Основы нефтегазопромыслового дела. Учебное пособие

вают упругим запасом. Его величина определяет, какое количество нефти может быть извлечено из залежи только за счёт действия при-

родной пластовой энергии без применения дополнительных методов воздействия.

Определить упругий запас можно по формуле(2.1) линейного за-

кона сжимаемости пласта.

где ∆Ρ – потенциальное снижение пластового давления до начала раз-

газирования добываемой нефти, находится как разница между

начальным пластовым давлением(Р ) и давлением насыщения

пл нач

нефти газом (Рнас):

DR = Rплнач - Rнас ;

здесь Vn – объём рассматриваемого элемента пласта, определяемый как произведение площади рассматриваемого элемента пласта(F) на

его среднюю продуктивную мощность (толщину) (h):

Vn = Fh, м3;

b* – коэффициент упругоёмкости пласта, который показывает, какую

долю объёма рассматриваемого элемента пласта составляет объём жидкости, высвободившийся из этого элемента при снижении пласто-

вого давления на единицу, находится как (2.2):

породы, слагающей пласт, Па-1.

21

2.2. УПРУГИЙ ИЛИ ЗАМКНУТО-УПРУГИЙ РЕЖИМ

Данный режим наблюдается в залежах, ограниченных зонами вы-

клинивания или экранами. При снижении пластового давления про-

цесс разработки происходит за счёт увеличения объёма пластового флюида и сжатия пород пласта. Значительное падение пластового давления и падение дебитов скважин характерны для этого режима.

При хорошей гидродинамической связи нефтяной залежи с водо-

напорной системой наблюдается водонапорный или упруговодона-

порный режим.

2.3. ВОДОНАПОРНЫЙ И УПРУГОВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМЫ

Данный режим наблюдается при вытеснении нефти напором кра-

евой воды без существенного снижения пластового давления. Проис-

ходит постоянное перемещение и сокращение контура нефтеносно-

сти. Эксплуатация останавливается при поступлении контурной воды в нефтяные скважины, находящиеся в повышенных частях пласта.

Упруговодонапорный режим наиболее распространен в практике раз-

работки нефтяных месторождений. Режим может быть как искус-

ственным, так и естественным. При водонапорном режиме обеспечи-

вается высокий коэффициент нефтеотдачи 0,7до от балансо-

вых запасов.

Отличие упруговодонапорного от водонапорного режима заклю-

чается в постепенном снижении пластового давления, в связи с недо-

статочным количеством контурных вод. На рис. 2.1 представле-

ны схема и график.

22

залежь замкнутая и фильтруется только одна жидкая фаза– нефть, βн

= 11·10-4 (1/МПа) = 11·10-10 (1/Па);

βп – коэффициент упругой сжимаемости породы, слагающей пласт 0,68·10-4 (1/МПа) = 0,68·10-10 (1/Па);

m – пористость пласта – 11 % = 0,11 д. ед.

Решение:

1) исходя из геологической характеристики залежи(литологиче-

ски ограниченная, прорыва воды не ожидается) в пласте фильтровать-

ся будет только нефть, поэтому за коэффициент упругой сжимаемости пластовой жидкости можно принять коэффициент упругой сжимаемо-

сти пластовой нефти βн. Следовательно, коэффициент упругоёмкости пласта можно найти как:

b* = m × bж + bп = m × bн + bп = 0,11×11·10-10 + 0,68·10-10 =1,89·10-10 (1 / Па);

2) рассчитывается потенциальное снижение пластового давления до начала разгазирования добываемой нефти:

DR=Rплнач -Rнас =16×106 -6×106 =10×106 Па;

3) тогда упругий запас можно найти как:

DVп = b *Vп ·DR = 1,89·10-10 ·108·10·106 = 189000, м3 .

Для определения процентного соотношения полученного объёма нефти, извлекаемого за счёт действия упругого запаса залежи и пер-

воначальных извлекаемых запасов залежи, подсчитанные извлекае-

мые запасы из примера 2.1 переводятся из кг в м3, для этого запасы,

выраженные в кг, умножаются на объёмный коэффициент нефти и делятся на плотность нефти в поверхностных условиях:

Qизвл (в м3) = (Qизвл (в кг) ∙ Вн) / ρн пов= (2897535749 ∙ 1,021) / 780 = 3792800 м3.

24

Значит, упругий запас залежи, равный 189000 м3, составит: 189000 / 3792800 ∙ 100% = 5 %

от всех извлекаемых запасов залежи.

Таким образом, при снижении пластового давления на10 МПа

(до начала разгазирования нефти) упругий запас составит 189000 м3,

т.е. количество нефти, которое может быть извлечено из залежи толь-

ко за счёт действия природной пластовой энергии без применения дополнительных методов воздействия составит 189000 м3.

Вывод. Согласно проведённому расчёту упругий запас пласта со-

ставил 189000 м3 или 5 % от всех извлекаемых запасов нефти(извле-

каемые запасы нефти по пласту составляют3792800 м3). Следова-

тельно, извлекаемые запасы по пласту не будут отобраны в количе-

стве 95 % или 3792800 – 189000 = 3603800 м3, для извлечения кото-

рых потребуется применение дополнительных методов воздействия на пласт и регулирования разработки.

Пример 2.2. Определение упругого запаса залежи при упругово-

донапорном режиме разработки нефтяной залежи

Необходимо определить упругий запас для залежи со свойствами,

аналогичными тем свойствам залежи, что указаны в примере2.1, но разрабатываемой при естественном упруговодонапорном режиме, ес-

ли 60 % нефтенасыщенной площади F приходится на чистую нефтя-

ную зону (ЧНЗ) и 40 % площади на водо-нефтяную зону (ВНЗ), сред-

няя эффективная нефтенасыщенная толщина ЧНЗ = ВНЗ = h, м. Срав-

нить полученный результат с результатом из примера 2.1.

В данном случае необходимо определить отдельно количество нефти, добываемое за счёт действия пластовой энергии в ЧНЗ и ВНЗ,

так как в этих зонах будут фильтроваться различные жидкости.

25

1. Определим упругий запас чистой нефтяной зоны ЧНЗ.

Параметры ЧНЗ залежи:

– из условия FЧНЗ – площадь ЧНЗ составляет 60 % от площади за-

лежи F = F ·60 / 100 = 10000·0,6 тыс. м2 = 6000000 м2 = 6·106 м2; h – мощность пласта в ЧНЗ 10 м;

VЧНЗ – объём ЧНЗ залежи F× h = 6·106 × 10 = 6·107 м3;

Ρпл нач – начальное пластовое давление – 16 МПа = 16× 106 Па; Ρнас – давление насыщения – 6 МПа = 6× 106 Па;

βж – коэффициент упругой сжимаемости пластовой жидкости, на стадии ввода залежи в разработку, как правило, в ЧНЗ происходит движение только нефти, поэтому βж принимается равным коэффици-

енту упругой сжимаемости нефти,

βн = 11·10-4 (1/МПа) = 11·10-10 (1/Па);

βп – коэффициент упругой сжимаемости породы, слагающей пласт 0,68·10-4 (1/МПа) = 0,68·10-10 (1/Па);

m – пористость пласта – 11 % = 0,11 д. ед.

Решение:

1) в границах ЧНЗ будет фильтроваться только нефть, поэтому за коэффициент упругой сжимаемости пластовой жидкости можно при-

нять коэффициент упругой сжимаемости пластовой нефтиβн. Следо-

вательно, коэффициент упругоёмкости пласта можно найти как:

b* = m × bж + bп = m × bн + bп = 0,11×11·10-10 + 0,68·10-10 =1,89·10-10 (1 / Па);

2)рассчитывается потенциальное снижение пластового давления

до начала разгазирования добываемой нефти:

DR =Rплнач -Rнас =16×106 -6×106 =10×106 Па;

3) тогда упругий запас можно найти как:

DVпЧНЗ = b *Vп ·DR = 1,89·10-106·107 ·10·106 = 113400, м3 .

26

Таким образом, при снижении пластового давления на10 МПа в границах ЧНЗ (до начала разгазирования нефти) упругий запас соста-

вит 113400 м3, т.е. количество нефти, которое может быть извлечено из ЧНЗ залежи только за счёт действия природной пластовой энергии в этой части пласта без применения дополнительных методов воздей-

ствия составит 113400 м3.

В начале разработки залежи отбор нефти приводит к небольшому снижению давления в нефтеносной зоне пласта. Возникновение пере-

пада давления на контуре питания и в зоне отбора пластовых флюи-

дов вызывает движение воды, поступление которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление.

В результате пластовое давление устанавливается на таком уровне, при котором приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи.

2.Далее определяется упругий запас энергии воды, поступившей

внефтяную зону из ВНЗ, т.е. количество нефти, которое может быть вытеснено из ВНЗ за счёт поступления законтурной воды.

Параметры ВНЗ залежи:

–из условия FВНЗ – площадь ВНЗ составляет 40 % от площади за-

лежи F = F ·40/100 = 10000·0,4 тыс. м2 = 4000000 м2 = 4·106 м2; h – мощность пласта в ВНЗ 10 м;

VВНЗ – объём ВНЗ залежи F× h = 4·106 × 10 = 4·107 м3;

Ρпл нач – начальное пластовое давление – 16 МПа = 16× 106 Па; Ρнас – давление насыщения – 6 МПа = 6× 106 Па;

βж – коэффициент упругой сжимаемости пластовой жидкости, в

границах ВНЗ происходит вытеснение нефти за счёт упругой энергии

27

поступающей законтурной воды, поэтому βж принимается равным ко-

m – пористость пласта - 11% = 0,11 д. ед.

Решение:

1) в границах ВНЗ происходит вытеснение нефти за счёт упругой энергии поступающей законтурной воды, поэтому βж принимается равным коэффициенту упругой сжимаемости пластовой воды, β .

Следовательно, коэффициент упругоёмкости пласта можно найти как: b* = m × bж + bп = m × bв + bп = 0,11× 4,7·10-10 + 0,68·10-10 =1,2·10-10 (1 / Па);

2) так как коэффициент упругой сжимаемости нефти больше, чем коэффициент упругой сжимаемости воды, то потенциальное снижение пластового давления до начала разгазирования будет больше в ЧНЗ,

чем в ВНЗ, за счёт большей способности нефти накапливать упругую энергию. Поэтому предполагается, что потенциальное снижение пла-

стового давления в ВНЗ примерно на 50 % меньше чем в ЧНЗ, а зна-

чит, потенциальное снижение пластового давления в ВНЗ составит:

DR=Rплнач -Rнас =16×106 -6×106 ×0,5 =5×106 Па;

3) тогда упругий запас в ВНЗ можно найти как:

DVпВНЗ = b *Vп·DR = 1, 2·10-10 4·107·5·106 = 23940, м3 .

Таким образом, при снижении пластового давления на5 МПа в границах ВНЗ упругий запас составит 23940 м3, т.е. количество нефти,

которое может быть извлечено из ВНЗ залежи только за счёт действия природной пластовой энергии в этой части пласта без применения до-

28

полнительных методов воздействия составит 23940 м3.

Таким образом, общий запас упругой энергии залежи составит:

DVп = DVпЧНЗ + DVпВНЗ = 113400 + 23940 = 137340, м3 .

Следовательно, за счёт упругого запаса ВНЗ и ЧНЗ можно - до

быть 137340 м3 нефти.

Затем определяется процентное соотношение полученного объёма нефти, извлекаемого за счёт действия упругого запаса залежи и пер-

воначальных извлекаемых запасов ,залежиподсчитанных

в примере 2.1.

Общий упругий запас залежи, равный 137340 м3 составит:

137340 / 3792800 ∙ 100% = 3,6 %

от всех извлекаемых запасов залежи.

Вывод. Согласно проведённому расчёту, упругий запас залежи с

ЧНЗ и ВНЗ составил 137340 м3 или 3,62 % от всех извлекаемых запа-

методов воздействия на пласт и регулирования разработки.

Номер варианта соответствует номеру, под которым студент

числится в списке группы.

ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

Определение запасов углеводородов объёмным методом, а также упругого запаса залежи при условии развития замкнутого и упруго-

водонапорного режимов разработки при одинаковых -геолого

29

физических характеристиках залежи позволяет утверждать, что за счёт действия естественной пластовой энергии без применения -до полнительных мероприятий по воздействию на пласт из пласта отби-

рается небольшая часть извлекаемых запасов.

При этом если часть упругого запаса обеспечивается поступлени-

ем законтурной воды (в случае упруговодонапорного режима), то до-

ля запасов отбираемых за счёт естественной пластовой энергии будет еще ниже, так как способность накапливать упругую энергию нефти,

как правило, выше, чем у пластовой воды, что подтверждается тем,

что коэффициент упругой сжимаемости нефти выше, чем коэффици-

ент упругой сжимаемости пластовой воды.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.Что такое упругий запас залежи?

2.Приведите и охарактеризуйте зависимости, используемые для определе-

ния упругого запаса залежи, коэффициента упругоёмкости пласта.

3. Когда развивается и чем характеризуется замкнутый (замкнуто-упругий)

режим разработки нефтяной залежи?

4. В связи с чем происходит уменьшение потенциального снижения пла-

стового давления в водоносной зоне пласта?

5.В чём заключается суть объёмного метода определения запасов?

6.Дайте определение запасов и ресурсов.

7.Назовите и дайте определения различных видов запасов углеводородов.

8.Почему снижение пластового давления в расчётах допускается только до давления насыщения нефти газом?

9.Что подразумевается под подсчётом запасов?

30