История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений
.pdfИстория методов проектирования нефтяных и газовых месторождений / Вопросы
1.Порядок расчета обводнения неоднородных пластов по методике института "Гипровостокнефть"
2.Особенности расчетов показателей разработки газовой залежи при различных технологических режимах эксплуатации газовых скважин
3.Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения
4.Методы оценки нефтеотдачи пластов (статистические методы)
5.Деформационные изменения в продуктивном пласте
6.Особенности проектирования газоконденсатного месторождения
7.Совершенствование методов проектирования нефтяных месторождений
8.Проектирование рациональной разработки месторождения
9.Методики расчета технологических показателей
10.Определение показателей разработки газоконденсатной залежи при заводнении
11.Система разработки газовой залежи
12.Расчеты технологических показателей разработки неоднородных пластов по методу М.М. Саттарова
13.Учет отдельных факторов в уравнении материального баланса
14.Обоснование необходимого числа эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин
15.Усовершенствованный метод Стайлса
16.Метод конечно-разностных аппроксимаций
17.Основные показатели разработки месторождений и обустройство промысла.
18.Математическое моделирование пластвых систем
19.Основые положения проекта разработки газового месторождения
Расчёт обводнённости неоднородных пластов по методики ГИПРОВОСТОКнефть (Ковалёв, Сургучев М.А., Сазонов)
Метод расчёта процесса обводнения нефтяных пластов по методики ГВН является дальнейшим развитием метода Борисова и Сатарова.
В методике предусмотрен более полный учёт неоднородности коллектора по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения. Метод так же предусматривает учёт величины начальных водонефтяных зон (W):
консорциум н е д р а
W= L2 − L1
L2 − L1
L1, L2 – расстояние от эксплуатационной галереи или ряда эксплуатационных скважин до внутренних и внешних контуров нефтеносности.
W – изменяется от 0 до 1.
Если водонефтяная зона отсутствует, т.е. залежь запечатана, то W = 0. Если залежь по всей площади нефтеносности подстилается водой,
то W = 1.
При расчёте процесса вытеснения принимается слоистая модель пласта:
Пласт состоит из изолированных прослоек с различной проницаемостью, пористостью и начальной нефтенасыщенностью. При этом для каждого прослоя принимается своя величина коэффициента вытеснения нефти водой. Истинная скорость перемещения фронта вытеснения, а, следовательно, и время обводнения каждого прослоя зависит от ряда параметров.
Vi |
= |
ki ΔP |
= |
ΔP ωi |
|
μ ΔL mэф |
μ ΔL |
||||
|
|
|
консорциум н е д р а
mэф = mi i i.
mi – пористость i-го прослоя;
i – начальная нефтенасыщенность i-го прослоя
i – коэффициент вытеснения нефти водой i-го прослоя; ki – проницаемость i-го прослоя.
ω = |
k |
|
m |
|
|
|
эфi |
|
|
|
|
Из одинаковых по объёму пропластков с различной mэф можно получить не одинаковое количество жидкости. В методике ГВН при характеристике неоднородных продуктивных пластов рассматривается их комплексная неоднородность выраженная параметрами и mэф.
Зависимости между проницаемостью и другими параметрами пласта были установлены по результатам изучения физико-геологических свойств продуктивных отложений Урало-Поволжья. В общем виде эти зависимости записываются следующим образом:
m(k)= a |
|
|
k |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
ρ(k) = a |
|
|
|
в |
|
|
||||
|
|
k |
|
2 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
η(k) = a |
|
|
|
|
в |
|
|
|
||
|
|
k |
3 |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
m |
|
|
3 |
|
|
k |
|
|||
|
(k)= a |
|
в |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
m |
эф |
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
(ω)= a ω |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в |
|
|
эф |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
консорциум н е д р а
an, вn – постоянные коэффициенты, определяемые для каждого месторождения по результатам исследования керна и геофизических данных.
Распределение параметра количественно оценивается коэффициентом вариации и описывается -распределение, плотность которого имеет вид:
|
|
1 |
+1 |
|
|
|
|
в |
1 |
|
−с |
ω |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
c |
в |
|
ω |
|
|
|
|
|
1 |
||||||
f(10) = |
|
|
|
|
|
|
е |
|
ω |
ср |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Г(в |
1 |
+1) |
|
ω |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ω |
ср |
|
|
|
|
|
ф |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
в |
|
= |
|
1 |
; |
с = |
в1 +1 |
. |
|
1 |
2 |
|
|||||||
|
|
|
|
ω |
ср |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
− коэффициент вариации. ср – среднее значение параметра , − функция имеет вид:
|
|
|
|
|
|
|
Г(в1 |
+1) = e |
−t |
t |
в |
1 |
dt |
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
консорциум н е д р а
Для расчётов используют 15 распределений с коэффициентом вариации 30 – 88 %. Расчёты также могут проводиться с применением логарифмически нормального закона распределения . Плотность распределения имеет вид:
|
|
|
|
(lnω−lnω |
|
2 |
|
1 |
|
− |
с р |
) |
|
f (ω)= |
|
e |
|
2 δ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 π δ ω |
|
|
|
|
|
Соотношение для определения характеристик распределения доли нефти определяется как для поршневого, так и с учётом непоршневого характера вытеснения. Для поршневого вытеснения расчёты ведутся с учётом зависимости соотношения вязкостей нефти и воды 0 = н/ в из скачкообразного изменения проницаемости в промытой зоне пласта.
консорциум н е д р а
Методика полностью автоматизирована, и расчёты проводятся в следующем порядке:
1)Изучается геологическое строение залежи и выбирается плотность сетки скважин в определённом диапазоне (500х500).
2) |
Выбирается система разработки, количество добывающих и нагнетательных скважин для каждого варианта разработки. |
|
3) |
Определяется средний дебит одной скважины по жидкости, по |
результатам опробованной скважины и по |
гидродинамическим исследованиям.
4)Рассчитывается параметр W.
5)Определяется соотношение нефти и воды ( 0).
6)Выбираем закон распределения.
7)Рассчитываются активные запасы.
QA = Qбал выт;
8)По отдельной методике рассчитывается предельный дебит фонтанирования добывающей скважины.
9)Выбирается зависимость выбытия добывающей скважины при достижении предельной обводнённости.
10)Принимается коэффициент компенсации отбора жидкости закачкой.
k = Qзак 1,15.
Qжид
консорциум н е д р а
11)Делается распределение ввода добывающих и нагнетательных скважин по годам.
12)Проводится расчёт для каждого варианта по выбранной кривой до предельной обводнённости продукции (99 %).
13)С учётом экономических показателей определяются достигаемые коэффициенты нефтеизвлечения.
Все рассмотренные методики расчёта технологических показателей называются аналитическими. Эти методики так же используются для определения достигаемого коэффициента нефтеизвлечения, что позволяет при достижении предельной обводнённости уточнить извлекаемые запасы нефти.
Особенности расчетов показателей разработки газовой залежи при различных технологических режимах эксплуатации газовых скважин
Определение и виды режимов. Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.
Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п.
Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).
Газовый режим (режим расширяющегося газа). При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт—газопровод, является давление, создаваемого расширяющимся газом. На глубокозалегающих газовых месторождениях незначительное влияние может оказать упругость газоносного коллектора. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.
Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.
консорциум н е д р а
Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.
На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин.
При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.
Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.
В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается, но не сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например, для мелких газовых месторождений водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.
При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.
В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например, при перетоках газа.
Определение режима работы залежи. До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения.
Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса
Gн = G т + Gд , |
(1) |
консорциум н е д р а
где |
Gн , G т , Gд |
- начальное, текущее и добытое количество газа. |
|||||||||||||||||||||||||||
Заменяя в последнем уравнении G через объем и плотность газа, а также выражая плотность через давление из обобщенного |
|||||||||||||||||||||||||||||
уравнения состояния имеем |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
р |
н |
|
н |
|
= |
р |
т |
( |
н |
− |
в |
) |
+ |
р |
ст |
Q |
д |
, |
(2) |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
z |
н |
R |
н |
Т |
н |
|
|
|
z |
т |
R |
т |
Т |
т |
|
|
z |
ст |
R |
ст |
Т |
ст |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
где рн и рт - пластовые средневзвешенные по объему порового пространства залежи абсолютные давления соответственно начальное и текущее; н , т - начальный, текущий объемы порового пространства, занятые газом; в - объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления с рн до рт ; Qд — количество газа, добытое из залежи при снижении давления с рн до рт , приведенное к стандартным условиям; zн , zт , zст — коэффициенты сжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (zст =1), Rн , Rт , Rст —газовая постоянная при начальных. текущих и стандартных условиях; Тн и Тк — температура в залежки соответственно начальная и текущая; Тст=293К. Можно считать, что при движении газа в пласте
Т |
пл |
= Т |
н |
= Т |
т |
= Т = const. |
|
|
|
|
Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа,
R |
cт |
= R |
н |
= R |
т |
= R = const. |
|
|
|
|
Значение R. может изменяться в процессе эксплуатации газо-конденсатных месторождений.
При газовом режиме в уравнении (2) в=0 и н= =const. В этом случае уравнение (2) перепишется в виде
р*
т
где
* |
|
|
Q |
д |
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(3) |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
= рн − |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
= |
|
Т ст |
|
; р |
* |
= |
р |
н |
|
; р |
* |
= |
р |
т . |
||||
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
т |
|
|||||||
|
Т |
|
|
р |
|
|
|
|
|
|
z н |
|
|
|
z т |
|||
|
пл |
ст |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
консорциум н е д р а
Для газоводонапорного режима, при котором отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость (2) запишется несколько в другом виде
р*т = р*н |
|
н |
− |
н Q д |
|
. |
(4) |
|
|
( н − в ) |
|||||
|
н − в |
|
|
||||
Газовый режим работы залежи характеризуется тем, что отношение количества газа Qд, добытого за определенный промежуток
* |
* |
времени, к паданию давления в залежи (рн |
− р т )за тот же промежуток времени согласно (3) есть величина постоянная |
|
|
Q |
|
|
= |
|
|
д |
|
|
* |
|
* |
|
|
р |
− р |
||
|
н |
т |
||
|
|
|
||
= const
.
(5)
Если в процессе эксплуатации увеличивается, то режим залежи газоводонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение со временем уменьшается.
Для многопластовых месторождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнение вида (3) или (5), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекшего газа.
Режим работы газовой залежи можно определить графически путем построения зависимости изменения р*т (приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи) от суммарного отбора газа Qд во времени (рис. 2.8, кр.1). Как видно из данного рисунка при газовом режиме зависимость между приведенным пластовым давлением и количеством отобранного газа в процессе разработки носит линейный характер. При этом, если в зависимости (3) не учитывать коэффициент сжимаемости, то значение не является постоянным, а увеличивается с падением давления (рис.2.8, кр.5). Поэтому режим разработки залежи ошибочно можно принять за газо-водонапорный.
консорциум н е д р а