых скважин непрерывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разрабатывается с минимальным амплитудным дебитом. На следующей (второй) стадии текущий дебит нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного увеличения амплитудного дебита от минимального значения до максимального. Примем, что за счет методов интенсификации (увеличения перепада давления, перевода на механизированную добычу и т.д.) максимальный амплитудный дебит qм0 будет в два раза больше минимального, равного 7 млн. т/год. Третья стадия разработки происходит при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии.

1. На первой стадии текущий дебит нефти

, (Х.18)

где t – годы, nt0 – число действующих скважин в t-м году; ; ntб – число пробуренных скважин в t-м году; - общее число пробуренных скважин до t-го года.

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях

(Х.19)

Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях (Х.20)

2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qt и расчеты проводятся по следующим формулам:

текущий амплитудный дебит (при qt0  qм0)

, (Х.21)

расчетный текущий дебит жидкости

, (Х.22)

массовый текущий дебит жидкости

(Х.23)

3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии и расчет ведется по формулам первой стадии при .