Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 1.7. Зависимость нефтеотдачи от времени (à), накопленной до-

бычи нефти (á) и обводненности продукции (â).

Кривые 1 è 2 отличаются темпами отбора извлекаемых запасов

Добыча газа. При разработке нефтяных месторождений добывается и значительное количество газа попутного с нефтью (растворенного газа) или газа газовой шапки.

Если разработка месторождения осуществляется при заводнении и ðïë ðíàñ, то динамика добычи попутного газа имеет такой же вид, как и динамика добычи нефти

ãäå Ã0 начальное газосодержание нефти.

В случае разработки месторождений на естественном режиме (РРГ или упругогазонапорный), характер зависимости Qã(t) будет другим (рис. 1.8).

Распределение давления в пласте. Характер распределения давления в пласте при разработке нефтяного месторождения устанавливают с помощью карт изобар, которые строятся по данным замеров пластового давления. В качестве интегральной характеристики используют средневзвешенное давление по площади F

Рис. 1.8. Характер зависимости добычи газа при разработке ме-

сторождений:

1 при заводнении; 2 при естественном режиме (РРГ, упруговодонапорный)

31

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Изменение давления определяется динамикой фонда добывающих и нагнетательных скважин, объемами и темпами отбора пластового флюида и нагнетания вытесняющего агента.

1.4. СМЕШАННЫЕ РЕЖИМЫ

Смешанный режим фильтрации в пластах развивается в случае понижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. Это приводит к образованию газонефтяной смеси, т.е. совместной фильтрации нефти и газа в соответствии с их фазовыми проницаемостями, которые зависят от газонасыщенности пласта. Вытеснение газированной нефти может происходить либо водой, либо газом. Рассмотрим ряд возможных вариантов такого процесса.

Вытеснение газированной нефти водой. В этом случае

ðçàá ðíàñ, и нефть является газированной. Пластовое давления в залежи не будет снижаться сразу, как при других естественных режимах, в силу упругости газа. В на- чальный период эксплуатации такой залежи будет повсеместно развиваться первая фаза режима растворенного газа. Когда падение давления распространится до контура питания, начнет действовать напор воды, и внешние скважины перейдут на работу при напорном режиме, а внутренние на работу во вторую фазу режима растворенного газа.

Уровень добычи нефти в период действия первой фазы в целом будет выше, чем при водонапорном режиме. В конечном счете все скважины постепенно вовлекаются в зону действия напорного режима и постепенно выключаются из работы. При этом режиме происходит продвижение водонефтяного контура (ВНК).

В зоне действия режима растворенного газа снижается нефтенасыщенность.

Исследованиями во ВНИИнефти установлено (М.М. Глоговский, М.Д. Розенберг), что при разработке

32

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

залежи в условиях вытеснения газированной нефти водой при поддержании постоянного давления на контуре питания ðêîíò const, процесс разбивается на два периода:

первый период процесс близок к режиму растворенного газа;

второй период (основной) вытеснение газированной нефти водой, при этом газированная нефть имеет повышенную по отношению к обычной нефти вязкость:

ãäå À 0,944 21,43à; í вязкость нефти при давлении выше давления насыщения; вязкость газированной нефти; à коэффициент, равный тангенсу угла наклона кривой зависимости свойств нефти от давления;

Условия проявления процесса вытеснения газированной нефти водой можно сформулировать следующим образом:

проницаемость законтурной области должна быть больше или равна проницаемости нефтяной части пласта;

контур питания должен находиться достаточно близко

êконтуру нефтеносности, чтобы упругость законтурной области не оказывала существенного влияния на процесс вытеснения.

Отмеченные условия соответствуют процессу ППД путем закачки воды.

Сводить расчеты процесса вытеснения газированной нефти водой к расчетам вытеснения несжимаемой жидкости не всегда возможно, так как в пласте в основной период разработки действует смешанный режим.

Критерием перехода с одного режима на другой определенной части пласта может служить равенство забойных давлений при постоянных дебитах или равенство дебитов при постоянных давлениях, взятых для j-го ряда скважин из формул интерференции для одновременной работы рядов скважин на несжимаемой жидкости при сопоставлении дебитов или забойных давлений с соответствующими величинами, полученными из расчета работы этого ряда на режиме растворенного газа.

33

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рассмотрим формулы интерференции с приближенным учетом двухфазности течения в водонефтяной зоне и повышенных фильтрационных сопротивлений в зоне течений газированной нефти.

Для полосовой залежи:

ãäå f( 0, n) множитель в выражении для фильтрационного сопротивления, обусловленный двухфазностью потока; n относительное содержание связанной воды; L0 расстояние от контура питания (КП) до начального положения контура нефтеносности (КН); Lô то же до текущего положения КН; Lj òî æå äî j-го ряда скважин; R0 радиус КП; Rí радиус КН; Rô радиус текущего КН; Rj радиус j-ãî ðÿäà.

34

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Продолжительность времени разработки определяется по следующим формулам.

Для полосовой залежи:

Lô dLô

t bhm 0ã , (1.23)

L0 Qñóì

или по формуле трапеций

В формулах (1.24 1.26): ñð средняя водонасыщен-

n

ность в зоне двухфазного потока; Qñóì Qj суммар-

j 1

ный дебит всех рядов, работающих на режиме вытесне-

íèÿ.

В процессе расчетов можно определять дебиты рядов скважин, забойное давление в добывающих скважинах и срок разработки.

Для определения дебитов по заданным забойным давлениям приняты следующие допущения: в начальный момент времени все ряды за исключением первого работают на РРГ. Определяем площадь, приходящуюся на одну скважину в зоне развития РРГ, т.е. площадь залежи кроме площади первого ряда делим на число скважин в n 1 рядах и ведем расчет РРГ для одной скважины. Первый ряд работает на напорном режиме (НР), т.е. к нему притекает несжимаемая жидкость. Рассчитываем время продвижения

35

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

контура нефтеносности к первому ряду как обычно. Время перехода второго ряда на напорный режим определяем исходя из предположения, что НР испытывает не только первый, но и второй ряд. При их совместной работе и перемещении контура нефтеносности к первому ряду определяем дебиты второго ряда и сравниваем их с дебитами, полученными при РРГ как функцию времени.

Пока второй ряд работает на РРГ, qÐÐÃ2ðÿä qÍÐ2ðÿä. При соотношении дебитов qÐÐÃ2ðÿä qÍÐ2ðÿä происходит переход на

напорный режим.

После перехода второго ряда на напорный режим проектное время перемещения контура нефтеносности определяется с учетом дебитов двух первых рядов. Переход третьего ряда на напорный режим устанавливается аналогично.

При условии задания дебита скважин забойные давления рассчитываются аналогично.

Срок разработки определяется как сумма отрезков времени по шагам перемещения контура нефтеносности к первому ряду.

Первый отрезок времени t1 от начала перемещения контура нефтеносности до момента перехода второго ряда на напорный режим.

Второй отрезок времени t2 îò t1 до момента перехода третьего ряда на напорный режим. И так далее.

После перехода всех рядов на напорный режим время определяется из уравнений интерференции всех рядов.

При обводнении очередного ряда его выключают. Если время обводнения первого ряда меньше времени перехода второго ряда на напорный режим, то первый ряд отклю- чают, и время перехода второго ряда на напорный режим рассчитывают так же, как и для системы из n-1 рядов.

Вытеснение газированной нефти газом. Когда начальное пластовое давление близко к давлению насыщения, то изобара со значением, равным ðíàñ, делит пласт на две зоны (рис. 1.9).

В методике, созданной во ВНИИнефти (Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг), интерференция рядов скважин рассчи- тывается по формулам интерференции несжимаемой жидкости рядов скважин при условии

36

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 1.9. Схема распределения поля давлений

ãäå Í функция Христиановича.

Для вычисления интеграла необходимо знать зависимость Fí( ) при условии фильтрации идеального газа.

Тогда Fí(ð) Fí( ).

Поэтому сначала рассчитывается величина:

Задаваясь значениями давления от ðñ äî ðí, определяем( ), соответствующее данному давлению ð. Далее по таблице К.А. Царевича находим и Fí( ) и вычисляем интеграл

ãäå q объемный дебит при давлении ниже ðíàñ; q1 объемный дебит при давлении выше ðíàñ; ð1 забойное дав-

ление, соответствующее дебиту q1; ðê динамическое пластовое давление в области исследуемой скважины при отсутствии работы последней.

37

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Если известен мгновенный дебит нефти q ïðè ðñ ðí, то формула примет вид

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Порядок расчета.

1.Определяем разность Íí Íñj для всех рядов скважин по промысловой зависимости либо расчетом.

2.Определяем дебиты скважин по всем рядам по уравнениям интерференции.

3.Определяем зоны разгазирования.

Приведенная система расчетов пригодна, когда радиусы разгазирования не пересекаются, т.е. не смыкаются друг с другом.

При смыкании зон разгазирования (если есть напорный режим) первый ряд работает на напорном режиме, а остальные на РРГ, т.е. как при вытеснении газированной нефти водой.

Глава 2

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ

2.1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА УПРУГОМ РЕЖИМЕ

Идея существования упругого режима разработки нефтяных пластов была высказана И.Н. Стрижовым еще в 1920-х гг. Первая книга о режимах разработки пластов появилась в США под названием «Аналитические основы добычи нефти и воды из скважин». Ее автор С. Геронд, на русском языке она была издана в 1932 г. В дальнейшем теория упругого режима была развита рядом зарубежных и отечественных исследователей: М. Маскет, Д. Шилсюиз, У. Херст, В.Н. Щелкачев, А.Т. Горбунов и др.

Основным признаком упругого режима является однофазность фильтрационного потока, т.е. превышение пластового давления над давлением насыщения. Упругий режим это естественный режим истощения залежи.

Если упругие деформации считать квазилинейными и подчиняющимися закону Гука, полученному для однородного пласта, то можно записать:

39

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ãäå V объем упругого тела; ð пластовое давление; коэффициент упругоемкости пласта (сжимаемость).

Сжимаемость нефти зависит от давления, температуры, фракционного состава нефти и количества растворенного в ней газа. Для месторождений России она изменяется в достаточно широких пределах от 7 10 10 äî 140 10 10 1/Ïà.

Сжимаемость пластовых вод изменяется в небольших пределах от 2,7 10 10 äî 5 10 10 1/Па. При наличии растворенного газа в минерализованной воде ее сжимаемость будет равна:

ãäå â упругость воды без растворенного газа; S коли- чество растворенного газа.

Сжимаемость горных пород зависит от условий залегания продуктивных пластов, величины горного давления и характера изменения напряженного состояния пород при разработке залежи. В диапазоне внешнего давления от

0 до 100 МПа сжимаемость горных пород изменяется от 3 10 10 äî 30 10 10 1/Ïà.

Виды упругого режима:

замкнуто-упругий режим, который проявляется в замкнутых (изолированных от законтурной области) пластах;

упруговодонапорный, который имеет место в залежах со значительной по размерам законтурной водоносной областью;

упругопластический.

Замкнуто-упругий режим. Под упругим запасом залежи понимается количество нефти (флюида), которое может быть извлечено за счет упругих сил пласта и пластовых флюидов. Упругий запас определяется расширением неф-

40