История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

Внешние и внутренние пластовые источники дополнительного газа.

Природа Qq*(t) может быть различной. Во – первых Qq*(t) появляется при наличии притока газа в рассматриваемую залежь из соседних залежей или продуктивного пласта.

Во – вторых может сказываться дегазация остаточной нефти. В зависимости от условий формирования газоконденсатных залежей

В отдельных случаях дегазация остаточной нефти может увеличить начальные запасы в пласте до 10%.

Третья причина появления Qq*(t) в формуле (6) связана с десорбцией газа. Десорбция газа происходит с поверхности скелета пористой среды. Процессы сорбции и десорбции отсутствуют при наличии в пласте остаточной нефти или воды. Фактор считается незначительным и рассматривается только при решении отдельных теоретических задач.

Внутрипластовым источником десорбции газа Qq*(t) может служить так же остаточная и пластовая вода. Вследствие небольшой растворимости природных газов в воде (2 – 4 м3/м3) данный фактор не существенно увеличивает извлекаемые запасы газа.

Обоснование необходимого числа эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин

Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются:

Параметр плотности сетки скважин S c — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна S , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении n , то

консорциум н е д р а

Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).

Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, была самой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности.

До 30-х годов, когда физика и гидродинамика нефтяного пласта только начинали развиваться, размещение скважин и определение их числа осуществлялось практически без учета законов фильтрации жидкостей и особенностей дренирования неоднородных пластов.

Считалось, что суммарная добыча нефти из каждой скважины обратно пропорциональна корню квадратному из площади ее дренирования (правило Котлера). Это приводило к чрезмерному уплотнению сетки скважин, которая на практике достигала 0,5-1 га/ск. и менее. Наиболее ярким примером бесполезного уплотнения сетки скважин в мировой нефтяной промышленности является крупнейшее месторождение в США Ист-Тексас с извлекаемыми запасами около 1 млрд.т. На нем при очень хороших коллекторских свойствах было пробурено около 30000 скважин с плотностью сетки менее 2 га/скв., из которых более 25000 были просто лишними. Аналогичная плотность сетки скважин в те годы применялась на месторождениях Старо-Грозненского района и Азербайджана.

В конце 30-х годов на основе промысловых исследований скважин М. Маскстом (США) и В.Н. Щелкачевым была развита теория пластовых водонапорных систем и интерференции (взаимодействия) скважин при дренировании нефтеносных пластов. Согласно этой теории, скважины, дренирующие гидродинамически единый пласт, взаимодействуют между собой, вследствие чего увеличение их сверх некоторого числа на ограниченной площади мало повышает отбор жидкости (нефти) из пласта. В 1945 г. в США Бакли и Крейз проанализировали данные по 103 американским месторождениям, разрабатываемым на системе растворенного газа (44) и водонапорном режиме (59). Они не установили

консорциум н е д р а

заметной зависимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин в пределах 1,4-16 га/скв. Исходя из теории интерференции скважин в 1946 г. А.П. Крылов, впервые в нашей стране и в мире для Туймазинского месторождения запроектировал сетку добывающих скважин 20 га/скв. (400x500 м). Это был беспримерный качественный скачок в проблеме размещения скважин и методах разработки нефтяных месторождений. Вслед за Туймазинским месторождением аналогичная сетка скважин (20-24 га/скв.) была реализована на многих месторождениях УралоПоволжья (Бавлинское, Шкаповское, Мухановское и др.). Положительный опыт разработки этих месторождений послужил основанием для еще более решительного шага по разрежению сетки скважин и применению внутриконтурного искусственного заводнения. На Ромашкинском месторождении была запроектирована первоначальная плотность сетки 52 га/скв., в 60-70-х годах для месторождений Западной Сибири первоначальная сетка плотностью 49-56 га/скв. оказалась наиболее распространенной. Вместе с тем практика разработки нефтяных месторождений редкими сетками скважин и искусственным заводнением оказалась значительно сложнее и труднее, чем предполагалось. Проведенными исследованиями было установлено: для гидродинамически единых однородных пластов наблюдается очень слабая зависимость нефтеотдачи от плотности сетки скважин. В нефтеносных пластах, обладающих сложно выраженной зональной неоднородностью, прерывистостью, линзовидностью, расчлененностью и многопластовостью наблюдается значительная зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин, причем эта зависимость тем сильнее, чем выше неоднородность продуктивного пласта. Наиболее важным показателем неоднородности является прерывистость продуктивного пласта.

14.1.Влияние прерывистости на плотность сетки скважин

На рисунке показана зависимость между коэффициентом дренирования и расстоянием между фронтами отбора и закачки. Так как в принципе всегда можно приблизить фронт закачки до расстояния между скважинами, эти зависимости можно рассматривать как влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу.

Принципиальной трудностью при определении оптимальной плотности сетки скважин и оптимального размещения скважин является то, что решить достаточно надежно эту задачу можно только зная достаточно точно неоднородность продуктивного пласта, а это можно узнать

консорциум н е д р а

только при разбуривании пласта достаточно больший количеством скважин. Неточность и неопределенность информации о пластах ее ограниченность, при окончании разведки месторождения и вводе нефтяного месторождения в разработку заставляют применять двухстадийное, а иногда и многостадийное разбуривание месторождений - бурение первоначальных редких сеток скважин и последующего их избирательного уплотнения с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти.

Первичная схема скважин устанавливается очень ориентировочно практически произвольно, поэтому она никогда не будет оптимальной. Однако ошибка в сторону принятия более редкой сетки, по сравнению с оптимальной, легко устраняется путем бурения дополнительных скважин, а ошибка в сторону принятия более плотной сетки - непоправима. Следовательно, корректировка сетки скважин возможна только в сторону ее уплотнения, поэтому первичная сетка должна быть достаточно редкой. Она должна обеспечивать ввод эксплуатационного объекта в разработку и достижение достаточно высокого темпа отбора извлекаемых запасов нефти. Добывающие и нагнетательные скважины первичной сетки скважин образуют соответствующую систему разработки, которая и обеспечивает планируемый отбор нефти. Первичная сетка скважин должна удовлетворять следующим требованиям:

а) обеспечить достаточно высокие темпы отбора нефти из пласта; б) создать основу эффективной системы заводнения нефтяного пласта;

в) обеспечить достаточно полную информацию о нефтяных залежах; г) запасы нефти, приходящиеся на 1 скв. (параметр Крылова), должны быть значительными, чтобы было экономически допустимо

дальнейшее уплотнение сетки скважины.

Второй этап разбуривания - это бурение дополнительных скважин. Их число и размещение определяются в проектных документах на базе дополнительной информации о продуктивных пластах, полученной в результате разбуривания первичной сетки скважин. Как правило, дополнительные скважины второго этапа бурения должны закладываться избирательно, исходя из особенностей геолого-литологического строения залежей и характера разработки пластов. Бурение преследует следующие цели:

а) уплотнение первичной сетки скважин с целью приближения к «оптимальной», устанавливаемой по тому или иному критерию оптимальности (как правило, технико-экономический);

б) необходимость разукрупнения эксплуатационных объектов, если оказывается, что выбранный в первой технологической схеме разработки эксплуатационный объект не обеспечивает эффективную выработку запасов нефти из отдельных пластов и пропластков. При этом, разукрупнение может происходить или только в сфере нагнетания, путем организации раздельной закачки по отдельным элементам эксплуатационного объекта, или одновременно в сфере добычи, т.е. выделение того или иного элемента объема разработки в самостоятельный; в) необходимость ввода в разработку оставшихся не разбуренными малопродуктивных участков пласта, решение о вводе в разработку которых по разным причинам (главным образом, экономическим) не было принято. При составлении технологической схемы разработки изза отсутствия информации невозможно выяснить целесообразность разработки подобных, «сомнительных» участков, и решение об их разработки, как правило, откладывается до следующих проектных документов. К таким участкам обычно относятся зоны малых толщин,

водонефтяные зоны, подгазовые зоны, зоны ухудшенной проницаемости и т. д.;

консорциум н е д р а

г) необходимость создания окончательной системы заводнения нефтяного пласта, обеспечивающий отбор пластовых объемов жидкости из пласта и охват процессом вытеснения всех элементов эксплуатационного объекта;

д) получение дополнительной информации о нефтяных залежах и, что особенно важно, о характере выработки запасов из отдельных элементов эксплуатационного объекта.

Таким образом, дополнительные скважины решают одновременно две задачи - интенсификацию добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пласта. Дополнительные скважины, которые должны, в основном, увеличивать нефтеотдачу пласта называются резервными скважинами, они обычно составляют 20-30% от числа скважин первичной сетки.

Примерные рекомендации по выбору плотности сетки скважин (га/скв.) на ранних стадиях проектирования разработки нефтяных залежей с учетом прерывистости пластов и вязкости нефти даны в таблице 1:

Таблица 1

Усовершенствованный метод Стайлса

К настоящему времени в различных научно-исследовательских институтах разработан ряд аналитических методик прогноза технологических показателей, которые построены на различных предпосылках и степени учета реальных условий фильтрации флюидов в пористой сфере.

Все аналитические методики предполагают по крайне мере четыре следующих допущений:

1.Неоднородный по проницаемости пласт представляется серией однородных пропластков различной проницаемости.

2.Расчетная характеристика неоднородности пласта в целом предполагается равной сумме расчетных характеристик однородных пропластков.

3.Между пропластками не существует гидродинамической связи – отсутствуют перетоки жидкости.

4.Принимается поршневые вытеснения нефти водой.

5.Пренебрегается гравитационным эффектом.

консорциум н е д р а

Метод Стайлса.

Вдополнение к общим допущениям метод Стайлса предполагает, что:

1.добыча жидкости, нефти и закачка воды пропорциональны проницаемости и подвижности κ/μ;

2.коэффициент охвата до прорыва воды постоянен;

3.линейная система вытеснения;

4.в момент прорыва жидкости добыча из прослоя становится мгновенно равной добыче воды (поршневое вытеснения);

5.прослои имеют равную толщину;

6.отсутствует остаточная газонасыщенность.

Исходными данными для расчета показателей разработки служит профиль слоев различной проницаемости, начальная и конечная нефтенасыщенность, вязкость нефти и воды в пластовых условиях.

Данные о проницаемости слоев располагаются сверху вниз упорядоченно в убывающей последовательности. Для каждого

Недостающие значения “производительности”, выраженные в долях единиц, в зависимости от нарастающий толщины изображаются в виде кривой.

С помощью этой кривой вычисляются значения доли воды в потоке жидкости и нефтеотдачу R к моменту времени, когда по j-му пропластку прорвалась вода в скважину и пласт в пределах толщины Hj обводнен и дает воду;

Cj – производительность части пласта толщиной Hj ,

A = kв H в – отношение подвижностей воды и нефти с учетом коэффициента объемного расширения нефти в. kH в

В уравнении (2) первый член правой части выражает нефтеотдачу полностью обводненных пропластков, а второй – характеризует нефтеотдачу пропластков, из которых продолжает поступать нефть.

консорциум н е д р а

Зная количество извлекаемой нефти (активные запасы), определяют для каждого пропластка дебиты нефти и воды, накопленное количество нефти и воды в пластовых условиях.

Время получения приращения накопленной добычи нефти определяется из соотношения:

В уравнении (4) предполагается, что закачка воды равна добыче жидкости. Знаменатель этого уравнения представляет собой добычу нефти в пластовых условиях.

Накопленное время получают суммированием “приращений времени” Δt (4). Существует несколько модификаций метода Стайлса.

Усовершенствованный метод Стайлса (Арпсом)

Допущения – те же.

Принципиальное отличие состоит в том, что этот метод учитывает различную толщину пропластков, пористость, относительные проницаемости, различное количество связанной воды и остаточной нефти по пропласткам.

Доля воды в потоке жидкости определяется из следующего соотношения:

где: qв – водонефтяной фактор (ВНФ), qH

qв , qH – соответствующий дебит воды и нефти.

j =k +1

консорциум н е д р а

Числитель уравнения (6) представляет собой сумму дебитов воды всех пропластков, в которые прорвалась вода, а знаменатель соответственно сумму дебитов нефти всех пропластков в которые вода не прорвалась.

В момент, когда вода прорвется в пропласток k , накопленная добыча нефти определяется следующим соотношением:

Метод конечно-разностных аппроксимаций

Моделирование многофазной фильтрации по сравнению с однофазным течением требует специальных методов решения, т.к. рассматривается система связанных нелинейных уравнений. Здесь используется метод аппроксимации, т.е. замена исходной задачи другой, более легкой, решение которой близко к решению исходной задачи. Одним из таких методов применяемых для решения математических задач разработки нефтяных месторождений является метод конечно – разностных аппроксимаций.

Сущность конечно – разностного метода заключаются в замене исходных дифференцируемых уравнений системой алгебраических уравнений. Если полученная система линейная, то для ее решения применяют прямые и итерационные методы (к прямым методам относят метод Гаусса и его модификации; к итерационным – например метод Ньютона).

Если имеем дифференцируемое уравнение для искомой функции U, которая зависит от пространственной переменной X и времени t , то можно считать, что значения независимых переменных находятся на некоторой плоскости x,t.

При использовании конечно – разностных методов производят дискретизацию, т.е. замену непрерывных переменных x и t упорядоченной системой точек (узлов) на плоскости x,t со значениями по оси абсцисс xi и по оси ординат tn (i = 0, 1, 2,3….); n =(

0, 1, 2,3….N).

Геометрически дискретизацию можно интерпретировать как разделение плоскости x, t прямыми; параллельными осями x и t, т.е. нанесением на плоскость x,t сетки, узлы которой имеют координаты xi, tn.

Прямоугольник с координатами xi, xi +1, tn, tn +1 конечно – разностной ячейкой. Совокупность узлов xi (i = 0, 1, 2….I) при фиксированном tn, т.е. узлов, лежащих на прямых, параллельных оси x, называемой временным слоем.

консорциум н е д р а

Для аппроксимации первой производной функции U по времени в узле i на n – ом временном слое имеем:

Аналогично аппроксимируется и первая производная функция U по пространству, например:

Используют явные и неявные конечно – разностные схемы.

F(x; y; z)

консорциум н е д р а

Конечно – разностные схемы лежат в основе решения системы дифференциальных уравнений при построении трехмерных, трехфазных математических моделей нефтяных пластов.

Основные показатели разработки месторождений и обустройство промысла.

После обоснования расчетных вариантов определяется изменение во времени показателей разработки месторождения и обустройства промысла по каждому из рассматриваемых вариантов. К основным показателям систем разработки и обустройства относятся следующие:

1.Изменение во времени пластовых, забойных, устьевых давлений и температур на пути движения газа от забоя до приема магистрального газопровода.

2.Изменение во времени средних (и max) дебитов скважин или дебитов отдельных скважин.

3.Изменение во времени необходимого числа эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин. Очередность ввода скважин в эксплуатацию.

консорциум н е д р а