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

зоне. Распределение

проницаемости

по

горизонтам

описывается

с л о ж н ы м

логарифмически

нормальным

законом,

состоящим

из

двух-трех составляющих с различными значениями

стандартных

отклонений о. Большей степенью неоднородности по

проницаемо­

сти

характеризуются горизонты

I эксплуатационного объекта

( X I I I

и X I V ) . Стандартные

отклонения

д л я них соответственно

равны:

0і =

О,9

и 02 = 0,5

для

горизонта

X I I I ;

Сі = 0,8;

аг =

0,5, а 3 = 0 , 2

д л я

горизонта X I V , для объекта

I I —

по

горизонту

X V

О\ = 0,7,

аг =

= 0,35 и

по X V I — а і = 0 , 6 ;

с г 2 = 0 , 2 .

Линзы H полулинзы от объема проницаемой части пласта со­

ставляют

от 1 до

30%

по

горизонтам. Наибольшей

прерывностью

характеризуется горизонт

X I I I ,

где

непрерывная часть

пласта со­

ставляет

лишь 50%, полулинзы

30%

и линзы

20%.

При выполнении расчетов вытеснения нефти холодной

водой

исходная

кривая

распределения

проницаемостей

преобразовыва ­

л а с ь

в зависимости от величины

отставания

фронта

заданного

лодной — &С р/16; &ср/9, йср/4.

По всем горизонтам для

каждого значения

нижнего предела

проницаемости определялись

параметры

закона

распределения и,

в частности, стандартное отклонение, среднее значение

проницае­

мости, а т а к ж е р а б о т а ю щ а я

эффективная

мощность.

Результаты

ния расчетной

схемы приведены

в табл . 10.

Из

таблицы

следует.

Т а б л и ц а 10

Горизонты

Нижний

X I I I

X I V

предел

про­

ницаемости

СГі

а.

V

м д

10

360

0,9

0,50

280

0,8

0,5

0,2

Л/16

400

0,8

0,50

300

0,7

0,5

0,2

k/9

460

0,5

0,50

310

0,6

0,4

0,2

ли

540

0,3

0,50

370

0,5

0,2

—

10

170

0,7

0,39

100

0,6

0,2

17,3

6/16

170

0,7

0,35

100

0,6

0,2

17,3

kß

220

0,7

0,35

ІОО

0,6

0,2

17,3

240

0,7

0,35

120

0,6

0,2

14,1

Соотношение этих параметров в значительной

мере

определя­

ют

результаты

термогидродинамических

расчетов

при з а к а ч к е

хо­

лодной и горячей воды в зависимости от характера

неоднородности

того пли

иного пласта.

Наиболее значительно при изменении нижнего

предела

прони­

цаемости изменяются параметры более неоднородных по

прони­

цаемости горизонтов

X I I I

и X I V . Так, по

горизонту

X I I I при изме-

нении

нижнего

предела

проницаемости

от

, „

мд

до

. . .

360

=

10

А/4= —

= 90 мд среднее значение

проницаемости

увеличилось

с

360

до

540

мд,

стандартные

отклонения

уменьшились

от

сі = 0,9,

аг =

0,5

д о

оі = 0 , 3 ,

а2 = 0,5,

эффективная

р а б о т а ю щ а я

мощность

умень­

шилась

в 1,55

раза .

При указанных выше п а р а м е т р а х выполнена оценка

текущей

добычи

нефти

за

15-летний

период

разработки

горизонтов

X I I I — X V I ,

а т а к ж е

рассчитана

нефтеотдача и

сроки

разработки

этих горизонтов

при

условии

выключения

с к в а ж и н

в

момент,

когда

обводненность

их продукции достигнет 80%. Расчеты

выполнены

д л я

вариантов

внутриконтурной

закачки

горячей

воды

(случай

п о д д е р ж а н и я начальной пластовой температуры)

и холодной воды

при

различных

значениях

нижних

пределов

проницаемости:

10 мд, /гс р/16, Аср/9 и fccp/4.

В расчетах

принято,

что

вязкости

нефти

в

пластовых

условиях

для

горизонтов

X I I I ,

X I V , X V и X V I

горячен 'ВОДЫ

( . І в . г = 0,6

спз, вязкость холодной

воды

1,1 спз.

В табл . 11

указаны

средние дебиты нефти

за 15

лет р а з р а ­

ботки при

з а к а ч к е горячей и холодной воды в долях единицы от

дебита

по

горизонту

при з а к а ч к е горячей

воды.

И з табл . 11

сле­

дует, что при закачке в пласты холодной воды по

всем

горизонтам

по мере

уменьшения

величины

отставания

теплового

фронта

от

фронта

вытеснения

(увеличения

нижнего предела

проницаемости)

кущей

нефтеотдачи

по сравнению

с закачкой горячей воды.

Так,

за

15 лет разработки

по горизонтам

X I I I , X I V , X V

при за­

качке горячей воды может быть

получен

прирост

в текущей

до­

быче нефти по сравнению с закачкой холодной воды

примерно

10%

при

нижнем пределе проницаемости kl 16

и

около

20% при

/г/4.

Д л я

горизонта

X V I как

наиболее

Т а б л и ц а

11

однородного из всех рассматри ­

ваемых прирост в текущей добыче,

Закачка

холодной

воды

нефти

бѵдет

соответственно

ра­

Гори­

вен

10

и

14%.

зонт

' V 1 6

V 9

fecp/4

В

табл.

12

представлены

ре­

з у л ь т а т ы расчетов

нефтеотдачи и

XIII

0,90

0,89

0,82

сроков

разработки

при

з а к а ч к е

XIV

0,89

0,88

0,88

холодной и горячей воды при

XV

0,92

0,82

0,77

отключении

оядов скважин, когда

XVI

0,90

0,90

0,84

их продукция

обводнена

на

80%.

пых и эксплуатационных скважин глубинными дебитомерами

пока­

зывают, что неохват вытеснением нефти водой но мощности

гори­

зонтов

X I I I — X V I составляет

за

первый период

разработки не

менее

20%. П р и

з а к а ч к е холодной

воды те и другие

потери

будут

безвозвратными,

так как нефть

в неохваченных заводнением

зонах

закачке горячей воды часть этой нефти будет извлечена.

Таким

образом,

учет

начального

коэффициента

охвата

по

мощности и потерь нефти в линзах, полулинзах и тупиковых

зонах

приводит к существенному дополнительному снижению

конечной

нефтеотдачи и* 'при закачке холодной іводы. При этом

д а ж е

при

нижнем

пределе проницаемости /гС р/16 и

kcp/9

(наиболее

осто­

р о ж н а я

оценка

потерь нефти

при з а к а ч к е

холодной

воды)

нефте­

отдача

по

горизонту

X I I I снизится

с

0,41

до

0,25

(на

40%),

по

X V I — с

0,46

до

0,3

(на 35%), по X V — с

0,45

до

0,28

(на

38%)

н по X V I — с

0,48 до 0,34

(на 30%),

а

потери

нефти

при

внутри-

контурной

закачке

холодной

воды

на

месторождении

Узень

со­

с т а в я т

несколько десятков миллионов

тонн.

Из изложенного

следует,

что разработка горизонтов

X I I I — X V I

месторождения

Узень при поддержании

пластового

давления и

температуры путем .внутриконтурной закачки

горячей

воды

по­

зволит повысить текущую добычу нефти на 10—20%.

конечную

нефтеотдачу на 30—40% и получить

дополнительно

десятки

миллионов тонн нефти по сравнению с разработкой

этих

гори­

зонтов

при з а к а ч к е холодной

воды.

Одной

из основных проблем

проектирования и а н а л и з а

раз ­

р а б о т к и нефтяных месторождений является

н а д е ж н ы й

прогноз

добычи нефти и жидкости во времени

при

вытеснении

нефти

водой.

К настоящему времени в процессе проектирования, анализа и

•обобщения

опыта разработки нефтяных

месторождений

получены

многочисленные решения задачи сб оценке технологических

пока­

зателей эксплуатации нефтяных месторождений во времени.

Прогноз процесса обводнения можно выполнить путем гидро­

динамических расчетов с учетом неоднородности пластов,

мето­

дами материального б а л а н с а и

методами, основанными

на

экс­

Все перечисленные методы,

кроме первого, можно

использо­

вать лишь тогда, когда имеется

достаточная

история

разработки

залежи на стадии составления проекта разработки .

Первый ж е метод приметим

как на стадии

оценки

добывных

методы

гидродинамических расчетов

процесса

обводнения.

На стадии составления проекта пробной эксплуатации,

оценки

добывных возможностей, составления

технологической схемы раз ­

работки могут применяться приближенные упрощенные

методы

гидродинамических расчетов, так как в этот период,

как

правило,

имеется сравнительно мало исходных геолого-промысловых

дан ­

ных, с недостаточной

степенью

точности

о т р а ж а ю щ и х

реальные

свойства пластов и флюидов .

На стадии ж е составления проекта разработки,

проекта

дора­

ботки, анализа, контроля и регулирования процесса

разработки

является

в большей

степени

оправданным

применение

более

точных, но сложных методов гидродинамических расчетов

процесса

обводнения нефтяных

з а л е ж е й

с учетом

большего

п р и б л и ж е н и я

В настоящее время в практике проектирования и анализа

раз ­

работки нефтяных месторождений в С С С Р п

С Ш А применяется

р я д методов расчета вытеснения нефти водой,

позволяющих

про­

тах добычи нефти во времени

был

предложен

М. Маскетом

в

1949 г. [185, 118] и использован им при расчетах вытеснения

ж и р ­

ного газа

сухим; в том

ж е

году Стайлсом

[202]

и в

1950

г. Д и к с т р а

и Парсонсом

[198]

даны

методы прогноза

вытеснения

нефти

во­

дой в слоистонеоднородном по проницаемости

пласте.

В С С С Р

методика

учета неоднородности

пластов

в

расчетах

процесса

обводнения

впервые

была

предложена

во

В Н И И

Ю. П. Борисовым в 1957—1959

гг. [21].

К

настоящему

времени

в научно-исследовательских институтах

страны

р а з р а б о т а н

р я д

методов расчетов и при проектировании и анализе

разработки

применяются

различные

методы

прогноза

процесса

обводнения

нефтяных

залежей,

построенные

на

различных

предпосылках

и

степени учета реальных условий фильтрации флюидов в

пористой

среде. Такое положение

затрудняет

сопоставление

результатов

расчетов, выполненных

различными

Н И И , проектных

и

фактиче­

ских показателей разработки, обобщение и анализ

р а з р а б о т к и

нефтяных месторождений.

жить основные методы расчетов процесса обводнения,

применяе ­

мые в практике прогноза показателей р а з р а б о т к и , дать

их а н а л и з

и рекомендации

по применению того или иного метода в зависи ­

мости от стадии

разработки нефтяного месторождения .

Р а з р а б о т а н н ы е к настоящему времени

методы гидродинамиче­

ских расчетов процесса обводнения можно

подразделить на сле­

вий

фильтрации жидкости в пористой среде.

1.

Методы

расчетов

дебитов

жидкости

и

нефти

во времени

в условиях однородного пласта .

2.

Методы

расчетов

процесса

обводнения

неоднородного пла ­

ста

по схеме

нагнетательная — эксплуатационная

галерея .

3.

Методы

расчетов

вытеснения нефти

водой в

неоднородном

скважин (при постоянных

внутренних

фильтрационных

сопро­

тивлениях) .

4. Методы

расчетов

обводнения

неоднородных

пластов

по

схе­

ме «жестких»

трубок тока в системах площадного

заводнения

и

многорядных

системах

с к в а ж и н

с

учетом

переменного

внутрен­

него

фильтрационного сопротивления.

5.

Методы

расчетов

обводнения

неоднородных

пластов

до

и

после

прорыва

по схеме

эквивалентной

галереи.

6. Расчеты обводнения неоднородных пластов с учетом темпа

ввода скважин в эксплуатацию .

Н и ж е излагается

содержание

основных

методов

расчета

про­

цесса

обводнения

по

указанным

шести

категориям,

проводится

их анализ и сопоставление, приводятся результаты

расчетов

по­

этам

методам

и

даются

рекомендации

по

применению того

или

иного

метода

на

различных стадиях

проектирования

и

анализа

разработки

нефтяных

месторождений.

§ 1. АНАЛИЗ И СОПОСТАВЛЕНИЕ МЕТОДОВ ПРОГНОЗА

ПРОЦЕССА

ОБВОДНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В США

В

практике

расчетов

по

прогнозу

обводнения

нефтяных

зале ­

жей в С Ш А

применяются

аналитические

и эмпирические

методы.

К настоящему времени в С Ш А

предложено достаточно

много

аналитических

методов

расчета

процесса

обводнения

(более

20).

Одним из первых [202] был

метод Стайлса (1949

г.).

Все аналитические методы предполагают по крайней мере че­

тыре следующих общих допущения.

1.

Неоднородный

по

проницаемости

пласт

представляется

серией однородных

пропластков

различной

проницаемости.

Расчетная характеристика неоднородного пласта в целом пред­

полагается

равной сумме

расчетных

характеристик

различных

однородных

пропластков.

2. М е ж д у пропласткамп

не существует гидродинамической свя­

зи — отсутствие перетоков

жидкости.

Все эти допущения

в значительной мере условны.

Д а д и м характеристику

наиболее широко

применяемых

в С Ш А

методов

прогноза

обводнения

нефтяных

з а л е ж е й .

Метод

Стайлса

[203]

В

дополнение

к

общим

допущениям

метод

Стайлса

предпо­

л а г а е т , что:

1)

добыча жидкости,

нефти

и з а к а ч к а

воды

пропор­

циональны

проницаемости

прослоя

и подвижности k/\x добывае ­

мых

флюидов;

2)

коэффициент

охвата

до

прорыва

постоянен;

3) линейная система вытеснения; 4)

в

момент

прорыва

жидкости

добычи из прослоя становится мгновенно равной

добыче

воды

(поршневое

вытеснение);

5)

прослои имеют

равную

мощность;

6) отсутствует

остаточная

газонасыщенность.

Исходными данными д л я расчета

показателей

разработки

слу­

ж и т

профиль слоев различной проницаемости,

начальная

и конеч­

ная нефтенасыщепность, вязкость нефти и воды в пластовых

ус­

ловиях.

Д а н н ы е

о проницаемости

слоев

располагаются

сверху

вниз

упо-

рядоченно в убывающей последовательности.

Д л я

к а ж д о г о

про-

пластка

вычисляются

произведения

проницаемости

на

мощность

kjlij

(производительность).

Недостающие

значения

производительности,

в ы р а ж е н н ы е в

д о л я х единицы, в

зависимости

от

нарастающей

мощности

тоже

в долях

единицы

и з о б р а ж а ю т с я

кривой.

С помощью этой кривой, известной под названием

кривой

рас­

пределения

производительности,

вычисляются

значения

доли

воды

в потоке жидкости / в

и нефтеотдача

R

к

моменту

времени,

когда

по /-тому пропластку

прорвалась

вода

в

скважину,

и

пласт в

пре­

д е л а х мощности Ну обводнен и дает

воду:

* = - £ + w t c

* - c

' i '

( Х - 2 )

где

# з

— о б щ а я

мощность

пласта;

Us — мощность части

пласта,

заполненного

водой;

/ • — н о м е р

пропластка,

по

которому

вода

про­

р в а л а с ь

в

скважину;

Cs — о б щ а я

производительность

пласта;

С,- — производительность

части

пласта

мощностью

Hj,

запол­

ненного

водой;

— отношение

подвижностей

воды

и

нефти

с

учетом

коэффици ­

ента объемного расширения

нефти Ь.

Следует отметить,

что в уравнении (Х.2)

первый

член

правой

части

в ы р а ж а е т

нефтеотдачу

полностью

обводненных

пропласт-

ков,

а

второй — характеризует

нефтеотдачу

пропластков,

из

кото­

рых

нефть еще продолжает поступать.

Зависимости

(Х.1)

и (Х.2)

являются

исходными

при расчете

эффективности

заводнения

выбранной

системы

расстановки

скважин .

З н а я количество извлекаемой

нефти

(активные

з а п а с ы ) ,

опре­

деляют

для каждого

пропластка

дебиты

нефти и

воды,

накоплен­

Накопленная добыча нефти подсчитывается по

уравнению

ма­

териального

баланса:

=

F / t m ( p „ - p 0 , „ )

g

Время получения

приращения накопленной

добычи

нефти

определяется

из

соотношения

At

=

B ^ N P

.'

(Х.4)

По

уравнению

Q B / ( i - W

что з а к а ч к а воды

равна

(Х.4) предполагается,

добыче

жидкости. З н а м е н а т е л ь

этого уравнения

представляет

со­

бой добычу нефти. Накопленное время получают

суммированием

приращений

времени

(Х.4). Существует

несколько

модификаций

У совершенствованный

метод

Стайлса

[196]

Допущения,

положенные

в основу

построения

усовершенство­

ванного метода

Стайлса [196], те ж е , что и в методе Стайлса [203].

Д о л я воды в потоке жидкости

определяется

из

следующего

соотношения:

?в

/в =

On

.

(Х.5)

Си

где — — в о д о н е ф т я н о й фактор

В Н Ф ,

qB—

дебит

воды,

qa— дебгп

Си

нефти;

ÔHrlH 2

k'n. kjli

В Н Ф =

і^—^

.

(Х.6)

Ив 2

k«j*ih:

15 в. с. Орлов

225

Ч и с л и т е ль уравнения (Х.6)

представляет

собой

сумму

дебитов

воды всех пропластков, в которые прорвалась

вода,

а з н а м е н а т е л ь

соответственно сумму дебитов

нефти всех пропластков, в

которые

вода еще не прорвалась .

добыча нефти определяется

следующим

соотношением:

/=.71

\

kj

(X.7)

Метод Дикстра

и

Парсонса

[198J

В дополнение к общим допущениям и допущениям

метода

ра­

боты 1196] метод Д и к с т р а

и Парсонса

предполагает,

что факти ­

ческие данные об абсолютной 'проницаемости описываются

нор­

мальным законом вероятностного

распределения этого

пара ­

метра.

Используя закон Д а р е н

д л я

несжимаемых жидкостей,

полу­

вата и водонефтяного

фактора:

і~п

,

—

Ес =

i=ï±i

;

(Х.8)

ч

ВНФ

= ^

=

,

(Х9)

<7н

< " - b - ^ ( ' - < " )

где

^ в . н

=

А ,1 Г 1в

X — номер прослоя, в который

вода

только

что

прорвалась;

кх—

проницаемость прослоя х, в который

только

что

п р о р в а л а с ь

вода;

к — безразмерное

наименьшее

значение

проницаемости.

И з уравнения

*(Х.8)

следует, что

коэффициент охвата является

функцией числа обводненных прослоев х с

наименьшей

проницае­

мостью, коэффициента

подвижности

Мвп

и

степени

однородно-

k;

сти — .

Уравнения (Х.8) и

(Х.9) трудно р а з р е ш и м ы .

В

работе [202]

в

последующем

был

р а з р а б о т а н

графический

метод

решения этих

уравнений, существенно у п р о щ а ю щ и й

реше­

ние поставленной

задачи .

Метод Пратса

и др.

[2011

К р о м е общих

допущений, метод

П р а т с а

'предполагает,

что:

а) с к в а ж и н ы размещены по пятиточечной системе;

б)

перепад

давления м е ж д у

нагнетательной

и

эксплуатационными

с к в а ж и н а ­

ми постоянен; в)

коэффициент охвата до и

после прорыва

опре­

деляется по данным

о коэффициентах

подвижности

и д а н н ы м

электролитического

моделирования .

Вытеснение рассчитывается д л я однородного

пласта в

систе­

му

жестких трубок тока

с использованием

зависимостей

Б а к л и

и Л е в е р е т т а .

Схема жестких трубок

тока выделяется

на

электромоделях,

а коэффициенты

формы этих трубок,

определяющие сопротивле­

ние

фильтрации,

рассчитываются на

электровычислительных ма­

мов

трубок тока

для

фронтального и шахматного

расположения

с к в а ж и н при пятпточечной и семиточечной

системах

площадного

заводнения .

Трубки

тока д е л я т с я на равное

число клеток одинакового объе­

ма, внутри

которого движение считается одномерным .

Расчет

вытеснения ведется для

к а ж д о й

клетки

с использовани­

ем метода конечных разностей.

Предполагается,

что м е ж д у эксплуатационной

и

нагнетатель ­

ной

с к в а ж и н а м и

поддерживается

постоянный перепад давления,

метрической формой.

Используя

д л я к а ж д о й клетки принцип материального

балан ­

са аналогично

Б а к л и и Леверетту,

находят

распределение

насы­

щенности вдоль трубки тока.

П о суммарному фильтрационному сопротивлению

к а ж д о й

трубки и заданному п е р е п а д у д а в л е н и я рассчитываются

скорость

движения нефти и воды на к а ж д ы й

момент

времени. Этот

метод

пригоден и при

неоднородных слоистых пластах, в которых про-

пластки изолированы друг от друга

и возможность

гравитацион ­

ного разделения фаз и перетоков

исключается. О б щ а я оценка

нефтеотдачи и

обводнения

з а л е ж и

получается путем

суммирова ­

ния результатов

счета по к

а ж д о м у пласту.