процессы разработки нефтяных месторождений

Рост неопределенности в исходных данных для построения модели

Модели пластов

Детерминированная	Вероятностно -	Стохастическая
(адресная)	статистическая	и фрактальная

Модель однородного пласта

Модель слоистого пласта

Модель зонального пласта

Модель трещинного пласта

Модель трещинно-порового пласта

Детерминированная (адресная) модель

Это модель, в которой стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Пласт разбивается на ячейки и каждой ячейке присваивается массив свойств и параметров (например, пористость, проницаемость (Kx, Ky, Kz), нефтегазоводонасыщенность и т.д.) (рис. 4.10).

Рис. 4.10 Детерминированная модель пласта (распределение водонасыщенности)

56

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

Вероятностно-статистическая модель

Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный.

Модель однородного пласта

В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, осредняют по площади (2D модель) или по объему (3D модель).

Модель слоистого пласта

Эта модель неоднородного пласта представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев толщиной hi с пористостью mi и проницаемостью ki , а каждый слой представляется моделью однородного пласта:

k1, m1, h1

k2, m2, h2

…

…

ki, mi, hi

Модель трещинного и трещинно-порового пласта (модель двойной пористости)

Трещинный пласт – если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов (рис.4.11).

57

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

Рис. 4.11 Модель трещинного (в случае непроницаемых блоков) и трещиннопорового (в случае проницаемых блоков) пласта.

Трещинно-поровый пласт (модель двойной пористости - dual-porosity) – в этом случае необходимо рассматривать два отдельных, но взаимосвязанных процесса – движение жидкости в трещинах и в блоках породы. В таких случаях часто применяется упрощение процесса вытеснения – движение жидкости по трещинам, а вытеснение из блоков в трещины за счет капиллярной пропитки.

Физическая модель пласта Физическая модель пласта – это масштабированное представление

пласта или электрогидродинамический его аналог. Такая модель используется для оценки параметров вытеснения и охвата пласта с целью приближенной оценки эффективности извлечения нефти или для использования в гидродинамической модели. В качестве модели пласта часто используются образцы керна, ориентированно выпиленные из скважинных образцов, или набитые песком или карбонатной породой трубы. Для исследований они обычно насыщаются пластовыми флюидами, а вытеснение осуществляется различными флюидами и реагентами. Такие модели позволяют в простейшем случае получать коэффициенты вытеснения, а в более сложных случаях и оценивать коэффициент охвата, как это позволяет, например т.н. «ветвящаяся» модель пласта (рис. 4.12), разработанная в ТатНИПИнефть.

58

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

Рис. 4.12 «Ветвящаяся» модель пласта.

Электрогидродинамический аналог пласта (ЭГДА) – такие модели используют следующее соответствие электрических и гидродинамических процессов. Перепад давления – это электрическая разность потенциалов, а расход – это сила тока. Таким образом, фильтрационное сопротивление – это электрическое сопротивление.

59

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

Лекция №5

План:

1.Упругий режим. Его проявления и области применения.

2.Замкнутый упругий режим.

3.Жёстко-водонапорный режим. Основная формула упругого режима.

4.Принцип суперпозиции при упругом режиме.

Режимы работы нефтяных месторождений

Режим работы месторождения – это форма преобладающего типа пластовой энергии, посредством которой нефть движется к добывающим скважинам.

Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки месторождения, эксплуатации скважин, так и природными геолого-физическими условиями. Режим можно устанавливать, поддерживать, контролировать и заменять другим. Однако необходимо помнить, что не всегда смена режима обратима.

Технологические условия и энергетические особенности залежи лишь способствуют реализации того или иного режима разработки месторождения. При одних и тех же условиях можно реализовать различные режимы, но их эффективность будет различна. Рассматриваются следующие режимы:

-упругий;

-упруго-водонапорный;

-жестко-водонапорный;

-режим растворенного газа;

-газонапорный (режим газовой шапки);

-гравитационный;

-смешанный.

60

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

Упругий режим. Его проявления и области применения

Прежде чем начать изучение упругого режима, необходимо вспомнить некоторые элементарные сведения из физики пласта.

Коэффициент сжимаемости породы:

βп = −

1

dVп

, βп

= (0,26 ÷5) 10−4 ,

1

(5.1)

Vп

dp

МПа

Коэффициенты сжимаемости нефти и воды:

β

= −

1

dVн

, β

= (7 ÷ 30) 10−4 ,

1

н

Vн

dp

н

МПа

β

= −

1

dVв

, β

= (2,7 ÷ 5) 10−4 ,

1

в

Vв

dp

в

МПа

Коэффициент упругоёмкости пласта:

β* = βп +m βж , 1

,

МПа

где m – пористость породы,

βж – коэффициент сжимаемости жидкости, по аналогии с коэффициентами сжимаемости нефти и воды.

Зависимость объема, занимаемого материалом породы от среднего нормального напряжения (как решение уравнения 5.1):

Vп = V0п e−βп (σ −σ0 ) ≈ V0п [1− βп (σ −σ0 )],

где σ, σ0 – среднее нормальное и начальное среднее нормальное напряжение,

Vп, V0п – объем, занимаемый породой в начальном и текущем напряже-

ниях.

В пласте могут происходить следующие типы деформаций:

-упругие;

-упругопластические;

-пластические (необратимые).

Теория упругого режима рассматривает только упругие (обратимые) деформации. Однако на практике это реализуется далеко не всегда. Например, некоторые поры могут полностью «схлопнуться», глины, соли могут «по-

61

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

течь» в область пониженного давления, может произойти переупаковка зёрен в породе и т.д.

При снижении пластового давления объем сжатой жидкости увеличивается, а объем порового пространства сокращается за счет расширения материала пласта. Все это способствует вытеснению жидкости из пласта в скважину.

Хотя коэффициенты объемной упругой деформации жидкости и породы пласта очень малы, но зато велики объемы пласта и насыщающих его флюидов. Поэтому объемы жидкости, извлекаемой из пласта за счет упругости пласта и жидкости, могут быть весьма значительными.

Упругий запас пласта – это объем жидкости в пластовых условиях, который можно извлечь из пласта при снижении давления до заданного предельного значения за счет объемной упругости пласта и насыщающих его жидкостей.

Можно сказать и так:

Упругий запас – это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное предельное значение, исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения.

Из определения следует, что:

Vупр = Vпл β * p,

p = p0 − p(t)

где Vпл – объем пласта,

p0 – начальное пластовое давление, p(t) – текущее пластовое давление.

Разработка нефтяного месторождения при упругом – это процесс извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области изменяются во времени в каждой точке пласта.

62

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

Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например, в процессе разработки месторождения с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима.

При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т. е. жидкость и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше.

Теорию упругого режима используют чаще всего для решения следующих задач:

1.Определение величин давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта (кривые восстановления давления (КВД) для добывающих скважин и кривые падения давления (КПД) для нагнетательных скважин).

2.Расчеты перераспределения давления в пласте и, соответственно, изменения давления на забоях одних скважин, в результате пускаостановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт (гидропрослушивание пласта).

3.Расчеты изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения.

4.Расчеты восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах процесса перетока воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.

63

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

5. Определение продолжительности процесса достижения установившегося режима в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения и т.д.

Виды проявления упругого режима зависят от свойств пласта, насыщающих его флюидов, от наличия, объёма и активности водоносной области.

Дифференциальное уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде

Для описания переноса массы жидкости в пласте используется подход на основе метода материального баланса, так называемое уравнение неразрывности массы жидкости. Дифференциальное же уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде получено при совместном использовании 4-х уравнений:

1) уравнение неразрывности (сохранения массы);

∂ (ρV

)

+

∂

(ρVy )

+

∂ (ρV )

+

∂ (ρm)

= 0 ;

x

z

∂x

∂y

∂z

∂t

2) уравнение фильтрации Дарси:

Vx = −

k ∂ p

= −

k ∂ p

k

∂ p

,

Vy

, Vz

= −

+ ρg

;

µ ∂ y

∂ z

µ ∂ x

µ

3)уравнение состояния упругой жидкости:

ρ= ρ0 + βж ( p − p0 );

4)уравнение состояния пористой среды:

m = m0 + βп ( p − p0 ).

В этом случае использованы исходные предпосылки – проницаемость пласта в процессе изменения давления остается постоянной, физикохимическое взаимодействие между жидкостью и поверхностью горной породы отсутствует, неньютоновские свойства жидкости не учитываются, пласт является поровым. В действительности эти предпосылки обычно не соответствуют действительности.

64

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

В курсе подземной гидромеханики из уравнения неразрывности было получено дифференциальное уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде. По предложению В.Н. Щелкачева это уравнение было названо уравнением пьезопроводности (по аналогии с уравнением теплопроводности):

∂p

∂2 p

∂2 p ∂2 p

∂t = χ

(

∂x2 +

∂y2

+

∂z2

) ,

Или, для радиального случая:

∂p

=

χ

(

∂2 p

+

1 ∂p

) ,

∂t

∂r2

r

∂r

где χ =

k

– коэффициент пьезопроводности.

µ β *

Из уравнения пьезопроводности выводятся основные формулы и соотношения упругого режима.

Замкнутый упругий режим

Этот режим реализуется в замкнутом, изолированном пласте (рис. 5.1). Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на этом режиме равен приблизительно 2%.

Приток к скважине будет иметь место до тех пор, пока пластовое давление не выровняется с забойным. При реализации этого режима давление в пласте быстро снижается и может произойти быстрый переход на режим растворенного газа.

65

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