В.А. Коротенко, А.Б. Кряквин, С.И. Грачев

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Тюмень 2013.

У ДК 622.276.6(075.8)

ББК 33.36 я 73

Коротенко В.А., Кряквин А.Б., Грачев С.И., Хайруллин Ам. Ат., Хайруллин Аз. Ам.

Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи: учебное пособие – Тюмень: ТюмГНГУ, 2013, с.159.

В учебном пособии рассмотрены основные способы разработки нефтяных месторождений и методов увеличения нефтеотдачи. В основе применяемых методов, технологий разработки месторождений, применяемых гидродинамических моделей помимо геологических особенностей строения залежей лежат физические законы. Понимание физических процессов, происходящих в пластах, обусловливает выбор рациональной технологии разработки месторождений и соответствующему подбору методов увеличения нефтеотдачи.

Пособие рекомендуется бакалаврам, студентам, магистрам и аспирантам специальности «Нефтегазовое дело».

Рецензенты:

Профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Н.Н. Михайлов доктор технических наук.

Заведующий кафедры алгебры и математической логики Тюменского государственного университета, В.Н. Кутрунов доктор физико-математических наук, профессор.

ВВЕДЕНИЕ

Разработкой нефтяных месторождений называется научно обоснованный процесс извлечения из недр, содержащихся в них углеводородов. Этот процесс основывается на создании и управлении фильтрационными потоками флюидов (нефти, воды и газа) в пласте к забоям добывающих скважин для более полной выработки запасов нефти и газа. Разработка нефтяных и газовых месторождений опирается на достижения таких наук как подземная гидромеханика, физика нефтяного и газового пласта, геофизика, математика.

По мере выработки запасов нефти и газа для увеличения темпов добычи применяются методы увеличения нефтеотдачи, основанные на физических взаимодействиях: между пластовыми флюидами и породой коллекторов; между закачиваемыми реагентами и углеводородами.

Закон фильтрации Дарси был открыт 1856 году, но только в 20 веке были разработаны основы физики и механики пористых и трещиноватых сред, процессов извлечения из них нефти и газа. Основы современной теории и практики разработки нефтяных и газовых месторождений были заложены и разработаны: Маскетом М., Лавереттом, Губкиным И.М., Крыловым А.П., Лейбензоном Л.С., Муравьевым И.М., Христиановичем С.А., Чарным Н.А., Щелкачевым В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Борисовым Ю.П., Желтовым Ю.П., Баренблаттом Г. И., Николаевским В.Н., Телковым А.П., Медведским Р.И., Сургучевым М.Л., Лысенко В.Д. и другими.

В середине 20 века были решены ряд проблем, связанных с разработкой месторождений на естественных и смешанных режимах. Начали активно развиваться методы геофизических и гидродинамических исследований скважин. Возникли новые модели нефтяных пластов трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторов. Для проектирования и регулирования процессов разработки использовали точные и приближенные математические решения задач подземной гидромеханики. В последние годы широко используются численные методы и компьютерное моделирование.

В конце 50-60х годах в результате падения начального пластового давления основным методом воздействия на пласт стала закачка воды в пласт, осуществляющая две функции: 1) поддержания (увеличения) пластового давления (ППД); 2) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин. При этом учитывались геологические особенности строения разрабатываемых залежей. Это явилось одним из первых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Дальнейшим развитием этих методов стали гидродинамические методы воздействия на пласт.

В последствие кроме закачки обычной пресной воды начали воздействовать на пласт водными растворами химических реагентов. При разработке залежей, содержащих высоковязкие нефти, широкое распространение получили тепловые методы.

При разработке месторождений, на второй и последующих стадиях разработки, в пласте возникают потоки совместной фильтрации: нефть+газ, нефть+вода, нефть+газ+вода.  В пласте происходит многофазная многокомпонентная фильтрация, что в свою очередь, затрудняет увеличение добычи углеводородов и требует применения МУН, учитывающих условия совместной фильтрации.

Большинство старых уникальных нефтяных месторождений, обеспечивающих ранее основную долю добываемой нефти, истощено. Эксплуатационные объекты новых месторождений или новые пласты старых, истощенных месторождений обладают низкими фильтрационно – емкостными свойствами, неоднородностью, сложностью геологического строения. Для извлечения нефти, выбора соответствующих технологий необходимо учитывать физические и химические процессы, оказывающие существенное влияние на выработку трудноизвлекаемых запасов.

В пособии излагаются известные способы разработки нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, применение которых зависит от происходящих в пласте физических процессов. Разработка нефтяных месторождений неразрывно связано с методами увеличения нефтеотдачи, поэтому логично было объединить их в одном пособии.

В первой главе изложены основные геологические и физические понятия, определения, используемые в других главах. Во второй главе рассмотрена разработка нефтяных месторождений на естественных режимах, виды пластовой энергии. Особое внимание уделено причинам проявления упругой энергии деформации. В третьей главе излагаются системы разработки нефтяных месторождений (НМ) с воздействием на пласт, технологические показатели разработки, основные виды заводнения. В четвертой главе рассматриваются модели разработки НМ, особое внимание уделено моделям, описывающим фильтрацию в сложнопостроенных коллекторах. В пятой главе приводятся основные проектные документы по разработке НМ, рассмотрены проблемы, возникающие при эксплуатации и разработке сложнопостроенных залежей. Шестая глава посвящена обзору геологического строения и методов разработки месторождений высоковязких нефтей. В седьмой главе рассматриваются методы повышения нефтеотдачи, их связь с регулированием разработки НМ. В восьмой главе излагаются физико – химические методы воздействия на пласт. В главе девять рассмотрены гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. Подчеркнуто, что не всякое нестационарное заводнение является циклическим. Глава десять посвящена газовым и водогазовым методам увеличение нефтеотдачи. В одиннадцатой главе рассматриваются тепловые, термические МУН, применяемые для выработки запасов высоковязких нефтей. Глава двенадцать посвящена особенностям эксплуатации скважин после ГРП, скважин с горизонтальным окончанием и акустическим методам воздействия на ПЗП.

В приложении 1 приводятся дополнительные сведения о фильтрации на стационарных режимах фильтрации, позволяющие уяснить физические особенности, происходящих в пласте процессов. Рассмотрены радиусы возмущения давления в залежах, насыщенных маловязкими и высоковязкими нефтями. В приложении 2 рассмотрены некоторые особенности ГРП в сложнопостроенных коллекторах. В приложении 3 приведена классификация составов нефтей, дано понятие об эффективной температуре, необходимой для применения тепловых МУН. Приводится метод определения начального градиента давления.

В пособии не рассматриваются методы контроля за разработкой нефтяных месторождений, которые подробно изложены в работах [3,7,13], и предлагаются для самостоятельной работы обучающихся.

Часть 1. Разработка нефтяных месторождений.

Глава 1.Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов.

1. Основные геологические понятия.

Залежью называется естественное локальное скопление нефти в одном или нескольких гидродинамически связанных пластах.

Месторождение – это совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенных на одной локальной площади. Месторождение может быть одно- или многопластовое.

Залежи подразделяются на однофазные и двухфазные. Однофазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях одну фазу.

Газовые залежи (ГЗ) содержат легкие углеводороды (С-С₄) в газообразном виде. В газоконденсатных залежах (ГКЗ) кроме легких углеводородов содержатся более тяжелые С₅₊- С₈ , которые в пластовых условиях находятся в газообразной форме, а в нормальных (на поверхности), представляют собой углеводородную жидкость – конденсат. Нефтяные залежи (НЗ) содержат более тяжелые углеводороды С₉-С₁₅ в жидком состоянии. Более легкие углеводороды растворены в нефти и, следовательно, в пластовых условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов, в нефти растворены асфальтены, смолы, парафины и другие химические соединения.

Двухфазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях две фазы. К ним относятся нефтегазовые залежи (НГЗ), газонефтяные (ГНЗ), газоконденсатонефтяные залежи (ГКНЗ). В двухфазных залежах более легкие углеводороды находятся газообразной форме, более тяжелые – в жидком состоянии. Конденсат частично растворен в нефти, частично в газе. Условная линия раздела жидкой и газовой фаз называется газонефтяной контакт – ГНК рис.1.1.

Рис.1.1. Нефтегазовая залежь.

В двухфазной залежи (пласте) одновременно находятся две фазы – газообразная (газ) и жидкая (нефть) - непроницаемой границы между ними нет, это единая гидродинамическая система. Извлечение нефти ведет к перераспределению давления в газовой шапке, возникновению двухфазной фильтрации, изменению положения ГНК, внутреннего и внешнего контуров газоносности.

Геологические особенности строения пластов характеризуются следующими коэффициентами:

• коэффициент расчлененности:

,

Где n_i - число прослоев в i - скважине, N – число всех скважин.

• коэффициент песчанистости:

,

Где h_iэф – эффективные толщины пропластков в i - скважине, H_i – общая толщина пласта, вскрытого i - скважиной, N – число скважин.

1.2 Фильтрационно – емкостные свойства коллекторов.

Коллекторами называют горные породы, способные содержать в себе флюиды и отдавать их при перепаде давления (при современных технологиях). Коллекторы характеризуются фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС).

Емкостные свойства терригенных пород характеризуются коэффициентами пористости. Под пористостью понимается наличие в породе пор (пустот), в которых содержатся флюиды (газ, нефть, пластовая вода).

Коэффициент общей пористости определяется соотношением

Здесь V_обр - объем образца, V_пор - объем порового пространства, V_зак – объем закрытых пор, V_от – объем открытых пор.

Коэффициент открытой пористости определяется как

Динамическая (эффективная) пористость:

, где V_пор^дин – объем пор с движущимся флюидом.

Таким образом, из определений следует

m_дин ≤ m_от ≤ m.

Емкостные свойства трещиноватых пород характеризуются коэффициентом трещиноватости, определяемым как отношение объема трещин к объему образца. Если коллектор трещиновато – пористый, то его емкостные свойства характеризуются суммой коэффициентов пористости и трещиноватости.

Коэффициенты насыщенности – определяются отношением объема пор, занятых флюидом, к объему открытых пор:

- коэффициент нефтенасыщенности;

- коэффициент водонасыщенности.

Для двухфазной среды выполняются соотношения

V_н - объем пор, заполненных нефтью, V_в – объем пор, заполненных водой.

Аналогично можно рассмотреть наличие в поровом пространстве пласта трех фаз: воды, нефти и газа [1].

Проницаемость - свойство горной породы пропускать через себя флюиды при перепаде давления. Проницаемость является фильтрационным параметром.

При разработке месторождений в пластовых условиях встречаются различные виды фильтрационных потоков: раздельное движение нефти, воды, газа; их совместные фильтрации: двух или трех фаз. В зависимости от количественного и качественного состава фаз проницаемость пористой среды будет различной. Поэтому для характеристики фильтрационной способности коллектора введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Абсолютная проницаемость (k_абс) - это фильтрующая способность породы (керна) для инертного газа (воздуха, азота). Считается, что молекулы инертного газа не взаимодействуют с частицами породы.

Фазовой проницаемостью называется проницаемость коллектора для данной фазы нефти k_н, воды k_в, газа k_г при наличии в пустотном пространстве других фаз, независимо от того, движутся они или покоятся.

Относительная проницаемость определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной:

, , 0≤k_фаз^* ≤1

Размерность коэффициентов проницаемости

k = м², мкм², Д, мД; 1 мкм² = 10^-12 м² 1 Д =10^-3 мД.

Относительные и фазовые проницаемости зависят от коэффициента водонасыщенности.