4. Расчет показателей разработки залежей нефти при разных режимах

Методики расчета показателей разработки залежей нефти предопределяются их режимом. Это объясняется тем, что основные закономерности фильтрации жидкости и газа в пластах описываются энергетическими составляющими, обусловливающими течение нефти и газа в пластах.

Для начальной стадии разработки нефтяных месторождений в естественных условиях проявления режима главную роль играют силы упругости пласта и пластовых жидкостей. По мере снижения пластового давления может наступить момент, когда давление станет ниже давления насыщения и тогда в пласте получит развитие режим растворенного газа.

Если в залежи проявляется напор пластовых вод, то в ней может получить развитие водонапорный режим, характеризующийся постоянным пластовым давлением. Ниже приводятся методики расчета показателей разработки при упруговодонапорном, растворенного газа и жестководонапорном режимах. Заметим, что, говоря о показателях разработки залежи нефти и газа, имеют в виду установление закономерностей в изменении добычи нефти, газа, пластового давления во времени.

Основные расчеты показателей разработки при упруговодонапорном режиме

Вытеснение нефти из пласта к скважинам в условиях упруговодонапорного режима происходит за счет высвобождения упругих сил сжатой жидкости и породы. Область проявления упруговодонапорного режима по давлению лежит выше давления насыщения. Из этого вовсе не следует, что упругие силы не проявляют себя при снижении давления ниже давления насыщения.

По принятой классификации режимов, когда режим выделяется по главной (превалирующей) силе, при снижении пластового давления ниже давления насыщения, упругие силы уже не играют существенной роли в вытеснении нефти. Хотя, следует оговориться, что в конкретной геолого-промысловой обстановке возможны случаи, когда для небольших залежей нефти с большими гидродинамическими областями, занятыми водой, упругие силы могут играть существенную роль даже при снижении пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения.

Состояние упругой жидкости и пористости пласта в зависимости от давления записывается следующими уравнениями:

р

(7.14)

(7.15)

= р₀[1 — Ыр — Ро)]\ /п = т₀+Мр— Ро).

где р_ж; р_с — коэффициенты объемной упругости соответственно жидкости и породы; то; ро — соответственно пористость и плот- ¹ ность породы при начальном давлении.

Коэффициенты объемной упругости изучаются в лабораториях физики нефтяного пласта и пластовых жидкостей. Обобщением экспериментальных данных по большому числу месторождений нефти коэффициент упругости нефти заключен в пределе

1^7-30)10-*-^. (7.16)

Коэффициент упругости воды

I р_в = (2,7-5)10-‘-_й^_г. (7.17)

Коэффициент упругоемкости породы, представленной кварцевым песчаником,

р_п = (0,26-5)10-4₁^_г. (7.18>

1. При изменении давления на Ар из пласта объемом V₀ будет

высвобожден за счет упругого расширения жидкости и породы, следующий объем жидкости

АУ_ж = $_жУпорАр-\-$_аУ₀Ар. (7.19)

Учтя, что Упор = тУо, из (7.19) получим

А1^ж — fyyxfliVоАр-\-fynVоАр = (<??р_ж-)-Рп) УоАр. (7.20)

Обозначив Р* = Рж/и+Рп» получим

ЛУж = Р*ПД р. (7.21)

Коэффициент р* назван коэффициентом упругоемкости пласта. Он показывает изменение упругого запаса жидкости в единице объема при изменении давления на 1 МПа. Недостаток формулы (7.21) для определения количества жидкости, получаемой за

счет упругого расширения жидкости и породы, состоит в том,

что она не увязана со временем. Поэтому для определения показателей разработки более предпочтительна следующая формула

*м=й--Лг^и(—l-Ь Р-²²>

где p(t) — пластовое давление на момент времени t в точке пласта, отстоящей на расстоянии R от центра; ро — начальное пластовое давление; Q — отбор жидкости из залежи, принимаемый постоянным; kh/ц — гидропроводность пласта; R— расстояние от центра залежи до точки пласта, в которой оценивается

Таблица 7.3

Краткая таблица интегральной экспоненциальной функции

X	-Е1(-*)	X	—Ei (—дс)	X	-ЕК-х)	X	—Ei(—дс)
0,01	4,0379	0,12	1,6595	0,35	0,7942	1	0,2194
0,02	3,3547	0,14	1,5241	0,4	0,7024	1,5	0,1075
0,03	2,9591	0,16	1,4092	0,45	0,6453	2	0,0489
0,04	2,6813	0,18	1,3098	0,5	0,5592	2,5	0,0249
0,05	2,4679	0,2	1,2227	0,55	0,5034	3	0,0630
0,06	2,2953	0,22	1,1454	0,6	0,4544	4	0,0038
0,07	2,1508	0,24	1,0762	0,65	0,4115	5	0,0011
0,08	2,0269	0,26	1,0139	0,7	0,3738	7	0,0001
0,09	1,9187	0,28	0,9573	0,75	0,3403	10	0,0000
0,1	1,8229	0,3	0,9057	0,8	0,3106
				0,9	0,2602

Примечание, х — аргумент функции.

изменение давления; х — пьезопроводность, определяемая по •формуле

х-й/М*); (7.23)

Ei(—R²/(4xt))—интегральная экспоненциальная функция

(табл. 7.3).

Профессором В. Н. Щелкачевым показано, что при R²l(4y,t) ^0,1 функция Ei(—х) с достаточной для практики точностью (ошибка менее 5%) может быть заменена ее приближенным решением

Ei(-*)sln-j + C, (7.24)

где С — постоянная Эйлера, равная 0,5772. Если принять R = r_c

и учесть (7.24), то получим формулу для изменения давления

во времени на забое скважины, используемую при обработке ■кривых восстановления давления по методу касательной (см. гл. 6)

^ 1 2,25jcf ftщ ос\

ро=р™—шг^1п-тг' <⁷-²⁵)

-Формулой (7.25) в нефтепромысловой практике пользуются для оценки изменения давления во времени в зависимости от отбора в начальной стадии разработки залежи нефти, когда на залежи имеется небольшое число скважин. При этом предполагают, что отбор сосредоточен в центре залежи, а изменение давления определяется на расстоянии R от центра.

Выполнив расчеты по нескольким вариантам, отличающимся заданием Q = const, определяем продолжительность эксплуата

ции залежи в условиях упруговодонапорного режима к моменту времени перехода работы залежи на режим растворенного газа (рис. 7.11). На рис. 7.11 показано изменение давления во времени, рассчитанное для различных значений отбора Q_b Q₂, Q3, принимаемых постоянными. Из сравнительных расчетов (см. рис. 7.11) можно сделать практические выводы по принятию к внедрению величины отбора жидкости, согласовав его по срокам с завершением строительства объектов поддержания пластового давления или объектов по отбору газа. Нерегулируемый отбор жидкости в условиях упруговодонапорного режима может привести к тому, что в залежи получит развитие режим растворенного газа с резким увеличением газового фактора и ресурсов газа.

Рис. 7.11. Изменение давления во Рис. 7.12. Кривые теоретического

времени для разных значений Q ₁₍ (1) и фактического (2) изменения

Q2, Qz (соответственно кривые 1, давления во времени 2, 3)

Если в этих условиях обустройство площади объектами поддержания пластового давления и сбора газа еще не закончено, то газ приходится сжигать в факелах или идти на существенное ограничение отбора нефти из залежей. Подобное явление отмечалось на некоторых нефтяных месторождениях Западной Украины, Северного Кавказа и др.

При должной проработке этих вопросов негативные явления могут быть предупреждены или вовсе исключены.

Расчеты в условиях упруговодонапорного режима выполняют как правило в начале разработки залежи нефти, когда параметры продуктивного пласта и насыщающих жидкостей изучены недостаточно по небольшому числу скважин. Кроме того, специфика разведки нефтяных месторождений состоит в том, что, попав разведочной скважиной на нефтяное поле, заложение последующих разведочных скважин планируется таким обра

зом, чтобы не выйти за пределы нефтеносности. По конечным результатам оказывается, что на стадии подготовки залежи нефти к разработке центральная нефтенасыщенная часть залежи более или менее изучена, а краевые и особенно законтурные части пласта оказываются изученными весьма слабо.

Все это обусловливает несовпадение рассчитанного изменения давления во времени с фактическими результатами (рис. 7.12). На характер кривой изменения давления во времени оказывают влияние, в первую очередь, параметры пласта и жидкости в законтурной части.

Расчеты теоретической кривой выполнены по формуле (7.22) с использованием фактического дебита и параметров пласта и жидкости, определенных для начальной стадии разработки. Несовпадение теоретической и фактической кривых (см. рис. 7.12) обусловлено причинами, изложенными выше.

Для согласования теоретической кривой с фактической (практической) поступают следующим образом.

1. В формулу (7.22) вводятся коэффициенты z\ и z₂ на согласование параметров пласта и пластовой жидкости.

Тогда формула принимает вид

р W ■= ро--Sk²*^5:1 (—§г^z*) * (⁷’²⁶>

где

)J(f-)»..'• <⁷-²⁷>

2. Записывают формулу (7.26) для двух фактических моментов времени t\ и t₂. Снижение давления для этих моментов времени соответственно Ap(t\) и Ap(t₂)

On / да \ Г (⁷-28)

A? (h) = forth ^Zl Е* ( ²² ) ’ J

Из системы уравнений (7.28) рассчитывают Z\ и z₂. Чтобы вычислить z₂, следует воспользоваться приближенным решением (7.24) для интегральной экспоненциальной функции Ei(—х).

По величине коэффициентов z\ и z₂ делается заключение

о характере различий в параметрах центральной и законтурной частей пласта.

Так, например, если zi — l, то можно считать, что гидропроводность центральной и законтурной частей одинакова. Если Zi>l, то уменьшается параметр kh!\i в законтурной части пласта. Если z_x<\, то khl\i в законтурной части увеличивается. Если z₂> 1, то пористость в законтурной части пласта уменьшается и наоборот, при z₂<l — увеличивается.

Если задачу по определению изменения давления во времени следует решать в условиях изменяющегося отбора, что характерно для начальной стадии разработки залежей нефти, когда вводятся новые скважины и идет процесс нарастания добычи, то поступают таким образом.

1. Произвольную кривую изменения дебита во времени (такой кривой может быть заданная планом добыча) заменяют ступенчатой кривой. Величина ступени по дебиту равна среднему его значению на выделенном отрезке времени (рис. 7.13).

2. И

   Рис. 7.13. Преобразование фактиче- Рис. 7.14. Расчетная схема к опре- ского изменения отбора жидкости делению изменения давления в точ- во времени к средним значениям де- ке М для рассредоточенного отбора бита по интервалам времени

   qu

   t„ t, t_z tj t_V t₅ t£ t

   

   (7.29)

   давления, вызванное воздействием какой-либо скважины, накладывается (складывается) на изменение давления, вызванное работой других скважин.

   Математическая трактовка метода суперпозиции сводится к тому, что сумма частных решений уравнения (7.22) есть также решение, которое можно записать формулой

   Значения q_u q₂, дз и т. д. при t_u t₂, t₃ и т. д. понятны из рис. 7.13. Для случая, когда отбор жидкости рассредоточен по скважинам и требуется определить изменение давления в точке М, отстоящей на расстоянии Г\\ г₂; г% и т. д. от скважин, имею-

   спользуя метод суперпозиции, записывают уравнение для расчета изменения давления во времени. Суть метода суперпозиции (наложения) состоит в том, что изменение пластового

щих дебит <7ь q₂, qz и т. д. (рис. 7.14), то используя метод суперпозиции, получим формулу

Д_Р«) = _й-_Р«) = -^-И(—4-)+ +-ШГ^Ш(-4т) + ---+ТЖ^Е1(-Ш7)’ <⁷-³°)

где t\, t₂, t₃ и т. д. продоложительность эксплуатации скважин при дебитах q_u q₂, qz и т. д.

Если в группе скважин есть нагнетательные, то расход по этим скважинам в формуле (7.30) берется со знаком минус. При выборе в качестве точки М одной из скважин в формуле (7.30) добавляется член (слагаемое) с дебитом этой скважины и с ее радиусом (приведенным), подставляемым вместо г„.

Меняя положение точки М на площади залежи и каждый раз рассчитывая изменение давления Ap(t), можно проследить характер изменения давления по площади залежи.

Определение ожидаемой добычи нефти залежей с режимом растворенного газа

Режим растворенного газа проявляется в залежах нефти, где основная сила, перемещающая нефть по пласту к забоям скважин, — энергия газа, растворенного в нефти. Область существования этого режима по давлению лежит ниже давления насыщения. Такой режим в первую очередь проявляется в замкнутых залежах нефти при отсутствии напора краевых вод.

Определение показателей разработки режима растворенного газа — довольно сложная задача, обусловленная тем, что режим характеризуется падающим во времени пластовым давлением и изменением, в связи с этим, всех параметров пластовой нефти. Наиболее простое решение этой задачи получено JI. А. Зиновьевой, следуя которому расчеты выполняются в такой последовательности:

1. По формуле (7.31) рассчитывают изменение нефтенасы- щенности пористой среды от изменения давления

Г — «(Рк_г) . PKi .

Р(Рк_г)^_ Рк_г —^{1 —+

P«i+l

(7.31)

*0»К_|+1)

Р (Рк_г+1) ² (Рк_г+1)

Г-«0»к,₊₁) . Рщ₊₁

где р_Кги р_{к £+1} —нефтенасыщенность пористого пространства для давления р_щ и p_lH+{, s(p_Ki) и s(p_K£+1) — количество газа, растворенного в нефти при давлениях р_ц и p_Kl-₊₁; $(р_щ) и $(р_щ+1) — объемный коэффициент пластовой нефти при давлении p_Ki и

p_Ki+l\ z(p_K{) и z(Pki^-\) '—коэффициент сверхсжимаемости газа при давлениях р_К1и p_Kt=1; Г — средний газовый фактор на интервале изменения давления от р_К{до pi_<i+I, определяемый по формуле

^Т = У (Р«,) -Ш- V(P) + ^S (Р)> (7.32)

^{! 2 (Р}> (р)

где р= (Рщ+Рщ₊₁)1 2 —среднее давление; |х_н(р) и ц_г(р) — вязкость нефти и газа при среднем пластовом давлении; ^(рг) — отношение фазовой проницаемости для газа к фазовой проницаемости для нефти в зависимости от нефтенасыщенности.

Параметры Цн(р); ц_г(р); Р(р); s(p) берутся при среднем давлении.

Расчеты выполняют в следующей последовательности. Задаются значением нефтенасыщенности для начального интервала расчета (начальная нефтенасыщенность). По экспериментальным кривым фазовых проницаемостей или таблицам В. А. Царевича определяют ^(pKi)- По кривым исследования свойств нефти и газа в пластовых условиях (рис. 7.15) находят значение s, ц_н, Цг, z, р при давлениях р_К£и р_кг+1 • Решая уравнение (7.31) с учетом (7.32), вычисляют нефтенасыщенность для конца интервала изменения давления Рк,-₊₁. Рассчитанное значение р_к£+1 для последующего интервала изменения давления является начальным. Практика выполнения расчетов показала,

Рис. 7.15. Зависимость свойств пластовой нефти и газа от давления насыщения для Битковского месторождения:

s(p)—количество газа, растворенное в нефти; р(р) — объемный коэффициент пластовой нефти; z(p) — коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовой температуре; H_H/pi_r— отношение вязкости нефти к вязкости газа

Что чем меньше интервал между взятыми значениями р_щ и р_к<+|» тем точнее определяется зависимость р от р. Это требование обретает особую актуальность для нефтей, растворимость газа в которых не подчиняется закону Генри. Для таких нефтей интервал по давлению (р_щ—Р_щ=1) должен приниматься равным 0,1—0,2 МПа.

Если растворимость газа в нефти подчиняется закону Генри (s(p) = ap\ a=const, то интервал давления можно увеличить до

1. 5—1 МПа.

С целью предупреждения ошибок при выполнении расчетов (арифметические или механические ошибки), вместе с получением цифр по давлению, нефтенасыщенности и газовому фактору, для каждого интервала давления строят графики, показывающие изменение давления р и газового фактора Г от нефтенасыщенности (рис. 7.16). Об ошибке судят по резкому отклонению рассчитанных значений р„ и Г от наметившегося построения точек на графике. Если подобное отмечается, то по этому интервалу следует провести перерасчет.

2. Рассчитывают нефтеотдачу. Нефтеотдачу при режиме растворенного газа определяют при помощи зависимостей р_к от р_к по формуле

*1 = 1 тгМ-> (7.33)

1. Ро Р(Рк_г) ' '

где ро и $(р₀)— начальная нефтенасыщенность и объемный коэффициент при давлении насыщения; р_к и (} (р_к) — нефтенасыщенность и объемный коэффициент при среднем давлении.

3. Определяют дебиты, забойное давление в скважинах и сроки разработки. Расчеты выполняют для двух условий заданием постоянного дебита и постоянного забойного давления. Такая постановка задачи имеет подтверждение в практической реализации эксплуатации скважин в условиях режима растворенного газа.

В начальной фазе разработки месторождения, когда пластовое давление его высокое, выполнимо условие постоянного дебита при фонтанном и механизированном способах, так как в этих условиях хотя и происходит снижение пластового и забойного давлений, однако их значения еще высокие и можно осуществлять регулируемый отбор нефти.

На поздней стадии разработки забойное и пластовое давления не обеспечивают фонтанирования скважин, а возможности механизированного способа не позволяют поддерживать постоянный отбор нефти. Тогда вполне оправданна эксплуатация скважин при постоянном забойном давлении. На принятие условий расчета Q = const или р_с = const могут оказывать влияние и та

кие факторы, как пескопрояв- ление, подтягивание конусов воды, газа, прочность эксплуатационной колонны и др. Все эти факторы должны быть изучены на стадии подготовки исследовательских материалов к исполнению гидродинамических расчетов по определению показателей разработки.

В

Рис. 7.16. Зависимости давления и газового фактора от нефтенасышен- ности при режиме растворенного газа

связи с тем, что энергия растворенного газа равномерно распределена по объему пласта, расчеты выполняют по удельному объему пористого нефтенасыщенного пласта, приходящегося на одну скважину

F_H3h₃$m(i Рс в) -г; о/\

£2 = - * (7.34)

где F,_s — площать нефтяной залежи; й_Эф — средняя эффективная толщина пласта; т — пористость; р_св — насыщенность пористой среды связанной водой; п — число добывающих скважин.

Удельный объем пласта Q приводят к среднему значению площади дренирования пласта скважиной, выражаемой через радиус

Як = У&1 (яйэф). (7.35)

Если задача решается при условии задания постоянного отбора (Q = const), величина которого устанавливается на основании результатов опытной эксплуатации скважин, то по уравнению притока

q __ kh (Н_пл — Н_зад)

In^S-

Го

Рк Р

где Я_пл—#_заб= Г—— dp — разность функций Христиа

не ц(р)Р(р)

новича; F_B{p) =k_H(p)/k — относительная проницаемость для нефти.

Рассчитывают забойное давление. Методика пересчета функций Христиановича на давление показана в гл. 6.

Так как расчет выполняют аналогично расчету нефтенасыщенности шагами по давлению, то необходимо контролировать значение забойного давления, чтобы оно не оказалось меньше

ёго значения, регламентируемого условиями эксплуатации скважины, например, ниже предельного давления, обеспечивающего фонтанирование скважин.

При достижении забойным давлением значения, регламентированного условиями эксплуатации скважин, дальнейшее соблюдение условия Q = const невыполнимо, поэтому следует переходить на другие условия расчета.

Продолжительность разработки залежи при Q = const определяют по формуле

^Q=const⁼ £2'nQ=const/Q, (7.37)

где T)Q=const — нефтеотдача при Q = const, вычисленная по формуле (7.33) по наперед рассчитанной нефтенасыщенности.

Если задачу решают при р₃аб = const, значение которого определяется предельным давлением фонтанирования или глубиной спуска насоса в скважину, то проводят пересчет давлений на функции Христиановича, а по формуле (7.36) вычисляют дебит нефти. Заметим, что хотя p_3ag остается постоянным, но так как в процессе разработки уменьшается пластовое давление, то дебит во времени будет уменьшаться. Так как счет ведется по давлению, то для каждого интервала изменения давления определяют средний дебит.

Продолжительность разработки залежи нефти при изменении давления от р_к,До р_к£+1 определяется по формуле

Р

(7.38)

к_г Рк_г+1

Р (Рк_г) Р (Рк_г+1)

^ГД^е Я(Рщ-р_щ+1) — средний дебит на интервале изменения давления от р_к, до р_щ+х

^{= + ?Рк}г J^{/2, (7}'³⁹⁾

где <7р_к. и 9р_к.₊₁—дебит нефти при соответствующем пластовом давлении.

Полный срок разработки при р_заб = const определится формулой

/=2Д*. (7.40)

На рис. 7.17 представлены результаты расчета показателей разработки для менилитовой залежи Битковского месторождения. Расчеты для первого этапа выполнялись при условии Q — — const, а в последующем р_с = const. Резкие изменения дебита в завершающей стадии разработки обусловлены переходом на новые забойные давления, как результат увеличения глубины спуска насоса в скважину. По мере снижения отбора нефти из

скважины появляются предпосылки к уменьшению диаметра насоса. А это при постоянной мощности насосного оборудования в установившихся условиях эксплуатации скважин позволяет увеличивать глубину спуска насоса.

Основные гидродинамические расчеты показателей разработки при жестководонапорном режиме

Выбор принципиальной схемы разработки. Процесс извлечения нефти при жестководонапорном режиме происходит за счет поступления воды в нефтенасыщенную часть пласта. Поэтому при решении задач разработки залежи нефти весьма актуальны вопросы управления процессом движения воды надлежащей расстановкой скважин, заданием их числа и режимом эксплуатации. Кроме того, учитывая особенности формы залежи нефти, ее коллекторские свойства, а также характер неоднородности пласта при выполнении проектных решений должны рассматриваться варианты, обеспечивающие более полное извлечение нефти при большом периоде безводной добычи нефти и небольшом относительном содержании воды в общем количестве извлекаемых из пласта жидкостей.

В принципиальной схеме намечается местоположение рядов скважин по основным и промежуточным вариантам разработки. Основными считаются варианты, апробированные практикой разработки месторождений. Промежуточные варианты подбираются с некоторым отличием от основных, полагая, что техникоэкономические показатели этих вариантов будут больше или меньше значений основных, отличаясь уровнем добычи нефти, объемом капитальных вложений, себестоимостью и т. п. Разумеется, что без изучения опыта разработки месторождений и опыта проектирования сразу указать основные и промежуточные варианты весьма затруднительно. Поэтому изучение опыта разработки способствует существенному сокращению расчетных операций. Обычно в расчетах используют 2—3 основных варианта, 2—3 промежуточных варианта, направленных на возрастание добычи увеличением числа добывающих и нагнетательных скважин, и 2—3 промежуточных варианта, ставящих целью сокращение капитальных вложений уменьшением числа скважин. Для крупных многопластовых месторождений число основных и промежуточных вариантов можно существенно увеличить, так как наряду с вариантами разработки отдельных пластов должны рассматриваться варианты с объединением нескольких пластов в один объект разработки.

Окончательный выбор системы разработки делается по результатам технико-экономического анализа.

Схематизация условий разработки. Так как действительные залежи нефти могут иметь самую разнообразную геометриче-

скую форму, а готовые теоретические решения подземной гидродинамики предполагают упорядоченную фильтрацию к прямоугольной полосе или кругу, то для выполнения гидродинамических расчетов таких пластов прибегают к схематизации условий разработки (форма залежей и контур нефтеносности) .

С

Г, м3/м3
	с,МПа
т>	_	:
		Ь'
600	-24	н
500	- 20	-100
W0	-16	-ЯП
300	- 12	- во
200	- 8	- 40
100	- Ч-	- 20

т/си	т				V
V
\	L
у
\	/
У					4
			—

2 3

Рис. 7.17. Теоретические кривые изменения дебита, пластового давления, газового фактора во времени для менилитовой залежи Битковско- го месторождения

хематизация форм залежей нефти сводится к замене залежи сложной конфигурации полосой, кольцом, кругом или соотношением этих простейших геометрических форм.

Если залежь, для которой проводят гидродинамические расчеты, имеет овальную форму (рис. 7.18, а) с соотношением осей (В:Л)>3 (В— длина залежи; Л — ширина залежи), то такая залежь схематизируется полосой. Осуществляя схематизацию, следует соблюсти выполнение следующих условий:

1. Запасы схематизированной залежи должны быть равны запасам реальной залежи. Если толщина и коллекторские свойства пласта меняются по площади залежи несущественно, то условие равенства запасов реализуется через равенство площадей схематизированной и реальной залежей;

2. Параметр реальной и схематизированной залежей должен быть одинаков;

3. Число скважин схематизированной и реальной залежи должно быть одинаковым.

Если овальная залежь имеет соотношение осей В: А<3, то ее схематизируют кольцом или кругом (рис. 7.18, б).

Выполняя условия схематизации, запишем

■/?внешн ⁼ Р/(2я), (7.41)

где Р — периметр реальной залежи нефти;

■^внутр— у -^внешн _л * (7.42)

где F — площадь реальной залежи нефти.

При схематизации расстановки скважин должно быть выполнено условие равенства площадей между водонефтяным контуром (ВНК) и рядами скважин для реальной и схематизированной залежей.

Рис. 7.18. Фактическая и схематизированная залежь нефти при условиях В :А>3 (о) и В:А<3 (б).

Е

/S:Al>J

сли реальная залежь нефти имеет сложную конфигурацию (рис. 7.19, а), то ее можно схематизировать несколькими элементами правильных геометрических форм, например полосой и кругом.

Заливообразные залежи, встречаемые в нефтеносной провинции Краснодарского края (рис. 7.19, б), можно схематизировать сектором. Гидродинамические расчеты выполняются для полного круга, а затем по дебитам скважин выделяется доля, приходящаяся на сектор.

Схематизации залежей нефти для проведения гидродинамических расчетов по форме должна предшествовать работа по схематизации водонефтяного контакта. Вместо внешнего и внутреннего водонефтяных контактов проводят расчетный ВНК, который располагают между ними. Условие правильного проведения расчетного ВНК контролируется проверочным расчетом по равенству запасов нефти реальной и схематизированной залежи внутри расчетного ВНК. Запасы нефти определяют по средним параметрам пласта с использованием формул объемного метода расчета запасов —формулы М. А. Жданова.

Использование метода электрогидродинамической аналогии (ЭГДА) к решению гидродинамических задач. Моделирование гидродинамического процесса в пласте электрическими моделями основывается на аналогии между гидродинамическими и электрическими процессами, протекающими хотя и в различных размерных и временных масштабах, но имеющих подобные уравнения, описывающие обе системы. Применение электрических моделей для решения задач разработки нефтяных месторождений обусловливается простотой построения модели и до-

Рис. 7.19. Примеры схематизации залежей нефти сложных геометрических форм простыми:

1 — контур практической залежи; 2 — контур схематизированной залежи

ступностью в проведении измерений электрических параметров в любой части электрической системы (схемы).

Аналогия между гидродинамическими и электрическими параметрами усматривается непосредственно из сравнения уравнения притока жидкости к скважине и закона Ома.

Уравнение притока нефти к скважине

Q

Г\ Рпл — Рз&б ^V“ 1 IK

(7.43)

— К (р_Вл — Рзаб) ИЛИ

где К — коэффициент продуктивности.

Закон Ома

/=(С/1-С/₂)/Д»_л, (7.44)

где J — сила тока; Ui—U2 — разность электрических потенциалов. Из уравнения следует, что

Q = /; Рпл — Рзаб^=^Л £^2> i/K^=R эл,

1

■

где #эл = -

названо фильтрационным сопротивлением. Уста

новленная аналогия (подобие) между параметрами позволяет полагать, что и более сложные гидродинамические схемы имеют аналоговые электрические схемы. Широкое распространение при решении гидродинамических задач по методу электрогидро- динамической аналогии получил закон Киргоффа

(7.45)

Таким образом, при использовании метода электрогидродина- мической аналогии для решения гидродинамических задач следует уметь в поставленной гидродинамической задаче увидеть

электрическую задачу, решение которой с применением закона Киргоффа и будет решением поставленной гидродинамической задачи. \

На ри^. 7.20 показаны примеры создания электрических схем для различных пластовых систем. Как видно из рисунка для любой гидродинамической схемы с любым числом рядов скважин можно\ создать простейшую электрическую цепь, расчет которой выполняют с использованием закона Киргоффа.

Покажем \несколько примеров решения задач установления связи между отбором жидкости, параметрами пласта и пластовой жидкости й перепадом давления.

Зада¹ юобразной залежи расположен один ряд

скважин

Установить связь между отбором жид-

кости из залежи ц перепадом давления.

Решение. Показанная на рис. 7.20, а гидродинамическая схема и ее электрический аналог указывает на то, что расчет электрической цепи должен выполняться с использованием закона Киргоффа, который для заданных условий записывают так

U

(7.46)

_K- Uc — /Яэл к—оэл 0—1 эл Ь

где Яэл к-о; #эло-ь -Кэл1 — электрические сопротивления соответствующих участков цепи.

Следуя методу ЭГДА и учитывая, что

Uk = Pk\ Uq = Pc\ J=Q\ Н.ЭЛ к—0 = £2к—о!

Яэл 0-1 = ^0-1; Rrtn 1 = 0)1,

запишем

р

(7.47)

к — рс — Q£2r—o-l-Q^o—i~[~Qg),

где р_к и рс — давления, соответственно, на контуре питания и забое скважины; Q — отбор жидкости рядом скважин; Q_K-o; fio-i — внешние фильтрационные сопротивления; ©i —внутреннее фильтрационное сопротивление.

Фильтрационные сопротивления

‘^к~° am ■ vith ^;

(7.48)

где oi — половина расстояния между скважинами; щ — число добывающих скважин. Остальные обозначения понятны из рис. 7.20, а или общепринятые. Так как расчеты показателей разработки выполняют полагая, что параметры пласта и пластовой жидкости изучены предшествующими исследованиями, то непосредственно из формулы (7.47) устанавливают связь между дебитом ряда скважин и забойным давлением в них р_с■ Если

/

^777777777777777777777777777777

Рис. 7.20. Гидродинамические и электрические схемы к решению задач по установлению связи между дебитами, давлениями и параметрами пласта: а, б, в — полосообразная залежь соответственно с одним, двумя и тремя рядами скважин; г, д, е — круговая залежь соответственно с одной, двумя и тремя кольцевым» батареями

условием эксплуатации скважин обосновывается значение забойного! давления, то из формулы (7.47) определяют отбор жидкости

\ Q— (рк — Рс) / (Йк-о-Ьйо—i-]-(Oi). (7.49)

По формуле (7.49) можно проследить взаимосвязь между отбором жидкости и числом скважин, которое входит в формулу для внутренних'фильтрационных сопротивлений. Подставляя фильтрационные сопротивления в формулу (7.49) и учитывая, что Qi = £/(2rti), получаем

су ^Рк-~-^^с- ₅ . (7.50)

Ек-оИ'в I ^o-iH'h I зт2гсхг_{с п}р

' Bkh "^r Bkh ' 2nkhn±

Непосредственно Из (7.50) устанавливается связь между Q и п! (рис. 7.21).

И

Рис. 7.21. Зависимость между отбором и числом добывающих скважин при жестководонапорном режиме при разных забойных давлениях

з рис. 7.21 следует, что связь между числом скважин и отбором жидкости нелинейная. Чем большее число скважин имеется на залежи, тем меньшее количество жидкости будет отбираться вновь вводимыми скважинами. Это очень важный вывод для нефтепромысловой практики, так как он указывает на то, что на определенной стадии разработки месторождения нельзя решить задачу существенного увеличения отбора только за счет возрастания числа добывающих скважин.

Задача 2. В круговой залежи нефти (рис. 7.20, е) расположено две круговые батареи добывающих скважин. Следует установить связь между отбором и забойным давлением в скважинах.

Решение. Для показанной на рис. 7.20, е электрической схемы решение, следуя закону Киргоффа, запишется так

Рк Pcj— (Qi + Q₂)^k—0+(Qi + Q2)Qo—1 + Qi®r, (7.51)

Рк — Рс₂= (Q1-I-Q2) £2к—О-)- ( Q1—j—Q2) £3o-l^-t^_Q2^1-2^_bQ2tt)2> (7.52)

где рс и p_Cj — давление на забое, соответственно, первого и второго рядов скважин; Qi — дебит первого ряда скважин; Q2 — дебит второго ряда скважин; Q_K-o; Й0-1; Q1-2; он; ©2 —

фильтрационные сопротивления, определяемые формулами

Як

£2к_о^:

2nkh , Л₀ ^(Хн1п"йГ

2 nkh

i ^Ri (Хн^1п д-

2 nkh

_Oi_ яг,

2 пккп_г а.

с пр

2 nkhn*

^л>~с пр

Qq-I —

^1-2 —

In ■

[^н

(0.

со, = ■

где oi и 02 — соответственно расстояние между скважинами в рядах; «1 и «2 — число скважин в рядах; г_СПр — приведенный радиус скважины. Остальные обозначения понятны из рис. 7.20, е. Решая (7.51) и (7.52) совместно, получаем

—Ра ⁼ Qz^i-z %(?2 (7.53)

Непосредственно для решений используют уравнения (7.51) и

53. . При выполнении расчетов принимаем условия эксплуатации скважин в рядах одинаковыми, т. е. p_Cl=pc_a» тогда из

53. имеем

(7.54)

Если необходимо определить добычу жидкости для трех рядов скважин (рис. 7.20, е), систему уравнений записывают в виде

Рк⁼⁼Рс₁⁼ (Q1+Q2+Q3)£2к—о+ (Q1+Q2+Q3)iQi<»i; )

Рс_г Рс₂ ⁼ (Q2 + Q3)£2l-2 + Q'2<B2—Qi®i; 1 (7.55)

Рс₂ Рс₃⁼ Q3^2-3+Q3M3 Q2(02- j

По сравнению с предыдущим решением появились два дополнительных фильтрационных сопротивления £1₂-з и юз, которые рассчитывают по формулам

/-Л Цн?2-8 .

“²-^3_ Bkh~ ’

<

(г_н In

т₃

ЯГс ПР

Основываясь на показанных выше решениях, можно записать общукХ формулу для расчета дебитов или забойных давлений для полосовой и круговой залежей

\ i=n

\ рзгб j—1 рзаб /⁼ £2 2 Qt-j-QjO>/ — Q/—1 СО/—1» (7.56)

\ ^,=1 где — внешние фильтрационные сопротивления между /—I к j рядами.'

Внешнее\фильтрационное сопротивление между рядами для полосовой залежи

Q

(7.57)

i = nhl (Bkh)

для круговой залежи

Л г-1

1п

(7.58)

полосовых и

ln-

(7.59)

^nre пр

2nkh Ri '

Внутреннее фильтрационное сопротивление для круговых залежей выражаются одинаково:

Ц 1 _ Oi

Й) = -

2 пккщ

COi =

где щ — число скважин в ряду или на круговой батарее;

о, — расстояние между скважинами в ряду (в круговой бата

рее).

Наиболее сложный вопрос при расчете показателей разработки залежи нефти на жестководонапорном режиме — определение процента воды в добываемой жидкости и срока разработки. Эта задача существенно упрощается, если по результатам разработки конкретного месторождения или месторождений с аналогичными геолого-промысловыми условиями, имеются зависимости между нефтеотдачей, процентом воды в продукции скважин и кратностью

промывки. Кратностью промывки называют отношение объема вошедшей в залежь воды к первоначальному объему пор пласта в пределах первоначальной нефтенасыщенной его части. Заметим, что такую зависимость можно получить расчетом на основе фазовых проницаемостей и неоднородности пласта, например по методикам расчета показателей Рис. 7.22. Зависимость нефтеотдачи-

разработки ВНИИнефти, Ги- <Ч) и процента воды в продукции* ^{r v} . / скважин (Лв) выгодскои залежи До-

провостокнефти и др. (р

^И€* линского месторождения от кратно- 7.22). ста промывки (т<)

/

Дальнейшее решение задачи по определению срока Разработки и процента воды в продукции скважин выполняю^ для двух условий: заданием постоянного отбора или заданием постоянного забойного давления в скважинах. /

Если задача решается для условия постоянного во времени отбора жидкости из скважин, то расчет довольно iipocT: по

предварительно рассчитанным по формулам (7.47V' (7.51) —

53. или (7.55) мгновенным дебитам рядов скважин, которые принимаются постоянными, определяют накопленрую добычу нефти для ряда значений срока разработки

фгнакопл ⁼ 2 Qiti, (7.60)

i=l

где 2Qi — мгновенный дебит рядов скважин. Затем подсчитывают значение порового объема Vi от начального положения

водонефтяного контакта ВНК до первого ряда и между рядами

Vi = Bl₀~ihm, (7.61)

где В—длина залежи нефти; l₀~i—расстояние от начального положения ВНК до линии первого ряда, h — толщина пласта; т — пористость.

Для ряда выделенных значений срока разработки t_t определяют кратность промывки т

Т< = Qi накопл/^(- (7.62)

По расчетным значениям т_г- и рис. 7.22 вычисляют процент воды в продукции ряда скважин. Задачу решают по этапам. После достижения в первом ряду достаточно высокой обводненности ряд можно отключить. Для момента отключения рядов должно выполняться условие

q» i (t) -\-Qyl Ж (0 г+2 (0 = я'н г+1 (О -\-Q н £+2 (0 <+3 (0 >

(7.63)

где слева дебит рядов по нефти в конце i-го этапа, справа — в начале (t+l)-ro этапа. Выполнение условия (7.63) обеспечивает получение минимального общего срока разработки.

Если задача решается для переменного во времени отбора жидкости рядами скважин при условии p_3a6 = const, то для расчета срока разработки предварительно обосновывается процент воды в продукции добывающих скважин для момента отключения рядов. При обосновании процента воды в продукции рядов скважин для их отключения руководствуются условием (7.63). Обосновав процент воды на линии ряда скважин, по рис. 7.22 определяют кратность промывки п- По кратности промывки, используя формулу (7.62), и по предварительно рассчитанному объему порового пространства Vi между начальным положением ВНК и линией ряда скважин вычисляют накопленный отбор

жидкой^и, прошедшей через ряд скважин (включая количество жидкости, отобранное рядом) до его отключения. Для получения более полной характеристики изменения дебита нефти и воды за Время перемещения ВНК от начального положения до линии первого ряда определяют средние дебиты и процент воды в промежуточных положениях ВНК. Взяв одно, два или несколько промежуточных положений ВНК, при помощи формул (7.47), (7.51) — (7.53) или (7.55) рассчитывают мгновенные дебиты для заданных положений ВНК, а по формуле (7.64) — средние дебитМ

[(^<71+^<72+<7з)/+ (91+<72+<7з)ж]/2= (<71+<72+<7з))ср.

(7.64)

Суммарные накопленные отборы жидкости для промежуточных положений ВНК определяют по предварительно рассчитанному суммарному накопленному отбору жидкости для момента отключения ряда скважин пропорционально объемам пласта, заключенным между начальным и текущим (промежуточным) положениями ВНК. Процент воды в продукции ряда скважин для промежуточных положений ВНК определяют по предварительно рассчитанным суммарным отборам жидкости, формуле (7.62) и по рис. 7.22.

Срок разработки

ti = Qilqu (7.65)

где qi — средний дебит рядов скважин за этап перемещения ВНК от начального до промежуточного его положения.

Общий срок разработки

2. ti. (7.66)

/= 1

Результаты расчетов используют для построения кривых изменения суммарного дебита нефти и воды во времени (рис. 7.23).

Возрастание дебита II и III рядов скважин после отключения

обводнившихся рядов обусловливается снятием экранного эффекта как результата взаимодействия скважин при остановке рядов, прилегающих к ВНК.

5. Контроль и регулирование разработки нефтяных месторождений

Главная задача контроля за разработкой нефтяных месторождений— определение и отработка методов регулирования разработки месторождения для достижения проектных показателей.

В процессе контроля за разработкой ведется наблюдение за добычей нефти, воды, газа, изменением пластового давления,

Рис. 7.23. Изменение добычи нефти и воды во времени для залежи нефти с тремя рядами скважин:

Я\, <72. Чз — дебиты скважин 1-, 2- и 3-го рядов; q^, дебиты скважин 2- и 3-го

рядов после отключения 1-го обводнившегося ряда; — дебит скважин 3-го ряда после отключения 1- и 2-го рядов

перемещением ВНК и др. На нефтепромыслах строят графики, показывающие изменение этих показателей во времени. Эти графики принято называть динамикой показателей разработки. Кроме выражения показателей в абсолютных единицах строят динамику показателей в относительных единицах. Например, добычу нефти за год представляют в долях от извлекаемых запасов, а добычу газа — в долях от добычи нефти, делением добычи газа на добычу нефти (газовый фактор).

Отношение годовой добычи нефти к начальным балансовым запасам характеризует темп разработки месторождения.

На основании анализа темпа разработки месторождения М. М. Иванова выделяет четыре стадии (рис. 7.24).

Первая стадия отвечает освоению объекта разработки. В этот период идет разбуривание залежей нефти добывающими и водонагнетательными скважинами. Осваивают систему поддержания пластового давления. В связи с вводом в эксплуатацию новых скважин добыча нефти возрастает. Для контроля за объектом разработки этой стадии наиболее важно наблюдение за вскрытием пластов в процессе бурения и созданием фильтра в скважинах. Выполняют геофизические и гидродинамические исследования скважин. Продолжительность первой стадии разработки зависит от размеров месторождения, запасов нефти и интенсивности разбуривания. Для разных объектов разработки продолжительность первой стадии колеблется от 1 года до 7— 8 лет.

Вторая стадия характеризуется примерно постоянным высоким темпом разработки. На этой стадии разработки основной фонд добывающих скважин уже пробурен, хотя продолжается бурение водонагнетательных и резервных скважин. Осваивается

Рис. 7.24. Стадии разработки эксплуатационного объекта

система поддержания пластового давления. Разработку контролируют проведением, наряду с гидродинамическими, исследований притока в добывающих скважинах посредством дебитоме- ров и поинтервальной приемистости воды пропластками в интервале фильтра посредством расходомеров. Строят карты изобар и карты текущих отборов жидкости (нефти) по залежи. В добывающих скважинах контролируют процент воды в продукции.

Вопросы регулирования разработки залежи нефти на этой стадии еще не являются определяющими в решении задачи повышения нефтеотдачи. Из этого вовсе не следует, что эта стадия характеризуется нерегулируемым процессом разработки. Его регулирование осуществляется в пределах, предписываемых проектом разработки в части размещения добывающих и водонагнетательных скважин и задания режимов их работы.

Третья стадия характеризуется падающей во времени добычей нефти, как результат того, что большая доля запасов уже извлечена и происходит обводнение добывающих скважин. Разбуривание залежи на этой стадии практически завершено. Бурят только резервные скважины на отдельных участках, отстающих по темпам добычи нефти.

Контроль за разработкой на этой стадии обретает особую актуальность в связи с тем, что в условиях падающей добычи нефти и возрастающей обводненности регулирование необходимо. Осуществляют контроль за перемещением нагнетаемой воды по площади и разрезу скважин и проводят в скважинах изоляционные работы. Число мероприятий по регулированию разработки в этот период существенно возрастает.

Нефтеотдача для конца третьего периода разработки составляет 80—90% от принятой в проектном решении.

Четвертая стадия разработки отвечает завершающему этапу и характеризуется дальнейшим снижением темпов отбора нефти при возрастающем обводнении продукции скважин. Мероприятия по регулированию разработки в этот период сводятся к

Рис. 7.25. Карта разработки залежи сторождения.

нефти: Основными материала-

/ —нагнетательная скважина; 2 — добы- МИ, На КОТОрЫХ ОСНОВЫВа-

вакнцая скважина; 3-контур нефтеносно- _{ют(;я п}ред_Л0ЖенИЯ ПО регу

лированию разработки месторождения являются карты разработки и карта изобар. Карта разработки показывает изменение дебитов нефти и воды скважин по площади месторождения. Их строят на основании текущего дебита нефти и воды скважин. Непосредственно на карте значение дебита выражается радиусом круга, вычерчиваемого на плане расположения скважин. Радиус круга рассчитывают из условия

перераспределению отборов и закачки с целью обеспече- ния выработки запасов из- застойных, не охваченных заводнением зон пласта, а также к переходу на фор- сированный отбор жидкости по отдельным участкам или для залежи в целом. Про- водят геофизические иссле- дования, направленные на выявление необводненных пропластков в разрезе сква- жин. Продолжительность четвертого этапа предопре- деляется предельной рента- бельностью разработки ме-

R = l/qjn, (7.67)

где q — дебит скважин, м³/сут. Долю нефти в продукции скважин показывают разделением круга на два сектора, которые на карте закрашиваются в два цвета. Соотношение длин дуг секторов определяет доли нефти и воды в продукции скважин. На рис. 7.25 показана принципиальная карта-схема, характеризующая изменение дебита жидкости по скважинам и обводненность продукции скважин.

Не менее важна для регулирования процесса разработки карта изобар, которую строят на основании результатов измерения пластового давления в добывающих и водонагнетательных скважинах после их остановки. А так как истинное (измеренное) давление еще не определяет направление фильтрации жидкости в пласте, то истинные давления пересчитывают в приведенные (см. гл. 4), после чего соединением одинаковых значений давления между скважинами плавной кривой получают карту изобар (рис. 7.26). По карте изобар устанавливают основные

направления потоков жидкости в пласте. Следует помнить, что поток всегда перпендикулярен к изобарам и направлен в сторону уменьшения давления. Скорость течения жидкости на данном участке пласта можно определять по картам изобар, используя формулу

V— (&Др)/(цтэфД/)> {7.68)

где v — скорость движения фронта воды; k — проницаемость пласта; Ар— перепад давления между изобарами; ц — вязкость пластовой жидкости; т_эф — эффективная пористость пласта; At — расстояние между изобарами.

Напротив если по фактическим результатам отбора жидкости для конкретного участка известна скорость жидкости, то по формуле (7.68) можно определить гидропроводность пласта

kh vhm₉$ Ы

(7.69)

ц Др

так как v = HQ/ (hL) получим

kh Дг /и

(i L Др ’ \ • )

где EQ— количество жидкости, протекающее через участок пласта между изобарами, отстоящими друг от друга на расстоянии At; L — длина участка вдоль изобары.

По картам разработки, изобарам, а также графикам, характеризующим изменение добычи нефти, воды, газа, пластового давления во времени оценивают состояние разработки залежи нефти и намечают мероприятия по регулированию разработки для достижения более высокой нефтеотдачи.

7.6. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений

Разработка газовых и газоконденсатных месторождений — это совокупность работ, направленных на извлечение из залежи на поверхность газа и газового конденсата, сбор, учет и подготовку их для транспорта потребителю.

Аналогично разработке нефтяных месторождений газовые месторождения разрабатывают по определенной системе, которая включает размещение и порядок ввода добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин, установление и поддержание технологических режимов эксплуатации скважин, наземных сооружений и многие другие мероприятия.

Выбор системы разработки зависит от запасов газа и конденсата, начального пластового давления, геологического строения месторождения, активности пластовых вод, коллекторских свойств пласта, состава газа и конденсата, потребностей народного хозяйства в продукции скважин.

47 О

76г,v

Рис. 7.26. Карта изобар

О полноте извлечения газа и конденсата из залежей судят по коэффициентам газоотдачи и конденсатоотдачи.

Коэффициентом газоотдачи ^ называют отношение объема извлеченного из пласта газа Q_q, к его начальным запасам Q_H:

Р — Qq/Qn— (Qh — Qo)/Qh— 1 — Qo/Qh, (7.71)

где Qo — остаточные запасы газа в пласте.

Для газового режима в связи с постоянством газонасыщенного порового объема коэффициент конечной газоотдачи определяется только начальным р_н и конечным р_к давлениями в пласте

Р=1

(7.72)

где z_H; z_K — коэффициенты сверхсжимаемости газа соответственно при начальном и конечном давлениях в пласте и при пластовой температуре.

Чем выше начальное и ниже конечное давления, тем больше газоотдача месторождения при газовом режиме. Для месторождений с хорошими коллекторскими свойствами при высоких начальных пластовых давлениях коэффициент газоотдачи может достигать 0,97. Для месторождений со значительной неоднородностью продуктивных пластов, сложным геологическим строением, низкими начальными пластовыми давлениями коэффициент конечной газоотдачи составляет 0,7—0,8.

При водонапорном режиме газоотдача зависит от темпов разработки месторождения, механизма вытеснения газа водой, коллекторских свойств пласта, степени его неоднородности, начального и конечного пластовых давлений и многих других факторов. По многим причинам газ из пласта вытесняется водой неполностью, часть его остается защемленной за фронтом вытеснения. Опыт разработки газовых месторождений и лабораторные исследования показывают, что при вытеснении газа водой главная причина значительных объемов защемленного газа— неравномерность внедрения воды в залежь, обусловленная неоднородностью коллекторов и неравномерностью отборов из различных участков и интервалов пласта. В зависимости от геологических условий и системы разработки месторождения коэффициент газоотдачи при водонапорном режиме может изменяться от 0,5 до 0,97.

Конечный коэффициент газоотдачи часто определяют по формуле А. И. Ширковского

Р = 1,415 V а₀ — т₀, (7.73)

где ао — начальная газонасыщенность пласта; то — пористость пласта. Из формулы (7.73) следует, что более высокий коэффициент газоотдачи можно ожидать из залежей с хорошей пористостью пласта и высокой начальной газонасыщенностью.

Коэффициентом конденсатоотдачи р_к называют отношение объема Q_qK, извлеченного из пласта конденсата к его первоначальным запасам Q_HK

Рк = Q<?k/Qhk ⁼ (Qhk — Qok) IQhk— 1 — Qok/Qhkj (7.74)

где Qok — остаточные запасы конденсата в пласте.

На конечный коэффициент конденсатоотдачи влияют способ разработки месторождения (с поддержанием пластового давления или нет), содержание конденсата в газе, составы конденсата и газа, удельная поверхность пористой среды, начальные пластовое давление и температура и другие факторы. Практика разработки месторождений показывает, что коэффициент конечной конденсатоотдачи обычно изменяется от 0,3 до 0,75. Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании пластового давления в процессе отбора газа. Если поддержание давления осуществляется закачкой в залежь газа, то коэффициент конденсатоотдачи может достигать 0,85, а при закачке воды — 0,75.

Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений

В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений в зависимости от уровня годовых отборов газа принято выделять три периода: нарастающей добычи, постоянной добычи и падающей добычи газа.

Для того, чтобы избежать консервации значительных материальных ресурсов, разработку месторождений начинают еще во время их разбуривания и обустройства. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин, пунктов внутрипромыслового сбора, компрессорных станций, газопроводов добыча газа из место

рождения возрастает. Поэтому период, совпадающий с разбуриванием и обустройством месторождения, называют периодом нарастающей добычи.

П

Рис. 7.27. Динамика показателей разработки газовой залежи

осле ввода в эксплуатацию всех мощностей по добыче газа, которые определены технико-экономической целесообразностью, наступает период постоянной добычи. Из крупных месторождений за этот период отбирается более 60% запасов газа.

По мере истощения запасов газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается. Этот период разработки месторождения называют периодом падающей добычи. Он продолжается до снижения отборов газа ниже рентабельного уровня. На ркс. 7.27 показано изменение пластового давления, числа скважин, их дебита и годовых отборов газа в различные периоды разработки газовых месторождений.

Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений. В процессе разработки средних по запасам месторождений период постоянной добычи газа часто отсутствует. А при разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.

В начале разработки месторождения пластовое давление бывает обычно достаточным для транспортирования газа от скважин к установкам подготовки газа, а от них — прямо в газопровод для дальнего транспорта. Этот период разработки называют бескомпрессорным. В настоящее время для дальнего транспорта используют трубы, рассчитанные на рабочее давление 5,5 и 7,5 МПа, проектируют газопроводы с рабочим давлением 10—12 МПа. Газ, поступающий с промысла на прием магистрального газопровода, должен иметь давление, равное рабочему давлению газопровода. По мере падения пластового давления наступает время, когда для подачи газа в магистральный газопровод возникает необходимость использования дожимной компрессорной станции. С этого времени начинается компрессорный период разработки месторождения. Время ввода дожимной компрессорной станции, ее мощность влияют на технико- экономические показатели разработки месторождения, так как

связаны с системой разработки и обустройством промысла.

В зависимости от подготовленности месторождения к разработке и степени выработанности запасов различают период опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.

При опытно-промышленной эксплуатации наряду с поставкой газа потребителю проводят доразведку месторождения с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытнопромышленной эксплуатации месторождений природных газов как правило не превышает трех — четырех лет.

В период промышленной эксплуатации месторождений основная задача — выполнение плановых поставок газа потребителю.

В период доразработки месторождения добываемый газ используют обычно для местных нужд, дальний транспорт его становится экономически нецелесообразным.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений выделяют также периоды разработки без поддержания пластового давления и с его поддержанием.

Расчет показателей разработки газового месторождения при газовом режиме

Наибольшее распространение для расчета показателей разработки залежи при газовом режиме получила методика, основанная на предположении, что распределение давления в газовой залежи такое же, как при установившейся (стационарной) фильтрации газа. Это допущение без значительной ошибки позволяет использовать в расчетах уравнения притока, полученные для случая установившейся фильтрации газа.

Для проведения расчетов должны быть заданы: зависи

мость изменения во времени отборов газа из залежи Qg{t)\ запасы газа; начальные пластовое давление и температура; коэффициенты фильтрационных сопротивлений для «средней» скважины (под «средней» подразумевают такую гипотетическую скважину, фильтрационные сопротивления которой обеспечивают дебит, равный среднему арифметическому дебиту действующих на залежи скважин; допустимый технологический режим эксплуатации средней скважины (постоянные депрессия, градиент давления, дебит и т. д.).

В дальнейшем для простоты и наглядности будем полагать, что газ идеальный и скважины должны эксплуатироваться при постоянной депрессии на пласт.

Определение показателей разработки залежи при газовом режиме по методу смены стационарных состояний сводится к решению системы из четырех уравнений:

1. уравнения материального баланса для залежи

РЮ = р_я-^&У-, (7.75)

где Qg(t) = / Q(t)dt — суммарный отбор газа, приведенный к пластовой температуре и атмосферному давлению, к моменту времени t. Если задан постоянный во времени отбор газа Q, то

Qg(t)=Qt;

2. уравнения технологического режима эксплуатации скважины, которое для случая постоянной депрессии Ар записывается в виде

Др = рк(0 — р_с(0 =const; (7.76)

3. уравнения притока газа к забою скважин

Рк² (t) - Рс² (t)=Aq (0 +Bq* (t), (7.77)

где q(t)—дебит средней скважины в момент времени t, приве

денный к атмосферному давлению и пластовой температуре; рс(0 и р_к(0 —соответственно забойное давление и давление на контуре залежи, которое в каждый момент времени мало отличается от средневзвешенного пластового давления. Поэтому принимают p„(f)=p(f);

4. уравнения, связывающего потребное число газовых скважин с отбором газа и дебитом одной скважины

n(t)=Q(t)lq(t). (7.78)

Последовательность расчетов основных показателей разработки газового месторождения по уравнению (7.76) — (7.78) показана на следующем примере.

Пример. Определить динамику изменения основных показателей разработки месторождения на газовом режиме при постоянном отборе газа 2 мян. м³/сут и допустимой депрессии на пласта 0,2 МПа. Газонасыщенный объем залежи Qa=0,l млрд. м³, начальное давление р_н=10 МПа, коэффициенты фильтрационных сопротивлений Л = 3-10~⁵ (МПа²-сут)/м³, В = 4Х XI0-¹¹ (МПа²-сут²)/м⁶.

Порядок расчета проиллюстрируем для второго года разработки.

Суммарный отбор газа к концу второго года разработки Q_s(t=2) = 2X XIО⁶-365-2= 1,46-10⁹ м³. Среднее взвешенное давление в залежи р(/=2) = 0,1013-1,46-10⁹/1 • 10® = 8,54 МПа. Забойное давление pdt=2) = = 8,54—0,20=8,34 МПа. Дебит средней скважины q(t= 2) =3-10^-5/(2-4Х X 10-^и)+3- Ю-⁵/(2-4-10-") + (8,54²—8,34²)/(4- Ю"¹¹) =99368 м³/сут. Потребное число скважин n(t=2) =2-10⁶/99368=20,13. Расчетное число скважин округляется в большую сторону n(if=2)=21.

Для обеспечения безусловного выполнения расчетной добычи газа и исключения ошибок, обусловленных неточным значением параметров пласта и его неоднородности для начального периода разработки, число скважин увеличивают на 10%. Эти скважины называются резервными.

Схему размещения скважин на площади выбирают в зависимости от формы залежи. Так, на полосообразной залежи скважины располагают в один или два ряда параллельно продольной оси складки. На крупных залежах число рядов может быть более двух. На круговой или куполообразной залежи скважины образуют концентрические окружности (кольцевые батареи), параллельные водонефтяному контакту. Если в залежи отмечается продвижение пластовых вод, то скважины размещают ближе к центральной части пласта.

При выполнении расчетов разработки газового месторождения обычно рассматривают несколько вариантов расстановки скважин на залежи.

Особенности разработки газоконденсатных месторождений

Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений— возможность в результате снижения давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях. Конденсат — ценное сырье для химической промышленности, поэтому необходимо наиболее полное извлечение конденсата из пласта при рациональной системе разработки месторождения.

В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления) как чисто газовые или с поддержанием давления в пласте.

Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных по сравнению* с другими методами затратами. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным.

Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения.

Разработка газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа (сайклинг- процесс) обеспечивает наиболее высокую конденсато- и газоот- дачу месторождения. В начальный период разработки месторождения с помощью сайклинг-процесса товарный продукт — конденсат, при этом осушенный (отбензиненный) газ возвращается в залежь. После извлечения основного количества конденсата месторождение разрабатывается как чисто газовая залежь на истощение. Применяют процессы различных видов — полный сайклинг (с закачкой всего добываемого газа), неполный сай- клинг (с возвращением в пласт части добываемого газа), канадский сайклинг (газ закачивается в летний период, а отбирается в период наибольшего потребления).

Эффективность сайклинг-процесса в большей степени зависит от неоднородности коллекторских свойств пород по толщине и площади пласта. Из-за опережающего прорыва сухого газа по отдельным высокопроницаемым интервалам в неоднородных пластах конечная конденсатоотдача может оказаться низкой. Основной недостаток сайклинг-процесса — длительная консервация запасов газа и значительные затраты на компрессорное хозяйство для обратной его закачки.

Искусственное заводнение осуществляют для поддержания пластового давления путем площадного законтурного нагнетания в залежь воды. В этом случае с начала эксплуатации месторождения ведутся совместный отбор и сдача потребителю газа и конденсата. В то же время возможны потери газа и конденсата, вызванные их защемлением в пласте водой.

Система разработки газоконденсатного месторождения выбирается на основании тщательного изучения геолого-промысло- вой характеристики залежи, состава и свойств газа и конденсата после сопоставления технико-экономических показателей различных вариантов и способов разработки.

Контрольные вопросы

1. Сформулируйте понятие системы разработки.

2. Назовите основные геологические данные, необходимые для составления проекта разработки нефтяного месторождения.

3. Назовите основные предпосылки для выделения объектов самостоятельной разработки.

4. Какие факторы ограничивают отбор нефти из скважин?

5. Расскажите об упруговодонапорном режиме разработки залежи нефти.

6. Назовите пределы изменения нефтеотдачи при разных режимах разработки.

7. Сформулируйте основные положения принципа электрогидродинамиче- ской аналогии.

8. Покажите и объясните характер зависимости между отбором жидкости из залежи и числом скважин при жестководонапорном режиме.

9. Назовите основные задачи контроля и регулирования разработки месторождений нефти и газа.

10. Укажите назначение карт изобар. Какие задачи решаются с использованием этих карт?

11. Назовите основные периоды разработки нефтяного и газового месторождений.

12. Назовите основные особенности разработки газоконденсатных месторождений.