Laboratornaya_rabota__7_po_ORNGM

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 7

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЙ НА ЗАБОЯХ СКВАЖИН В ЭЛЕМЕНТЕ СЕМИТОЧЕЧНОЙ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИН ПРИ ВНУТРИКОНТУРНОМ ПЛОЩАДНОМ ЗАВОДНЕНИИ

7.1 Краткая теория

При проектировании разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений большое внимание уделяется определению условий движения границы раздела двух жидкостей в пористой среде, так как от механизма вытеснения нефти во многом зависит коэффициент нефтеотдачи, характеризующий полноту извлечения нефти из пласта. В настоящее время предложено большое количество моделей схемы вытеснения нефти водой, такие как:

- Модель поршневого вытеснения.

Поршневое вытеснение – это идеальный случай вытеснения нефти, когда в пласте между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой движется только нефть, а позади – только вода, т. е. текущий ВНК совпадает с фронтом вытеснения (рисунок 7.1).

вн

Рисунок 7.1 – Схематическое изображение модели поршневого вытеснения нефти водой

На рисунке 7.2 схематически показан профиль насыщенности при фиксированном положении фронта вытеснения xФ.

Насыщенность: 1 - водой; 2 - нефтью SСВ – насыщенность связанной водой;

SН ОСТ. – остаточная нефтенасыщенность в заводненной области

Рисунок 7.2 - Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при поршневом вытеснении нефти водой

1

Предполагается, что в пласте движется вертикальный фронт (граница), впереди которого нефтенасыщенность равна начальной (S0 НАЧ. = 1 - SСВ.), а позади этого фронта остается полностью промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью sн ост. Перед фронтом фильтруется только нефть, а позади

– только вода, в связи с этим на графике наблюдается резкий скачок нефтенасыщенности.

Согласно модели поршневого вытеснения, из обводнившихся пропластков нефть не извлекается – из них поступает только вода. В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.

- Модель непоршневого вытеснения.

В этом случае происходит непоршневое вытеснение – это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т. е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация (рисунок 7.3).

Из-за действия капиллярных сил и неоднородности коллектора вытеснение нефти водой не носит поршневого характера. Вода постепенно замещает нефть в пласте, и поэтому в нем формируются несколько зон с различной насыщенностью порового пространства (рисунок 7.4).

SСВ. – насыщенность связанной водой;

SФ – водонасыщенность на условном контуре вытеснения;

SК – водонасыщенность на начальном контуре нефтеносности

Рисунок 7.4 – Распределение насыщенности в пласте при вытеснении нефти водой

2

Взоне I, ещё не охваченной заводнением, сохраняется начальная насыщенность коллектора. Часть порового пространства занимает неподвижная связанная вода, а в остальном объеме движется нефть.

Взоне II под действием гидродинамических сил происходит замещение основного объема нефти в поровом пространстве на воду. Насыщенность резко

возрастает от SCB. до насыщенности на фронте вытеснения SФ. В этой зоне из порового пространства может быть вытеснено до 70 — 80 % нефти.

Взоне III насыщенность меняется значительно медленнее. Здесь происходит доотмыв оставшейся нефти, и движется в основном вода. Даже при длительной промывке порового пространства водой в нем остается некоторое количество нефти, удерживаемой капиллярными и поверхностными силами.

Классической моделью непоршневого вытеснения является схема БаклеяЛеверетта (рисунок 7.5). В пласте предполагается движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтенасыщенности на нем значительно меньше, чем при

поршневом вытеснении (отрезок SФ на рисунке 7.5). Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него – одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными фазовым проницаемостям (вытеснение нефти происходит с остаточной нефтенасыщенностью заводненной зоны; в основу расчетов закладываются графики относительных проницаемостей).

Причем, по мере продвижения фронта вытеснения, скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого

значения, соответствующего скачку насыщенности на фронте SФ, а затем обводненность медленно нарастает.

Насыщенность: 1 - водой; 2 - нефтью SСВ – насыщенность связанной водой;

SФ – водонасыщенность на фронте вытеснения;

SН О. – остаточная нефтенасыщенность в заводненной области; S* - водонасыщенность на начальном контуре нефтеносности

Рисунок 7.5 – Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при непоршневом вытеснении нефти водой

3

Было разработано несколько методик, основанных на моделях поршневого или непоршневого вытеснения в сочетании с моделью слоистонеоднородного пласта:

-вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов.

Вэтой модели неоднородный пласт заменяется набором параллельно работающих цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой проницаемостью (рисунок 7.6.а), расположенных вдоль направления фильтрации (от контура питания до галереи или от галереи до галереи) и пересекающихся рядами добывающих и нагнетательных скважин. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по проницаемости набору действительных трубок тока в пласте (для этого проводят статистический анализ проницаемости кернового материала или берут геофизические данные). Каждая трубка тока характеризуется постоянной проницаемостью (рисунок 7.6.б). Проницаемость трубки тока рассматривается как случайная величина, заданная каким-либо законом распределения (часто распределение проницаемости образцов керна подчиняется логарифмически нормальному закону или же модификации распределения Максвелла, распределение М.М. Сатарова и др.)

Рисунок 7.6 – Трубки тока

Одной из первых и наиболее широко применяемых была методика, предложенная Ю.П. Борисовым. В ней сочетаются модели слоистонеоднородного пласта и непоршневого вытеснения нефти водой. Пласт представляется набором слоев (трубок тока), простирающихся от начала до конца залежи. Для прерывистого пласта принимаются также более короткие трубки тока, которые представляют линзы и полулинзы. В основу построения модели пласта и методики расчета положен реальный спектр (или гистограмма) проницаемости по объему пласта.

Похожую модель изучал и другой автор, М.М. Саттаров. В ней также неоднородный пласт заменяется набором параллельно работающих трубок тока, каждая из которых имеет свою постоянную проницаемость. Но в схеме М.М. Саттарова по каждой трубке тока вытеснение нефти происходит поршнеобразно. Изменение проницаемости по трубке тока происходит по определенному закону распределения; скорость движения фронта вытеснения в каждой трубке тока пропорциональна проницаемости в этой трубке тока:

4

υВНК i ~ k i .

-метод Гипровостокнефти (авторы Ковалев, Сургучев, Сазонов) – метод отличается учётом большого числа параметров, характеризующих неоднородность пласта, и зависящих от проницаемости;

-метод СибНИИНП, БашНИПИнефти и другие.

Однако разработанные методики были применимы только к одномерным пластам – прямолинейному и радиальному. Расчет разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в двумерных случаях требовал использования более сложных уравнений процесса вытеснения нефти водой.

К числу наиболее важных показателей разработки нефтяных месторождений с применением заводнения относятся давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин и в характерных точках пласта (на линиях нагнетания и отбора, на фронте вытеснения и т.д.), а также дебиты скважин и расходы нагнетаемой в пласт воды.

Вслучае осуществления заводнения при сохранении баланса отбираемой

инагнетаемой жидкостей в пластовых условиях давления в характерных точках пласта изменяются медленно, и, таким образом, можно считать, что процесс вытеснения нефти водой установившийся в каждый момент времени («квазиустановившийся»).

Так как упругость пород и насыщающих его жидкостей не учитывается, режим пласта считается жестким водонапорным.

Если заданы дебиты и расходы, то можно определить давления в скважинах и в характерных точках пласта и наоборот.

Пример.

При разработке нефтяного месторождения с применением заводнения скважины расположены по семиточечной схеме. При этом объем воды, которая закачивается в пласт, равен объему добытой нефти. Схема элемента месторождения, состоящего из одной нагнетательной и шести добывающих скважин, показана на рисунке 7.7.

1 – добывающая скважина; 2 – нагнетательная скважина

Рисунок 7.7 – Семиточечная схема расположения скважин

5

В некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода продвинулась на расстояние rВ (м), исчисляемое от нагнетательной скважины по направлению к добывающим скважинам.

Требуется определить давление на забоях добывающих скважин РС, а также давление на фронте вытеснения РВ в момент времени, когда вода от центра нагнетательной скважины распространилась на расстояние rВ.

При решении данной задачи используем метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений, согласно которому фильтрационные сопротивления в пласте с системой скважин подразделяются на внутренние, существующие вблизи скважин при rС ≤ r ≤ / (r – текущий радиус, - половина расстояния между нагнетательными или добывающими скважинами), и внешние, возникающие при движении нефти и воды между контурами (рядами), на которых расположены нагнетательные и добывающие скважины.

Для расчета давления на фронте вытеснения и на забое добывающих скважин представим фильтрационную схему рассматриваемого участка пласта эквивалентной ей электрической схемой, как показано на рисунке 7.8, и составим систему уравнений интерференции фильтрационных сопротивлений путем обхода схемы от РН до РС отдельно для нефти и отдельно для воды.

Рисунок 7.8 - Схема семиточечного элемента системы разработки

Рассматривая характер течения в элементе семиточечной схемы расположения скважин, приближенно разделим фильтрационные сопротивления на две части - внешние, возникающие в круговой области при

скважины до фронта вытеснения нефти водой описывается выражением:

где ω1 – внутреннее фильтрационное сопротивление при фильтрации воды на указанном участке, (Па∙с)/м3; Ω1 – внешнее фильтрационное сопротивление при фильтрации воды на указанном участке, (Па∙с)/м3; µВ – вязкость воды, Па∙с;

kВ – проницаемость пласта для воды, м2; h – толщина пласта, м;

rН – радиус нагнетательной скважины, м;

rВ – расстояние, на которое проник фронт закачиваемой воды, м;/ – радиус контура вокруг нагнетательной скважины, м.

Легко проверить, что формула, аналогичная формуле (7.1), для нахождения давления на фронте вытеснения РВ, получается из формулы Дюпюи:

При расчете фильтрации нефти будем иметь ввиду, что при площадном заводнении с использованием семиточечной схемы для одного элемента системы разработки, общий дебит ряда добывающих скважин обеспечен притоком нефти от нагнетательной скважины данного элемента только на 1/3 (каждая добывающая скважина принадлежит одновременно трем элементам). Остальная часть дебита обеспечена притоком нефти из соседних элементов. Отсюда можно получить количество добывающих скважин в элементе разработки, суммарный дебит которых равен притоку из данного элемента системы разработки:

n = 6 ∙ (1/3) = 2.

Отсюда следует, что соотношение, связывающее дебит одной добывающей скважины и расход закачиваемой в нагнетательную скважину воды в семиточечном элементе разработки, равно:

7

q = 2 ∙ qС, или qС = q/2,

где qС – дебит одной добывающей нефть скважины.

Фильтрация нефти на участке элемента пласта от фронта вытеснения нефти водой до забоев скважин добывающего ряда описывается выражением:

где ω2 – внутреннее фильтрационное сопротивление при фильтрации воды на указанном участке, (Па∙с)/м3; Ω2 – внешнее фильтрационное сопротивление при фильтрации воды на указанном участке, (Па∙с)/м3; µН – вязкость нефти, Па∙с;

kВ – проницаемость пласта для воды, м2; h – толщина пласта, м;

rС – радиус добывающей скважины, м;

rВ – расстояние, на которое проник фронт закачиваемой воды, м; R – радиус ряда добывающих скважин, м;

ni – количество добывающих скважин в семиточечном элементе разработки.

Используя исходные данные и расчетные формулы (7.6) и (7.7), можно решить уравнение (7.5) относительно неизвестного давления на забое добывающей скважины РС.

7.2. Цели и задачи лабораторной работы

Целью лабораторной работы является изучение метода определения показателей разработки залежи при внутриконтурном площадном заводнении.

Задачи лабораторной работы:

1)изучение моделей поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой;

2)определение давлений на забоях скважин и на фронте вытеснения в элементе семиточечной схемы расположения скважин при поршневом вытеснении нефти водой.

8

3) определение времени безводной добычи нефти из семиточечного элемента разработки залежи.

7.3. Порядок выполнения работы

Выполнение лабораторной работы осуществляется в соответствии с индивидуальным вариантом задания, устанавливаемым преподавателем. Варианты заданий приведены в таблицах.

Результаты расчетов проанализировать и сделать выводы.

Задача для самостоятельного решения

Задача 7.1.

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением внутриконтурного заводнения при семиточечной схеме расположения скважин, при этом объем воды, которая закачивается в пласт, равен объему добытой нефти. Схема элемента месторождения, состоящего из одной нагнетательной и шести добывающих скважин, показана на рисунках 11.1 и 11.2.

В нагнетательную скважину закачивается вода с расходом q, (м3/сут) при давлении на забое нагнетательной скважины РН (МПа). Осуществляется поршневое вытеснение нефти водой. При этом в некоторый момент времени фронт закачиваемой в пласт воды проник на расстояние rВ (м).

Исходные данные для расчета по вариантам приведены в таблице 11.1. Для всех вариантов принять радиус нагнетательной скважины rН = 0,1 м;

приведенный радиус добывающей скважины rС = 0,01 м. Условные обозначения, используемые в задаче:

-радиус ряда добывающих скважин R, м;

-мощность пласта h, м;

-проницаемость пород пласта для нефти kН, мкм2;

-проницаемость пород пласта для воды kВ, мкм2;

-вязкость нефти µН, мПа∙с;

-вязкость воды µВ, мПа∙с;

-насыщенность пород пласта связанной водой SСВ;

-пористость пласта m, %.

Определить:

1)давление на фронте вытеснения РВ в момент времени t;

2)давление на забое добывающих скважин РС в момент времени t;

3)время безводной добычи нефти из рассматриваемого элемента месторождения tБЭ (в годах).

Примечания:

1) при решении задачи использовать метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений;

9

2)в расчетах использовать размерности физических величин в единой международной системе единиц (СИ);

3)начальные запасы нефти в рассматриваемом элементе системы разработки месторождения VЭ (м3) определяются по формуле:

4) время обводнения (время безводной добычи нефти) tБЭ (годы) рассматриваемого элемента месторождения при постоянном расходе