книги из ГПНТБ / Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов

Г ЛЯНЯ VIII МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЦЕЛЬЮ ИЗУЧЕНИЯ

ДВИЖЕНИЯ КОНТУРОВ НЕФТЕНОСНОСТИ

Моделирование процессов разработки нефтяных месторождений на различных электроинтеграторах разработано достаточно хорошо и изложено во многих работах J71, 112J. В настоящей работе при­ водятся лишь общие сведения и дается оценка возможностей моде­ лирования процессов разработки по прогнозированию перемещения контуров нефтеносности.

Прогноз обводнения добываемой продукции и перемещения кон­ туров нефтеносности (фронта закачиваемой воды) представляет один из сложнейших вопросов нефтепромысловой геологии и теории разработки нефтяных месторождений. Рассмотренные в предыду­ щих разделах методы в комплексе являются эффективными сред­ ствами контроля за перемещением водонефтяного контакта, фронта нагнетания и контуров нефтеносности. Они позволяют достаточно надежно контролировать процессы разработки нефтяного место­ рождения. В результате обобщения материалов этих исследований можно дать определенные прогнозы о направлениях, скоростях и других особенностях движения ВНК и контуров нефтеносности. Однако такие прогнозы на более длительные сроки лучше всего осуществлять теоретическими расчетами и электромоделированием.

Первоначальный прогноз перемещения контуров нефтеносности дается в проектах разработки нефтяных месторождений. При про­ ектировании на основе изучения геологического строения место­ рождения, гидродинамических, технических и экономических расче­ тов выбирается рациональный вариант разработки. Для этого ва­ рианта разработки дается положение текущих контуров нефтенос­ ности в различные моменты времени.

Практически же при разработке нефтяного месторождения ввиду недостаточного знания геологической неоднородности, истин­ ных параметров пласта и насыщающей его жидкости действитель­ ное течение разработки может значительно отклониться от проект­ ного. Поэтому периодически (через три—пять лет) проводится ана­ лиз разработки месторождения и в случае обнаружения отклонений от проекта дается дальнейший прогноз перемещения водонефтяного

142

контакта и контуров нефтеносности от данного момента времени, а также выбирается оптимальный вариант последующей разра­ ботки месторождения. Эта задача приближенно решается при по­ мощи гидродинамических расчетов с учетом ряда допущений. Ме­ тоды расчетов подробно изложены в работах [112, 120, 122, 145] и здесь не рассматриваются. Из-за довольно грубой схематизации залежи и усреднения параметров пласта и пластовых жидкостей результаты гидродинамических расчетов перемещения контуров нефтеносности недостаточно точны.

Гидродинамические расчеты перемещения контуров нефтеносно­ сти в пласте произвольной формы при переменной мощности пласта и изменяющихся свойствах коллекторов и насыщающей жидкости связаны с большими математическими трудностями и зачастую ока­ зываются безрезультатными. При достаточной геологической изу­ ченности месторождения и знании основных параметров продуктив­ ного пласта можно получить более точное решение задачи о пере­ мещении контуров нефтеносности любой формы, используя электрическую модель пласта (электроинтегратор).

Простейшей моделью пласта является электролитическая. Она представляет собой ванну в форме нефтяной залежи, заполненную электролитом. В ванне помещаются электролиты, по форме подоб­ ные скважинам, а корпус ванны — электрод, по форме сходный с внешним контуром питания. Если на электродах установить по­ тенциалы, пропорциональные давлениям в скважинах и на контуре питания, то в модели получаются поля напряжения и тока, подоб­ ные полям давления и скоростям фильтрации в нефтяном пласте. В электролитической модели дебит скважин будет пропорционален силе тока, а давление на их забоях — напряжению. Электролити­ ческие модели пласта отличаются простой и небольшой стоимо­ стью, однако они имеют некоторые недостатки — загрязнение элек­ тролита в процессе работы, нарушение закона Ома вблизи электро­ дов, трудность замера параметров модели. Из-за этих недостатков электролитические модели применяются в основном при изучении гидродинамики призабойной зоны скважин.

Дальнейшим развитием электролитических моделей являются модели пласта в виде электрических сеток из стабильных прово­ лочных сопротивлений — электроинтеграторы. Сопротивление^эле­ мента сетки модели аналогично параметру ц/£пр/і пласта, где ц — вязкость пластовой жидкости; /епр — коэффициент проницаемости пласта; h — мощность пласта. Распределение напряжения U в уз­ лах сетки подобно распределению давления р в пласте. Напряже­ ние U в контурах сеточной области пропорционально давлению р на контурах месторождения и определяется формулой U = Cvp, где Ср — коэффициент пересчета (В-см2)/кгс.

Диаметры отдельных скважин моделируются добавочными со­ противлениями і?Доб, подключенными к соответствующим точкам сеточной области. Определение дебита скважин при помощи элек­ троинтегратора основано на аналогии между законом Ома для

143

цепей электрического тока в модели и законом фильтрации Дарси

дится на основании аналогии между емкостью С конденсаторов и упругостью ß* пласта. Поэтому в интеграторе, моделирующем упругий режим пласта, к узлам сетки из сопротивлений присое­ диняются конденсаторы. В подготовительный цикл ті работы мо­ дели конденсаторы заряжаются до напряжения До, соответствую­ щего начальному давлению в пласте. В начале следующего рабочего цикла замыкается цепь, соединяющая обкладки конден­ саторов. В добавочных сопротивлениях, моделирующих диаметр скважин, возникает ток за счет энергии конденсаторов, а в узлах сетки модели напряжения меняются во времени по тем же законам, что и давление в пласте при упругом режиме. Рабочий Т2 и подго­ товительный ті циклы в электролитических сетках непрерывно че­ редуются и протекают в течение нескольких миллисекунд. Поэтому измерения на таких сетках ведутся при помощи осциллографов или на специальных измерительных устройствах.

Так как начальное давление р зависит от координат исследуе­ мой точки X, у, то в электроинтеграторе конденсаторы заряжаются в подготовительный цикл ті через специальные делители напряже­ ния по заранее установленным законам. Скважины на месторожде­ нии вступают в строй не одновременно, поэтому на электроинтегра­ торе замыкание цепи конденсаторов происходит по заданной прог­ рамме, соответствующей программе разбуривания скважин. Во время эксплуатации месторождения условия на забоях скважин меняются. В соответствии с этими изменениями в электроинтегра­ торе специальные электронные устройства (функциональные пре­ образователи) задают на добавочных сопротивлениях нужные ре­ жимы.

Исходя из описанных принципов моделирования нефтяного пла­ ста, во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском инсти­ туте (ВНИИ) был разработан и изготовлен электроинтегратор ЭИ-С, предназначенный для решения задач, связанных с рацио­ нальной разработкой крупнейших нефтяных месторождений [19]. Электроинтегратор ЭИ-С конструктивно оформлен в виде семи ос­ новных блоков, расположенных в общем зале площадью около 200 м2 и связанных друг, с другом специальной системой проводов Он является математической моделью для решения уравнений типа Лапласа, Пуассона и Фурье.

В электроинтеграторе ЭИ-С число узлов сеток достигает 20 000, что позволяет учесть до 60000 различных числовых значений па­ раметров пласта. В многочисленных и разнообразных устройствах ЭИ-С работает около 8000 электронных ламп. Общее потребление энергии в электроинтеграторе составляет 60 кВт. Решение постав­ ленной задачи получается на специальных устройствах, позволяю­

144

щих с большой точностью измерять необходимые величины и наб­ людать на экранах электронно-лучевых трубок протекающие в «пла­ сте» процессы. На электроинтеграторе ЭИ-С молено достаточно точно решить задачи разработки нефтяных месторождений, в том числе проблемы прогноза перемещения контуров нефтеносности и процесса обводнения скважин. Для решения задачи о перемеще­ нии контура нефтеносности поступают следующим образом. На лист миллиметровой бумаги, число клеток которого равно числу клеток электрической сетки, наносят контуры месторождения, вклю­ чая контур области питания. Далее определяют реостаты электри­ ческой сетки, моделирующие месторождение, и масштаб М сетки. Под масштабом сетки понимают линейный размер, приходящийся на один элемент клетки сеточной области.

Всоответствии с картой распределения величин гидравличес­ кого сопротивления цДпрh пласта подбирают сопротивления эле­ ментов электрической сетки. Емкость конденсаторов, присоединяе­ мых к узлам сетки, задают в соответствии с картой упругоемкости Aß* пласта. Реостаты сетки, попавшие на контур питания, соеди­ няют одним проводом, на который подают напряжение UK, пропор­ циональное контурному давлению рк. Реостаты, оказавшиеся на линии выклинивания, общим проводом не соединяют, этим обеспе­ чивается условие отсутствия фильтрации, перпендикулярной к ли­ нии выклинивания. К узловым точкам-скважинам подключают до­ бавочные сопротивления ЯЛОб, моделирующие нужный диаметр скважины. Концы добавочных сопротивлений соединяют общим проводом, на который подается напряжение Uc, пропорциональное забойному давлению рс. При включении сетки на указанное на­ пряжение в любом ее элементе установятся некоторые токи.

Ввыбранных узлах сетки измеряют напряжение £/, и строят кривые зависимости изменения напряжения от времени. Используя коэффициент пересчета 1/СР, получают кривые изменения давле­ ния рі от времени t. На основании полученных кривых строят карты изобар на определенное время разработки залежи (напри­ мер, на первый год разработки, второй, третий и т. п.). По спосо­ бам, изложенным в работе [112], при помощи карт изобар дают прогноз перемещения контуров нефтеносности в пласте. Оконча­ тельные результаты изучения поведения контуров нефтеносности выдаются в виде карт внешнего и внутреннего контуров нефтенос­ ности на выбранные даты.

Впервые на электроинтеграторе (ЭИ-12, ЭИ-31) продвижение контуров нефтеносности моделировалось в начале 50-х годов во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте для центральных площадей Ромашкинского нефтяного месторожде­ ния [62]. На электроинтеграторе ЭИ-С впервые в 1957—1958 годах моделировалась разработка пласта Ді Бавлинского нефтяного месторождения и был дан прогноз дальнейшей разработки место­ рождения и стягивания контуров нефтеносности на различные даты. Более чем 15-летняя история разработки месторождения полностью

Вопросы контроля и регулирования процессов эксплуатации нефтяных месторождений рассматриваются как в стадии проектиро­ вания, так и при анализе состояния их разработки. Естественно, что обоснованнее они решаются при анализе разработки, когда более детально изучены геологическое строение месторождения продуктивных пластов и особенности отдельных процессов эксплуа­ тации залежи.

Исходя из принципа рациональной разработки месторождений, научно-обоснованный анализ разработки должен выяснять следую­ щие основные вопросы:

1)уточнять геологическую характеристику продуктивного

пласта;

2)осуществлять контроль и регулирование процессов эксплуа­

тации, совершенствовать принятую систему разработки нефтяного месторождения;

3) на основе исследования отдельных процессов разработки непосредственно в условиях месторождения выявлять общие зако­ номерности для решения методических вопросов эксплуатации для нефтяных месторождений.

Без детального изучения геологического строения месторожде­ ния и изменений пластовых условий при эксплуатации нельзя по­ нять процессы, происходящие в нефтяной залежи, и руководить ими. Каждая вновь пробуренная скважина углубляет, уточняет наши знания о пластовых условиях данного месторождения и по­ могает своевременно внести соответствующие поправки в осущест­ вляемую систему разработки. Поэтому детальное изучение литоло- го-физических свойств нефтесодержащих пород — один из основных вопросов, которому следует уделять серьезное внимание при раз­ работке нефтяных месторождений.

Основными параметрами, характеризующими нефтесодержащие пласты, являются литологический состав, пористость, проницае­ мость, мощность, нефтенасыщенность и др. Изучать эти параметры следует с применением всего комплекса известных в настоящее время геофизических и геолого-промысловых методов.

Контроль и регулирование эксплуатации наравне с повседнев­ ным изучением изменений состояния нефтяной залежи являются необходимыми условиями дальнейшего усовершенствования при­ нятой системы разработки. Процесс разработки месторождения ха­ рактеризуют следующие показатели, которые должны контролиро­ ваться и регулироваться: 1) дебит нефти и газа эксплуатационных и приемистость нагнетательных скважин; 2) давление и темпера­ тура пласта; 3) забойное давление эксплуатационных скважин, а также давление нагнетания на устье нагнетательных скважин; 4) характер обводнения отдельных скважин и залежи в целом, изменение физико-химических свойств закачиваемой воды и пласто­ вой нефти; 5) характер стягивания контуров нефтеносности; 6) из­ менение нефтенасыщенности и величины коэффициента нефтеотдачи пласта.

Гидродинамическими расчетами при проектировании разработки месторождений определяются лишь средние величины дебита скважин. Фактический дебит отдельных скважин в зависимости от неоднородности пласта отличается от среднего расчетного. Поэтому установлению оптимальных отборов нефти и закачки воды по каж­ дой скважине в процессе эксплуатации необходимо уделять серьез­ ное внимание. Величина дебита нефти, воды и газа эксплуатацион­ ных и приемистость нагнетательных скважин, изменение их во вре­ мени в процессе разработки месторождения характеризуют коллекторские свойства, неоднородность пласта, режим пласта, эффективность поддержания пластового давления и методов интен­ сификации добычи нефти. При разработке нефтяных месторожде­ ний с законтурным или внутриконтурным заводнением оптималь­ ная добыча нефти может быть обеспечена только при постоянном контроле и регулировании добычи нефти из пласта и закачки воды в пласт.

Энергетические ресурсы нефтяного пласта характеризуются ве­ личиной пластового давления. Если в процессе разработки нефтя­ ной залежи наблюдается резкое снижение давления при наличии

взалежи значительных запасов нефти, то это указывает на быст­ рое истощение пластовой энергии, в результате чего может остаться неизвлеченным большое количество нефти. Поэтому одним из ос­ новных факторов рациональной разработки является систематичес­ кое изучение динамики пластового давления и его регулирование

вцелях иаилучшего использования энергии пласта. Необходимо проводить регулярные замеры забойного и буферного давления скважин, снимать кривые восстановления давления, что позволит установить правильный технологический режим работы эксплуата­ ционных скважин, а также охарактеризовать проницаемость их призабойной зоны. Следует широко использовать метод гидропро­ слушивания. Это даст возможность уточнить неоднородность строе­ ния пласта, установить более обоснованно влияние нагнетательных скважин на эксплуатационные, а также взаимосвязь между от­ дельными эксплуатационными скважинами.

148

Изучение процесса обводнения, а также характера и причин по­ явления воды в отдельных эксплуатационных скважинах, распо­ ложенных как во внутреннем контуре нефтеносности, так и в водо­ нефтяной части залежи, имеют теоретическое и практическое зна­ чение. В настоящее время еще не разработана надежная методика, позволяющая заранее установить, сколько воды будет добываться вместе с ^нефтью на различных этапах разработки нефтяных место­ рождений. Количество добываемой вместе с нефтью воды, прини­ маемое в проектах разработки нефтяных месторождений, недоста­ точно обосновывается, что влияет на технико-экономические- показатели разработки. Необходимо изучать экономически рента­ бельный предел обводнения, при котором следует прекращать экс­ плуатацию скважин. Повседневный контроль за процессом обводне­ ния залежи и борьба с обводнением скважин позволит эксплуати­

ровать месторождение при минимальной добыче воды из пласта в начальных этапах разработки залежи.

При системе разработки нефтяной залежи с законтурным и внутрнконтурным заводнением главными вопросами являются стяги­ вание контуров нефтеносности к центру залежи (или к линии стя­ гивания при полосообразной залежи) без оставления целиков неотобранной нефти и обеспечение наиболее полного вытеснения нефти водой. Активное вмешательство в процесс перемещения ВНК невозможно осуществлять без надлежащего контроля за движением контуров нефтеносности. Постоянный и надежный контроль за пол­ нотой вытеснения и вымывания нефти закачиваемой водой и управ­ ления этими процессами при эксплуатации месторождения для обеспечения высокого коэффициента нефтеотдачи являются одним-

из основных условий рациональной разработки нефтяных место­ рождений.

Контроль за процессом заводнения нефтеносных пластов дол­ жен решать следующие задачи: 1) установление начального состоя­ ния нефтеводонасыщенности пластов; 2) определение текущего по­ ложения водонефтяного контакта в скважинах; 3) выявление теку­ щего внешнего и внутреннего контуров нефтеносности залежи; 4) определение направления движения жидкости (нефти, минера­ лизованной пластовой, или закачиваемой пресной воды, или их смеси) в пласте; 5) оценка вертикальной и горизонтальной скоро­ сти движения жидкости в пласте; 6) объем закачиваемой воды, проникший в пласт; 7) степень вытеснения (промывки) нефти во­

дой и, в конечном счете, коэффициент нефтеотдачи на заводненных: участках залежи.

Эти задачи могут быть эффективно решены только при исполь­ зовании материалов всего применяемого в настоящее время комп­ лекса геолого-промысловых и промыслово-геофизических методов исследования скважин. Даже идеально точное определение началь­ ного и текущего водонефтяного контакта методами электрометрии, радиометрии и т. п. по отдельным скважинам не может датьполного представления о направлении и интенсивности потока

149!

пластовой жидкости без комплексного геолого-промыслового ана­ лиза результатов этих исследований. Для получения достаточно полной информации о характере перемещения ВНК и контуров нефтеносности месторождения, разрабатываемого с законтурным или внутриконтурным заводнением, необходимо обобщить все мате­ риалы о водонефтяном контакте, накопленные с начала эксплуата­ ции месторождения.

Геолого-промысловое обобщение этих материалов осуществля­ ется обычно с помощью различных графических построений. По ха­ рактеру решаемых задач их можно разделить на две группы. К первой группе относятся графики перемещения водонефтяного контакта во времени, графики обводнения скважин, геолого-гео­ физические разрезы и блок-диаграммы, показывающие характер­ ные особенности перемещения ВНК во времени, но не дающие до­ статочного представления о движении контуров нефтеносности по площади в целом. Ко второй группе можно причислить карты на­ чальной и текущей поверхностей ВИК, заводненной (выработан­ ной) мощности пласта, остаточной нефтенасыщенной мощности на определенные даты и скоростей перемещения контакта в течение выбранного интервала времени. Эти карты в совокупности дают полную картину перемещения ВНК и контуров нефтеносности и позволяют наметить эффективные мероприятия по контролю и ре­ гулированию процессов разработки месторождения.

1. С О С Т А В Л Е Н И Е Р А З Л И Ч Н Ы Х Г Р А Ф И К О В , Х А Р А К Т Е Р И З У Ю Щ И Х О С О Б Е Н Н О С Т И Д В И Ж Е Н И Я В О Д О Н Е Ф Т Я Н О Г О К О Н Т А К Т А

В процессе длительной разработки месторождения, достигаю­ щей 10—15 лет и более накапливается большой фактический мате­ риал по' определению как начального, так и текущего водонефтя­ ного контакта. Общее представление о движении ВНК в течение многих лет можно получить построением графика его перемещения во времени. График составляется в прямоугольной системе коор­ динат. По ординате откладываются абсолютные отметки водонефтяиого контакта, по оси абсцисс — время (дата) его определения (см. рис. 47).

В точках, имеющих указанные ординату и абсциссу, отмечается номер скважины и сама точка рисуется определенным условным знаком. Этот знак должен характеризовать метод определения ВНК (электрометрия, радиометрия), местоположение скважины и др. Необходимо присвоить условные знаки скважинам, располо­ женным на отдельных участках залежи с общим характером пере­ мещения подошвенной воды (например, скоростями или формой движения ВНК). Точки, нанесенные на графике по данным повтор­ ных измерений в различные периоды, можно соединить между со­ бой линейками.

150