(XVII. 13) или при заданном положении линейных фронтов горения по фор муле
^вознаг (т) [В|Яэф j] (т) ИфГ1(Я, ^ост) 4- [^2^эф2] (т) ^фг2 (^’ ^ост),
(XVII. 112)
где Ьу> Ь2 — ширина линейных фронтов горения (по двум сторонам от ряда на гнетательных скважин); ЯЭфХ, Яэф2 — средние величины эффективной толщины
пласта по длине текущих фронтов горения; УфГ (Я, qOCT) — минимальная ско
рость перемещения фронта горения, определяемая по рис. XVI1.3.
В связи с изменением во времени скорости перемещения фронта горения (при постоянном максимально возможном расходе воздуха) определяется момент
прекращения процесса внутрипластового горения (при 0фГфак = 0фг). При
временном нагнетании воздуха (в течение 5—10 дней) в добывающие скважины, по которым наблюдается снижение содержания С02 и рост 0? в газе или кото рые не реагируют на процесс внутрипластового горения, мо.жет происходить интенсификация внутрипластового горения в направлении указанных скважин.
2. Способы регулирования, предназначенные для повышения эффективности внутрипластового горения за счет сочетания его с заводнением:
а) переход от сухого горения к влажному или сверхвлажному (в зависимости от соотношения расходов воды и воздуха в пласт);
б) переход на закачку в пласт воды после поддержания внутрипластового горения в течение определенного времени.
Сочетание процесса внутрипластового горения с заводнением (при одном из указанных путей реализации этого процесса) преследует главную цель — по вышение технико-экономической эффективности процесса (за счет уменьшения удельного расхода воздуха на добываемую нефть).
Побочный результат этого сочетания — обеспечение более равномерного перемещения фронта горения по пласту от нагнетательных скважин. Вода, как более вязкий агент, проникая по более проницаемым направлениям в пласте, перекрывает (хотя бы временно) пути преждевременного прорыва воздуха к до бывающим скважинам.
Следует заметить, что на первом этапе предпочтительнее сухое горение, так как при этом проще добиться стабилизации процесса. Период сухого го рения может ограничиваться либо радиусом фронта горения (например, около 10 м), либо интервалом времени (от Цескольких месяцев до полугода).
3. Способы регулирования, обеспечивающие равномерность перемещения внутрипластового фронта горения по площади пласта и по его разрезу:
а) изменение дебитов нефти, воды и газа по добывающим скважинам, при мыкающим к нагнетательной;
б) избирательное вскрытие отдельных частей многослойного разреза в нагне тательных скважинах при расчленении его непроницаемыми или слабо прони цаемыми пропластками и организация в них горения;
в) перераспределение расхода воздуха (или воздуха и воды) по соседним элементам при очаговой схеме воздействия или по соседним скважинам ряда нагнетательных скважин при линейной схеме воздействия.
В первом случае (п. а) с учетом ограниченности дебита жидкости по добы вающим скважинам обычно ориентируются главным образом на ограничение дебитов Добываемого газа по скважинам. С этой целью строят эпюры дебитов газа по Данным работы скважин, окружающих нагнетательную, и ограничивают дебиты газа по скважинам с высокими дебитами, добиваясь интенсификации при
тока нефти по другим скважинам.
Во втором случае (п. б) каждый из выделенных интервалов, в которых на мечается последовательное создание фронта горения, должен удовлетворять условиям возможности организации в них горения. В дальнейшем выделенные интервалы пласта обычно объединяются и в них одновременно поддерживается внутрипластовое горение.
Перераспределение расхода воздуха по соседним элементам внутрипласто вого горения может обеспечить снижение обводненности по промежуточным
т
добывающим скважинам, так как при этом изменяются скорости перемещения фронтов конденсации с двух сторон от добывающих скважин (прорыв воды обычно происходит с одной из указанных сторон).
Перераспределением расхода воздуха по скважинам нагнетательного ряда достигается ускорение смыкания фронтов горения по ряду (при организации горения на первом этапе по скважинам ряда через одну) Расход воздуха увели чивается по скважинам ряда, от которых была зафиксирована относительно низкая скорость перемещения фронта горения, и уменьшается по скважинам, от которых зафиксирована, наоборот, повышенная скорость перемещения фронта горения (показателем повышенной скорости перемещения фронта горения от рассматриваемой скважины является фиксация подхода ее стороны к соседней скважине).
4. Способы регулирования, обеспечивающие ограничение (или прекращение)
выноса породы из |
пласта: |
|
|
|
|
а) крепление призабойной зоны пласта путем коксования части нефти при |
прогреве этой зоны горячим воздухом; |
щелевыми или гравийными |
фильт |
б) оборудование |
забоев |
скважин |
рами. |
|
|
|
|
|
При креплении призабойной зоны пласта (по опыту работ на месторожде |
нии Павлова Гора) |
требуется |
предварительный гидроразрыв |
его (с |
закачкой |
в пласт I—2 т крупнозернистого песка |
на 1 м его толщины), |
расход воздуха |
в скважину (при спущенном на забой и включенном в электросеть нагревателе) около 1 тыс. м3/сут на 1 м толщины пласта при средней температуре 300—350 °С
и расход энергии на крепление — (2,9—8,4) |
ГДж на |
1 м толщины |
пласта. |
сохранение |
оборудования |
5. Способы регулирования, обеспечивающие |
скважин: |
|
|
а) закачка воды с поверхности в затрубное пространство добывающих сква жин, на забое которых наблюдается интенсивный рост температуры;
б) выключение из работы скважин, интенсивно обводняющихся горячей водой;
в) подача ингибиторов в затрубное пространство скважин для предотвраще ния коррозии оборудования.
Применение способов регулирования этой группы связано с интенсивной коррозией подземного оборудования скважин (низ обсадной колонны, насосно компрессорные трубы и глубиннонасосное оборудование) в результате повышен ного содержания углекислого газа в газах горения и резкого роста температуры (последнее после прорыва в скважины горячей воды или фронта горения).
Перечисленные спЬсобы регулирования процесса внутрипластового горения применяют на основании данных по контролю за разработкой залежей как са мостоятельно, так и в комплексе (например, одновременно несколько способов).
§ 8. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ
1. Компрессоры для закачки воздуха в пласт (обычно многоступенчатые)
смежступенчатым охлаждением и влагомаслоотделением.
2.Насосы для закачки воды в пласт (при влажном горении).
3.Специальное оборудование низа обсадной колонны и устья нагнетатель ных скважин.
4.Устройства для создания внутрипластового фронта горения в призабойной
зоне пласта у нагнетательных скважин.
5.Деэмульсационные установки в системе сбора и подготовки добываемых нефти, газа и воды.
6.Газоанализаторы для контроля за содержанием в добываемом газе угле кислого газа, кислорода, окиси углерода и других компонентов (в первую оче редь токсичных).
7.Приборы для контроля за температурой на забое скважин.
8.Приборы и устройства для контроля и предотвращения коррозии под земного оборудования скважин.
|
Таблица |
xvii.i |
|
|
|
|
|
ХАРАКТЕРИСТИКА ПОЛ УПЕРЕДВИЖНЫХ |
УСТАНОВОК |
|
|
Наименование |
|
|
Установки |
|
|
ОВГ-1м |
| |
ОВГ-2 |
овг-з |
|
|
|
|
Тип компрессоров |
305ВП-20/35 |
|
305ВП-16/70 305ВП-12/220 |
|
Давление нагнетания возду |
3,5 |
|
7,0 |
22,0 |
|
ха, МПа |
|
3G00 |
|
3840 |
4320 |
|
Наибольшая производитель |
|
|
ность по воздуху, м3/ч |
— |
|
6,3 |
32,0 |
|
Давление нагнетания воды, |
|
|
МПа |
|
— |
|
27 |
24 |
|
Наибольшая производитель |
|
|
ность по воде, м3/ч |
650 |
|
1000 |
1600 |
|
Мощность |
электропривода |
|
|
установки, |
кВт |
0,12 |
|
0,12 |
0,12 |
|
Диаметр забойного электро |
|
|
нагревателя, м |
21 |
|
21 |
21 |
|
Мощность |
забойного элек |
|
|
тронагревателя, кВт |
|
|
|
|
|
9. Устройства для очистки закачиваемой в пласт воды от железистых со |
|
единений. |
|
|
|
|
компонентов |
|
10. Устройства для переработки или поглощения токсичных |
|
в добываемом газе (окиси |
углерода, сероводорода и др.). |
|
В Советском Союзе разработано и выпускается несколько видов полупередвижных установок для осуществления внутрипластового горения (табл. XVII. 1).
Компрессорная и насосная станции установок размещены в фургонах, в ко торых для монтажа компрессоров предусмотрена специальная рама, прикреп ляемая к фундаменту.
На установке ОВГ-1м применяют трехступенчатые поршневые компрессоры на электроприводе (три компрессора), на установке ОВГ-2 — четырехступен чатые (четыре компрессора) и на установке ОВГ-3 — шестиступенчатые (шесть компрессоров). Сжатый воздух после каждой ступени охлаждается с помощью воздушных аппаратов. После второй и последующих ступеней предусмотрены влагомаслоотделители.
Для создания фронта горения предназначен забойный электронагреватель, спускаемый на кабель-трос, состоящий из трех У-образных элементов и токоввода в виде удлиненной головки. В комплект установки входит наземное обору дование для управления работой нагревателя (станция управления и автотранс
форматор).
Определение концентрации углекислого газа, кислорода и окиси углерода в добываемом газе производится с помощью переносного газоанализатора типа ОРСа, а весь комплекс показателей — по пробам газа в лаборатории с помощью
хроматографа типа ХЛ-4.
Замеры пластовой температуры по наблюдательным скважинам произво дятся с помощью термопар и электронных потенциометров.
Определение наличия окиси углерода, сероводорода и сернистых газов в-атмосфере (у скважин) и в закрытых помещениях на объекте осуществляется с помощью газоопределителя типа ГХ с соответствующими индикаторными труб ками УГ-2, применяемыми в угольных и сланцевых шахтах.
По правилам безопасности содержание окиси углерода у рабочих мест не должно превышать 0,02 г/м3, а сероводорода — 0,01 г/м3.
Токсичность добываемых с нефтью газов горения не позволяет выбрасывать их в атмосферу, а низкая теплотворная способность газов не обеспечивает сжи
гание их в факелах. Поэтому применяется один из двух способов переработки добываемых газов горения: сжигание их в специальных печах или факелах с До бавлением определенного количества углеводородных газов; извлечение токсич ных компонентов из газа специальными поглотителями на установках.
ГЛАВА XVIII |
|
|
|
|
|
ПРОЕКТИРОВАНИЕ |
РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ |
НЕФТИ В ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ |
|
|
§ 1. ОСОБЕННОСТИ |
СТРОЕНИЯ |
|
|
|
ТРЕЩИНОВАТЫХ |
КОЛЛЕКТОРОВ |
|
|
|
Закономерность фильтрации |
жидкости и основы разработки месторождений |
с трещиноватыми коллекторами |
и в пористых |
средах весьма |
существенно |
различаются. При решении задач разработки месторождений |
с |
такими кол |
лекторами их породы условно |
разделяются на |
следующие |
типы. |
1. Чисто трещиноватые — доломиты, породы |
кристаллического фундамента |
и, иногда, известняки. Их пористость и проницаемость незначительны. Основные запасы нефти содержатся в трещинах, которые служат и емкостью, и путями движения нефти.
2. Трещиновато-пористые — песчаники и известняки, рассеченные систе мой хаотично расположенных трещин. Они подразделяются на два типа:
а) породы, в которых проницаемость блоков мала по сравнению с прони цаемостью трещин, а объем последних весьма мал по сравнению с объемом пор блоков;
б) породы, проницаемость и пористость блоков и системы трещин которых
сопоставимы и обе системы содержат и проводят нефть. |
Здесь |
3. Трещиновато-кавернозные, трещиновато-кавернозно^пористые. |
также возможны два подтипа:
а) нефть содержится, в основном, в кавернах и порах; |
трещины являются |
проводником нефти {например, пористость месторождения Надьлендел в Венгрии |
за счет трещин составляет 0,1 %, а за счет каверн — |
2 %, т. е. в 20 раз |
больше); б) проницаемость и пористость блоков и трещин сопоставимы, каверноз-
ность |
пород, в основном, приурочена к карбонатным коллекторам. |
4. |
Пористые породы, рассеченные ограниченным числом трещин (разломами), |
охватывающих значительную часть месторождения и имеющих высокую про ницаемость.
Фильтрация жидкости в средах с разным типом трещиноватости весьма отлична от фильтрации жидкости в пористых средах. Это объясняется,в основном, следующими особенностями строения трещиноватой среды:
1)анизотропией пород (по структуре месторождения трещины всегда бы вают сориентированы в каком-либо одном направлении, как правило, коэффи циент проницаемости в этом направлении во много раз больше проницаемости
вперпендикулярном направлении; на некоторых месторождениях эти коэффи циенты отличаются в 13 раз;
2)повышенной сжимаемостью трещиноватых сред, что ведет к существенной зависимости пористости и проницаемости от давления;
3)существенными инерционными сопротивлениями при больших скоро
стях фильтрации; 4) перетоками жидкости цз трещин в блоки и из блоков в трещины при не-
установившемся режиме фильтрации; 5) значительными этажами нефтеносности (до 300—600 м и более), часто
соизмеримыми с расстояниями между скважинами, при этом существенную роль
в процессах фильтрации начинают |
играть силы гравитации; |
6) увеличением трещиноватости |
и кавернозности от периферии структуры |
к своду и от подошвы до кровли пласта.
Для теоретических исследований обычно используют* расчетные модели чисто трещиноватой и трещиновато-пористой пород.
М о д ел ь ч и с т о т р е щ и н о в а т о й п ород ы . Крупные тре щины и каверны соединены системой микротрещин, которые можно уподобить штуцерам, создающим большие сопротивления при движении жидкости. Пред полагается, что трещины и каверны относительно равномерно распределены по всему объему залежи, что позволяет использовать в расчетах методы механики сплошной среды.
М о д ел ь т р е щ и н о в а т о - п о р и с т о й п о р о д ы представлена в виде двух друг в друга вложенных сред с двумя значениями проницаемостей и пористостей. Предполагается, что по всему объему пласта пористость и про ницаемость постоянны, но резко отличаются их значения для трещин и пористых блоков. В расчетных моделях в первом случае можно пренебречь объемом тре щин и проницаемостью блоков, а в другом — ими пренебрегать нельзя.
§ 2. СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ТРЕЩИНОВАТЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
О п р е д е л е н и е п о к а з а т е л е й р а з р а б о т к и м е с т о р о ж д е н и й с т р е щ и н о в а т ы м и и т р е щ и н о в а т о - п о р и с т ы ми к о л л е к т о р а м и . Формулы, описывающие процесс фильтрации при уста новившемся режиме, в таких средах идентичны, если не учитывать процесс капиллярного впитывания воды в блоки.
Для трещиноватых сред учитывают изменение проницаемости за счет изме нений пластового давления и инерционные сопротивления. Приведем систему уравнений для определения дебитов трехрядной системы скважин в трещинова том коллекторе (рис. XIII. 1):
Sk0h {exp [— а (р0 — рСн)1 — exp [— а (р0 — рс1)} |
= .(Qi i- Q2 + Q3) X |
р |
|
|
|
|
а |
|
|
|
|
|
|
|
|
X Он |
fin |
|
Он |
-I- В — |
—“ (Qi b Q2 4~ Q3)] + (Qi + Q2 4_Q3) |
-+- Qi X |
|
L |
71Гсн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ajikpho^i |
|
|
|
|
|
|
(XVIII.1) |
* t [ |
' " |
|
яга + |
S[i |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Sk0h |
(exp [— a (p0 — pCi)] — exp [— a (p0 — p02)l |
|
|
|
|
p |
|
|
|
|
|
а |
|
|
|
|
|
|
|
|
gDl |
|
|
оЭ1 |
4 |
^ |
1 |
|
|
|
|
0&2 |
X |
= Qi |
|
[•“ |
ЯГсч |
|
Sp |
J + (Qa -r Q.i) ^2 + Q2 |
|
|
[ )nJo2 _ + |
4Яk*OnBQ |
|
|
|
|
|
|
|
(XV111.2) |
X L |
ItrC2 |
|
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Skph |
exp [— a (p0 — pC2)| — exp [— a (p0 — рсз)| |
= _ |
q |
Ezi |
|
p |
|
|
|
|
а |
|
|
|
2 |
|
я |
|
[ l n - ^ |
+ |
В 4ЛУ ° 32 |
Q21 |
4- Q3L3 4- Q3 |
n |
[ in |
ЯГсз |
+ |
|
L |
ягС2 |
|
Sp |
J |
|
I |
|
|
4- В |
4nkpho3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(XVIII.3) |
Sp |
Q3] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Здесь S — ширина |
пласта; |
/е0 |
и р0 — соответственно начальная проницаемость |
и начальное давление; а — коэффициент изменения проницаемости от давления, 397
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
----------------- 5--------- |
|
рсн, Ра> Рс2, Рсз — забойные |
давле |
|
|
|
ния скважин |
нагнетательного и добы |
|
|
|
|
П—саг’-1 |
вающих рядов; Qb Q2, |
Q3— дебиты |
|
|
|
|
|
РсII |
скважин соответственно |
первого, вто |
|
|
|
|
|
|
рого и третьего рядов (далее везде ин |
|
- |
М |
- /? |
|
|
дексы 1, 2, 3 означают |
номер |
ряда); |
|
|
°Рс1 |
а„, |
аЭ1, аЭ2, аЭз — половина расстоя |
|
|
|
|
|
ния |
между |
нагнетательными |
и экс |
|
_ji |
/ п3 0 |
с |
Рс2 |
плуатационными скважинами |
в ряду; |
|
|
|
|
’ ° |
/*сн rci, гс2>гсз—радиусы нагнетатель |
|
|
|
|
|
РсА |
ных и добывающих скважин в соответ |
|
|
|
|
|
ствующих рядах; Llt L2, L3 — расстоя |
|
|
|
|
|
|
ния между нагнетательным и первым |
|
Рис. |
XVII 1.1. Схема расположения |
сква- |
добывающим рядами, между первым и |
|
жин. |
|
|
|
|
вторым добывающими рядами и между |
|
Ряды: |
/ —нагнетательный; |
2 —1-й до |
вторым и третьим добывающими ряда |
|
ми; В—коэффициент, характеризующий |
|
бывающий; 3 —2-й добывающий; 4 —3-й |
|
добывающий |
|
|
|
инерционные |
сопротивления |
(в дву |
членном законе фильтрации). Получили систему уравнений, почти аналогичную системе уравнений, пред
ложенной Ю. П. Борисовым для пористых сред. Разница состоит в том, что здесь вместо перепадов давления вводится функция давления, учитывающая зависи мость проницаемости от давления, а также во внутренних сопротивлениях сква
жин |
учитываются |
инерционные сопротивления, отражающие возрастание их |
с увеличением дебитов |
скважин. |
р а з р а б о т к и |
н е ф т я |
О п р е д е л е н и е |
п о к а з а т е л е й |
ных |
з а л е ж е й |
с |
м а с с и в н ы м и |
т р е щ и н о в а т ы м и |
к о л |
л е к т о р а м и . При активном упруго-водонапорном режиме или |
при |
искус |
ственном поддержании давления можно воспользоваться уравнениями мате риального баланса. Метод материального баланса используют при заданных средних дебитах скважин и максимальных темпах отборов нефти, которые для отдельных периодов времени могут быть оценены на основе расчетов, данных пробной эксплуатации -и опыта разработки подобных залежей.
При упруговодонапорном режиме дренирования в основу расчетов положено уравнение материального баланса, составляемое из условия, что объем нефти, добываемой на ту или иную дату (QII3), складывается из извлекаемых запасов в заводненном объеме (фПз2) и добычи из незаводненной части залежи за счет упругих сил (Сиза):
Сиз — QlI32 + QlI33• (XVII 1.4)
Имеется в виду применение коэффициента нефтеотдачи, обоснованного в ут вержденном подсчете запасов в результате повариантных расчетов процесса разработки залежи.
При определении количества извлекаемой нефти, первоначально содержа вшейся в заводненном объеме, необходимо учитывать неравномерное распреде ление запасов в залежи. Вторичная пористость и удельное содержание нефти в породе обычно уменьшаются от свода складки к водонефтяному разделу (ВНР), что является одной из важных особенностей рассматриваемых нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами. На основе геолого-промысловых и геофизиче ских материалов установлена следующая зависимость между относительными зна чениями первоначально содержавшихся запасов нефти (?и32» Qa в нарастающих к своду объемах залежи и относительными значениями этих объемов QVi/V,
представляющих |
заводняемые объемы |
залежи: |
|
Q = А Физ2 |
|
|
(XVIII.5) |
Q* |
|
|
|
где Q3 — начальные извлекаемые запасы нефти в залежи; |
V и Vx — начальный |
и заводненный |
объемы залежи; А и |
В — постоянные |
коэффициенты. На |
рис. XVII 1.2 приведена кривая распределения запасов, полученная для верхне
Рис. XVIII.2. Кривая распределения запасов
меловой залежи нефти Малгобек-Вознесен- ско-Алиюртовского месторождения при зна чениях коэффициентов А и В соответственно 1,75 и 0,75.
Учитывая очевидное условие 0^Q1I32^ 1, из (XVIII.5) получаем следующую формулу для определения извлекаемых запасов неф ти, первоначально содержавшихся в завод ненном объеме:
Q из2 = | | (А - V A*-4BQ).
(XVIII.6)
Вследствие сжимаемости трещиноватой породы и насыщающих ее газожидкостных смесей по мере падения пластового давления
из верхней незаводненной части залежи будет извлекаться дополнительное коли чество нефти, которое можно определить по формуле упругого режима, ха рактеризующей упругий запас жидкости в пласте:
<3изз = |
(V - Vt) Др. |
(XVIII.7) |
Здесь Р* — коэффициент упругоемкости нефтенасыщенной части |
пласта; С — |
пересчетный коэффициент, с помощью которого нефть из пластовых условий пере водится в поверхностные; Ар — падение пластового давления в залежи на дату подсчета.
Коэффициенты упругоемкости приближенно оценивают по промысловым данным. Во многих случаях даже при значительном падении пластового давле ния с достаточной для практики точностью можно не учитывать изменение коэф фициентов р* и С и принимать их при расчетах постоянными в определенном ин тервале давлений. Пренебрегается также возможным изменением этих коэффи циентов по высоте залежи.
Падение пластового давления на ту или иную дату для залежей с ограничен ной замкнутой нефтеводоносной системой можно приближенно определить по количеству извлекаемой жидкости в пластовых условиях и удельной добыче ее на единицу изменения давления (Р). Пересчетный коэффициент для воды с доста точной точностью можно принять равным единице. Тогда получим
WЛС -4- WA |
(XVII 1.8) |
Ар = - |
р — 4 + Дро- |
Здесь №4 — нарастающая добыча воды; |
Ар0 — начальное падение пластового |
давления при распространении депрессионной воронки до границ системы. Оно определяется путем экстраполяции прямолинейного участка фактической кри вой зависимости падения давления от нарастающего отбора жидкости до оси падения давления и характеризуется отрезком, отсекаемым на этой оси. Коэффи циент Р может быть определен как тангенс угла наклона к оси падения давления участков указанной кривой, близких к прямолинейным, соответствующих пе риодам более или менее постоянных темпов отбора жидкости из пласта.
Если количество извлекаемой воды |
WAвыразить через добычу нефти Q!13 |
и относительное содержание |
воды в |
жидкости у, то формула (XVIII.8) примет |
вид |
|
|
|
Д р = ^ 2 - (С + T- ^ jr) |
Ь Аро- |
|
(XVIII.9) |
Для прогнозирования обводнения добываемой продукции можно исполь зовать фактические данные по залежам, находящимся в поздней стадии эксплуа тации. Получена следующая зависимость;
у = Ахг]2 + Вхт]3. |
(XVIII. 10) |
|
|
|
|
Здесь |
Аг |
и |
В\ |
—постоянные |
коэффициенты; |
|
|
|
|
11 — нарастающий |
коэффициент |
использования |
|
|
|
|
извлекаемых |
запасов |
нефти. На основе |
про |
|
|
|
|
мысловых |
данных |
разработки |
верхнемеловых |
|
|
|
|
залежей |
Мелгобек-Вознесенско-Алиюртовского |
|
|
|
|
и Карабулак-Ачалукского месторождений полу |
|
|
|
|
чена |
кривая |
у 0]), |
построенная для Ах |
и Blt |
|
|
|
|
равных соответственно 0,05 и0,06 (рис. XVII 1.3). |
|
|
|
|
Подставляя приведенное выражение для у |
|
|
|
|
в уравнение |
(XVII 1.9) |
и вводя tiQ3 вместо QII3, |
|
|
|
|
получаем |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Art* + |
fliif |
\ |
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
I — Air\2 — B rf) |
' |
Рис. X'VIII.3. Кривая обводне |
|
|
|
|
|
|
(XVIII.И) |
ния |
|
|
|
+ Др0 |
|
|
|
|
Подставляя затем (XVIII. II) в (XVII 1.7) и учитывая при этом, что V — Vx = |
= V (1 — Й), |
получаем следующее выражение для добычи нефти из |
незавод- |
ненной части залежи за счет упругих сил: |
|
|
|
|
|
|
|
Оизз — |
B*V |
|
Art* |
Д1Л3 |
|
|
(XVIII.12) |
q |
(1 |
|
Art*~Brt* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наконец, |
используя |
выражения |
(XVIII.6) и (XVIII. 12) для (2ИЭ2 и <?изу> |
исходное уравнение материального баланса |
(XVII 1.4) |
запишем в виде |
|
Q = 4 |
(De — 2В ± |/452 + Azen _ 4BeD), |
|
|
|
(XVIII.13) |
е “ |
2Bfi*V |
Art* + Brt3 |
|
|
|
|
|
|
|
CQS |
|
l - A ^ - B |
r t 3 |
|
|
|
|
|
|
£> = |
Л + е + 2Вг1. |
|
|
|
|
|
|
|
(XVIII. 14) |
Очевидно, что практический смысл имеют решения уравнения (XVIII. 13). отвечающие условию О^СЙ ^ 1. Это основное расчетное уравнение, представ ляющее собой зависимость Й (т]) между относительным заводненным объемом залежи и коэффициентом использования извлекаемых запасов нефти — основ ными параметрами, характеризующими динамику разработки залежи. Для уско рения и облегчения расчетов можно использовать вычислительные машины. Зная заводненный объем залежи, можно оценить осредненное перемещение ВНР на ту или иную дату эксплуатации. Для рассматриваемого типа залежей зави симость между значениями, относимыми к начальному этажу нефтеносности на растающей высоты залежи, отсчитываемой от начального ВНР (Н), и величины, относимого к начальному объему залежи нарастающего объема пород, при легающих к начальному ВНР (й), получена в виде
Й = А2Н — В2Н*. (XVIII. 15)
Здесь А2 и В2 — постоянные коэффициенты.
Применительно к динамике разработки залежи формула (XVIII. 15) харак теризует зависимость между относительными нарастающими значениями осредненного подъема ВИР и заводненного объема. На рис. XVII 1.4 представлена кривая Й (Н), построенная для верхнемеловой залежи нефти Малгобек-Возне- сенско-Алиюртовского месторождения. Коэффициенты А2 и В2 составляют соответственно для малгобек-вознесенско-алиюртовской залежи — 2,0 и 1,0, для эльдаровской — 1,72 и 0,72, для брагунской — 1,86 и 0,86.
При проектировании промышленной эксплуатации конкретных залежей количественными показателями удобно характеризовать каждый год разработки,
Рис. XVIII.4. Кривая осредненного подъема ВНР и заводнен ного объема
При рассмотрении отдельных вариантов разра ботки можно принять следующий порядок рас четов. Исходя из числа скважин и их возмож ных дебитов с учетом показателей предшествую щего периода эксплуатации, задаемся текущим отбором нефти в рассматриваемом году и нарас тающим отбором на конец года. При оценке дебитов скважин и их изменении во времени (по мере падения пластового давления) можно ис пользовать, в частности, результаты расчетов взаимодействия скважин, их фонтанирования при различных устьевых давлениях и различном содержании воды в жидкости. Затем по форму лам (XVII.11), (XVIII.13), (XVIII.15) опреде ляем падение пластового давления, заводненный объем залежи, осреднеиное перемещение ВНР.
Ввиду благоприятных соотношений между показателями пластовых газожидкостных смесей, высоких коллекторских
свойств пород, макрооднородности коллекторов по рассматриваемого типа за лежам при разработке не должно происходить значительных локальных воз мущений ВНР в местах расположения скважин. Используя полученное
осреднеиное значение |
перемещения ВНР и учитывая схему размещения сква |
жин на структуре и интервалы дренирования в скважинах, оцениваем |
степень |
обводнения скважин и |
выход их из эксплуатации. При этом |
можно |
учесть |
в какой-то степени не связанное с работой отдельных скважин |
опережающее |
перемещение ВНР на |
отдельных участках, если оно наблюдалось в предшест |
вующий период. Например, по ряду залежей происходило опережающее пере мещение ВНР на периклиналях складок, обусловленное особенностями нефте водоносных систем в целом.
Для залежей со значительными размерами нефтеводоносных систем в пе риоды резкого изменения показателей разработки, в частности в более поздний период падения добычи нефти и наращивания закачки воды, может потребоваться также некоторая корректировка получаемых величин изменения пластового дав ления. Для этого можно использовать расчеты по более точным формулам, осно ванным на теории упругого режима.
Для определения показателей разработки месторождений с трещиноватыми коллекторами при режиме растворенного газа наиболее удобно пользоваться также уравнением материального баланса, в котором учитывается изменение
объема пор от давления |
в пласте. |
|
§ 3. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ |
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ |
ПОКАЗАТЕЛЕЙ |
РАЗРАБОТКИ |
МЕСТОРОЖДЕНИЙ |
С ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
За расчетный элемент принимаем половину полосы, ограниченной с двух сторон нагнетательными галереями, между которыми на равном расстоянии L± от них располагается одна добывающая галерея. На нагнетательных галереях
задан темп закачки воды q (t).
Считается, что жидкость несжимаема и вытеснение нефти водой происходит только за счет капиллярной пропитки водой пористых блоков, содержащих нефть. Необходимо определить показатели разработки элемента пласта при вы теснении нефти водой от одной нагнетательной галереи к одной добывающей сдебитом жидкости, равным q (/), отстоящей на расстоянии Lx от нагнетательной галереи. Пренебрегаем проницаемостью пористых блоков по сравнению с ем костью пористых блоков. В этих предположениях согласно [27, 28] система уравнений, описывающих вытеснение нефти водой в линейном трещиновато
пористом |
пласте, |
примет вид |
|
Ч$ |
dFdxl) - |
Ч'(/-т(т(х)) = 0, |
(XVIII. 16) |
|
т -2 |
— ф V — Х (*)) = |
(XVIIIЛ 7) |
Здесь |
Л, |
S — соответственно толщинЗ |
и ширина пласта; slt s2 — водо- |
насыщенность |
в трещинах и блоках; т 2 |
пористость блоков, т (х) — момент |
времени, когда фронт воды подходит по трещинам к поперечному сечению пласта с координатой х, отсчитываемой от нагнетательной галереи; ср (/ — т (х)) — объем воды, впитывающейся в пористые блоки из Я)ещин в единицу времени на единицу объема породы в поперечном сечении пласта с координатой х в момент времени t. Функция F (s2) представляется в виде
F(Sl) = |
Fв (st) |
|
(XVIII .18) |
Fп (si) _г VoFп (Si) |
’ |
где jLiH, jli„ — вязкости воды и |
нефти, |
FB, Fu — относительные проницаемости |
воды и нефти. Эксперименты по капиллярной пропитке пористого образца позво
ляют установить вид функции ф(t). При скорости пропитки |
выше |
критичес |
кой до значения коэффициента нефтеотдачи» равного 0,9, зависимость |
коэффи |
циента нефтеотдачи блока от времени хорошо аппроксимируется |
параболиче |
ской зависимостью. Если принять, что эта зависимость верна |
до |
полного вы- |
теснения, |
то |
|
|
|
|
Лб = () |
г/ ? |
- |
|
(XVIII.19) |
1 |
1, |
t |
|
|
|
Здесь т]б — коэффициент нефтеотдачи блока, равный отношению количества вы
тесненной к моменту времени t нефти к количеству извлекаемой нефти; |
— время |
полной пропитки |
блока. |
Если принять зависимость (XVIII. 19), |
то |
функция |
ср (/ — т (х)) представится |
в виде |
|
|
Ф (t — т (*)) |
"»2S2 |
(XVI 11.20) |
2 ]ft* (*-Т(*)) ’ |
|
|
|
|
|
где si — конечная |
водонасыщенность пористых блоков. |
|
|
Для этого случая получены зависимости координаты переднего фронта воды, |
где sx = s2 = 0, от времени и составлены формулы, по которым рассчитаны не которые показатели процесса вытеснения нефти водой в трещиновато-пористом пласте. Однако специфика зависимости (XVIII. 19) такова, что весь процесс вы теснения приходится разбивать на стадии Продолжительностью /*, что делает расчетные формулы довольно громоздкими, несмотря на простоту исходной за
висимости (XVIII. 19). Поэтому принимается |
следующая аппроксимация: |
т]б = Ф (а^7), |
(XVIII.21) |
где Ф (г) — интеграл ошибок, определяемый |
формулой |
|
г |
|
Ф(г) = ~ |
[ е - /гЛ. |
|
V я |
J |
|
|
о |
|
Функция ф (/ — т (*)), соответствующая зависимости (XVI 11.21), согласно урав нению (XVIII. 17) представится в виде
|
|
m2s2ae—a2 (t—x (х)) |
|
ф (/ - т (*)) |
(XVIII.22) |
|
|/я (/ — т (х)) |
|
|
Выпишем основные соотношения, из которых определяют технологические показатели процесса вытеснения. Координату фронта воды х (/) находят
