процессы разработки нефтяных месторождений

Рис. 8.10. Схема размещения скважин для залежи с малой площадью ВНЗ. Если площадь ВНЗ достигает 50% от общей площади залежи, то эти за-

пасы разрабатываются самостоятельными скважинами (рис. 8.11).

Рис. 8.11. Схема размещения скважин для месторождения с обширной площадью ВНЗ.

Если площадь ВНЗ превышает 50% от общей площади месторождения, то эти запасы могут разрабатываться отдельной сеткой скважин.

Оптимизация давления нагнетания при заводнении

При заводнении должен соблюдаться баланс притока воды в залежь и отбора жидкости из пласта.

Отборы жидкости должны компенсироваться закачкой, но во всех случаях компенсация должна рассчитываться исходя из объёма жидкости в пластовых условиях.

Когда-то считалось, что при высоких давлениях нагнетания существенно возрастает охват залежи по толщине. Этот вывод был сделан по результатам исследования профиля приёмистости с использованием расходомера.

Было замечено, что с ростом давления нагнетания выравнивается профиль приёмистости. Нередко это происходило только в ближайшей окрест-

96

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

ности забоя нагнетательной скважины. С ростом давления нагнетания могут раскрываться субвертикальные трещины, т. е. происходит подобие гидроразрыва пласта. Именно поэтому расходомер может фиксировать выравнивание профиля приёмистости. На небольшом (относительно расстояния между скважинами) расстоянии давление падает и трещины смыкаются. Далее нагнетаемая вода двигается по пласту так же неравномерно, как она двигалась при меньших давлениях.

Последний вывод был сделан по результатам длительной разработки месторождений при высоких давлениях нагнетания. Только на некоторых объектах было зафиксировано улучшение показателей разработки. В подавляющем большинстве случаев эти показатели практически не изменились, а при длительном использовании такой технологии стали ухудшаться.

Были залежи, на которых существенных изменений не произошло, только повысились темпы разработки, однако чаще пластовое давление постоянно увеличивалось и стало превышать начальное. Начинался отток нефти за ВНК. Возникли значительные проблемы при проведении ремонтов скважин. Чтобы заглушить скважину с высоким пластовым давлением, необходимы специальные утяжеленные жидкости глушения, рецептуры которых должны быть тщательно подобраны. При этом достичь высоких плотностей значительно сложней для углеводородных жидкостей. В результате применения жидкостей на водной основе после подземного ремонта обводнённость скважин может резко возрасти, что требует нового геолого-технического мероприятия.

Пример оптимизации закачки и отбора – НГДУ «Альметьевнефть». На площадях Ромашкинского месторождения этого НГДУ в 80-е годы прошлого столетия впервые при резком снижении объемов нагнетания (до 3-х раз) удалось сохранить объем добычи нефти при снижении отбора жидкости. В целом на Ромашкинском месторождении удалось стабилизировать обводненность при снижении отборов жидкости в последние 20 лет (рис.8.12).

97

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

Рис. 8.12 Технологические показатели разработки Ромашкинского месторождения

1960-2007 гг. (все эксплуатационные объекты)

Этот результат явился следствием масштабной работы по созданию многоуровневой системы управления процессами заводнения как с использованием новых технологий проектирования и реализации методов гидродинамического воздействия, так и с помощью реконструкции технического оснащения поверхностного оборудования системы ППД (индивидуализация системы до каждой нагнетательной скважины) и нефтесбора (индивидуализация учета и управления каждой скважины). Обоснованные и принятые условия дифференцированного налогообложения добычи нефти из выработанных месторождений (см. лекцию 26 ..) позволяют и далее вести процесс стабильной добычи нефти на поздней стадии на этом уникальном месторождении.

98

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

Требования, предъявляемые к воде для заводнения пласта

1)закачиваемая вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовой водой (чтобы не произошло выпадение солей, разбухание глин);

2)содержание сероводорода и углекислого газа в воде не должно превышать установленных норм (для предотвращения преждевременной коррозии);

3)вода должна соответствовать требованиям по содержанию и размерам твёрдых взвешенных частиц (ТВЧ).

Исследования показали, что при фильтрации воды, взятой из поверхностных источников, происходит достаточно быстрое поражение коллектора. Фильтрация быстро затухает, поскольку на торце модели ТВЧ отфильтровываются и засоряют керн.

В обычных условиях после стандартной подготовки воды концентрация взвешенных частиц (КВЧ) чаще всего колеблется в пределах 20-50 мг/л. Если коллектор малопродуктивный (средняя проницаемость < 5 мД (0,05 мкм2), то КВЧ должно быть < 10 мг/л.

Следует иметь в виду, что в ходе очистки воды уменьшается не только КВЧ, но и средний размер ТВЧ. Мелкие частицы способны перемещаться в коллекторе даже с низкой проницаемостью.

Более того, известны результаты исследований, которые показывают, что при наличии фильтрующихся ТВЧ, коэффициент вытеснения повышается, по сравнению с чистой водой.

Сегодня в России существует большое число залежей с малопродуктивными коллекторами, где не удаётся поддерживать пластовое давление путём нагнетания в пласт неочищенной воды. Решить проблему иногда пытаются простым повышением давления нагнетания. В результате может происходить гидроразрыв пласта, тогда закачиваемая вода по трещинам будет уходить в вышеили нижележащие высокопродуктивные пласты, но не в целевой объект нагнетания. В период резкого повышения цен на нефть многие компании использовали методы интенсификации отбора жидкости из пластов, что ве-

99

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

дет к быстрому падению пластового давления в низкопродуктивных залежах, несмотря на то, что формальная компенсация отборов закачкой для них может составлять 200, 300 и даже 500%.

100

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

Лекция №9

План:

1.Уравнение материального баланса (УМБ).

2.Линейная форма уравнения материального баланса .

3.Приложение метода материального баланса к оценке параметров разработки нефтяных и газовых пластов.

Уравнение материального баланса

Основное условие уравнения материального баланса очень просто: Масса углеводородов (УВ), первоначально содержащаяся в пласте,

равна сумме масс добытых и остаточных углеводородов:

Mi = M + M

где

Mi – исходная масса углеводородов в пласте, ∆M – масса добытого углеводорода,

M – масса остаточного углеводорода.

Газовый пласт

Основным механизмом добычи газа из газового пласта при отсутствии притока воды является расширение газа в поровом пространстве пласта по мере спада давления в процессе добычи.

В случае газового пласта уравнение можно записать следующим обра-

зом:

Gi Bgi = (Gi − Gp ) Bg ,

(9.1)

где

Gi – начальный объем газа в пласте, Sм3, Gp – объем добытого газа, Sм3,

Bgi – объемный коэффициент газа при начальном давлении, Sм3/Rм3 , Bg – объемный коэффициент газа при текущем давлении, Sм3/Rм3 . Sм3 – кубический метр в стандартных условиях (Р = 0,1 МПа, Т= 20 С), Rм3 – кубический метр в пластовых условиях.

Уравнение (9.1) проиллюстрировано на рис. 9.1, где показано изменение объема газа при переходе его из пластовых условий к условиям поверхности. Когда объем добытого газа Gp находится на поверхности, объем газа, оставшегося в пласте, равен Gi - Gp в стандартных единицах. При пластовом давлении pi , объем, занимаемый газом в пласте, составит:

(Gi - Gp)·Bg .

101

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

Начальные условия пласта(pi)				Поверхностные условия (pn)
	GiBgi			Gi [Sм3]
	GiBgi			Gi – Gp	Gp

Рис. 9.1. Газовый пласт: схематизация материального баланса.

Из уравнения (9.1) следует, что:
	Bgi	=1−	Gp		(9.2)
	Bg		Gi

Используя уравнение состояния для реального газа p·V = z·n·R·T, где

z – коэффициент сверхсжимаемости газа, n – молярная масса газа,

и учитывая изотермальные условия добычи, получаем:

V

p

zT

Bgi

=

i

=

Vs

zT s

p i

V

p

zT

Bg

=

r

=

Vs

zT s

p r

где индексы i и r означают начальные и текущие пластовые условия в пласте, соответственно, а индекс s - поверхностные условия.

Нефтяной пласт

Рассмотрим обычный нефтяной пласт с газовой шапкой, схематически изображенный на рис.9.2.

В этом разделе используются следующие условные обозначения объе-

мов:

102

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

	Начальные пластовые	Текущие пластовые
	условия	условия
	Газовая шапка
	rgo N.Boi(Rм3)	Газовая шапка	В
			С
	Нефтяная	Нефтяная	А
	зона	зона
	N.Boi(Rм3)
	Рис.9.2. Нефтяной пласт с газовой шапкой:
	иллюстрация материального баланса.
HCPV	- поровый объем, занятый углеводородами, в левой и правой сторо-
	нах рисунка

N- объемы нефти (начальные) в пласте, Sм3,в станд.условиях

rgo - отношение ресурсов газа в газовой шапке и ресурсов нефти в нефтяной зоне, измеренные в пластовых условиях, т.е.

rgo =	G Bgi
	N B
	oi

G- объемы газа (начальные) в пласте, Rм3, в пластовых условиях

Используя эти обозначения и их определения, уравнение материального баланса для нефтяного пласта с учетом его преобладающих условий можно записать так:

Изменение объема УВ в пластовых условиях = А1+А2+В+С,

где
A1	-	расширение нефти, в пл. усл. Rм3,
A2	-	расширение первоначально растворенного газа, в пл. усл. Rм3,

B- расширение газа в газовой шапке, в пл. усл. Rм3,

C- снижение объема, занятого УВ за счет расширения связанной воды и уменьшения порового объема, Rм3.

А1: Расширение нефти

Расширение нефти в жидкой фазе (потеря объема из-за ее добычи) в пластовых условиях может быть определена таким образом:

Vo ( p) −Vo ( pi ) = Vo ( p),

103

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

где V0(pi) и V0(p)- объемы нефти при начальных и текущих пластовых условиях, соответственно,

∆V0 – объем добытой нефти.

Рис.9.3 иллюстрирует последнее уравнение.

pi

p

∆Vo

Voi

Vo

Рис.9.3. Расширение нефти при изменении пластового давления.

С другой стороны, расширение объема нефти в жидкой фазе может быть определено следующим образом:

Vo = N Bo − N Boi = N (Bo − Boi ). (9.3)

где ∆Vo измеряется в Rм3;

N – первоначальный объем нефти в Sм3:

N = Vp (1− Sв ) ;

Boi

Sв – средняя водонасыщенность; Vp – поровый объем пласта;

Boi – объемный фактор нефти при начальных условиях; Bo – объемный фактор нефти при текущих условиях;

А2: Расширение освобождаемого газа (в газовую шапку)

При первоначальных условиях нефть находится в равновесии с газовой шапкой. При снижении давления ниже давления насыщения (появления пузырьков газа) - давление pнас, происходит высвобождение растворенного газа.

Суммарное количество растворенного газа в нефти составляет N.Bsi , измеренное в поверхностных объемах.

Количество растворенного газа при текущем пластовом давлении и текущей пластовой температуре составляет N.Rs , также в объемах газа на поверхности.

Следовательно, объем газа, высвобожденного во время снижения давления от величины начальной pi до текущего p, выраженный в объемах пласта при текущем p и Т, составляет

(N Rsi − N Rs ) Bg = N (Rsi − Rs ) Bg

где

104

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

Rsi – соотношение объема растворенного газа к объему нефти при начальных условиях,

Rs - соотношение объема растворенного газа к объему нефти при текущих условиях,

В: Расширение газа газовой шапки

Расширение газа газовой шапки подчиняется тому же закону, как и при расширении/ добыче сухого газа, как представлено в уравнении (9.1):

G Bgi = (Gi − Gp ) Bg

G – объем газа;

Gi – начальный объем газа; Gp – текущий объем газа;

Bgi – объемный коэффициент газа при начальном давлении; Bg – объемный коэффициент газа при текущем давлении.

Общий объем газовой шапки составляет:

G B	= r	N B [Rм3]
gi	go	oi

При падении пластового давления это количество составит:

G Bg = rgo N Boi Bg

Bgi

Следовательно, расширение газовой шапки (в параметрах пласта) составляет:

Vg = G Bg − G Bgi = rgo N Boi ( Bg −1)

Bgi

С: Изменение объема, занимаемого углеводородами

Расширение связанной воды и уменьшение порового объема при снижении пластового давления является причиной уменьшения порового объема углеводородов и, следовательно, приводит к их вытеснению (добыче), то есть:

VHCPV = Vв + Vпор

где

∆Vв – изменение объема за счет расширения связанной воды; ∆Vпор – изменение объема за счет расширения пор пласта; или, используя сжимаемость, запишем

VHCPV		= βв Vв p + βпор Vпор p,
Учитывая, чтоV = S		V	и V =	VHCPV	, последнее уравнение
в	в	пор	пор	1− S

в

можно записать следующим образом:

105

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