Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

эффициент, характеризующий свойства пласта и пластового флюида.

Результаты обработки показали, что она удовлетворяет большинству скважин.

Обработка в координатах ð/Q f(Q), выявила на диаграммах линейные участки (рис. 12.2), что указывает на проявление значительного влияния при движении жидкости инерционных сопротивлений и в некоторой степени на изменение проницаемости пласта вследствие деформации.

При установившемся режиме работы единичной скважины ее дебит (типы 3 и 4) характеризуется параболой:

где коэффициент, учитывающий изменение проницаемости пласта от давления.

Рис. 12.2. Результаты обработки индикаторных диаграмм в координатах ð/Q f(Q)

171

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При линейной зависимости проницаемости от давления дебит скважины будет равен:

Уменьшение коэффициента продуктивности добывающей скважины по мере падения давления в залежи при линейной и экспоненциальной зависимостям проницаемости от давления, учитывается следующими формулами:

A1 A 1 (ð ð1) ;

(12.4)

A1 A åõð (ð ð1) ,

ãäå À коэффициент продуктивности, соответствующие пластовому давлению ð (ïðè ðñ 0).

При экспоненциальной зависимости проницаемости от давления для обработки индикаторной диаграммы скважины можно использовать и такое уравнение:

Величина À0 определяется по фактической индикаторной кривой. Для этого из начала координат проводят касательную к кривой и вычисляют À0 Q/ ð. Затем, при известных À0 для двух произвольных точек составляют систему из двух уравнений и находят значения Â0, а методом подбора величину . В конечном счете получают закон изменения дебита скважины в трещинно-поровом пласте.

Помимо экспоненциальной зависимости изменение проницаемости от давления представляют в виде степеней зависимости

ãäå n показатель степени равный 1, 2 или 3; ak коэффициент изменения проницаемости.

Имеются и другие зависимости, например СургутНИПИнефти.

172

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Следует отметить, что месторождения нефти в сложнопостроенных коллекторах, так же как и в коллекторах порового типа могут разрабатываться при различных режимах: водонапорном, УВНР, упругом, РРГ, газонапорном и т.д. Особенностью является то, что закачку воды или газа обычно осуществляют на поздней стадии разработки залежей, так как она мало эффективна на начальной.

Экспериментальные исследования и опубликованные материалы указывают на определенные особенности принципов разработки залежей с трещинно-поровым коллектором. Так, в случае проектирования ППД технологию осуществляют на поздней стадии, а закачку воды ведут в пониженные участки пластов. В отличие от залежей в поровых коллекторах при образовании тупиковых зон происходит гравитационное разделение фаз и капиллярная пропитка нефтесодержащих пород, что способствует выработке таких зон.

Впервые задача о ламинарном движении вязкой несжимаемой жидкости в трещине была рассмотрена румынским ученым Ж. Буссиненско в 1868 г., им было получено уравнение для скорости фильтрации в виде:

ãäå b ширина трещины.

Позже эта формула была подтверждена экспериментально.

Скорость капиллярной пропитки пористых блоков согласно Э.В. Скворцову и Э.А. Авакян, равна:

ãäå (t) количество воды, впитывающийся в удельный объем породы (блок) из трещины в единицу времени; à

чивания породы водой.

173

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

12.1. КОНУСООБРАЗОВАНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Осложнения эксплуатации добывающих скважин и самого процесса разработки залежи при наличии подошвенной воды и газовой шапки происходят за счет образования водяных и газовых конусов (либо отдельно каждого, либо обоих вместе). В результате прорыва воды или газа нефтяная добывающая скважина переходит в другую категорию газодобывающую или водозаборную с последующим освоением под нагнетание воды. Явление конусообразования существенно осложняет процесс выработки запасов, так как скважины должны работать при низких перепадах давления, обеспечивающих безгазовые и безводные дебиты скважин. Увеличивается и продолжительность разработки месторождений.

В случае трещинно-порового коллектора проблема еще больше усугубляется, и процесс разработки залежей требует постоянного контроля за технологическими и энергетическими параметрами залежей. Наличие системы трещин способствует более быстрому продвижению фронта воды, образованию целиков нефти за фронтом, изменению свойств нефти при длительном контакте с водой и т.д.

Рассмотрим задачу образования водного конуса в залежи с подошвенной водой (рис. 12.3).

Рис. 12.3. Схема образования водяного конуса в пласте

175

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Целью является определения предельного безводного дебита скважины Q, соответствующего положению вершины водяного конуса у забоя скважины. Полагаем, что имеет место инерционное движение жидкости в недеформируемом пласте.

Неподвижное состояние водяного конуса определяется условием:

а давление в точках нефтеносной области пласта равно:

Вычитая одно уравнение из другого, полагая ðí const и дифференцируя, получаем:

Двучленная формула для градиента давления в дифференциальной форме в нелинейной области фильтрации жидкости имеет вид:

ãäå v скорость фильтрации; à, b постоянные коэффициенты, зависящие соответственно от параметров пористой среды, вязкости и плотности фильтрующейся жидкости.

Скорость фильтрации в круговом пласте равна

Искомое дифференциальное уравнение будет иметь вид:

176

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При учете только инерционных сил частное решение уравнения имеет вид:

Аналогичным образом для залежи с газовой шапкой (рис. 12.4) получаем формулу для безгазового дебита (подошвенная вода отсутствует). Различие состоит только в том, что вместо ( â í) вводится разность ( í ã).

В случае деформируемого пласта при линейном законе фильтрации зависимость проницаемости от давления можно представить в виде:

ãäå ðï начальное давление на подошве пласта; kï зна- чение проницаемости при давлении ðï.

Подставляя это выражение в формулу для скорости фильтрации закона Дарси и учитывая, что ðï ð íz, получаем искомое дифференциальное уравнение:

Рис. 12.4. Схема образования газового конуса в пласте

177

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

После интегрирования в соответствующих пределах формула для безгазового дебита будет иметь вид:

Для сравнения ниже приведена формула для безгазового дебита при фильтрации по закону Дарси в недеформируемом пласте:

Расчеты показывают, что как и в случае с подошвенной водой инерционные сопротивления и деформируемость пласта приводят к уменьшению предельного дебита скважины по сравнению с фильтрацией по закону Дарси в недеформируемом пласте, хотя абсолютные значения безгазовых дебитов являются достаточно высокими.

В случае образования одновременно двух конусов (рис. 12.5) предельные безводный и безгазовый дебиты скважины определяют как сумму двух дебитов.

Рис. 12.5. Схема образования водяного и газового конуса в пласте

178

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При фильтрации по закону Дарси в недеформируемом пласте предельный безводный и безгазовый дебиты скважины равны:

12.2. ПЛОТНОСТЬ СЕТКИ И НЕФТЕОТДАЧА

При разработке залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах в соответствии с отечественной и зарубежной практикой применяются редкие сетки от 70 до 140 га/скв и больше. Причем обычно имеет место уплотнение сетки от центра к своду структуры.

Нефтеотдача таких залежей в большинстве случаев является несколько меньше, чем в терригенных коллекторах, что, по-видимому, указывает на проявление ряда пока еще неизвестных факторов.

Для оценки нефтеотдачи в карбонатных коллекторах с помощью статистических моделей можно использовать зависимости ТАТНИПИнефти, Гипровостокнефти и др.

Модели ТАТНИПИнефти

Sð – плотность сетки скважин в зоне разбуривания.

К основным рекомендациям по разработке залежей нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах можно отнести следующие:

солянокислотные обработки ПЗП и ТГХВ;

создание каверн с помощью СКО;

недопущение развития РРТ;

179

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

исключение форсировки скважин на завершающей стадии;

для ППД законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение, однако их эффективность не всегда однозначна; при внутриконтурном заводнении более гибкими являются линейные системы;

в случае опасности образования конусов перенос интервалов перфорации;

положительные результаты дают также технологии ИНФП, нестационарное заводнение, ограничение водопритоков.

сетки скважин как правило редкие 70 140 га/скв. со сгущением к своду структуры.

наиболее выгодные местоположения скважин зоны с повышенной кривизной залегания пласта;

применение горизонтальных и многозабойных сква-

æèí;

скорость вытеснения около 120 м/год для обеспече- ния оптимальных условий вытеснения нефти из пласта.

Глава 13

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА ХАРАКТЕРИСТИК ВЫТЕСНЕНИЯ ПРИ РЕШЕНИИ ЗАДАЧ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Оценка объективности проектных показателей разработки нефтяного месторождения еще на стадии проектных работ представляет собой актуальную задачу. Способы решения этой задачи могут быть различными.

Первый способ это использование достаточно адекватных реальным условиям геологических моделей продуктивных пластов и сложных гидродинамических моделей, описывающих механизм фильтрации пластовых и закачиваемых в пласт рабочих флюидов. Очевидно, что этот способ характеризуется высокой степенью теоретического обоснования механизма нефтеизвлечения и исключает ошибку за счет человеческого фактора, вследствие применения программных, вычислительных комплексов. Этот

180