Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

путь, с одной стороны, очень трудоемкий, а с другой, всетаки нередко использует не всегда достоверную информацию о свойствах продуктивных пластов, что вызвано при ее отсутствии применением методов аналогии. Для устранения отличий между расчетными и фактическими данными инициируется процедура адаптации созданных моделей, предусматривающая внесение определенных коррективов в отдельные исходные параметры, заложенные в модели. Кроме того, процедура адаптации созданных гео- лого-гидродинамических моделей, как известно, в некоторой степени представляет собой решение обратной задачи гидродинамики, когда по фактическим данным эксплуатации залежей корректируются исходные данные (толщины, относительные фазовые проницаемости, площадная неоднородность и др.) для достижения приемлемого соответствия реальных и фактических показателей разработки эксплуатационного объекта. Примером решения обратной задачи гидродинамики являются гидродинамические исследования скважин и пластов, когда по фактическим данным эксплуатации (дебит, забойное и пластовое давление, нефтенасыщенная толщина) определяются фильтрационные свойства продуктивных пластов (гидропроводность, проницаемость, наличие границ и расстояние до них, тип фильтрации и др.).

Другой способ связан с использованием эмпирических методов характеристик вытеснения, описывающих историю эксплуатации эксплуатационных объектов. По трудоемкости он является существенно проще первого, и в современных условиях с точки зрения возможностей средств вычислительной техники доступен уже на инженерном уровне. Под характеристикой вытеснения понимается аналитическая зависимость между основными технологиче- скими показателями и коэффициентом полезного действия системы разработки нефтеотдачей продуктивного пласта.

К настоящему времени известно около 100 характеристик вытеснения, предложенных разными авторами. При- чем характерным является прослеживание региональности предложенных зависимостей: одни хорошо работают в одном регионе, другие в другом. Это указывает так же на то, что характеристика вытеснения является интегральной зависимостью нефтеотдачи пластов от большого количества

181

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

исходных данных, часть из которых, вероятно, не только не учитываться в технологических расчетах, но может быть вообще до сих пор не выявлена наукой о разработке нефтяных месторождений. Особенно это касается сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

Третий способ заключается в оценке только потенциальной нефтеотдачи залежей при определенном режиме дренирования с помощью уравнения регрессии, получаемого в соответствии с теорией планирования эксперимента по пассивному варианту. Получено несколько таких уравнений (моделей) в том числе во ВНИИнефти, в Гипровостонефти и других организациях.

Характеристики вытеснения применяются как для оценки технологических эффектов от реализации отдельных технологических процессов (заводнение, воздействие на пласт химическими реагентами и разными вытесняющими агентами, ГТМ по повышению производительности скважин и т.д.), так и для краткосрочного прогнозирования технологических показателей разработки залежей (не более чем на 3 5 лет) и оценки извлекаемых запасов нефти.

Объектами применения метода характеристик вытеснения являются объемы пласта, отделенные от других его частей естественными или искусственными границами (ряды нагнетательных скважин, линзы, полулинзы, блоки рядных систем заводнения, тупиковые зоны и т.д.)

Характеристики связывают как интегральные (накопленная добыча нефти, воды, жидкости и др.), так и дифференциальные (текущий дебит, обводненность и др.) показатели, или то и другое вместе. Практика показывает, что наиболее устойчивыми являются интегральные характеристики, так как дифференциальные сильно реагируют на изменение региона разработки залежи.

Все характеристики вытеснения подразделяются на две группы: предельные и беспредельные. Каждая характеристика вытеснения получена для определенного диапазона факторов, поэтому она имеет свои границы применимости, за пределами которых она, по сути, не действует. Все характеристики вытеснения справедливы, т.е. являются линейными, в соответствующих координатах лишь в ограни- ченных пределах, начиная с определенного обводнения

182

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

добываемой продукции. Этот момент зависит от соотношения вязкостей нефти и воды, темпа обводнения добываемой продукции, характера неоднородности разрабатываемого пласта, особенности применяемой системы разработки и т.д. Так, для маловязких нефтей характеристика вытеснения близка к линейной только в диапазоне малой обводненности, а для высоковязких и вязких при очень высокой обводненности.

При практических расчетах (оценка нефтеотдачи или извлекаемых запасов нефти для подтверждения объективности результатов гидродинамического моделирования) обычно пользуются несколькими характеристиками вытеснения. Для выбора лучших моделей используют метод дискриминантного анализа Бокса Хилла. По совокупности значений извлекаемых запасов берут модальное значение, которое и принимается за искомую величину начальных извлекаемых запасов. Остаточные запасы соответственно будут равны за вычетом добытого количества из залежи, приведенного к пластовым условиям. Полученные данные используют для построения карт остаточной нефтенасыщенности.

В табл. 13.1 приведены наиболее часто используемые (из известных около 100) характеристики вытеснения

Ò à á ë è ö à 13.1

Основные характеристики вытеснения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ï ð è ì å ÷ à í è å. Qí, Qâ, Qæ накопленное количество добытой нефти, воды и жидкости; Qèçâë извлекаемые запасы нефти; Qíáç начальный балансовый запас нефти; vïðåä предельная обводненность добываемой продукции; a, b, c, , k, m, n коэффициенты; ní среднегодовой % нефти в добываемой продукции; õ, ó последнее и предельное значение содержания воды в добываемой продукции; t время; W накопленный водонефтяной фактор; Q0 накопленная добыча нефти до начала обводнения продукции; Qï потенциально возможная добыча нефти; b0 безразмерный коэффициент, характеризующий темп обводнения (определяется из обобщенной характеристики А.Ю.Борисова при n 1).

и соответствующие выражения для определенных извлекаемых запасов при достижении предельной обводненности.

185

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

На рис. 13.1 13.4 приведена графическая аппроксимация нескольких часто используемых характеристик вытеснения.

Глава 14

МЕТОД МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА В ЗАДАЧАХ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Первые работы в этом направлении были выполнены в США и опубликованы в 1929 г. Были предложены уравнения, описывающие взаимосвязь пластового давления со свойствами пластовых флюидов, запасами и количеством добытых нефти и газа. В результате можно было оценить начальные запасы углеводородов в залежи. По сути, была создана принципиальная база метода материального баланса (ММБ). Основа ММБ фундаментальна и проста. Она соответствует реальному физическому процессу, происходящему при добыче углеводородов из нефтегазосодержащего пласта. Метод утверждает равенство начального объема флюида в залежи и количества добытого, оставшегося в пласте и внедрившегося в него (контурная вода, газ газовой шапки, закачанные воды или газ) флюидов.

186

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Метод материального баланса сразу стал основным инструментом, позволявшим решать многие инженерные задачи, связанные с разработкой нефтяных месторождений. Он показал свою надежность и простоту. ММБ используется многими нефтяными компаниями мира на протяжении десятилетий. В СССР метод материального баланса практически не применялся и был мало известен специалистамнефтяникам.

С расширением и углублением знаний о геологии месторождений, специфике термобарических условий в залежах и их влиянии на механизм фазовых превращений и физические свойства породы, нефти, газа и воды ММБ постоянно усложнялся, расширялись его возможности и спектр решаемых задач.

В настоящее время метод материального баланса незаслуженно забыт в России. При расчете технологических показателей разработки залежей углеводородов сейчас в мире и в России используют сложные компьютерные программы, которые, по сути, являются «черным ящиком» для инженеров.

При сложившейся ситуации ММБ в современной интерпретации, базирующейся на наработанном опыте многих исследователей в этой области и компьютерных технологиях, может оказаться весьма ценным.

14.1. МЕТОД МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА

Уравнение материального баланса (УМБ) утверждает известный фундаментальный принцип в природе не существует пустоты. Поэтому при динамике флюидов в коллекторе должен соблюдаться баланс начальных объемов (или масс) и текущих с учетом проишедших процессов и физических явлений (количество добытых, зака- чанных, внедрившихся в пласт флюидов с учетом их свойств и состояния при изменении термобарических условий).

Естественно, точность ММБ зависит от качества и уровня информативности при решении конкретной задачи. Кроме того, метод материального баланса рассматривает нефтегазовую залежь и законтурную область как единую

187

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

гидродинамическую систему. Поэтому ММБ не может учитывать особенности геологического строения рассматриваемого объекта разработки. В ряде случаев ММБ может использоваться для отдельных блоков (при блоковой системе разработки), тупиковых зон, т.е. в тех случаях, когда рассматриваемый объект можно с определенной степенью допущения принимать за гидродинамически изолированный.

Таким образом, главной особенностью ММБ является то, что он рассматривает объект разработки в целом, без учета его геометрической формы.

Метод материального баланса позволяет решать достаточно большой круг практических инженерных задач разработки нефтегазовых залежей. К ним относятся:

оценка начальных запасов углеводородов в залежи со сложными геологическими и термобарическими условиями при известных показателях разработки месторождения в динамике и зависимости физических свойств нефти, газа, воды и породы от термобарических условий;

выявление наличия газовой шапки в залежи;

определение размеров газовой шапки;

установление факта внедрения в залежь законтурной воды и оценка скорости ее продвижения по пласту;

расчет показателей разработки залежей в трещинных коллекторах;

прогнозирование показателей разработки месторождений на поздней стадии;

расчет показателей разработки залежей при режиме растворенного газа;

определение составляющих механизма нефтеотдачи и их количественная оценка.

Поскольку уравнение материального баланса позволяет решать как прямую, так и обратную задачи, то в качестве выходного параметра могут быть либо начальные запасы нефти в залежи, либо величина пластового давления, либо программа технологических процессов для повышения степени нефтегазоизвлечения. Однако основными задача- ми ММБ все же являются определение начальных запасов нефти и прогнозирование показателей разработки при реализации метода поддержания пластового давления (ППД) с использованием воды или газа.

188

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

14.2. ВЫВОД УПРОЩЕННОГО УРАВНЕНИЯ МАТЕРИАЛЬНОГОБАЛАНСА ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ

Уравнение материального баланса составляется на объемной основе. Считается, что объем залежи не изменяется, свойства жидкостей и газов соответствуют данным экспериментальных исследований на глубинных пробах (данные ðVT).

Для удобства дальнейших рассуждений введем следующие обозначения:

N первоначальные запасы дегазированной нефти в продуктивном пласте, м3;

B0, B объемный коэффициент нефти при начальном и текущем пластовом давлении соответственно;

BW объемный коэффициент воды;

m отношение начального объема газовой шапки (ГШ) к начальному объему нефтесодержащего коллектора, доли ед.;

пластовом давлении;

z0, z коэффициенты сжимаемости газа при начальном

èтекущем пластовом давлении соответственно;

Tïë пластовая температура, С;

Tñò стандартная температура, 15 С;

ðàò атмосферное давление, МПа (1,033 МПа); ðíàñ давление насыщения нефти газом, МПа; E количество вторгшейся в залежь воды, м3; W количество добытой из залежи воды, м3;

Qí суммарное количество добытой дегазированной

нефти к моменту снижения пластового давления до вели- чины ð.

Рассмотрим схематично состояние нефтегазовой залежи

в моменты времени t 0 ïðè ð0 = ðíàñ è t 0 (рис. 14.1) без применения поддержания давления и отбора газа из

ÃØ.

189

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 14.1. Схема нефтегазовой залежи при t 0 (à) è t 0 (á)

Очевидно, что к моменту отбора из залежи нефти Qí пластовое давление снизится до некоторой величины ð, меньшей давления насыщения, а распределение флюидов в резервуаре станет таким, как показано на рис. 14.1, á. Газовая шапка увеличилась в объеме за счет расширения газа (отбор газа из газовой шапки не проводится), объем нефти уменьшился вследствие отбора ее в количестве Qí

èвнедрения законтурной (или закачанной в пласт) воды. Баланс записывается по газу.

Математически указанные объемные изменения можно

выразить следующим образом:

объем пласта, занятый оставшейся в нем нефтью с растворенным газом, при давлении ð ðíàñ:

объем газовой шапки при снижении давления от ð0 äî ð при условии, что газ из нее не отбирается

Тогда приращение объема газовой шапки составит: