Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин.
Условие существования водонапорного режима
- среднее пластовое давление, Pнас - давление насыщения.
При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис.3) обеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти 1 с областью питания 3, которой может служить естественный водоем - русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины 4. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. Это и обусловливает активность законтурной воды.
Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2 - 8 % от извлекаемых запасов в год).
При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаются ее замещением законтурной или нагнетаемой водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин, пластовое давление и газовый фактор. Стабильность газового фактора обусловлено еще и тем, что при Pпл > Pнас выделения газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в ней растворено при пластовых условиях (рис. 4). Обводнение скважины происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой
консорциум н е д р а
неоднородности пласта обводнение скважин может растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым прослоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым - медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.
В отличие от естественного водонапорного режима при искусственном непрерывный напор воды, вытесняющей нефть, создают ее нагнетанием с поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно должен иметь выход на дневную поверхность для получения непрерывного питания.
Рис. 3. Схема геологических условий существования естественного водонапорного режима
Рис. 4. Изменение во времени основных характеристик водонапорного режима
При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях.
Перераспределение давления в пласте, которое происходит при изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить быстро (теоретически мгновенно), поэтому этот режим еще называют жестким. Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).
Эффективность водонапорного режима зависит от размеров водонапорной системы, коллекторских свойств пласта, насыщающих его флюидов и гипсометрической разности глубины залегания продуктивных пластов и высотой выхода их на поверхность. Ширина водонапорной системы при эффективном водонапорном режиме, как правило составляет 15-25 км, а проницаемость коллектора должна быть не менее 1 мкм2.
Коэффициент нефтеизвлечения пласта при активном водонапорном режиме может достичь значения 0,5-0,65. Интенсивность проявления данного режима зависит не только от природных факторов, но и от темпа отбора жидкости из пласта. Опыт разработки месторождений показывает, что естественные условия режима могут сохраняться при годовом отборе жидкости порядка 5-6% от геологических запасов нефти, вовлеченных в разработку. Эта цифра средняя и зависит, как от коллекторских свойств пласта, так и от свойств насыщающих его флюидов.
2)Как рассчитать балансовые и извлекаемые запасы нефти объёмным методом?
Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.
Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта hэф.н. на среднее значение коэффициента открытой пористости kп.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. или газонасыщенности kг.. При этом выражение Fhн.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fhн.эф kп.о. – объем пустотного пространства пород, Fhkп.о.kн. или Fhkп.о.kг. – объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом.
В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициент , учитывающего усадку нефти.
С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением
Vн.ст =Fhн.эф kп.о. kн. (5)
Умножив Vн.ст на среднее значение плотности нефти при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:
Qн.н =Fhн.эф kп.о. kн. (6)
Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.
Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т. п.. По существу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. Поэтому процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, а иногда и в корне меняются.
консорциум н е д р а
Совершенствование статических моделей происходит в результате как увеличения объема наблюдении, так и привлечения новых методов исследования и рационального комплексирования их с другими применительно к условиям каждой стадии геологоразведочных работ и разработки залежей. Чем ниже стадия изученности залежи или проще ее строение, тем проще модель и применяемый вариант объемного метода. С повышением степени изученности они усложняются. Именно этим обусловливается многовариантность объемного метода. Каждому варианту присущи свои способы определения объемов пород-коллекторов, объемов пустотного пространства, насыщенного нефтью или газом, способы определения средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежи в целом и т. п.
3)Дайте определения проницаемости, пьезо- и гидропроводности.
Проницаемость - это свойство пористой среды пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления.
Обозначим К=dэ2Sl.
Тогда:
Скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления
(закон Дарси).
Коэффициент проницаемости зависит только от свойств пористой среды и не зависит от свойств жидкости.
К/ - коэффициент подвижности.
Единицы измерения проницаемости:
консорциум н е д р а
СИ - м2; мкм2; CГС - Д (Дарси), мД.
1 Д =1,02 10-12 м2 1 мкм2.
Физический смысл размерности (площадь) заключается в том, что проницаемость как бы характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.
Пористость и проницаемость характеризуют фильтрационно-емкостные свойства пласта (ФЕС), причем пористость характеризует емкость, а проницаемость - пропускную способность.
- коэффициент пьезопроводности, характеризующий скорость перераспределения пластового давления при неустановившейся фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде, =0,1 5 м2/с.
=Kh/ - гидропроводность пласта, характеризующая скорость перемещения жидкости по пласту.
4)Перечислите и охарактеризуйте основные способы схематизации реальных залежей.
Важным этапом является приведение или схематизация неправильной геометрической формы, которую имеет естественная залежь, к правильной геометрической – полосовой, кольцевой или круговой, для которых наиболее полно в настоящее время разработаны методы гидродинамических расчётов
Если отношение малой оси месторождения (а) к большой (в) менее
1
3
bа 13 , то естественную залежь следует
схематизировать в виде полосообразной залежи. При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественной залежи.
Если отношение малой оси месторождения (а) к большой (в) более
, то естественную залежь следует
схематизировать в виде кольцевой залежи. При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественной залежи.
Рис. 5. Схематизация реальной залежи с тремя линейными рядами эксплуатационных скважин в виде полосовой: а - с двухсторонним питанием; б - с односторонним питанием
Рис. 6. Схематизация реальной залежи с тремя батареями скважин в виде кольцевой
5)Что такое кривая восстановления давления, и с какой целью производят её построение?
Чаще всего при гидродинамическом исследовании измеряют восстановление забойного давления после остановки скважины, ранее продолжительное время работавшей с постоянным дебитом. Давление измеряют с помощью скважинных глубинных манометров и строят график изменения давления с течением времени – кривую восстановления давления (КВД).
С помощью основной формулы теории упругого режима можно получить следующую функциональную зависимость между изменением забойного давления Рс и временм t:
консорциум н е д р а
|
|
Q |
|
|
|
|
|
r |
2 |
|
|
Q |
|
4 t |
|
|
Q |
|
4 t |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P = |
|
|
− E |
− |
c |
|
|
|
ln |
|
|
− 0,5772 |
= |
|
ln |
|
|
− ln1,781 |
= |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
2 |
|
с |
4 Kh |
|
i |
|
|
4 t |
|
|
4 Kh |
|
r |
|
|
4 Kh |
|
r |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
c |
|
|
c |
|
= |
Q |
2,3 |
lg |
2,25 t |
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(10) |
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 Kh |
|
|
r |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
c |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- приведенный радиус скважины.
P |
= |
2,3Q |
lg t + |
2,3Q |
lg |
2,25 |
|
|
|
с |
|
4 Kh |
|
4 Kh |
|
r 2 |
|
|
|
|
|
|
c |
или
Pс = Alg t + B (12)
Это – уравнение прямой линии. Здесь А – угловой коэффициент прямой в координатах Р(lg t):
В – отрезок, отсекаемый на оси Р асимптотой при lgt=0:
|
В = |
2,3Q |
lg |
2,25 |
|
4 Kh |
r 2 |
|
|
|
|
|
|
|
c |
Обработка КВД и определение по ним коллекторских свойств пласта проводятся следующим образом. Снятую манометром КВД после остановки скважины перестраивают в полулогарифмических координатах - Р(lgt). На фактических КВД обычно четко выделяются два прямолинейных участка, первый из которых (1) характеризует призабойную зону, а второй (2) – удаленную зону пласта.
Изменение проницаемости в призабойной зоне пласта, обусловливающее форму начального участка КВД, в зарубежной литературе именуется «скин-эффектом».
