процессы разработки нефтяных месторождений

Треугольная сетка

Квадратная сетка

Формулы для расчёта радиуса эквивалентного круга

- для квадратной сетки:					- для треугольной сетки:
	2σ
Rkk =				,	R =	2σ 4 3
		π
					kт

С учетом вышеизложенных допущений получим, что когда бы скважину не пробурили, она будет рассчитываться, как будто она работала с самого начала. Так как равномерная сетка делит всю нефтяную площадь на ряд одинаковых областей, расчеты показателей производятся для одной скважины, а полученные результаты распространяют на всю площадь, т. е. показатели одной скважины умножаются на их число n с учетом времени ввода элементов в разработку.

При расчётах принимается:

1.На начальный момент давление на контуре питания рк = рнас.

2.Нефтенасыщенность Sн = 1.

3.Относительная фазовая проницаемость по нефти в начальный момент

kн = 1.

Для расчетов основных показателей разработки (дебитов, давлений и нефтеотдачи) необходимо знать зависимость между насыщенностью и давлением на контуре области. При расчётах задаются рядом последовательных

значений рк и вычисляют соответствующие им значения Sк по формуле:

~

i

pki

pki

Ã

−

Ãp (pk )

Si

− (1− Si

)

+

b

Ski+1 =

(pi )

k

k

105

10

5

í

k

,

~

− Ãp

(pki+1 )

pki+1

Ã

+

b

í

(pi+1 )

105

k

86

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

где Sкi+1 – значение нефтенасыщенности на контуре на последующий момент

времени;

~	– среднее значение газового фактора на интервале давлений от	i
Ã		pk до
pki+1 ;

à p – объём газа, растворённого при соответствующем давлении.

µ

(

)

~

p

p

=ψ (S i

)

í

(p )

i

+ Ã

(p

),

Ã

i

b

k

µ

í

(p

)

í

i 105

p

i

i

			pi	+ pi+1
	p =
			k	k	,
	i			2

k(Si )

ψ(Ski ) = kг (Ski ) ,

нk

kг (Ski ) − относительная фазовая проницаемость по газу, kн (Ski ) − относительная фазовая проницаемость по нефти.

Значение функции ψ (Sк ) определяется экспериментально, или, при отсутствии данных, по таблицам К.А. Царевича.

При заданном забойном давлении дебит определим по формуле:

q

=

2π kh ( p k − p c )

ϕ ,

н

R k

−

1

ln

rc

2

ϕ =

k

( S i

)

,

н

k

bн ( р ср ) µ н ( рс р )

р

=

р к + р с

,

ср

2

i

=

~

i

– дебит по газу,

qΓ

Ãqí

η

i

=

1 −

S ki

b

í (p 0

)

– текущая нефтеотдача.

b

í

(p i )

k

Как уже было сказано выше, задаются шагом по давлению (например, 0,2 МПа), рассчитываются основные показатели.

Изменение этих показателей во времени определяется по формуле:

n

1

1

Si

Si+1

tn = 0,5π Rk2 h m ∑

+

k

−

k

,

i

i+1

i

i+1

i=1

qн

qн

bн

( pk )

bн ( pk

)

где n – число ступеней шагов давления.

87

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

Можно определить, за какое время дебит изменится от

qнi до qнi+1 , т.е.

по-другому, отношение отобранных запасов к дебиту в этот i –й период:

1

1

Si

Si+1

ti = 0,5π Rk2 h m

+

k

−

k

.

i

i+1

i

i+1

qн

qн

bн

( pk )

bн ( pk

)

Лекция №8

План:

1.Виды заводнения и области их применения.

2.Особенности разработки водонефтяных зон.

3.Оптимизация давления нагнетания при заводнении.

4.Требования, предъявляемые к воде для заводнения пласта.

Принципиально, с точки зрения сохранения равновесных экологических условий в недрах, любое воздействие на пласт должно быть максимально контролируемо. Для этого тривиальным решением было бы сохранение термогидродинамического баланса по всему осадочному разрезу, включая продуктивный горизонт. В более общем случае следует учитывать и термогидродинамические процессы и в прилегающей области фундамента. Как показывает опыт, землетрясения в населенных пунктах в районе залегания Ромашкинского месторождения в определенной степени могут зависеть и от режимов поддержания пластового давления. Конечно, точного решения этой проблемы не существует, но, принимая во внимание продолжительные процессы формирования залежей нефти в предварительно водонасыщенных ловушках, можно сделать предварительный вывод о том, что для эффективного преодоления капиллярных сил необходимы продолжительные периоды времени.

Преждевременный переход на режимы разработки, связанные с двухфазным движением пластового флюида (рис. 8.1), может привести к сниже-

88

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

нию коэффициента нефтеизвлечения за счет большей подвижности газа. Кроме этого, с точки зрения возможного необратимого механического разрушения (повреждения) пласта значительные перепады давлений, создаваемые в призабойных зонах пласта при интенсивных режимах разработки, нежелательны.

	P		P
	Линия парообра-
	зова-	P0,T0
	ния/конденсации		P0,T0

2-х фазная область

	T	Динамика фазового состояния	T
Динамика фазового состояния
		при изотермическом поддержа-
при естественных режимах		нии давления

Рис. 8.1 Динамика фазовых состояний при естественных режимах падения давления

в залежи и при поддержании давления

Две основные задачи заводнения:

-поддержание пластовой энергии (давления - ППД) для компенсации ее истощения в ходе реализации различных режимов разработки (рис. 8.1);

-непосредственное вытеснение нефти.

Впервые этот метод применили в США в 20-х годах прошлого века. Позже, в 1948 году этот метод был применен в нашей стране на Туймазинском месторождении. Сегодня более 90% нефти в России добывается из месторождений, на которых реализовано заводнение.

Виды заводнения

1. Законтурное

Требования и ограничения:

89

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

а) должен быть чётко определён контур нефтеносности (залежи бывают наклонные, вогнутые);

б) расстояние от нагнетательных скважин до контура нефтеносности должно составлять 400-1500 метров (рис.8.2);

в) водонефтяная зона должна быть незначительна; г) нефтяное месторождение должно быть небольшим (до 5 км по шири-

не); д) пласт должен быть достаточно однородным, высокопроницаемым, а

нефть – маловязкой; е) должна существовать хорошая гидродинамическая связь между за-

контурной и внутриконтурной частями (нет линз, глинистых прослоев, ухудшенной проницаемости на водонефтяном контуре, выклиниваний и т.д.).

ВНК

Рис.8.2. Схема законтурного заводнения.

При этом виде заводнения до 60% закачиваемой воды может уходить в водоносную область, т.е. расходуется нерационально, решая в основном только одну из 2-х задач – поддержание пластовой энергии.

2. Приконтурное заводнение

Нагнетательные скважины располагаются по контуру залежи и находятся в нефтяной зоне (рис. 8.3).

90

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

контур

Рис. 8.3. Схема приконтурного заводнения.

Требования к месторождению те же, что и в случае законтурного заводнения, кроме наличия хорошей гидродинамической связи между законтурной и внутриконтурной частями, так как этот вид заводнения применяется как раз тогда, когда эта связь плохая.

В случае приконтурного заводнения гораздо меньше воды уходит в водоносную часть, но существует опасность вытеснения нефти в законтурную зону. Поэтому при составлении проекта разработки с применением этого вида заводнения предъявляются повышенные требования к качеству исходной информации. В частности, по отметке ВНК и локализации водонефтяной зоны.

При приконтурном заводнении вода быстрее достигает нефтеносной части, поэтому, как правило, обводнение начинается раньше, чем при законтурном заводнении (рис. 8.4.).

91

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

Рис. 8.4. Схема движения воды при приконтурном заводнении.

3. Внутриконтурное заводнение

а) Осевое заводнение

Применяется для узких, полосообразных месторождений (рис. 8.5.).

Рис. 8.5. Схема осевого заводнения.

Ряд разрезает месторождение по оси. Проектные нагнетательные скважины на начальной стадии работают как добывающие.

б) Рядное и площадное заводнение

Требования и ограничения:

-месторождение неоднородное (по площади);

-площадь месторождения велика.

в) Блоковое заводнение

Блоки выделяют в зависимости от различия свойств пласта. Выделение блоков осуществляется с помощью разрезающих рядов (рис. 8.6). Каждый блок в соответствии с принципами выделения объектов разработки разрабатывается как самостоятельный объект.

I

II

III

Рис. 8.6. Схема блокового заводнения.

г) Очагово-избирательное заводнение

Применяется на заключительных стадиях разработки, когда набирается информация о состоянии пласта, непромытых зонах, участках, где давление недостаточно поддерживается.

92

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

Теоретически на каждом месторождении, где запроектирована система заводнения, должна применяться эта технология, поскольку она предполагает максимальный учёт конкретного геологического строения объекта разработки (рис. 8.7). Для очагового заводнения выбираются скважины, вскрывшие наибольшее количество пластов. Таким образом обеспечивается поступление вытесняющего агента во все нефтенасыщенные пропластки.

Рис. 8.7. Схема очагово-избирательного заводнения.

Если в процессе разработки выясняется, что пласт очень неоднороден, вытеснение не происходит должным образом, то существует два варианта действий:

-поменять весь ряд на нагнетание;

-перевести отдельные скважины под закачку.

Под закачку переводят не всегда самую обводнённую скважину. Переводимая под закачку скважина должна иметь хорошую гидродинамическую связь с окружающими скважинами.

д) Смешанный вид заводнения

Как правило, это – комбинация внутриконтурного и законтурного заводнения (рис. 8.8).

Рис. 8.8. Схема смешанного вида заводнения.

93

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

4. Барьерное заводнение

Барьерное заводнение заключается в создании очага нагнетания воды вблизи газонефтяного контакта (рис. 8.9). Водяной барьер, разделяющий основные запасы нефти и свободного газа, препятствует прорыву газа в эксплуатационные скважины и вторжению нефти в газовую шапку. Этот метод позволяет осуществить одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и, при необходимости, газа из газовой шапки.

Рис. 8.9. Схематизация барьерного заводнения.

При разработке нефтегазовых залежей способом барьерного заводнения ряд нагнетательных скважин располагается на линии внутреннего контура газоносности. Отделяя основные запасы газа от нефтяной оторочки, создаваемый водяной барьер отсекает часть газа газовой шапки и вытесняет его в пределы нефтяной оторочки.

Количество отсекаемого газа зависит от ширины подгазовой зоны. При большой ширине подгазовой зоны барьерное заводнение привело бы к вторжению в нефтяную часть огромной массы газа, что осложнило бы ее разработку.

Поэтому барьерное заводнение можно успешно применять на залежах со сравнительно узкой подгазовой зоной при достаточно большой газовой шап-

94

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

ке. Основными объектами для барьерного заводнения являются нефтегазовые залежи с нефтяной оторочкой.

Критерии применимости заводнения

Благоприятные факторы для применения:

1)вязкость нефти до 80 мПа·с;

2)однородность пласта по простиранию в межскважинных интервалах;

3)наличие источников воды для нагнетания.

Осложняющие факторы для применения:

1)сложнопостроенные коллекторы с зональной неоднородностью;

2)низкие фильтрационно-ёмкостные свойства пласта;

3)вязкость нефти более 80 мПа·с;

4)значительная интерференция скважин;

5)наличие обширных водонефтяных зон и газовой шапки.

Особенности разработки водонефтяных зон

Водонефтяная зона (ВНЗ) – это переходная зона от полностью водоносной до полностью нефтеносной области. При этом величины нефтенасыщенности и водонасыщенности в этом узком интервале могут быть примерно равны.

ВНЗ для различных геолого-физических условий и степени сформированности может быть обширной по площади, но малой по толщине и, наоборот, небольшой по площади и значительной по толщине.

Наличие обширной ВНЗ для залежей с высокими амплитудами отметок структуры может свидетельствовать о том, что месторождение находится в ходе формирования и гравитационная дифференциация пластовых флюидов может продолжаться.

Если площадь ВНЗ < 25% от общей площади залежи, то эти запасы могут быть выработаны скважинами, которые размещаются в чисто нефтяной зоне (рис. 8.10).

95

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