Vпл.вовл– объѐм пласта, вовлеченного в
процесс разработки;
Vпл– суммарный объѐм пласта (с учетом
застойных зон, изолированных пропластков, линз
и т.д.).
Факторы, влияющие на величину коэффициента охвата (ηохв)
• Физические свойства и геологическая неоднородность
разрабатываемого нефтяного пласта в целом(макронеоднородности
пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, ВНЗ,
прерывистости пласта по вертикали и по горизонтали и т. д.
• Параметры системы разработки месторождения, т. е. расположение
скважин в пласте, расстояние между добывающими, а также между
доб. и нагн. скважинами, отношения числа нагн-х к числу доб-х скважин.
• Давление на забоях нагнетательных и добывающих скважин, т.е.
перепад давления между зоной отбора и зоной нагнетания, применение
методов воздействия на ПЗП и совершенство вскрытия пластов.
• Применение способов и технических средств эксплуатации
скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих
необходимый отбор жидкости из скважин, методов ОРЭ).
• Применение методов управления процессом разработки
месторождения путем частичного изменения системы разработки
(очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы
разработки (изменения режима работы скважин, установления
оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин,
циклического заводнения и др.).
Модели пластов и их типы.
Модель пласта – это система количественных
представлений о его качественных геолого-физических
свойствах, используемая в расчѐтах.
Основные требования к модели:
Модель должна быть достаточно простой для понимания.
Модель должна быть адекватна рассматриваемым
объектам и процессам.
Источниками информации для моделей являются:
-данные сейсмических исследований;
-результаты геофизических исследований скважин (ГИС);
-данные лабораторных исследований (как свойств породы,
так и пластовых флюидов);
-интерпретация результатов гидродинамических
исследований (ГДИ);
-анализ результатов разработки для разрабатываемых
залежей;
-ряд специальных исследований.
 
Детерминированная модель пласта. Вероятностно- статистическая модель пласта.
Детерминированная (адресная) 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.
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.
Модели однородного и слоистого пласта.
Модель однородного пласта основные параметры
реального пласта, изменяющиеся от точки к точке,
осредняют по площади или по объему.
Модель слоистого пласта представляет собой структуру
(пласт), состоящую из набора слоев с пористостью и
проницаемостью. Каждый слой представляется моделью
однородного пласта
Модель трещинного и трещинно-порового пласта.
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.
Трещинно-поровый пласт (модель двойной пористости) –
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.
Виды пластовой энергии. Режимы работы пластов
Любая залежь углеводородов обладает
определенным запасом пластовой энергии,
образовавшейся в процессе ее формирования:
энергия напора пластовых вод (краевых и
подошвенных), энергия сжатых газов газовой шапки,
энергия растворенного в нефти газа, энергия сжатия
(упругих сил) горных пород и пластовой жидкости. До
вскрытия залежи скважинами жидкости и газ
находятся в ней в статическом состоянии и
располагаются по вертикали соответственно своим
плотностям.
Режим работы пласта определяется как искусственно
созданными условиями разработки месторождения,
эксплуатации скважин, так и природными геолого-физическими условиями. При одних и тех же условиях
можно реализовать различные режимы, но их
эффективность будет различна.
• Режимы работы залежи:
• - упругий;
• - упруго-водонапорный;
• - жестко-водонапорный;
• - режим растворенного газа;
• - газонапорный (режим газовой шапки);
• - гравитационный;
• - смешанный.
Проявление упругого режима. Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме.
Разработка нефтяного месторождения при упругом
режиме – 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.
Упругий режим проявляется во всех случаях, когда
изменяются дебиты скважин добывающих нефть 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.
Дифференциальное уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде.
Уравнение пьезопроводности
 X - коэф пьезопроводности
Вывод уравнения пьезопроводности основывается на трех законах
Из уравнения пьезопроводности выводятся основные
формулы и соотношения упругого режима
Замкнутый упругий режим. Основная формула упругого режима.
Замкнутый упругий режим реализуется в замкнутом,
изолированном пласте. Конечный коэффициент
нефтеотдачи при разработке на этом режиме
2%.
Пока пластовое давление не выровняется с забойным
– приток к скважине будет иметь место. В этом случае
давление в пласте быстро снижается, может произойти
быстрый переход на режим растворенного газа. 
Основная формула упругого режима.
или
Жестководонапорный режим. Основная формула упругого режима.
Это случай, когда пласт можем считать бесконечным.
Схематизация пласта для расчета жестко-водонапорного режима
Условия:
• 1) в неограниченном тонком горизонтальном пласте
постоянной толщины имеется добывающая скважина
нулевого радиуса (точечный сток);
• 2) Начальное пластовое давление во всем пласте
одинаково и равно р0;
• 3) В момент времени t = 0 скважина пущена в
эксплуатацию с постоянным объемным дебитом Q0.
• В пласте образуется неустановившийся
плоскорадиальный поток упругой жидкости.
Конечный коэффициент извлечения нефти при
разработке на жѐстко-водонапорном режиме может
превышать 70%.
или
Упругий режим. Принцип суперпозиции при упругом режиме.
Главное условие упругого режима – превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом  . 
Упругий режим проявляется во всех случаях, когда
изменяются дебиты добывающих нефть скважин или
расходы воды, закачиваемой в нагнетательные
скважины.
Виды проявления упругого режима зависят от свойств
пласта, насыщающих его флюидов, от наличия, объѐма
и активности водоносной области.
Принцип суперпозиции при упругом режиме
Пусть на месторождении пущены в работу несколько
скважин А, В и С. Очевидно, что на изменение
давления в пласте будет влиять работа каждой
скважины. 
Всё сказанное выше относится и к нагнетательным скважинам.
За тем лишь исключением, что
нагнетательная скважина будет
увеличивать давление, а значит, изменение давления
будет с противоположным знаком. 
Упруговодонапорный режим. Задача Ван Эвердингена-Херста и ее решение.
В случае упруговодонапорного режима водоносная
область имеет некоторые конечные размеры.
• Упрощенно проявление этого режима можно
представить следующим образом: в центре залежи –
водонапорный режим, а на границе водяной области
– упругий.
• Расчет технологических показателей при упруго-водонапорном режиме осуществляется с использованием такого приѐма, как «укрупненная
скважина». По этому же принципу рассчитываются и
показатели разработки газовых месторождений.лб
• Всѐ месторождение рассматривают как укрупнѐнную
скважину, у которой забойное давление – это давление на контуре месторождения.
Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на этом
режиме может достигать 60%.
Схематизация залежи для расчета упруговодонапорного режима
Задача Ван Эвердингена-Херста и ее решение.
Интеграл Дюамеля. Решение Ю.П. Желтова для переменного дебита.
Виды упругого режима. Характерная динамика основных технологических показателей при всех видах упругого режима.
Различают два вида упругого режима:
1) Упруго-водонапорный, при котором приток жидкости к забоям скважин поддерживается напором воды, поступающей в пласт из области питания, и упругими свойствами жидкости и пласта.
2) Замкнуто-упругий режим, когда залежь нефти находится в закрытых со всех сторон пластовых ловушках, а продуктивный пласт на некотором расстоянии от нефтяной залежи либо выклинивается, либо экранирован сбросом. Этот режим будет иметь место в начальной стадии разработки этой залежи, пока пластовое давление не снизится ниже давления насыщения.
Характерная динамика основных технологических показателей при всех видах упругого режима.
Виды проявления упругого режима зависят от свойств
пласта, насыщающих его флюидов, от наличия, объѐма
и активности водоносной области.
Динамика технологических показателей при упругом режиме разработки:
t`– момент окончания преобладания упругих сил в пластовых процессах;
Г– газовый фактор,
Qн – текущая добыча нефти,
Рпл– пластовое давление,
η– коэффициент извлечения нефти.
Такой вид зависимости пластового давления от времени характерен для
всех естественных режимов и иногда при заводнении.
Режим растворенного газа. Процессы, происходящие в пласте, при реализации режима растворенного газа.
Режим растворённого газа (режим истощения) – это
один из естественных режимов разработки. Режим
проявляется, когда давление в пласте снижается ниже
давления насыщения пластовой нефти газом.
Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке
на этом режиме достигает не более 12%, а чаще 6-7%
Режим является малоэффективным. Основной причиной этого является происходящие в пласте необратимые фазовые изменения.
Для понимания процессов, происходящих в ходе реализации этого ре-жима, вспомним ряд необходимых фактов из курса физики пласта:
1. Фазовое состояние углеводородных систем до и после
достижения режима растворенного газа
2. Динамика изменения объѐмов жидкости и газа в
процессе перехода и последующей разработки на режиме
растворѐнного газа, т.е. при снижении давления во
времени ниже давления насыщения (рис.2). Значительные
изменения начинаются после снижения давления в
системе ниже давления насыщения – увеличение объема
системы и выделение газа.
• Давление насыщения пластовой нефти газом Рнас;
• Объѐмный коэффициент нефти;
|
Скачать 3.81 Mb.