Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Практикум учеб

ства αг объемным методом при снижении Рпл на 10, 20 и 30 % от начального. Построить зависимость изменения потенциальных запасов газа от значения пластового давления. Режим работы пласта – газовый.

Работа № 5

Проектирование рационального размещения добывающих скважин для нефтяной залежи

Наилучшие технико-экономические показатели разработки нефтяной залежи обеспечиваются при определенном количестве и схеме размещения добывающих и нагнетательных скважин. Проектирование рациональных сеток скважин основано на результатах гидродинамических расчетов и опытных данных, полученных при разработке нефтяных месторождений [1].

Границы распространения нефтяной залежи определяют по внешнему контуру нефтеносности, который имеет обычно неправильную геометрическую форму. Для выполнения гидродинамических расчетов конфигурация залежи должна быть приведена к определенной форме. Например, вытянутая и близкая к овальной форме залежь с соотношением короткой и длинной осей, не превышающем 1:3, может быть заменена такой же по площади полосой. Овальную залежь с соотношением осей более чем 1:3, но менее чем 1:2, можно заменить равновеликим по площади кольцом с внешним периметром, равным по длине контуру нефтеносности. Залежь с соотношением осей, примерно равным 1, можно схематизировать равновеликим по площади кругом.

Для полосообразной залежи область питания может быть односторонней или двухсторонней. При полосообразной форме всей залежи или отдельного ее блока часто применяют так называемую рядную систему размещения, включающую параллельные прямолинейные ряды нагнетательных и добывающих

71

скважин. Ряды обычно размещаются в направлении, поперечном простиранию (длине) полосы, т.е. залежи. Однорядная система включает чередование одного нагнетательного и одного добывающего рядов, трехрядная – одного нагнетательного и трех добывающих рядов, пятирядная – одного нагнетательного и пяти рядов добывающих скважин. Количество добывающих рядов должно быть нечетным, при этом центральный ряд является стягивающим для водонефтяного раздела при его перемещении.

При решении задачи о размещении скважин основного фонда следует исходить из решений, полученных для однородных пластов и простых геометрических форм залежи [1]. С помощью расчетной диаграммы и номограммы расстояний определяются взаимное расположение рядов скважин и расстояния между скважинами для напорных режимов (подразд. 2.4).

Задание № 5.1 (исходные данные в табл. П.3.6)

Имеется полосообразная залежь с односторонним питанием шириной Н и длиной L. Планируется ввести ее в разработку с помощью рядной системы. Скважины вскрывают пласт на всю толщину. Следует разместить X рядов эксплуатационных скважин, ряды добывающих скважин эксплуатируются по Y. Радиус скважин rc. Определить число скважин в рядах и расстояние между рядами.

Задание № 5.2 (исходные данные в табл. П.3.7)

Круговую залежь с радиусом контура питания rн планируется ввести в разработку с помощью рядной системы. Скважины вскрывают пласт толщиной h на глубину b. Диаметр труб эксплуатационной колонны 146 мм. Следует разместить X рядов добывающих скважин. Радиус последнего ряда R. Определить число скважин в рядах и расстояние между рядами.

72

Работа № 6

Определение показателей разработки нефтяной залежи

на режиме истощения пластовой энергии

При снижении пластового давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте залежь переходит на режим растворенного газа (РРГ). При этом движение нефти к скважинам происходит за счет энергии выделившегося из нефти газа. При РРГ процесс разработки пласта можно изучать по поведению одной скважины, так как при равномерном размещении скважины и одинаковых параметрах пласта все скважины имеют одинаковые области дренирования. Расчет эксплуатации залежи при РРГ сводится к рассмотрению неустановившегося процесса развития режима растворенного газа в пределах области, окружающей отдельную скважину. Для определения технологических показателей разработки необходимо иметь экспериментальные данные по следующим зависимостям: вязкостей µн и µг, плотностей ρн и ρг, объемного коэффициента β и количества растворенного в нефти газа S от давления Р.

Связь между дебитом скважины qн и перепадом давлений в заданный момент времени определяется по формуле

где (Hк – Нс) – разность обобщенной функции Христиановича при значениях давления на контуре области дренирования Рк и давления на забое скважины Рс.

73

где Fн(S) = kkн – отношение фазовой проницаемости для нефти

к проницаемости пласта, являющейся функцией насыщенности нефтью порового пространства;

µн – вязкость нефти, зависящая от давления; β – объемный коэффициент, зависящий от давления.

Интеграл вычисляют приближенным методом, либо используются различные приближенные формулы. Кроме того, используются специальные таблицы, в которых применяются зависимости φ(S) = Fг(S) и Fн (S).

Задание № 6.1 (исходные данные в табл. П.3.8) Характеристики залежи: площадь нефтеносности S, эффек-

тивная нефтенасыщенная толщина h, пористость m, коэффициент проницаемости k, вязкость пластовой нефти µн, вязкость дегазированной нефти µдег, коэффициент сжимаемости флюида βф, породы βп, начальное пластовое давление Р0, давление насыщения Рнас. Давлению Р0 соответствуют значения объемного коэффициента нефти bн и газонасыщенности Г. Плотность пластовой нефти ρпл, плотность дегазированной нефти ρдег, относительная плотность попутного газа ∆. Начальная пластовая температура Т, нижний предел забойного давления Рдоп, нижний предел по дебиту добывающей скважины qдоп. Средний радиус скважины 0,1 м. По результатам работы строится график разработки залежи.

Определить оптимальные параметры разработки залежи – расстояние между скважинами, число дублирующих скважин, депрессию на пласт. Выделить стадии разработки на графике разработки. Работа выполняется в программном комплексе ТР-6.

74

Работа № 7

Формирование гидродинамической (фильтрационной) модели нефтяной залежи

Гидродинамическое моделирование – это один из основных современных методов управления процессами, протекающими

внефтяном пласте. Современные методы компьютерной имитации разработки эксплуатационных объектов помогают наглядно представить процессы, протекающие в нефтяных пластах, что делает оценку выработки запасов углеводородов более достоверной.

Лабораторная работа позволяет понять основы и получить навыки гидродинамического моделирования в программном комплексе Tempest-More. При выполнении работы студентами изучаются основные опции работы гидродинамического симулятора, в том числе секция определения параметров; секция определения свойств флюидов (PVT и др.); секция задания фазовых проницаемостей; секция определения гидродинамической сетки и свойств пласта; секция определение начальных условий

впласте; секция ввода данных по скважинам.

Современные методы компьютерного моделирования позволяют планировать разработку и принимать текущие решения на месторождениях любого размера и уровня сложности.

Алгоритм работы с симулятором Теmреst-More

1.Запустите симулятор, для этого активизируйте запускающую иконку на рабочем столе монитора.

2.Загрузите в программу исходный файл mtest.dat.

3.Выделите в дереве проектов опцию Input в директории проекта mtest, нажмите правую кнопку мыши.

Гидродинамический симулятор Tempest состоит из секций:

секция Input – определение параметров и формата входной и выходной; секция Fluid – определение свойств флюидов (PVT

75

и др.); cекция Relative – задание фазовых проницаемостей; секция Grid – определение гидродинамической сетки и свойств пласта; секция Initialization – определение начальных условий в пласте; секция Recurrent – ввод данных по скважинам.

Задание № 7.1

Построение секции Fluid и Relative permeability

Основываясь на данных, приведенных ниже в таблицах, необходимо задать секции – Fluid и Relative permeability симулятора. Используя файл mtest.dat как шаблон, следует задать табл. 8–10 для свойств флюидов и итоговой табл. 11 относительных фазовых проницаемостей по данным, представленным ниже. Пластовая температура в расчетах принимается рав-

ной 60 °C.

Данные PVT для нефти:

76

Окончание табл. 9

Данные PVT для газа:

77

Относительные фазовые проницаемости для системы нефть – вода:

Задание № 7.2

Построение сетки и начального состояния пласта

Изучите имеющееся в примере задание сетки с помощью ключевых слов More. В наборе данных файла mtest.dat создайте сетку для гидродинамического моделирования. Просмотрите секцию Initialization, проверьте секцию Recurent на соответствие размещения скважин новой сетке.

78

Изменение структуры сетки и свойств коллектора

Моделируемый пласт представляется 12 слоями, с разбиением на 29 ячеек по направлению Х и на 20 – в направлении Y.

Геологическая структура имеет разломы, сетка построена в программном комплексе IRAP RMS и дана в файле gridver.grd. В отдельные файлы записаны пористость и проницаемость

(k_x.dat, k_y.dat k_z.dat и poro.dat).

Необходимо последовательно выполнить следующие действия:

1.Проанализируйте предоставленные данные.

2.Уменьшите проницаемость по z в 10 раз.

3.Задайте сжимаемость породы – 0,00004. Пластовое давление 30 МПа.

4.В отдельном файле записано разбиение площади месторождения на регионы инициализации (rig.dat). Необходимо задать три независимых региона инициализации. Присвойте данные инициализации соответствующим регионам:

а) Водонефтяной контакт на глубине для первого региона – 3050 м, для второго региона – 3090 м, для третьего региона –

3250 м.

б) Газонефтяной контакт на глубине для первого региона – 2710 м, для второго региона – 2710 м, для третьего региона –

2700 м.

в) Начальное давление для первого региона – 300 бар на глубине 2700 м, для второго региона – 310 бар на глубине 2800 м, для третьего региона – 320 бар на глубине 2900 м.

Работа № 8

Оценка коэффициента извлечения нефти при проектировании разработки залежи

К извлекаемым запасам относят часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном

79

использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Основным показателем, который надо знать при подсчете извлекаемых запасов, является конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), он показывает долю запасов нефти, которую можно извлечь за весь период эксплуатации из недр. Наряду с конечным коэффициентом извлечения различают текущий коэффициент извлечения нефти, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным геологическим запасам. Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются государственной комиссией по запасам полезных ископаемых ГКЗ МПР РФ.

Величина КИН зависит от ряда геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного пласта, проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина этого коэффициента, следует отнести в первую очередь относительную вязкость нефти по воде µо, численно равную отношению вязкостей нефти µн и вытесняющего агента – воды µв. Чем больше это отношение, тем лучше фильтрация нефти по пласту и вытесняющая способность воды. На величину КИН оказывает влияние природный режим залежи. Также величина КИН определяется технологией разработки, т.е. плотностью сетки добывающих скважин, методами и способами интенсификации добычи нефти, реализацией системы поддержания пластового давления (ППД) и т.п.

В настоящее время существует несколько основных методик для определения КИН, эффективность которых зависит от стадии изученности залежи. Одной из основных при высоких стадиях изученности признается методика оценки КИН с помо-

80