1209

П р и м е р II 1.4. Нефтяной пласт разрабатывается при режиме растворен­ ного газа. Вязкость нефти |л,,=5-10_3 Па-с, вязкость газа цг= 0 ,0 2 -1 0 -3 Па-с

при пластовых условиях. Принимается, что вязкости нефти и газа незначитель­ но изменяются с давлением, так что

4т 5- = [А0 = 250 = const.

Иг

Относительные проницаемости для нефти и газа линейно зависят от насы­ щенности пористой среды жидкостью ?ж, так что функция

У(s«) = SX s*

При этом s*. = 0,9; s* = 0,l; sCB=0,05.

Начальное пластовое давление равно давлению насыщения (рнас=Ю МПа). Плотность дегазированной нефти р2=0,9-10 кг/м3, кажущаяся плотность газа PIK= 0,3-103 кг/м3.

Для нефти месторождения характерно то, что а/рн= с = 1 0 - 2 т/(м3-МПа). Требуется определить коэффициент вытеснения Tji в момент времени, когда среднее пластовое давление снизится до 1 МПа.

Поскольку а/рн = с, дифференциальное уравнение (III.65) существенно упрощается, принимая вид

dsx __________ 1______

dp р№(«ж)1*о+Ч '

Подставляя в приведенное выражение функцию i|)(sw) и интегрируя, получим окончательно следующее соотношение для определения ?ж в зависимости от р.

Для условий примера получим, что при pHac/j>=10 s«=0,76. Коэффициент вы­ теснения T)i определяем по формуле (III.55) с учетом (III.52).

ной складке, имеет форму в плане, близкую к круговой с радиусом контура нефтеносности i?= 3-103 м. Продуктивный пласт выклинивается непосредст­ венно за этим контуром, так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает.

Месторождение начали разрабатывать, когда среднее пластовое давле­ ние р было несколько выше давления насыщения рнac=8-106 Па. Однако за

счет упругого режима из пласта добыли незначительное количество нефти по сравнению с ее первоначальным содержанием. Поэтому условно можно счи­ тать, что разработка месторождения была начата при р=рнасПористость по­

121

р2=0,85 т/м3, плотность газа в атмосферных условиях piaT= 0,85-10_3 т/м3, кажущаяся плотность газа piK= 0,3 т/м3, а=8,5-10-9 т/(т-П а), ф=фср=0,9.

Таким образом, отбор газа из месторождения через 2 года после начала разработки начнет возрастать и через 10 лет после начала разработки удво­ ится.

Рассчитаем изменение во времени пластового давления и определим объем газовой шапки в долях от объема пласта, охваченного разработкой. Вначале определим объем пласта, охваченного разработкой. По формуле (III.56) имеем

Von = m( 1 — sCB)Ti2n^2/i = 0,25(1 — 0,05) 0,8-3,14-9-10°.25 = 134,24-10« м3.

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому вместо (Ш.59) можно на­ писать

_ —b—~[/о2—- 4ас

Р2а

Определим р через 10 лет после начала разработки пласта. Имеем

122

Рис. 67. Зависимость текущей добычи нефти qH, газового фак­ тора Г и среднего пластового давления р от t

2,77 МПа. На рис. 67 показано изменение текущей добычи нефти q„, газового фактора Г и среднего пластового давления р в процессе разработки место­ рождения при газонапорном режиме.

Газовая шапка будет занимать долю Я от порового объема пласта, охва­ ченного разработкой. При этом

Таким образом, через 10 лет после начала разработки пласта газовая шап­ ка займет 20,5% от порового объема пласта, охваченного разработкой. Неф­ теотдача составит 12,6%.

Из рассмотрения основных закономерностей разработки нефтяных месторождений при естественных режимах, изложен­ ных в настоящей главе, а также соответствующих примеров следует, что такая разработка в большинстве случаев не мо­ жет быть эффективной. Так, разработка нефтяных месторож­ дений при упругом режиме во многих случаях приводит к зна­ чительному снижению пластового давления и, как следствие, к уменьшению перепадов давления и дебитов скважин. Под­ держание высоких темпов разработки в условиях падения пла­ стового давления требует бурения слишком большого числа скважин. Только в особых случаях разработки небольших ме­ сторождений при очень «активной» законтурной воде запасы месторождений могут быть выработаны при допустимом сниже­ нии пластового давления.

123

Г л а в а IV

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

§1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вы­ теснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пла­ стового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение — самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторож­ дений. В СССР свыше 90% всей нефти добывают из заводняе­ мых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также оча­ говое и избирательное заводнение.

Технологически заводнение осуществляется следующим об­ разом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высо­ кого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади неф­ теносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (закон­ турное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколь­ ко скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые

ству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие тре­ бования. В среднем принято, что количество взвешенных ча­ стиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе за­ воднения пластов поддерживают обычно на уровне 5—10 МПа, а в ряде случаев — 15—20 МПа. Так как проницаемости в при­ забойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различныескважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пла­ стов показывает, что расход qBс воды, закачиваемой в нагне­ тательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть про­ порциональным перепаду давления. Однако фактически, со­ гласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависи­ мость близка к линейной (рис. 68), но при некотором пере­ паде давления Арс* расход qBC начинает резко увеличиваться. Это происходит по тош причине, что при перепаде давления

125

получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую»

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения QB3/Vn в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки ме­ сторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущая обводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

На рис. 70 показана типичная для месторождений маловяз­ ких нефтей зависимость текущей обводненности от Q B3/V n .

Как уже было указано в гл. I, коэффициент текущей нефте­ отдачи т) равен произведению коэффициента извлечения нефти, из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой т]1 на коэффициент т^г охвата пласта процессом вытеснения.

К о э ф ф и ц и е н т о м в ы т е с н е н и я нефти водой rii при* разработке нефтяных месторождений с применением заводне­ ния называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подвер­

127

ц и е н т о м о х в а т а пласта воздействием т^г называется от­ ношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологиче­

ским запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему завод­

ствие того, что он прерывается из-за литологического выкли­ нивания в области между нагнетательной галереей (х=0) и добывающей галереей (х=1), не разрабатывается — в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен про­ изведению не только двух, но и трех и большего числа коэф­ фициентов. Если, согласно рис. 71, в некоторый момент време­ ни закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстоя­ ние /2, в пласт 3 — на расстояние /3, а в пласт 4 — на расстоя­ ние /4, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить Go2, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 — Go3 и Go4. Суммарные первоначальные запасы G3aB в заводненной области пласта определяют по формуле

тде г) п — коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта: r|i2 — коэффициент заводнения.

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произ­ ведению коэффициента вытеснения TJI на коэффициент охвата 1^2, зависимость их от QB3/V„ показана на рис. 72, откуда вид­ но, что т|1 возрастает с увеличением QB3/Vn, а т|2 остается по­ стоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

128

при неизменных системе и технологии разработки пластов бу­ дут иметь вид, показанный на рис. 73. Коэффициент вытесне­ ния нефти водой из заводненной области Tin (кривая 1) в ка­ ком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добываю­ щей галерее будет близким к постоянному. В остальных про­ пластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным и только в водный период он не­ сколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» неф­ ти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в началь­ ный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводне­ ния г|12 (кривая 2 на рис. 73) в соответствии с его определе­ нием будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличи­ вается. Коэффициент охвата г)2 (кривая 3) остается постоян­ ным при неизменной системе и технологии разработки место­ рождения. Коэффициенты т|1 и Tin в общем случае, т. е. не только при разработке месторождения с применением заводне­ ния, определяют по физико-геологическим свойствам и строе­ нию пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре пласта, а также механизму извлечения из него нефти. Коэффи­ циент вытеснения часто определяют на основе данных лабора­ торных экспериментов вытеснения нефтей из естественных об­ разцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Тео­ ретические и экспериментальные данные показывают, что коэф­

ров, — глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемо­ стей, параметров микротрещиноватости пород, т. е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т. д.;

2)отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняю­ щей нефть;

3)структурно-механических (неньютоновских) свойств неф­

ти и их зависимостей от температурного режима пластов; 4) смачиваемости пород водой и характера проявления ка­

пиллярных сил в породах-коллекторах с различной микро­ структурой;

5) скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит главным образом от следующих факторов.

К Физических свойств и геологической неоднородности раз­ рабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднород­ ности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплаваю­ щих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непро­ ницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического вы­ клинивания пропластков), существования дизъюнктивных раз­ рывов и т. д.

2.Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добываю­ щими, а также между добывающими и нагнетательными сква­ жинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

3.Давления на забоях нагнетательных и добывающих сква­ жин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

4.Применения способов и технических средств эксплуата­ ции скважин (механизированных способов добычи, обеспечи­ вающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов од­ новременно-раздельной эксплуатации).

5.Применения методов управления процессом разработка месторождения путем частичного изменения системы разработ­ ки (очагового н избирательного заводнения) или без измене­ ния системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

Вцелом можно отметить, что коэффициент вытеснения за­ висит от физических свойств пласта, его микронеоднородности

ихарактеристик процесса вытеснения нефти из пористой сре­ ды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводне­ нии, как и при других методах разработки, определяется сте­ пенью макронеоднородностн месторождения, системой разра­ ботки и условиями эксплуатации скважин.

Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного' месторождения при его заводнении, необходимо, томимо моде-

rn