процессы разработки нефтяных месторождений

Nизвэ

Лекция №3

План:

1.Общая (интегральная) формула для определения добычи из нефтяного месторождения на любой стадии разработки.

2.Основные технологические показатели разработки.

Общая (интегральная) формула для определения добычи из нефтяного месторождения на любой стадии разработки

Добыча нефти из месторождения в любой момент времени t составляет:

t

qн (t) = Nкр.э ∫zэ (t −τ ) ω(τ )dτ ,

0

где Nкр.э = Nизв.э – параметр А.Н.Крылова для элемента разработки (удельные

n

извлекаемые запасы на одну скважину); Nизв.э – извлекаемые запасы элемента;

n- число скважин элемента;

τ– переменная интегрирования;

t – рассматриваемый период времени разработки;

zэ = qн.э (τ ) – темп разработки элемента. Внутри каждого этапа принимают средний дебит.

ω(τ) – темп ввода элементов в разработку. Только на первом этапе разработки есть понятие темпа ввода.

С учетом вышеприведенных соотношений можно записать второй вид формулы:

t

qн (t) = ∫qн (t −τ ) ω(τ )dτ .

0

Основные технологические показатели разработки

Основные технологические показатели разработки месторождения можно разделить на две группы. Первая группа включает в себя основные показатели работы залежи, а вторая группа – основные показатели, связанные с фондом скважин.

36

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Iгруппа

1.Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи), в тыс. тонн.

2.Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), в % или д.ед.

z(t) = qн (t)

Nизв

3.Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов (текущих извлекаемых запасов), %. На последний год z = 100%.

	z(t) =	q	н	(t)	100%
		Nизв		− Qн

4. Накопленная добыча нефти

t

Qн = ∑qнi i=1

Коэффициент нефтеотдачи (коэффициент извлечения нефти – Кин) – Коэффициент извлечения нефти (Кин) в долях ед. или %:

Кин =Vизвл/ Vгеол

где Vизвл – объем извлекаемых запасов,

Vгеол - объем геологических запасов.

5. Текущий коэффициент извлечения нефти –динамика его величины во времени показана на рис. 3.1.

Кин (t) = Qн (t)

Vгеол

Кин

t

Рис. 3.1 Динамика текущего коэффициента извлечения нефти во времени

6. Годовая добыча жидкости, в млн. тонн.

37

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Всего, в том числе механизированным способом.

7.Годовая добыча газа, млн. м3. Накопленная добыча газа, млрд. м3.

8.Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн жидкости, млн. м3 (газа).

9.Обводненность, в % или д.ед. Обозначение – Вн или ν(t). Это доля воды в двухфазном потоке продукции:

ν(t) = qв (t)

qж (t)

10.Компенсация отбора закачкой – это отношение закачанного объема воды к объему отобранной жидкости. Оба объема считаются в пластовых условиях. Этот показатель может варьировать на разных этапах и в разных условиях разработки. Вначале он может быть < 100%, потом быть равным 200-300%, а затем опять снижаться.

IIгруппа

1.Темп ввода скважин из бурения.

2.Эксплуатационный фонд.

3.Действующий эксплуатационный фонд.

4.Количество добывающих и нагнетательных скважин.

5.Средний дебит скважин по нефти, жидкости, газу, приемистость на-

гнетательных скважин.

Рассмотрев основные технологические показатели разработки месторождения, смоделируем изменение важнейшего из них – динамику годовой добычи нефти.

Пусть темп разработки элемента изменяется во времени по экспоненциальному закону (рис. 3.2):

zэ (τ )=z0 e−a τ

(3.1)

38

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

zэ(τ) 0,12

0,1

0,08

0,06

0,04

0,02

0

0

10

20

τ

Рис. 3.2 Динамика темпа разработки во времени

Как правило, время разработки месторождения велико (примем в модельном случае стремящимся к бесконечности). Исходя из определения темпа разработки (см. предыдущую лекцию), очевидно, что:

∞
∫zэ (τ )dτ =1	(3.2)
0

Подставляя (3.1) в (3.2), получим, что a = z0.

Согласно общей формуле для определения добычи из месторождения на любой стадии разработки, для первой стадии можно записать:

t	t
qнI (t) = Nкр.э ∫zэ (t −τ ) ω(τ )dτ = Nкр.э ∫z0 e−z0 (t−τ ) ωdτ = Nкр.эw (1− e-z0 t ) ,
0	0

где w – темп ввода элементов на 1-й стадии.

Т.е. этой зависимостью описывается динамика годовой добычи нефти на первой стадии, когда продолжается разбуривание и обустройство месторождения (t < t*).

Время t* легко найти, зная общее число элементов и скорость их ввода:

t* = nэ . w

Если принять, что после окончания первой стадии элементы выбывают с той же скоростью w, что и вводились (в результате падения дебита ниже рентабельного, процесса обводнения и т.д.), то:

qII (t) = N	кр.эл	w e−z0 (t - t*)
н

− e−z0 t .

39

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Из последнего равенства видно, что при τ → ∞, Qн → 0 (рис.3.3).

qн,	1,8
млн. тонн в год	1,6
	1,4
	1,2
	1
	0,8
	0,6
	0,4
	0,2
	0
	0	5	10	15	20

t, годы

w=40 элементов в год

w=20 элементов в год

Рис.3.3 Динамика добычи нефти при различных темпах ввода элементов в разра-

ботку

Видно, что величина добычи максимальна в конце первого периода, т.е. когда t = t*. Тогда

qнmax (t) = Nкр.эw (1− e-z0 t* ) = N (1− e-z0 t* ), t*

где N – это извлекаемые запасы нефти месторождения.

40

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Кин = Кв Кохв

Лекция №4

План:

1.Коэффициент извлечения нефти. Формула академика А.П. Крылова, коэффициент охвата и коэффициент вытеснения.

2.Параметры, влияющие на коэффициент вытеснения и коэффициент охвата.

3.Плотность сетки скважин и её влияние на величину нефтеизвлечения

4.Модификация систем разработки с применением горизонтальных скважин

5.Типы моделей пласта.

Коэффициент извлечения нефти. Формула академика А. П. Крылова

Одним из важнейших показателей технологической эффективности принятой системы и методов разработки является коэффициент нефтеизвлечения, определяющийся соотношением извлекаемых и геологических запасов нефти.

После утверждения величины Кин вместе с запасами на ГКЗ при МПР РФ достижение этого коэффициента становится обязательным для недропользователя. Очевидно, что степень извлечения нефти зависит от огромного количества факторов, каждый из которых в отдельности учесть не представляется возможным. Академик А.П. Крылов был одним из первых, кто предложил свести все факторы, влияющие на величину нефтеотдачи в два коэффициента

– коэффициент вытеснения и коэффициент охвата: (4.1)

где Кин, Кв – коэффициенты, соответственно, нефтеизвлечения и вытеснения;

Коэффициент вытеснения заключает в себе факторы, связанные с механизмом извлечения нефти из пласта (микроуровень – средний размер пор для девонских отложений Ромашкинского месторождения 20 мкм).

41

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Коэффициент охвата учитывает факторы, влияющие на полноту вовлечения пласта в разработку (макроуровень – средние толщины пласта девонских отложений Ромашкинского месторождения около 20 м).

Коэффициент вытеснения

По определению:

Kв = Vн.выт ,

Vн.вовл

где Vн.выт – это объем извлеченной (вытесненной, в случае заводнения) из пласта (чаще модели пласта) нефти;

Vн.вовл – запасы нефти, первоначально находившиеся в объёме пласта, вовлеченного в разработку.

Коэффициент охвата

По определению:

	K		=	Vпл.вовл	,
		охв
				Vпл
где Vпл.вовл	– объём пласта, вовлеченного в процесс разработки;
Vпл	– суммарный объём пласта (с учетом застойных зон, изоли-
	рованных пропластков, линз и т.д.).

На практике для анализа различных факторов, влияющих на коэффициент охвата, оказалось удобным «разбить» этот показатель на два: коэффициент охвата по толщине (рис. 4.1) и коэффициент охвата по площади

(рис.4.2).

42

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

hобщ

Рис. 4.1 Схема охвата пласта по толщине

	Kh	=	hвовл	- коэффициент охвата по толщине,
			h
	охв
			общ

где hвовл – толщина пласта, вовлеченного в процесс разработки;

hобщ – суммарный объём пласта (с учетом застойных зон, изолированных пропластков, линз и т.д.).

Зона, охваченная заводнением

(Sвовл)

Зона, неохваченная заводнением (Sобщ-

Sохв)

Рис. 4.2 Схема охвата пласта по площади

43

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

	K S	=	Sвовл	– коэффициент охвата по площади,
	охв		Sобщ
где Sвовл	– площадь проекции пласта, вовлеченного в процесс разработки;
Sобщ	– суммарная площадь проекции пласта (с учетом застойных зон,
	изолированных пропластков, линз и т.д.).

Коэффициент вытеснения используется в качестве величины, но правильнее – это функция, зависящая, в частности, от фазовых проницаемостей (рис. 4.3).

Кн

0.6					0.6
0.5					0.5
0.4					0.4
0.3					0.3	Kв
0.2					0.2
0.1					0.1
0					0
0	0.2	0.4	0.6	0.8	1
So			Sв		So

Рис. 4.3 Зависимости относительных фазовых проницаемостей по нефти (kн) и по воде (kв)

от водонасыщенности (Sв)

Kвыт = 1− Sн.ост ,

Sн.нач

Sн.нач = 1− S0 ,

Sн.ост =1−S0 .

где Sн.ост – остаточная нефтенасыщенность;

Sн.нач– начальная нефтенасыщенность;

S0 – начальная водонасыщенность;

44

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

S0 – остаточная водонасыщенность.

В компьютерных пакетах гидродинамического моделирования предполагается при бесконечной промывке достижение коэффициента охвата ηохв = 1. Таким образом, никакого модельного эксперимента по определению коэффициента охвата не может быть проведено. Единственный способ определения реальной величины ηохв – это статистика. Модели настраиваются по истории разработки, поэтому в настроенной модели функции фазовых проницаемостей определяют продвижение вытесняющей и вытесняемой жидкостей по пласту в соответствии с распределением проницаемостей.

Факторы, влияющие на величину коэффициента вытеснения (ηвыт)

1. Минералогический состав и литологическая микроструктура пород и, как следствие, глинистость пород, распределение пор по размерам, абсолютная и относительная проницаемости, параметры микротрещинности пород, т.е. размеры блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т. д.

2. Отношение вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть, или, в более общем случае, соотношение подвижностей нефти и воды:

М = λΒ ,

λΗ

k

где λΒ = µΒ – подвижность воды;

Β

λB = kΗ – подвижность нефти.

µΗ

3.Структурно-механические (неньютоновские) свойства нефти и их зависимость от температурного режима пластов.

4.Тип смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой.

5.Скорость вытеснения нефти водой (в случае заводнения и некоторых естественных режимов).

45

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts