книги из ГПНТБ / Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой

материально-техническим з а т р а т а м .

Д л я

уменьшения

з а т р а т

пред­

л а г а е т с я з а к а ч и в а т ь горячую воду

(100—110° С)

в

течение

неко­

торого времени, после чего з а к а ч и в а т ь

обычную

холодную

воду.

различной

проницаемости

при

/=182 сут.

Распределение

температуры:

/ — в первом

нропластке с &і=-0,2д;

2 — во втором

пропластке с

й>=0,1д;

3 — в

третьем

пропластке с

/е3 =1,0д;

Г , - 5 ° С ;

r s = 1 1 0 ° C ; Г П Л

= 8 0 Б С ;

і7=-0,4

л 3 / с у т .

стоянной температурой Т2. Требуется

найти

распределение тем­

пературы в неоднородном пласте в момент

t.

З н а я

распределение температуры

в пласте

с постоянной

темпе­

ратурой Ті на входе в пласт и используя

интеграл

Д ю а м е л я ,

можно

найти распределение температуры

в

неоднородном

пласте

д л я переменной температуры на входе в

пласт.

Д л я

определения длительности

закачки

горячей воды

следует

Н а

рис. 52 'и 53 приведены примеры

подобных

расчетов.

Н а

рис. 52

показаны профили

температуры

в трех

пропластках

раз ­

личней

проницаемости в

разное время .

Воду

при

температуре

Рис.

52. Распределение температуры по координате

соответственно в пер­

вом,

втором и третьем

пропластках.

При

/ = 730 сут: /, 2 и 3;

при / = 1825 сут:

4, 5 и 6; г

и г

— п о л о ж е н и я

Гі =

150° С

з а к а ч и в а ю т в течение

года,

после

чего

подают

холод­

ную

воду

с

72

= 95° С. К а к

следует из рис. 52,

вал

горячей

воды

исчезает

через

пять-—семь

лет

после

начала

процесса закачки .

На рис. 53 приведены профили температуры

во

втором

наи­

менее проницаемом нропластке, рассчитанные для

случая,

когда

в пласт в течение трех лет з а к а ч и в а ю т горячую

воду с темпера-

14

в. с. Орлов

209

турой 7"і =

100°С,

после чего подают

холодную воду

с

7 2

= 5 0 С С .

Вал

горячей

воды

' при этом исчезает примерно

через

б—8

лет.

Следовательно,

горячую

воду

с

температурой

150° С

доста­

точно

з а к а ч и в а т ь

год с тем, чтооы достигнуть того

ж е э ф ф е к т а ,

что и

при

закачке

горячей

воды с температурой

110" С

в

течение

трех

лет.

Из исследовании температурного режима работы многопласто­

вого

месторождения

Узень

можно

сделать

следующие

выводы.

1. Температура

воды на

входе

в

пласт

весьма

быстро

(через

5—10

сут)

устанавливается

и' принимает

значение

температуры,

близкое к температуре закачиваемой

жидкости.

2.

Во избежание снижения температуры на входе в пласт

ниже

начальной пластовой температуры и температуры начала

кристал­

лизации п а р а ф и н а

необходимо з а к а ч и в а т ь горячую воду при

внут-

рпконтурном заводнении. При этом

при

з а к а ч к е

воды

300—

700 м3 /сут ее необходимо подогревать до 70—80° С.

3.

З а к а ч к у

воды

при внутриконтурном заводнении

более

целе­

сообразно

проводить

через

63-мм

фонтанно-компрессорные

трубы,

деляется точкой пересечения графика Т—ГШІ

с осью

t (см. рис. 45)

и составляет порядка 0,2—0,5

сут

при Q = 300—700

м3 /сут.

5. При внутриконтурной закачке горячей воды с температурой

150° С

в течение одного

года

с Q = 700 м3 /сут

в

одну

скважину

и

последующей закачке холодной воды с температурой

25° С

в

ус­

ловиях

месторождения

Узень

вал

горячей

воды

с

температурой

не ниже пластовой сохраняется

в течение 9—10

лет.

6. Термогпдродинамические расчеты в условиях слонстонеод-

нородного по проницаемости пласта показывают, что при

приня­

тых условиях на расстоянии 15—75 м от нагнетательной

галереи

нефтенасыщенная часть менее проницаемых пропластков

о х л а ж ­

дается в среднем на 20—25° С ниже начальной пластовой

темпе­

ратуры

при закачке холодной

воды

с температурой

5° С.

7. При реализации внутриконтурного заводнения на

место­

рождении Узень необходимо закачивать горячую воду.

Продол ­

жительность закачки горячей воды при температуре 150°С

при­

мерно

около 1 года. В последующем можно

закачивать холодную

воду и

перейти на процесс вытеснения нефти

оторочкой

горячей

нение холодной

водой с температурой от

5 до 25° С можно

обес­

печить при з а к а ч к е

горячей

воды с 7 =

150° С

<в течение

одного

года, а с температурой 110° С — в течение трех

лет.

И з л о ж е н н ы е

результаты

являются

предварительными,

но и

они дают основание

утверждать, что внутриконтурное заводнение

дополнительных

технико-экономических обоснований

(оторочка

горячей воды или

ж е з а к а ч к а горячей воды в течение

срока выра ­

ботки основных запасов нефти) .

§ 3. ПРИБЛИЖЕННЫЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ

РАСЧЕТЫ

ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОПАРАФИНИСТОЙ

НЕФТИ ХОЛОДНОЙ

И ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ В НЕОДНОРОДНОМ ПЛАСТЕ

Нефти некоторых месторождений

имеют

специфические

осо­

бенности, состоящие в том, что они содержат много п а р а ф и н а

с вы­

сокой температурой н а ч а л а

кристаллизации

(температурой

насы­

щ е н и я ) , п р и б л и ж а ю щ е й с я

к начальной

пластовой

температуре .

К категории таких месторождений относится

в С С С Р большое

месторождение Узень. Р а з р а б о т к а

месторождений

типа

Узень

пературой

ниже пластовой)

может

существенно

осложниться,

а технико-экономические показатели

ухудшиться.

З а к а ч к а

холодной воды

приводит

к снижению

пластовой тем­

пературы

ниже температуры

насыщения

и выпадению

кристалллов

парафина

из раствора в нефти.

При

снижении

пластовой

температуры ниже

определенного

предела в условиях неоднородного пласта фильтрация

нефти мо­

жет существенно

ухудшиться

вплоть

до

загустевания

(«замерза ­

быча

нефти и нефтеотдача

и в

особенности

конечная

нефте­

отдача.

При закачке горячей воды, обеспечивающей поддержание на­

чальной

пластовой

температуры,

гидродинамические

расчеты по

оценке

технологических

показателей

разработки

не

представля ­

ют значительных трудностей. В

этом

случае

гидродинамические

расчеты

проводятся

по тем ж е

методам, что и для

нефтей с

обыч­

ными

свойствами.

При

внутриконтурной

ж е з а к а ч к е

холодной

воды

в неоднород­

ный по проницаемости и прерывистости пласт,

с о д е р ж а щ и й

высо -

копарафинистую « з а м е р з а ю щ у ю »

нефть, возникает

р я д трудно ­

стей при термогидродинамических

расчетах.

холодной

водой чіз неоднородного

пласта .

В

результате

исследований,

проведенных во В Н И И

и Л а т в и й ­

ским

госуниверситетом,

установлено,

что тепловой

фронт

(тем­

пературный

фронт)

отстает

от фронта

вытеснения

(от скачка на ­

сыщенности)

в 4—5 раз, а

иногда

и в 8—10 раз в

зависимости

от

характера

теплообмена

пласта

с о к р у ж а ю щ и м и

породами, т. е.

объем порового пространства, ограниченный температурным

фрон­

том

с

заданным

скачком

температуры

( Ѵ Т . Ф ) ,

В (4—5)-г-(8—10)

раз

меньше объема

пор, ограниченного

линией

нагнетания

(в част­

ности, окружностью, радиус которой равен радиусу

нагнетатель ­

ной

скважины)

и

фронтом

вытеснения

(Ѵф.п)

— Ѵт.ф =

(-

Тогда

при плоскопараллельном

термогидродинамическом

по­

токе

соотношение

между

расстоянием от источника

изменения

д а в л е н и я

и температуры

(линейной

нагнетательной

галереи) /т .ф

и

расстоянием до

фронта

вытеснения

/ф.„ будет /т .ф =

— -f- у

/ф.в ,

а

при

плоскорадиальном

потоке • — г т . ф =

— +

^ - ^

Г ф . в .

Следовательно, в слоистонеоднородном по проницаемости

пла ­

сте при плоскопараллельном потоке в пропластках,

проницаемость

которых

в ( 4 — 5 ) ч - ( 8 — 1 0 )

раз ниже,

а при плоскорадиальном —

в 2—3 раза ниже проницаемости контактируемых

с

ними

про-

пластков, подвижность нефти ухудшится, а в

некоторых — наиме­

нее

проницаемых

снизится

до

нуля

(нефть

«замерзнет») .

При

схеме

вероятностного

распределения

прослоев

различной

прони­

цаемости

можно

считать,

что фильтрация

прекратится

во

всех

прослоях, проницаемость

которых

в п или ] / я

раз ниже

средней

^ ß ; <

— Ç k i <

^ = j '

г Д е

11 — условный

(расчетный)

показатель

отставания теплового фронта от фронта

вытеснения] .

Если

принять,

что

«замерзают»

прослои

с k<kR,b

или

тем

более

с k<kcv,

то

получим

своеобразный

з а п а с

прочности,

т. е.

ухудшим

характеристику

процесса

вытеснения

нефти

холодной

водой из слоистонеоднородного по проницаемости

непрерывного

пласта.

Итак, принимаем, что нефть не

фильтруется

(«замерзает»)

лишь

в прослоях,

проницаемость

которых р а в н а и

меньше

kcp/n

при

плоскопараллельном

потоке и kcp/V

п при плоскорадиальном .

Д а л е е , расчетная

схема

предполагает,

что все прослои

равнове­

и кривая распределения проницаемости д о л ж н ы

быть преобразо ­

ваны, а именно в исходной кривой распределения

проницаемости

kcp/n при плоскопараллельном потоке и до А с р / | /

п — при

плоско-

радиальном, а так как характер распределения

k аналогичен

k/i,

то эффективная нефтенасыщеиная мощность пласта ЯЭ ф

д о л ж н а

быть пропорционально уменьшена до значения

/гЭф, т. е.

из

эф ­

вия вытеснения

в нем 'нефти водой

улучшатся .

Из изложенного следует, что при принятой схеме термогидро-

динам'ическнх

расчетов

процесс

нензотермического

вытеснения

нефти холодной водой из слоистонеоднородного

пласта с прони­

цаемостью

Аррі, стандартным

отклонением сч и эффективной

мощ­

ностью ЯЭфісводится

к процессу

изотермического

вытеснения

нефти водой в слоистонеоднородно'М пласте мощностью

/ г Э ф 2 < # Э ф ,

но с / г С р 2 > ^ с р і и а 2 < с ч .

Выполнение расчетов с учетом неоднородности пластов

пред­

полагает принятие той или иной

расчетной схемы.

Рассмотрим

две

возможные

схемы учета

неоднородности

пла­

стов при термогидродипамнческих

расчетах.

Схема

1. Неоднородный

по

проницаемости

пласт

схематизи­

руется несколькими

прослоями

различной

проницаемости

kt и

деляется

в к а ж д о м конкретном случае тю данным

геофизических

исследований и является

детерминированным (принимается

фак ­

тическая

неоднородность

пластов по р а з р е з у с к в а ж и н ) .

Схема

2. Так ж е как и в схеме 1, предполагают,

что пласт

яв­

ляется слоистонеоднородным по проницаемости, но

состоит

из се­

рии пропластков различной проницаемости, отделенных друг

от

друга непроницаемыми перегородками бесконечно

малой

мощно­

родинамически разобщенных,

но термически контактирующих

про­

слоев

различной

проницаемости, вероятностно

распределенных

по мощности пласта.

При

оценке добычи нефти

и нефтеотдачи путем

ввода

соответ­

ствующих коэффициентов учитывается неоднородность

пластов

по прерывистости,

літнзовидности.

Термогидродинамические

расчеты по схеме 1 проводятся в

сле­

дующей последовательности.

1.

Находится

распределение

температуры

по

разрезу

(верти­

кали)

и изменение ее во времени в зависимости от объемного

расхода

закачиваемой

воды

[T=T(z,

t)]

и, в

частности,

на

забое

нагнетательной с к в а ж и н ы

(галереи) .

Расчеты

выполняются

по

ме­

тоду

работы

[193]

или

более точному

методу

[31.

При

решении

этой

задачи делаются

следующие

допущения.

1. Пренебрегается

теплопроводностью

в вертикальном

направ ­

лении

(в направлении г ) .

2.

Принимается, что теплопроводность по горизонтали

беско­

нечно

большая, т. е. в сечении скважины температура

постоянная.

3. Распределение начальной температуры определяется зави­

симостью T t = 0 — az + b,

где

а

и

b — известные

постоянные.

4.

Рассчитывается

температурное

поле

слоистонеоднородного

по проницаемости

пласта

[Т=Т(х,

z,

t)]

и одновременно

выпол­

няется расчет

перепадов давлений

(при

заданных

дебитах

жидко ­

сти) или

ж е

дебитов жидкости,

нефти

и

нефтеотдачи

во

времени

(при

заданных п е р е п а д а х ) .

Расчеты выполняются по методу, изложенному в работах

[2, 3].

Этот

метод расчета предполагает следующие основные допущения.

1.

Рассматривается

фильтрация

жидкости

в системе

нагнета­

т е л ь н а я — эксплуатационная

галерея.

2.

Постоянство

температуры

на

забое

нагнетательной

га­

лереи .

скоіі нефти оторочкой горячей воды с последующим

ее

вытеснени­

ем холодной водой и оценке нефтеотдачи при

закачке

холодной

воды для пяти- и трехслойного неоднородного

по

проницаемости

пласта.

Расчетная схема 2 слоистонеоднородного

по

проницаемости

пласта при вероятностном характере распределения

прослоев

пературой начала кристаллизации

парафина

холодной водой.

Как указывалось выше, один из возможных приемов при выпол­

нении

термогидродинамических расчетов заключается

в том,

что

процесс

неизотермического

вытеснения

нефти

холодной

водой

из

слоистонеоднородного

пласта

с проницаемостью

А с р ,

стандартным

отклонением

сч и эффективной

мощностью

Н3ф\

сводится к

про­

цессу изотермического

вытеснения

нефти

водой

в

слоистонеодно-

родном

пласте

мощностью

/гЭ ф2<#эфі>

& с р 2 > А р і и

о"2<оі.

Расчеты дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи

во времени

дл я преобразованного таким образом слоистонеоднородного

пла­

ста выполняются в основном по применяемым в настоящее

время

методам

расчета вытеснения

нефти

водой

с учетом

неоднородно­

сти пластов по

проницаемости, например

по

методу

работы [21].

Результаты

расчетов обводнения

по

методу

[21]

корректиру­

обусловленных

прерывистостью,

линзовидностыо, потерями

нефти

в стягивающих

и «разрезающих»

рядах .

Следует заметить, что нижний предел

проницаемости в

таких

расчетах, как правило, занижен и, следовательно, завышены

рабо­

чие эффективные мощности и добывные

возможности месторож­

дения .

годы разработки составляет

не более 0,75-f-0,80.

Следовательно,

в расчетных схемах неоднородного пласта необходимо

учитывать

охва т вытеснением по мощности, хотя бы по

опыту

р а з р а б о т к и

сходных

по неоднородности

месторождений,

и

соответственно

уменьшать добывные возможности и текущую

нефтеотдачу.

З а в и ­

симость нефтеотдачи во времени и конечная

нефтеотдача

опреде­

ляются

из следующих

соотношений:

t

\ Ян (0 dt

ччт =

-тг

;

( К - 5 )

зап.

и.геол

^зап.

н. геол =

^ н # э ф " ф н - *

Ѵ н . ш в .

( К - 6 )

Или нефтеотдача может быть получена из следующего

соотно­

шения:

Лн =

Лвыт M A *

А*в»

( І Х - 7 )

где Т)ЕЫТ — коэффициент

вытеснения

нефти

водой

в

однородном

пласте

при поддержании

начальной

пластовой температуры: k\ —

к о э ф ф и ц и е нт охвата, учитывающий потери нефти в

«замерзающих»

прослоях, проницаемость которых ниже kcp/n,

kcv/V

п; k2 — то же ,

обусловленный

неоднородностью пласта

по проницаемости,

мощ­

ность

которого

А 3 ф < Я Э ф

(до

заводнения

холодной

водой);

k3 —

то же,

учитывающий

потери

нефти

в линзах;

k4 — потери

в стя­

гивающих рядах: k5 — потери в р а з р е з а ю щ и х

рядах; k5 — коэффи ­

циент охвата по мощности при данном перепаде давления .

Все

сомножители,

входящие

в

(IX . 6),

постоянны,

кроме

пВ ыт

и k%.

Н а и б о л ее часто встречающимися схемами

размещения

скважин

являются: 1)

схема чередующихся

эксплуатационных

и

нагнета­

тельных скважин

(освоение «разрезающего»

ряда

нагнетательных

с к в а ж и н » ) ; 2)

схема чередующихся

через

одну

эксплуатационных

и нагнетательных

скважин и по одному или нескольких

рядов экс­

плуатационных с к в а ж и н слева и справа

от

него;

3)

вытеснение

нефти водой

от ряда нагнетательных скважин

и по « рядам экс­

плуатационных.

В первом случае зависимость дебита жидкости от координаты

при закачке холодной воды находится из

следующего

соотно­

шения:

2nkh (РС .„-РС . Э)

гф

—„

- = К х 1 > 7 1 а Т г

Г

г 1 а . г ]

> 7

І п 2 - -

"

с. и

+ ^ . г Р 2 * Ф + 2 5 ф + н „ 1 п 7 ^ ,

( І Х - 8 )

a время для соответствующих

значении

г(|, из соотношения

2k(pc. н - Р с . э )

И в . г ( 1 2 2 ф

+ 2 5 2 2 ) + | і ^ П - ^ -

+

rl B

х

1,7 I

n — -

г

f i B . r

1,7 In

(IX.9)

2rc .„ ]

e

У е

В

формулах (IX.8) и (IX.9)

принято, что Г ф . т = Ѵ2Лр.в-

Во втором случае расчеты выполняются по методике Ю. П. Бо­

рисова для своеобразной

системы

площадного заводнения с

уче­

том

ввода

во внутреннее

сопротивление

нагнетательных

с к в а ж и н

и во внешнее сопротивление в зоне отставания

температурного

фронта от фронта

вытеснения

значения

вязкости

холодной

воды

при

температуре,

.равной

температуре

на

з а б о е

скважин .

Д е б и т жидкости нагнетательной

скважины при з а к а ч к е

горя­

чен воды находится из следующего

соотношения:

2лкІг(ри-рэ)

=

^ Г ,

2 Г Ф +

Г 2

5

Г , +

1 > ?

И В Г 1 П _ І

Ф _

+

+

, и 1 п і ^ + . а н - ^ — in

+ »

•

( « - I Q )

+

1п2 + p H in4 ^

+ M. —

m

4 < J ; +

2 / 4 g

.

• (IX. 11)

Я Г Ф

•

,

/ о

I

" N

2аэ

\

о э

У

<7з„=

^

,

(IX. 12)

ряду

соответственно из

соотношения

9 э . э =

" f a " .

(IX.13)

_2он

В

формулах (IX.9)

и (IX.13)

обозначения

следующие: qa —

дебит

нагнетательной

скважины,

см3 /сек; q3Al—

дебит жидкости

эксплуатационной с к в а ж и н ы в нагнетательном ряду, см3 /сек; qa.s —

ряду, см3 /сек;

ц п г — в я з к о с т ь горячей воды,

спз;

р в . х —

вязкость,

холодной

воды

при температуре

на забое

скважины, спз;

рв .см —

вязкость

воды в зоне от фронта

вытеснения до теплового

фронта,

принятая

равной

среднеарифметическому, значению

вязкостей хо­

лодной и горячей

воды, спз; / — расстояние

от

нагнетательного

ряда до первого

ряда эксплуатационных

скважин,

см. Остальные

обозначения общепринятые .

Зависимость

положения фронта вытеснения

во времени нахо­

дится из следующего балансового соотношения:

А ^ ^ я т / і Л - р с в - Р о . н — f 2ф) ( r f ' T i p 2 •

(І Х -1 4 >

В третьем случае термогидродинамические расчеты

с учетом

неоднородности пластов по проницаемости проводятся

т а к ж е в из­

ложенной выше последовательности. При этом может

быть исполь­

вой и 3. К. Рябининой

для метода учета неоднородности

пластов

[39] с соответствующим

вводом

во внешнее

сопротивление

уравне ­

ний интерференции значений р в . х и учетом изменений

фазовых про -

ницаемостей.

По изложенной выше методике проведены

приближенные тер­

могидродинамические

расчеты

показателей

разработки

горизон­

тов X I I I , X I V , XV, X V I месторождения Узень с учетом неоднород­

ности пластов по проницаемости

(расчетная

схема 2).

Пласты горизонтов

X I I I — X I V характеризуются

значительной

неоднородностью как по разрезу, так и по площади

л и н з а м и и по ­

лулинзами . Значения проницаемости меняются в широком

днапа -