Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

			(S	)	í(ð)b (p) ã(p)	,	(2.81)
Ã
	i 1		êi		z(p) ã(ð)

ãäå (Sêi) kã(S) ; kã(S), kí (S) относительная фазовая kí(S)

	проницаемость для нефти и газа; p	ðêi ðêi 1	среднее
		2

давление на контуре нефтеносности.

При расчетах принимается, что начальная нефтенасыщенность равна 1, а шаг снижения давления на контуре 0,1 0,2 МПа. По результатам расчетов строится зависи-

мость Sê f(pê).

Нефтеотдача расчетного объема пласта равна

1	Sêib(ðêí)			,	(2.82)
	S b(ð	)
	êí êi

ãäå ðêí давление насыщения на контуре нефтеносности; Sêi 1 начальная нефтенасыщенность на контуре нефтеносности; b объемный коэффициент нефти.

Далее расчеты ведут для двух случаев.

Расчеты при заданном забойном давлении.

Дебит скважины определяется по формуле М.М. Глоговского

qíi	2 kh(ðê pc)						,		(2.83)
		1	ln Rê
		2		r
			ñ
ãäå			kí(Sêi)			ïðè ð ðñð		ð	p
								ê	c	.
		b(p) í(p)							2

Предварительно для каждого ðêi вычисляют отношение относительных фазовых проницаемостей газа и нефти при среднем давлении по формуле

Ã(pcð)

(pcð)

ã0

(S)

kã(S)

,

(2.84)

í(pcð)

k (S)

ã(pcð)

í

b(pcð)

ã(pcð)

ã0

61

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Затем по таблицам К.А. Царевича находят среднюю нефтенасыщенность пласта S, а затем kí (S) è .

Дебит газа определяют из балансового соотношения:

qã Ãqí.

(2.85)

Продолжительность работы скважины с определенным дебитом вычисляют по формуле

i Sêi

1

1

1

S

S

t Rê2 hm

2

êi

êi 1

.

(2.86)

q

q

b(p

)

b(p )

i Sêí

íi

íi 1

êi

êi 1

Таким образом, устанавливают зависимость технологи- ческих показателей разработки не только от давления, но

èво времени.

Расчеты при заданном дебите скважины.

Расчеты по этой схеме более трудоемки, так как искомым является пластовое давление, обеспечивающее заданный дебит.

Так как дебит скважины известен, то формула М.М. Глоговского имеет вид

q

2 kh(Hê Hc)

const,

(2.87)

í

ln Rê

1

r

2

ñ

p

ãäå Íê Íñ

c

kí(S)

разность функций Христиано-

í(p)b(p)

pê

âè÷à.

Выразим

R

1

q ln

ê

2

Hê Hc

rñ

const A.

(2.88)

2 kh

Тогда по известной Íê можно рассчитать и Íñ. Задача может быть решена двумя способами. Согласно исследованиям Л.А. Зиновьевой, функцию Христиановича можно представить в виде простого двучленного уравнения

		kí(S)			ap b.	(2.89)
	í(p)b(p)
62

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тогда

H

H

a

(ð2

p2) b(ð

p ).

(2.90)

ê

c

2

ê

c

ê

c

Коэффициенты à è b определяются по формулам

kí(Sê)

kí(Sñ)

a

í(pê)b(pê)

í(pñ)b(pñ)

;

(2.91)

ðê pc

b

kí(Sê)

.

(2.92)

(p

)b(p )

í

ê

ê

Для давления на контуре ðê берутся произвольно три значения забойного давления и вычисляются численные значения разности функции Христиановича. Затем строится зависимость (Hê Hc) f(ðc) и по заданной величине À находят ðñ.

Приближенный метод учета интерференции в расчетах

ÐÐÃ.

Метод предложен B.C. Орловым на основании решения Э.Б. Чекалюка, который свел систему уравнений фильтрации к решению уравнения пьезопроводности для функции Христиановича. Метод был развит А.К. Ермековым.

Уравнение пьезопроводности для функции Христиановича имеет вид

				2	H		H
								,
							t
	ãäå
						kí(S)
			í(p)[ ñì m ñ] .
			Здесь

S

1

d (p)

db(p)

1 d

ã

í

(1

Sí)

ã(ð)

dp

dp

ã(ð)

dp

ñì

b(p)

.

(S )

k

í

ê

í

í

(p

)b(p

)

ê

ê

(2.93)

(2.94)

(2.95)

63

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Метод позволяет использовать известные решения, но не для давления, а для функции Христиановича. Расчеты показали, что при неучете интерференции срок разработки и нефтеотдача являются завышенными.

2.3. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ

Заводнение это основной в настоящее время метод разработки нефтяных месторождений и, очевидно, таковым останется на ближайшее будущее. Пока альтернативы этому методу не создано. При заводнении реализуется режим вытеснения нефти.

Существует несколько разновидностей данной технологии, но основной является технология внутриконтурного заводнения, обеспечивающая около 85 % всей добываемой нефти в мире. Достигаемая при этом нефтеотдача пластов в зависимости от размера залежей и физических свойств коллекторов и пластовой нефти может изменяться в широких пределах примерно от 0,3 до 0,9, составляя в среднем 0,6 0,8. Причем для мелких залежей с маловязкой нефтью она выше, чем для крупных с такой же вязкостью нефти, а крупных объектов с повышенной вязкостью нефти нефтеотдача меньше, но в целом выше, чем при режимах истощения.

Структура нефтеотдачи при вытеснении нефти водой.

Нефтеотдача пласта , или коэффициент извлечения нефти (КИН) это коэффициент полезного действия реализуемой системы разработки, т.е. отношение количества технологически возможной добычи нефти к ее начальным геологическим запасам в залежи при одинаковых термобарических условиях. Величина КИН определяется возможностями применяемой технологии нефтеизвлечения и равна произведению двух коэффициентов: коэффициента вытеснения нефти водой из пласта и коэффициента охвата пласта воздействием. Коэффициент вытеснения определяется экспериментально на линейных моделях пластов, составленных из керна и в соответствии с требованиями действующего общероссийского стандарта ОСТ-39-195-86

64

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях» (М.: МНП, 1986 г., 17 с.).

Эффективность вытеснения нефти зависит от количе- ства прокачанной через пласт воды. За коэффициент вытеснения принимается величина максимально достигнутого нефтеизвлечения. Промежуточные значения коэффициента вытеснения определяются степенью заводнения пласта (рис. 2.7).

Коэффициент охвата оценивают либо по аналитическим моделям, либо по картам с учетом зональной неоднородности и прерывистости пластов, системы расстановки скважин, данных потокометрии.

В 1970 1980 гг. было предложено учитывать не только плотность сетки скважин, но и их ограниченную долговеч- ность, хаотическое выбытие скважин из эксплуатации, т.е. по сути коэффициент надежности системы разработки. Это привело к тому, что выражение для конечной нефтеотдачи стали представлять в виде произведения четырех коэффициентов: вытеснения, заводнения, сетки, надежности. Можно учитывать еще два коэффициента коэффициента ввода, учитывающего создание и использование новой экономически эффективной системы разработки сложнопостроенных залежей и коэффициента отклонения фактических забоев скважин от проектных.

Учет нескольких факторов, определяющих конечную нефтеотдачу, указывает на реализацию стратегии поиска рационального варианта разработки.

Рассмотрим физическую сущность каждого из вышеперечисленных коэффициентов.

Коэффициент вытеснения âûò экспериментально определенная величина.

Рис. 2.7. Зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от числа прокачанных поровых объемов

65

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициент заводнения çàâ характеризует степень промывки пласта водой, т.е. долю использования подвижных запасов нефти.

Коэффициент сетки ñ учитывает дискретный характер отбора запасов нефти из залежи и для каждой системы расстановки скважин рассчитывается по следующим формулам:

для однорядной системы

	c	e Sc 1 2		S .	(2.96)
			d2	c
		для трехрядной системы заводнения:
c3			0,333e aL2	0,667e 2al2	(2.97)

для площадной обращенной и девятиточечной системы заводнения

c9

0,578 e aL2

0,422e 2aL2 ,

(2.98)

где доля неколлектора по площади; d линейный размер шага; à показатель снижения коэффициента сетки на единицу площади; L расстояние между добывающими и нагнетательными рядами.

Коэффициент надежности íàä учитывает хаотиче- ское разряжение сетки скважин вследствие их ограниченной долговечности работы и представляет собой отношение среднего времени отбора запасов нефти и долговечности скважин.

Коэффициент ввода ââ при наличии эффективной технологии разработки ââ 1, а при отсутствии ââ = 0.

Коэффициент отклонения забоев îòêë ç увеличение отклонения положения забоев скважин от среднего разрешенного ведет к снижению коэффициента нефтеотдачи.

Таким образом конечная нефтеотдача пласта при заводнении определяется по следующй зависимости:

âûò çàâ ñ íàä ââ îòêë ç.

(2.99)

Можно отметить, что двучленная формула А.П. Крылова остается справедливой, а коэффициент охвата пласта

66

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вытеснением является функцией по крайней мере пяти факторов.

Для определения составляющих коэффициента нефтеотдачи, по предложению В.Д. Лысенко, можно использовать следующие расчетные формулы:

âûò 1			Sí îñò	,	(2.100)
			Sí íà÷
ãäå Sí îñò è Sí íà÷ начальное и остаточное нефтенасыще-
ние коллектора;
	c	e Sc	(1 aS ),		(2.101)
				c

ãäå Sñ площадь нефтяного пласта, приходящаяся на одну скважину проектной однорядной сетки; à показатель снижения коэффициента сетки на единицу площади нефтяного пласта из-за прерывистости и зональной неоднородности пласта по продуктивности.

Методика В.Д. Лысенко позволяет определить коэффициент ñ и с учетом отсутствия дублирования аварийно выбывших скважин.

Коэффициент заводнения выражается следующей зависимостью:

çàâ

k

(k

k

)A Qèçâ ,

(2.102)

çí

çê

çí

Qï

ãäå

k

1

Qíä

;

(2.103)

çí

1,2 4,2V2

Qï

k

1

Qäê

;

(2.104)

çê

0,95

0,25V2

Qï

A

A2

;

(2.105)

(1 A )

0

A

2

2

í

àã

0

0,5 1

1,5âûò

b.

(2.106)

â

í

67

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В формулах (2.102 2.106): V2 результирующая неравномерность вытеснения нефти, определяемая по факти- ческим данным безаварийного обводнения добывающих скважин и по корреляционной зависимости этой неоднородности от неоднородности пластов по продуктивности; kçí è kçê доля отбора подвижных запасов соответственно, за время безводной эксплуатации и конечная к концу разработки; À предельная расчетная доля агента в продукции добывающей скважины; Qèçâ извлекаемые запасы нефти; Qï - подвижные запасы нефти; Qíä добыча нефти за безводный период; Qäê потенциальная конеч- ная добыча нефти; À2 предельная максимальная массовая доля вытесняющего агента в продукции добывающей скважины; àã, í плотность вытесняющего агента и нефти соответственно; b объемный коэффициент нефти.

По зависимости текущего дебита нефти от накопленной добычи нефти можно выделить подвижные, потенциальные, безводные и извлекаемые запасы нефти (рис. 2.8).

Рис. 2.8. Зависимость текущего дебита нефти от накопленной добычи

нефти:

Qíä безводная добыча; Qèçâ извлекаемые запасы; Qäê конечная добыча; Qï подвижные запасы

68

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Подвижные запасы нефти Qï, очевидно, равны произведению балансовых запасов на коэффициенты сетки и заводнения

Qï Qáàë ñ çàâ.

(2.107)

При гидродинамическом моделировании с использованием геологических и фильтрационных моделей одним из показателей является нефтеотдача, при расчете которой автоматически интегрально учитываются все составляющие коэффициента охвата. Чтобы определить коэффициент охвата воздействием нужно расчетную нефтеотдачу разделить на коэффициент вытеснения. При этом следует отметить, что коэффициент вытеснения в каждой ячейке модели зависит от ее проницаемости.

При инженерных расчетах коэффициент охвата пласта заводнением можно определить по методике Р.И. Медведского, полученной на базе материалов о разработке месторождений Западной Сибири. По результатам апробации методика признана работоспособной.

Коэффициент охвата определяется по формуле

îõâ 1 (1 kS )(1 kh),

(2.108)

ãäå kS, kh составляющие коэффициента охвата по площади и толщине.

kS e aSl;

aS 4,876 kï3 10,279 kï2 2,365;

kh e ahhê ;

hh 1 kS(1 kï) .

êkS(kp 1) 1

(2.109)

(2.110)

(2.111)

(2.112)

В формулах (2.109 2.112): l расстояние от линии нагнетания до линии отбора (средняя длина трубок тока); h общая толщина пласта; kï коэффициент проницаемости; kð коэффициент расчлененности.

Коэффициент охвата заводнением на момент прорыва воды в системе добывающих скважин в условиях однород-

69

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ного пласта можно рассчитать по формулам Р.М. Каца и В.Л. Данилова.

Для однорядной лобовой системы (при 0 1):

	2 d						2 d		2,7726
			4 exp
îõâ	a						a
		2 d							2 d
			a	1	8 exp
									a

	1 0	,	(2.113)
	2 0

ãäå à расстояние между добывающими скважинами в ряду; d расстояние между нагнетательным и добывающими рядами; 0 отношение подвижности смеси вытесняющей и вытесняемой жидкости перед фронтом.

		í
0				[kâ(S) kí(S)],					(2.114)
		k (S	)
		â í ñâ

ãäå S средняя водонасыщенность за фронтом вытеснения; Sñâ начальная водонасыщенность пласта.

Åñëè da 1, то формула (2.113 ) упрощается

îõâ 1 0,4413 a								1 0 .	(2.115)
				d				2 0
	Для шахматной однорядной системы
îõâ 1 0,428 a							1 0 .		(2.116)
				d				2 0
	Для площадной обращенной пятиточечной системы
	îõâ	0,718	1 0 ;						(2.117)
				2 0
	Для площадной обращенной семиточечной системы
	îõâ	0,743	3	1 0			.		(2.118)
				2 0
	Для площадной обращенной девятиточечной системы
	îõâ	0,525	1 0 .						(2.119)
				2 0
70