Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Практикум учеб
.pdfвое проектирование, оглавление (содержание), текстовую (расчетную) часть с необходимыми приложениями, список использованных источников.
6. ЛАБОРАТОРНЫЙ ПРАКТИКУМ
Работа № 1
Определение начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти в нефтяной залежи
Остаточные извлекаемые запасы нефти залежи определяются как разность начальных извлекаемых запасов и накопленной добычи нефти. Расчет начальных извлекаемых запасов в лабораторной работе выполняется по кривым падения дебитов – КПД (для безводных или малообводненных объектов) или по кривым обводнения (характеристикам вытеснения – ХВ) путем экстраполяции кривых до заданной предельной обводненности продукции добывающих скважин в программе «Анализ-3».
В программе «Анализ-3» используются характеристики вытеснения, предложенные Б.Ф. Сазоновым, С.Н. Камбаровым, А.М. Пирвердяном, М.И. Максимовым, С.Н. Назаровым, Г.Л. Говоровой, А.В. Копытовым. В формальных кривых (ФК) реализован переход от принципа линейности по параметрам к моделям более общего вида, т.е. к нелинейным, в которых для нелинейного оценивания параметров ФК используется нелинейный метод наименьших квадратов.
В программе «Анализ-3» использованы следующие зависимости:
y = A + B(1−e |
−Cx |
); |
|
Cx |
|
2 |
|
|||||
|
|
|
y = A + B |
|
|
; y = A + B arctan Cx |
; |
|||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
1+Cx |
|
|
|
|
|
|
B |
|
|
|
|
|
|
|
у = А+ Ве |
−С |
|
y = A 1 |
− |
|
|
|
; |
|
y = A + B tanh Cx; |
х ; |
|
|||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
C + x |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
51
y = A + B arctan Cx2; |
y = A + |
|
B |
; |
|
|
|
||
|
C + x |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
A |
|
|
A |
|
|||
y = A + B tanh Cx −arctan |
|
|
; y = A + B arctan Cx − tanh |
|
|
; |
|||
|
|
||||||||
|
|
B |
|
|
B |
|
|||
y = A(1−e−Bx+C ); y = A(1−e−(Bx+C )2 ),
где y – зависимая переменная; x – независимая переменная; А, В, С – параметры ФК.
Поэтапный алгоритм выполнения работы следующий: Этап 1. Приводится геолого-физическая характеристика за-
лежи (табл. 1).
|
|
Таблица 1 |
|
|
|
|
|
№ |
Параметры |
Значение |
|
п/п |
|||
|
|
||
1 |
Средняя глубина залегания, м |
|
|
2 |
Тип залежи |
|
|
3 |
Тип коллектора |
|
|
4 |
Площадь нефтеносности, тыс. м² |
|
|
5 |
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
|
|
6 |
Пористость, % |
|
|
7 |
Средняя нефтенасыщенность, д. ед. |
|
|
8 |
Проницаемость, мкм² |
|
|
9 |
Коэффициент расчлененности, д. ед. |
|
|
10 |
Коэффициент песчанистости, д. ед. |
|
|
11 |
Начальная пластовая температура, °С |
|
|
12 |
Начальное пластовое давление, МПа |
|
|
13 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с |
|
|
14 |
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³ |
|
52
|
Окончание табл. 1 |
||
|
|
|
|
№ |
Параметры |
Значение |
|
п/п |
|||
|
|
||
15 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
|
|
16 |
Объемный коэффициент нефти, д. ед. |
|
|
17 |
Содержание серы в нефти, % |
|
|
18 |
Содержание парафина в нефти, % |
|
|
19 |
Давление насыщения нефти газом, МПа |
|
|
20 |
Газосодержание нефти, м³/т |
|
|
21 |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с |
|
|
22 |
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м³ |
|
|
23 |
Средняя продуктивность, м³/(сут·МПа) |
|
|
Этап 2. Приводятся величины начальных геологических (балансовых) и извлекаемых запасов (НИЗ) нефти и дата их утверждения. Раздел сопровождается таблицей (табл. 2).
|
|
|
|
|
|
Таблица 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Запасы нефти утвержденные, |
Доля |
Накоп- |
Остаточные |
||
Индекс |
|
тыс. т |
|
запасов |
ленная |
запасы |
пласта |
Балансовые |
Извлекае- |
КИН |
по пла- |
добыча |
нефти, |
|
мые |
стам, % |
нефти, |
тыс. т |
||
|
|
|
|
|
тыс. т |
|
|
|
|
|
|
|
|
Этап 3. Приводятся: наименование проектного технологического документа, которым определена реализуемая система разработки; дата его составления; принятая система разработки; запроектированный фонд скважин (добывающих, нагнетательных, резервных); максимальный годовой уровень добычи нефти, указывается темп отбора от НИЗ.
Этап 4. Расчет начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти. Осуществляется подготовка и загрузка в компьютер-
53
ную программу «Анализ-3» исходных данных (плотность нефти и попутно добываемой воды в пластовых условиях, объемный коэффициент нефти и воды, добыча нефти и воды с начала раз-
работки |
по каждому году |
с накоплением, |
но не |
более |
25 лет). |
По графику разработки выбирается начальная точка |
|||
(год), с |
которой намечается |
вести расчет. Эта |
точка |
берется |
с года, когда обводненность продукции скважин (ВЖФ залежи) более 50 %. В этом случае расчет выполняется по характеристикам вытеснения (ХВ). Если по скважине (залежи) ВЖФ менее 50 %, то оценку НИЗ следует проводить по кривым падения дебита (КПД). Из всех рассчитанных выбираются кривые с наилучшей аппроксимацией кривых фактическим данным. По результатам выполнения расчетов заполняется табл. 3.
Таблица 3
п№/п Метод Аргумент Тип ХВ (ФК) НИЗ, т
1
2
3
4
5
6
Среднее значение
В отчете представляются характеристики вытеснения (формальные кривые), по которым получены результаты.
По итогам расчетов принимаются средние значения по различным зависимостям (рекомендуемое значение запасов). Для объектов (скважин), обводненных более чем на 50 %, контрольная оценка НИЗ выполняется по формуле
НИЗ = |
Qн 0,98 |
, |
(116) |
|
ВЖФ |
||||
|
|
|
где Qн – накопленная добыча нефти, т.
54
Таблица 4
|
Запасы нефти, тыс. т |
Отклоне- |
Коэффициент извлечения |
Накопленная |
Остаточные запасы |
||||||
|
ние от |
|
нефти, д. ед. |
нефти, тыс. т |
|||||||
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
утверж- |
|
|
|
|
добыча |
|
|
|
Утвержденные |
Уточненные |
|
|
|
|
|
|
|||
55 |
|
|
|
денных |
проект- |
|
уточнен- |
текущий |
нефти, |
от утвер- |
от уточ- |
Балансо- |
Извле- |
Извлекае- |
|
||||||||
НИЗ, |
ный |
|
ный |
тыс. т |
жденных |
ненных |
|||||
|
|
||||||||||
|
вые |
каемые |
мые |
тыс. т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Результаты скорректированных величин НИЗ и ОИЗ по залежи в сравнении с утвержденными сводятся в табл. 4.
Этап 5. Формируются результирующие выводы по работе, в которых отмечается отклонение уточненных НИЗ от утвержденных в процентах. Даются рекомендации о необходимости пересчета запасов нефти.
Работа № 2
Выполнение технологических расчетов при проектировании площадного заводнения
Наиболее распространенной формой воздействия на пласт является внутриконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются в пределах внутреннего контура нефтеносности залежи. Из внутриконтурных систем заводнения нефтяного месторождения наиболее распространены блоковые, рядные и площадные системы.
При блоковой или рядной системе заводнения нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси. При круговой форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – поперек превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания, и следовательно, обеспечение влияния на них закачки воды.
Закачка воды в пласт производится через нагнетательные скважины, расположенные параллельными рядами, которые называются разрезающими рядами или линиями разрезания. Как
56
правило, все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительное время эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды.
Ряды добывающих скважин располагаются параллельно разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и нагнетание воды в скважины разрезающего ряда создает фронт вытеснения нефти водой, что обусловливает расширение полосы воды и перемещение ее границы в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечивается вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.
Важными элементами блоковой системы заводнения являются ширина блока (полосы) и количество рядов добывающих скважин в блоке. Ширина блоков в зависимости от гидропроводности пласта изменяется от 1,5 до 4 км. Уменьшение ширины полос и количества добывающих рядов, при прочих равных условиях, повышает активность системы заводнения за счет увеличения перепада давления на единицу ширины блока и уменьшения количества добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную. С целью уменьшения потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности) в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд выполняет роль стягивающего.
Кроме блоковых систем заводнения широко используются системы с площадным расположением скважин (рис. 7).
57
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
а |
|
б |
в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г |
д |
е |
Рис. 7. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) схемы размещения скважин
Линейная система – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 1. Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2σн = 2σд = 2σ. Если 2L = 2σ, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1:1). Пятиточечная система симметрична, и за ее элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3:1), так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнета-
58
тельной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3. При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1:2 и 2:1.
Основное преимущество площадных систем заводнения заключается в рассредоточенном по площади воздействии на пласт, что особенно важно при разработке сильно неоднородных пластов. Их недостаток – зависимость выработки запасов по элементу только от работы единственной нагнетательной скважины. При блоковых и площадных системах заводнения размещение скважин геометрически упорядочено.
Скважины размещают по равномерной треугольной или квадратной сетке со строго заданным расстоянием между ними. В сильно неоднородных пластах на поздней стадии разработки применяется так называемое очаговое заводнение, когда нагнетание производится в отдельные скважины, местоположение которых определяется не геометрическим фактором, а необходимостью выработки запасов на определенном участке залежи.
Системы площадного заводнения характеризуются наиболее интенсивным воздействием на пласт, обеспечивая широкий охват процессом заводнения неоднородных и, в особенности, прерывистых пластов. Дебиты и перепады давлений для различных разновидностей площадных систем на начальной стадии их работы можно рассчитать по формулам, полученным методом фильтрационных сопротивлений.
Дебит одной нагнетательной или одной добывающей скважины на начальной стадии при пятиточечной системе размещения можно определить с помощью формулы
2πkh(Pн − Рд ) |
=12z |
ф |
+25z2 |
+1,7ln |
rф |
+µ |
0 |
ln |
d 2 |
, (117) |
|
|
|
||||||||
µвq |
ф |
|
rсн |
|
|
4rфrcд |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||||
59
где Рн, Рд – давление на забоях нагнетательных и добывающих скважин;
µ0 – отношение вязкости нефти к вязкости воды; rсд – радиус добывающей скважины;
rсн – радиус нагнетательной скважины;
d – расстояние от нагнетательной скважины до ближайшей нефтедобывающей;
rф – радиус текущего положения фронта водонефтяного контакта, rф = 0,68d;
q – дебит одной добывающей скважины:
q = |
|
|
|
|
|
|
2πkh(Pн − Рд ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
|
|
(118) |
|||||||||||||
|
|
|
|
+ 25z2 |
|
|
|
|
|
rф |
|
|
|
|
|
|
d |
2 |
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
µ |
|
12z |
+1,7ln |
|
+µ |
|
ln |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
r |
|
|
4r r |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
в |
ф |
|
|
|
ф |
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сн |
|
|
|
|
|
|
ф cд |
|
|
|
||||||
где zф = 0,1 |
|
|
|
|
|
µ0 |
|
|
|
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,5(1−SНО −Sсв ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
− zф |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
Время подхода фронта воды к добывающим скважинам оп- |
|||||||||||||||||||||||||||||||||
ределяется по формуле |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
µ |
mδr2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
t = |
|
|
|
|
в |
|
|
ф |
× |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
2k (Pн − Рд ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
× 12z |
+ 25z2 |
+µ |
|
ln |
|
d 2 |
+(1,7 −µ |
|
)ln |
|
|
rф |
, |
|
(119) |
||||||||||||||||||
|
4rcнrcд |
|
r |
|
е |
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
ф |
|
|
ф |
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сн |
|
|
|
|
|
|
где δ =1−S |
|
− S |
|
− 2 z , |
|
|
S |
св |
– доля связанной воды; S |
НО |
– до- |
||||||||||||||||||||||
|
св |
|
|
|
НО |
3 |
ф |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
ля остаточной нефти.
При рядной системе размещения скважин перепад давления между нагнетательной и добывающей скважинами определяется из уравнения
60