УП Мусин 2
.pdfВозможно совместное использование воды и газа для нагнетания в пласт: закачка водогазовой смеси или последовательная закачка газа и во-
|
ды. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НИ |
|
|
|
|
|
3.5.Разработка нефтегазовых залежей |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
на естественном режиме |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чтобы предотвратить перемещение ГНК в сторону газовой шапки |
||||||||||||||
|
либо не следует отбирать газ из газовой шапки, либо равномерно снижать |
||||||||||||||||
|
давление и в нефтяной, и в газовой зоне. |
|
|
|
|
|
АГ |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
Полностью предотвратить отбор газа невозможно, т.к. он прорыва- |
|||||||||||||||
|
ется в нефтяную скважину из-за образования газовых |
онусов. Поэтому |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
|
приходится сильно ограничивать дебиты нефтяных скважин. Чтобы это не |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|
привело к снижению темпов отбора, возникает н обходимость сильного |
||||||||||||||||
|
уплотнения сетки скважин, что ухудшает технико-экономическиее |
показа- |
|||||||||||||||
|
тели разработки месторождения. |
|
и |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
На рис. 3.4 приведена схема образования газ вого конуса на нефте- |
||||||||||||||
|
газовой залежи без подошвенной воды, где введеныо |
следующие условные |
|||||||||||||||
|
обозначении: |
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
Рк – давление на начальном газонефтяном контакте (на рисунке го- |
||||||||||||||
|
ризонтальная штрих-пунктирная линия); |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
hc – перфорированная нефтенасыщенная толщина пласта; |
|
|
|
|||||||||||
|
rk. |
|
hк - нефтенасыщенная толщ на пластаб |
на условном контуре питания |
|||||||||||||
|
|
Величину безгазового де ита можно оценить по формуле: |
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
ая |
∆γ ∆бh/(μ ln(rк/rс)), |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
Q= 2π k hcp |
|
|
(3.1) |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
hcp = (hк-hс)/2, |
|
|
|
|
|
|
||
|
где: ∆γ= γн- γг разность удельных весов нефти и газа; ∆ h =hk– hc - |
|
непер- |
||||||||||||||
|
форированная нефтен сыщенная толщина ; |
hk, hc - среднее значение неф- |
|||||||||||||||
|
тенасыщенной и перфорированной толщин пласта. |
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
От обычной формулы Дюпюи формула (3.1) отличается тем, что в |
||||||||||||||
|
нее входит (∆γ ∆h) вместон |
(рк-рс). Поэтому сравним ( ∆γ ∆h) в (3.1) |
|
с ∆р в |
|||||||||||||
|
формуле Дюпюи. |
н |
4 |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
тр |
|
|
Н/м , ∆h=10 м. Тогда |
∆γ ∆h= 0,08МПа. |
|
|
|
||||||
|
|
|
Пусть ∆γ=0,8*10 |
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
Обычно пео |
епад давления при разработке нефтяных месторождений |
|||||||||||||
|
составляет не менее 3-10 МПа, для определенности пусть ∆р ~ 10 МПа |
||||||||||||||||
|
л |
е |
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
41 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
НИ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
|
|
|
Рис. 3.4. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения : |
|
|||||||||||||
|
|
|
1 –скважина; 2 – поверхность газонефтяного контакта; 3 – п рфорированная |
|
|||||||||||||
|
|
|
часть интервала пласта |
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
Следовательно, безгазовый дебит нефти нефтегазовых месторожде- |
||||||||||||||
|
ний должен быть в 10/0,08=12,5 раза меньше дебита при разработке неф- |
||||||||||||||||
|
тяного месторождения с поддержанием пластовогоо |
давления. Отсюда по- |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
нятно, почему приходится сильно уплотнять сетку скважины (до 3-4 |
||||||||||||||||
|
га/скв) при разработке нефтегазовых месторожденийи |
. |
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
Расчет процесса разработки нефтегазового месторождения без воз- |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
действия на пласт производится по методике расчета разработки нефтяно- |
||||||||||||||||
|
го месторождения с вторичной газовойбшапкой. |
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.6. Расчет процесса разра отки нефтегазоконденсатных |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ая |
месторождений |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
Пусть имеется замкнутое однопластовое нефтегазоконденсатное ме- |
||||||||||||||
|
сторождение. Для р счета процесса разработки воспользуемся формулой |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
многокомпонентного материального баланса. |
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
тр |
о |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
е |
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Э |
|
|
Рис. 3.5. Разрез нефтегазоконденсатного месторождения: |
|
|
||||||||||||
1- добывающая скважина;
2 – нефтяная часть; 3 – газовая шапка
42
|
|
|
Обозначим общую массу газа, конденсата и нефти в пласте через N1, |
|||||||||||||||||
|
N2 , N3. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
G1 , G2 |
- масса соответственно газа и конденсата в газовой фазе; |
||||||||||||||||
|
|
|
L1 ,L2 |
- массы газа и конденсата, растворенные в нефти. Кажущуюся |
||||||||||||||||
|
плотность их обозначим через ρ1к, ρ2к |
|
|
|
|
|
|
АГ |
НИ |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
Тогда будем иметь следующие соотношения: |
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
N1= G1+ L1; |
N2 = G2+ L2 . |
|
|
|
|
ка |
(3.2) |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Запишем балансовое соотношение объемов компонентов в разраба- |
|||||||||||||||||
|
тываемой части пласта: |
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
L1/ ρ1к + L2 |
|
/ ρ2к+ N3/ ρн= sн Vпл |
т |
(3.3) |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Масса растворенного газа в нефти определяе ся по закону Генри: |
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
L1=α N3 |
р. |
|
и |
о |
|
|
(3.4) |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
где α – коэффициент растворимости газа; р – среднее давление. |
|
||||||||||||||||
|
|
|
Уравнение состояния реального газа пр менительно к рассматри- |
|||||||||||||||||
|
ваемой залежи имеет вид: |
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(3.5) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1-sн) Vпл= (G1+ G2 )рат φ/( ρгат р). |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
Для замыкания системы нео ходимол |
записать соотношение для оп- |
||||||||||||||||
|
ределения массы конденсата в газе в зависимости от давления. |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пусть в цилиндрическом резервуаре имеется газ. Если часть газа |
|||||||||||||||||
|
выпустить, давление в цилиндре уменьшитсяи |
и в нем образуется некото- |
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рое количество жидкого конденсата. При дальнейшем извлечении этой |
|||||||||||||||||||
|
смеси давление снизится еще больше и соответственно увеличится жид- |
|||||||||||||||||||
|
кий конденсат |
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
о |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
е |
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Э |
Рис. 3.6. Схема выпадения газового конденсата в бомбе pVT: 1 – поршень; |
|
||||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
2 – корпус; 3 – конденсатосодержащий газ; 4 – вентиль; 5 – жидкий конденсат |
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
43 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Э
Образование жидкой углеводородной фазы в резервуаре со снижением давления за счет постепенного отбора из резервуара углеводородов называется дифференциальной конденсацией.
|
Ψ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
НИ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
р |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Рис.3.6. Изотерма к нденсации |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
и |
о |
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 3.7. Экспериментальная(1) и расчетная зависимость функции f(p) от давления |
||||||||||||
|
Отношение массы конденсата к массе газа ψ зависит при изотерми- |
||||||||||||
ческом процессе от давления. Такая зависимость называется изотермой |
||||
|
|
|
|
ая |
конденсации, с использованием которой составляют зависимость: |
||||
|
|
|
н |
G2/ G1= f (p0- p). (3.6) |
Величины |
|
N3 известны по промысловому учету добываемой |
||
N1, N2, |
||||
продукции. |
|
н |
|
|
Для оп еделения 6 неизвестных G1, G2, L1, L2, sн, р используют сис- |
||||
|
о |
|
|
|
тему уравнений (3.2)-(3.6). |
||||
На режиме истощения из газовых и нефтегазовых залежей можно |
||||
тр |
|
|
|
|
извлечь до 92-95 % запасов газа. Однако извлечение запасов жирных газов |
||||
составляет всего 45-80 %, остальная часть выпадает в пористой среде в |
||
конд нсатк |
и остается в пласте в виде связанной неподвижной фазы. |
|
|
При закачке воды в газоконденсатную часть пласта происходит не- |
|
|
е |
|
значительный прирост добычи конденсата. |
||
л |
|
|
|
|
44 |
Э
3.7. Основные проблемы разработки газонефтяных месторождений
Они сводятся к следующим: |
|
АГ |
- образование газовых и водяных конусов в добывающих скважинах; |
||
- образование «газовых языков» при прорыве газа из газовых шапокНИ |
||
в нефтяные скважины; |
|
|
- трудности вовлечения в активную разработку обширных подгазо- |
||
|
ка |
|
вых зон газонефтяных залежей с незначительной нефтенасыщенной толщиной, низкой проницаемостью и высокой неоднородностью коллектора;
- возможное выпадение конденсата; |
|
|
е |
- возникновение ряда проблем, связанных с техни ой добычи нефти |
|||
в связи с большим газосодержанием. |
|
о |
|
|
|
|
|
3.8. Опыт разработки нефтегазовых |
|||
и нефтегазоконденсатных мест ртждений |
|||
|
и |
|
|
Имеется довольно богатый опыт разработки газонефтяных залежей |
|||
Нижнего Поволжья, таких как Жирновскоел, Бахметьевское, Коробковское, Кудиновское и др. Газонефтяные залежи отмеченных месторождений находятся на четвертой стадии разра отки, поэтому имеется возможность
оценить конечную нефтеотдачу. |
|
|
б |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
На этих месторождениях были пр менены различные системы раз- |
|||||||
работки: |
|
|
|
|
|
и |
|
∙ |
|
|
|
|
|
|
|
с расширением газовой шапки, |
|||||||
∙ |
|
|
|
|
б |
|
|
с неподвижным ГНК за счет ППД в залежи или отбора газа в |
|||||||
необходимом объеме, |
|
|
|
|
|
||
∙ |
с частичным и полным выпуском газа, |
||||||
∙ |
с искусстве ым воздействием (барьерным и внутриконтур- |
||||||
ным заводнением). |
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Наиболее эффективными системами оказались системы с примене- |
|||||||
|
|
н |
|
|
|
|
|
нием барьерного и внутриконтурного заводнения. Закачка воды в барьер- |
|||||||
ный или внутреннийн |
|
ряд скважин позволила изолировать газонасыщен- |
|||||
ную часть залежио от нефтенасыщенной и осуществить их самостоятельную раз аботку.
Анализ ехнологической эффективности внедренных систем разра-
бот и газонефтяных залежей показал, что в условиях, когда коэффициент |
|
|
тр |
извлечения нефти при вытеснении газом меньше, чем водой, системы раз- |
|
работкикзалежей с газовыми шапками в порядке возрастания их техноло- |
|
гической эффективности располагаются следующим образом: |
|
л |
е |
- применение расширения газовой шапки, |
|
|
|
|
45 |
Э
-неподвижный ГНК,
-частичный и полный выпуск газа газовой шапки,
-барьерное заводнение.
При отсутствии внутреннего контура газоносности и наличии об- |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
|
ширной подгазовой зоны барьерное заводнение превращается во внутри- |
||||||||||
контурное. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НИ |
Приведем краткую характеристику процесса разработки отдельных |
||||||||||
месторождений. |
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
Коробковское месторождение |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
||||||
Расположено на территории Волгоградской области, где разрабаты- |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
ваются 5 газовых и 3 нефтяные залежи. Наиболее крупная из них газонеф- |
||||||||||
тяная залежь бобриковского горизонта. Разрабатыва тся с 1957г. |
|
|||||||||
Разработка |
осуществлялась на естественном упруговодонапорном |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
режиме с проявлением энергии растворенного газа при регулируемом от- |
||||||||||
боре газа из газовой шапки в целях сохранения ГНКт |
на первоначальном |
|||||||||
уровне. |
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В процессе |
разработки залежи можно выделить |
три основных пе- |
||||||||
риода: |
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
1.отбор только нефти за счет вытеснения законтурной водой и рас- |
||||||||||
|
|
и |
|
л |
|
|
|
|
|
|
ширение газовой шапки (1958-1964 гг.) |
|
|
|
|
|
|
||||
2.отбор нефти и контролируемый отбор газа в целях возврата ГНК в |
||||||||||
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
начальное положение (1964-1971 гг.) |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
3.одновременная разработка нефтяной зоны и газовой шапки с суще- |
||||||||||
ственным превышением добычи газа из газовой шапки над допустимой (с 1972г.) ая
В первом периоде процесс вытеснения нефти водой был очень эффективным. Происходило выделение растворенного газа и вытеснения газированной нефти водой. Х рактерная особенность первого периода состоит в расширении газовой шапки и продвижение ГНК вниз по структу-
опережающая выработка нефтяной части залежи при преимущественном
ре. На начало 1994 г. |
а месторождении текущий КИН составил 68,6 %. |
|||||
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
Анастасиевскон |
-Троицкое месторождение |
||
|
Одно из крупнейших газонефтяных месторождений Краснодарского |
|||||
края. |
|
|
о |
|
|
|
Газонеф яная залежь IV горизонта введена в 1954 г. в промышлен- |
||||||
|
||||||
ную разработку. Во |
всех технологических документах предусмотрена |
|||||
|
к |
тр |
|
|
|
|
выт сн нии нефти водой. |
|
|
л |
Параметры пластовой нефти |
|
|
еДавление насыщения нефти газом, МПа |
14,80 |
|
Газосодержание м3/м3 |
54,40 |
|
46 |
|
Э
Объемный коэффициент, доли ед. |
1,14 |
НИ |
Плотность пластовой нефти, кг/м3: |
835 |
|
Вязкость пластовой нефти, мПа с |
2,56 |
|
Газ, растворенный в нефти, имеет плотность от 600 до 716 кг/м3 (по |
||
воздуху). Содержание метана в пределах 82-94%, этана от 1-2 до 6-7%, пропан и бутан присутствуют в долях процента, пентан - от долей процен-
та до 1-3%, углекислота - до 8%. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
Свободный газ из газовой шапки более легкий (до 650 кг/м3 по воз- |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
духу), содержит в среднем 92,1% метана; 2,9% этана, 0,06% пропана; |
||||||||||||||
0,14% бутана; 0,2% пентана+высшие; в среднем 4,6% углекислоты. |
||||||||||||||
|
Содержание конденсата в газе газовой шапки 15-20 |
см3/м3. Плот- |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
ка |
|
ность его 762-802 кг/м3 , вязкость около 1 м Па с, содержание смол до 2% |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
(обычно менее 1%). При 250 С выкипает до 88,7% конденсата. |
||||||||||||||
|
При разработке горизонта IV, характеризующегосяе |
двусторонним |
||||||||||||
напором (со стороны водонапорной системы и газовой шапки), главное |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
внимание уделяется вопросам стабильности ГНК во времени. Однако дос- |
||||||||||||||
тигнуть этого не удалось, несмотря на комплексо |
следующих технологиче- |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
ских мероприятий, проведенных в период 1963-1980гг.: |
|
|
||||||||||||
|
- отбор газа из газовой шапки на Анастасиевской площади; |
|||||||||||||
|
- закачка воды в газовую шапку на Троицкой площади; |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
- интенсивное разбуривание залежи на южном крыле в районе Тро- |
|||||||||||||
ицкой площади; |
|
|
|
б |
|
б |
|
|
|
|
|
|||
|
- промышленная эксплуатация контактных скважин (вскрывшие |
|||||||||||||
перфорацией интервал ГНК). |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Эксплуатация скважин горизонта IV осуществляется, в основном, |
|||||||||||||
фонтанным способом. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
Месторождения Котур-Тепе и Барса-Гельмес |
|||||||||||
|
Относятся к крупным газонефтяным месторождениям, расположены |
|||||||||||||
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в пределах Запад о-Туркменской низменности. Особенностью этих ме- |
||||||||||||||
сторождений являетсян: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
∙ |
|
мн г пластовость; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
∙ |
|
б льшая глубина залегания (до 5500м); |
|
|
|||||||||
|
∙ |
|
тектоническаяо |
раздробленность (блоковое строение); |
||||||||||
|
∙ |
к |
наличие на месторождениях нефтяных, нефтегазовых, газонеф- |
|||||||||||
тяных и газовых залежей; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
е |
|
трпродуктивные горизонты сложены слабосцементированными, |
|||||||||||
|
∙ |
|
||||||||||||
иногда рыхлыми породами; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
л |
∙ |
|
чередование нефтяных и водяных прослоев в разрезах, что при- |
|||||||||||
|
|
|||||||||||||
водит к преждевременному обводнению залежей;
47
Э
∙аномально-высокое пластовое давление с превышениемНИначального пластового давления над гидростатическим в 1,2-1,6 раза;
∙близость начального пластового давления к давлению насыще-
ния;
В течение длительного времени они разрабатывались на режимеАГ истощения. В начальный период разработки добыча нефти на этих месторождениях росла высокими темпами.
Это привело к отставанию внедрения контурных вод и обусловило снижение Рпл ниже давления насыщения и увеличение перепадака давления между газовой и нефтяной частями пласта. Началось з г зовывание скважин внутреннего ряда подгазовой зоны с 86 до 500 м3/т.
В 1974 г. начато приконтурное заводнение в сочетании с внутриконтурным очаговым (избирательным) и барьерным заводнением.е
|
о |
т |
Самотлорское месторождение |
||
и |
|
|
Является крупнейшим месторождением в Р ссии, расположено в |
||
Тюменской области. Наряду с крупными нефтяными залежами АВ4-5 и БВ8 в разрезе имеются газонефтяные залежи АВл 1 АВ2-3. Имеются обширные зоны слияния нефтяных и газовых за ежей.
Введено в разработку в 1969 г и через 10лет был достигнут максимальный уровень добычи нефти 154,8 млн.т. Месторождение разрабаты-
вается с применением интенсивных блоковых систем при 3-5 рядном рас- |
||
|
б |
|
положении скважин с плотностью 16 га/скв. Газонефтяные залежи разра- |
||
батываются с применением арьерногои |
заводнения. До внедрения барь- |
|
ерного заводнения отмечалось загазовывание скважин подгазовых и чис- |
||
б |
|
|
то нефтяных зон, прилегающих к внешнему контуру газоносности. Газо- |
||
вый фактор достигал до 4000 м3/т. После создания барьерных рядов газо- |
|||||
|
|
|
|
ая |
|
вые факторы нормализов лись. |
|
||||
|
|
|
н |
|
|
Темп отбора из залежи АВ1 составил 4,5% от НИЗ при накопленном |
|||||
отборе 42% НИЗ. |
|
|
|
||
За рубежом газо ефтяные залежи имеются во всех основных нефте- |
|||||
|
|
о |
|
|
|
добывающих райо ах мира и содержат большие запасы нефти. Они дли- |
|||||
тельное время разрабатываютсян |
без ППД за счет использования природ- |
||||
|
тр |
|
|
|
|
ной энергии. |
|
|
|
|
|
Расп ос анена закачка газа в газовую шапку, которая особенно эф- |
|||||
к |
|
|
|
|
|
фективна в сочетании с гравитационным режимом. Часто закачка газа – |
|||||
еСамая крупная газонефтяная залежь за рубежом Прадхо-Бей, открытая в 1968г., находится на Аляске в США. Обширная газовая шапка гид-
первая стадия ППД, которая затем дополняется или заменяется заводне-
ни м. л
родинамически связана с нефтяной зоной. Газовая шапка непосредственно
48
Э
|
НИ |
залегает над двумя третями площади нефтяной зоны, которую в свою |
|
очередь, подпирает мощный водоносный пласт. |
|
Максимально допустимый отбор нефти на месторождении был уста-
новлен в 204 тыс. т/сут, который достигнут в 1979 г.- через 2 года после |
|
начала эксплуатации и поддерживался до 1988 г. |
АГ |
|
|
На месторождении применяются четыре основных процесса нефтеизвлечения – расширение газовой шапки / гравитационный дренаж, завод-
|
|
|
|
т |
е |
ка |
Глава 4 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
ИНЖЕНЕРНЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА |
||||||
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙо |
РАЗРАБОТКИ |
|||||
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ |
||||||
|
|
|
и |
|
|
|
4.1.Методика расчета технологических показателей |
||||||
|
|
л |
|
|
|
|
разработки ТатНИПИнефть |
|
|||||
|
б |
|
|
|
|
|
Эта методика основана на вероятностно- |
статистической модели |
|||||
и |
|
|
|
|
|
|
слоистого, зонально-неоднородного пласта. Позволяет рассчитывать ди- |
||||||
намику годовой добычи нефти ибжидкости по объекту разработки в целом. |
||||||
Она достаточно простая, поэтому для выполнения расчетов вариантов |
||||||
нение, смешивающееся вытеснение и циклическая закачка добытого соб-
ственного газа. Смешивающееся вытеснение реализуется к к дополнение к заводнению. На отдельных участках вода закачив ется и в газовую шапку.
разработки не требуется сложная вычислительная техника. Результаты расчета не сложно предст вить в виде таблиц и графиков.
Однако по да ой методике невозможно получить карты распреде- |
|
|
ая |
ления закачиваемой воды и остаточных запасов нефти в пласте. Так же |
|
невозможно проследитьн |
за динамикой обводнения отдельных скважин. |
Карту обводненияо нскважин можно построить только по фактическим промысловым замерам дебитов нефти и жидкости.
Расчетные формулы динамики добычи нефти и жидкости из залежи основаны на эмпирической зависимости, где принимается естественное
допущение о постепенном снижении годовой добычи нефти и увеличении |
|
добычи водытр. Соответственно с этим средние дебиты нефти скважин во |
|
вр м ни снижаются, а обводненность продукции растет/23/. |
|
|
к |
|
Для выполнения расчетов требуется следующие исходные данные: |
л |
е1. общее число скважин n0; |
2.балансовые запасы нефти Qб, тыс. т; |
|
|
|
|
49 |
|
|
3.площадь нефтеносности S, м2; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
4.коэффициенты продуктивности скважин, т/сут ·МПа. Он вычисля- |
|||||||||||||||||||||||||||
|
ется путем деления фактически замеренного дебита нефти скважины на |
||||||||||||||||||||||||||||
|
∆Р =Рпл –Рз. Данные о коэффициентах продуктивности скважин можно |
||||||||||||||||||||||||||||
|
найти в ежемесячно составляемых технологических режимах; |
АГ |
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
5.вязкости и плотности нефти в пластовых условиях и закачиваемойНИ |
|||||||||||||||||||||||||||
|
воды μн, μв, мПа·с; ρн, ρв, м3/т ; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
6.средний коэффициент эксплуатации скважин, ξэ, д.е;. |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
7.коэффициент вытеснения нефти водой, Квыт,, д.е;. |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
5.средний ∆Р в добывающих скважинах; |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
6.предельная обводненность, при которой будут от лючаться добы- |
|||||||||||||||||||||||||||
|
вающие скважины А2, д.е; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|||||||
|
|
7.гистограмма распределения проницаемости по отдельным пропла- |
|||||||||||||||||||||||||||
|
сткам. |
|
|
|
|
|
|
Расчетные формулы |
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
1.Квадрат коэффициента вариации п слойнтй неоднородности по |
|||||||||||||||||||||||||||
|
проницаемости: |
|
|
|
|
|
|
nåin−1 Ki2 |
|
|
л |
и |
о |
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
= |
−1. |
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
V1 |
( |
n |
|
|
K |
|
)2 |
|
(4.1) |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
åi−1 |
|
|
i |
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
2. Квадрат коэффициента вар ац и зональной неоднородности по |
|||||||||||||||||||||||||||
|
продуктивности скважин: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
n1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
n1 åKпрi |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
Vз |
ая |
|
i −1 |
б |
|
|
|
|
|
-1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
|
(4.2) |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
æ |
n1 |
|
|
ö2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
çç |
åKпр ÷÷ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
è i −1 |
|
|
ø |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.Соотноше ие добывающих и нагнетательных скважин, при кото- |
|||||||||||||||||||||||||||
|
ром достигается максимум амплитудного дебита: |
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
о |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
α +1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
m = 1,2 × |
|
μ |
, |
|
(4.3) |
|
|||||||||||||||
|
|
где |
тр |
|
|
|
|
|
α |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
0,02), |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
к |
|
|
|
|
|
|
α = |
|
(0,3− |
(4.4) |
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
V |
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
V2 |
|
|
|
|
|||||
|
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
з |
|
|
|
|
|
|
|
з |
|
|
|
|
|
|
||
|
л |
|
|
|
|
μ |
= μн [1−1,5(1− Квыт )]., |
(4.5) |
|
|
|||||||||||||||||||
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
μв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
µ*- коэффициент подвижности. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||