Лекции РН и ГМ г. Лекции по разработке нефтяных месторождений
 Скачать 22.18 Mb.
|
|
Опыт применения заводнения показал, что решение проблемы повышения охвата пластов можно получить путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, повышенных давлений нагнетания, эффективных средств подъема жидкости из скважин, методов регулирования разработки месторождений, а также выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки, и в первую очередь соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин. Зная влияние геолого-физических и технологических факторов на эффективность заводнения нефтяных залежей можно уже на ранней стадии изучения нефтяного месторождения осуществить прогноз эффективности заводнения по специальным статистическим моделям, полученным методом многофакторного корреляционного анализа. Для нефтяных месторождений Урало-Поволжья и некоторых месторождений Западной Сибири с терригенными коллекторами рекомендуется следующая статистическая модель: = 0,195-0,0078µо + 0,082ℓgk + 0,00146tо +0,0039h + 0,180Кп – - 0,054Qвнз + 0,275Sн – 0,00086S . Здесь  , k – средняя проницаемость в дарси, tо – начальная пластовая температура в оС, h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м, Кп – коэффициент песчанистости, доли единицы, Qвнз – отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи, Sn – начальная нефтенасыщенность пласта, S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин.Коэффициент множественной корреляции приведенного статистического уравнения равен 0,886. Показатели, включенные в это уравнение, контролируют 78,6% фактической изменчивости нефтеотдачи пластов. Средняя квадратичная погрешность определения коэффициента нефтеотдачи пластов составляет ± 0,04. Для месторождений Урало-Поволжья с карбонатными коллекторами имеется следующая статистическая модель: = 0,405 - 0,0028µн + 0,052ℓgk · 103 + 0,139Кп – 0,15Кр – 0,00022S В этом уравнении Кр – коэффициент расчлененности, µн – вязкость нефти в пластовых условиях, сп; остальные обозначения прежние. Наиболее важными факторами являются проницаемость и вязкость пластовой нефти. Часто это два фактора объединяют в один – отношение  которое называется подвижностью нефти.Для выбора системы разработки с учетом геолого-физической характеристики залежи можно пользоваться следующей таблицей: Выбор системы разработки по основным геолого-физическим характеристикам залежи
ГИДИРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ДЕБИТОВ И ДАВЛЕНИЙ ПРИ ЖЕСТКОМ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ П  ри фильтрации жидкости в нагнетательных системах и добывающих скважинах наблюдается сложная динамика фильтрационных потоков. Ю.П. Борисов предложил использовать эту динамику как сумму двух видов потоков – плоскопараллельного и плоскорадиального вблизи добывающих скважин.В гидродинамике принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией отбора – внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление вблизи скважин – внутренним сопротивлением призабойной зоны. Такая схематизация позволяет достаточно точно описать динамику фильтрационных процессов в пласте При выводах формул гидродинамических расчетов дебитов и давлений приняты следующие условия:
Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы. Для составления системы уравнений используют метод электрогидродинамической аналогии, когда система расположения скважин представлена, как система внутренних и внешних сопротивлений внутренней цепи.  На основании правила о неразрывности течения, аналогично первому закону Кирхгофа в электротехнике и применив правило, аналогичное второму закону Кирхгофа, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений гипотетической нефтяной залежи.  При одностороннем воздействии на полосообразную залежь со стороны контура питания или ряда нагнетательных скважин давление на них может быть >¸<¸= начальному пластовому давлению. 1. Если Рнаг= Рнач пл то влияние внешней области полностью изолируется и залежь эксплуатируется за счет энергии нагнетания воды. В этом случае, закачиваемая вода полностью используется для вытеснения нефти и можно считать, что суммарный дебит нагнетательных скважин, равен суммарному дебиту эксплуатационных. При рассматривании нами трех рядов законтурного заводнения имеем: Qн= Q1+ Q2+ Q3 , Тогда дебиты скважин при заданных периодах давлений или перепады давлений при заданных дебитах скважин определяются из следующих систем уравнений: Рн-Р1= (Q1+ Q2+ Q3) Ω1+ Q1 ω1; Р1-Р2= - Q1ω1+( Q2+ Q3) Ω2+ Q2 ω2; Р2-Р3= - Q2ω2+ Q3 (Ω3 + ω3); где - Рн – среднее давление на линии нагнетания; Р1, Р2, Р3– давления на забое эксплуатационных скважин; Qн, Q1, Q2, Q3 – дебиты нагнетательных и эксплуатационных рядов;  - дебит нагнетательных и добывающих скважин;N – число скважин в ряду. Если залежь разрабатывается при естественном водонапорном режиме, то вместо Рн берется начальное пластовое давление Рк, В этом случае давление Ркявляется переменным, его можно определить как давление на стенке укрупненной скважины по формулам упругого режима.  – внешнее сопротивление между линией нагнетания и первым эксплуатационным рядом; – внешнее сопротивление между первым и вторым эксплуатационными рядами; – внешнее сопротивление между вторым и третьим эксплуатационными рядами. гдеω – внутренние сопротивления в призабойной зоне скважин эксплуатационных рядов; k – проницаемость пласта; h – толщина пласта; μн – вязкость нефти в пластовых условиях; S – ширина потока. Различие в вязкостях нефти и воды, и изменения сопротивлений в зоне вытеснения можно учесть в выражении Ω1 через полное фильтрационное сопротивление  , гдеlн – расстояние до начального положения ВНК; lф – расстояние до текущего положения ВНК; α – коэффициент, показывающий во сколько раз в зоне водонефтяной смеси фильтрационное сопротивление выше, чем при поршневом замещении нефти водой:  .Величину zφ, характеризующую насыщенность на фронте ВНК подвижной нефтью, определяют из уравнения:  , где ; Sон – остаточная нефтенасыщенность; Sсв – количество связанной воды; zφ – находят из уравнения методом последовательных подстановок. 2. Если на линии нагнетания давление превышает начальное пластовое давление на величину ΔР, т.е. Рн = Рк +  , то за линию нагнетательных скважин будет уходить часть нагнетаемой в пласт воды Qу. При этом необходимо учитывать упругие свойства пласта и жидкости за линией нагнетания. Расстояние от линии нагнетания, на котором в данный момент времени t не произошло повышение давления (условный контур питания Lу), можно определить по формуле:  , где – коэффициент пьезопроводности.При нагнетании, превышающем отбор жидкости, дебиты эксплуатационных рядов, объем нагнетаемой в пласт воды Qн и количество воды, уходящей за линию нагнетания Qу можно определить из системы уравнений: Qн = Q1+ Q2+ Q3+Qу; Рн-Р1= Qн ωн+(Q1+ Q2+ Q3) Ω1 + Q1ω1; Р1-Р2= -Q1 ω1+(Q2+ Q3) Ω2 + Q2ω2; Р2-Р3= Q2 ω2+ Q3 (Ω3+ ω2); Рн-Рк= Qн ωн+ QуLу(t) , где Рн– давление на забое нагнетательных скважин;  - внутреннее сопротивление в призабойной зоненагнетательных скважин. Приведенные системы уравнений носят название формул Борисова. 9. 9. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ДЕБИТОВ И ДАВЛЕНИЙ ПРИ ВНУТРИКОНТУРНОМ ЗАВОДНЕНИИ Для полосообразной залежи, где размещены два разрезающих нагнетательных ряда и пять эксплуатационных рядов, при условии равенства отбора и закачки систему уравнений для определения дебита эксплуатационных рядов Q1, Q2, Q3, Q4, Q5 и нагнетательных рядов Qн1 и Qн2 можно записать в следующем виде:       где : Рн1 и Рн2 – давления на забое нагнетательных скважин; Р1, Р2, Р3, Р4, Р5 – давления на забое добывающих скважин; Р1,- Р5 – средние давления на добывающих скважинах. Выражения для внешних сопротивлений имеют вид:  Для внутренних сопротивлений:  Из приведенной системы уравнений определяются вначале средние давления на линии рядов добывающих скважин  После этого можно определить дебиты рядов скважин:  В пятирядную систему добывающих скважин от каждого из разрезающих нагнетательных рядов скважин поступает только половина закачиваемой воды, поэтому: Q1+Q2+Q3+Q4+Q5= 0,5 Qн1+0,5 Qн2 При учете изменения фильтрационных сопротивлений в зоне замещения нефти водой при внутриконтурном заводнении можно считать, что вначале вокруг каждой нагнетательной скважины образуется круговая зона с радиусом rф и нефтенасыщенностью на фронте вытеснения zф+Sон, где Sон – остаточная нефтенасыщенность при бесконечно долгой промывке. Величина zφ определяется по известной формуле:  Зависимость дебита скважин от перепада давления Рн-Рэ между нагнетательными и добывающими скважинами определяется по следующей формуле:  , где L – расстояние между нагнетательными и эксплуатационными рядами; 2σ – расстояние между скважинами в ряду; rф – текущее положение фронта нагнетательной воды; rсн, rсэ – радиусы нагнетательных и эксплуатационных скважин. Для круговой залежи, работающей при законтурном или внутриконтурном заводнении при размещении различных добывающих и нагнетательных рядов скважин по аналогичной схеме, осуществляется тот же порядок расчетов для определения дебитов, как и в предыдущем случае. Изменяются только выражения для внешних сопротивлений.     Для внутренних сопротивлений следует заменить S на периметр соответствующего кругового ряда 2πRi. При работе отдельной нагнетательной скважины (очаговое заводнение) внешнее сопротивление определяется по формуле:  Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при площадных системах заводнения Площадное заводнение, как более интенсивное, применяется для разработки залежей нефти с низкими значениями соотношения К/μн. П  ятиточечная система заводненияПри этой системе nэ/nн=1. Расстояние между добывающими скважинами при площади элемента F равно  , а расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами равно  . Дебит добывающей скважины определяется по формуле: где Если учитывать изменение фильтрационных сопротивлений в зоне замещения нефти водой, то дебит нефти и перепад давлений определяется по формуле:  Семиточечная система площадного заводнения. П  ри этой системе nэ/nн=2. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами одинаково и при площади элемента F равно: .Дебит добывающей скважины определяется формулой:  При учете изменения фильтрационных сопротивлений:  Девятиточечная система площадного заводнения  При этой системе nэ/nн=3. Расстояние между добывающими скважинами равно 0,5. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами в углах квадрата  , в середине стороны – 0,5.Дебит нагнетательной скважины определяется по формуле:  R – отношение дебита угловой эксплуатационной скважины к дебиту боковой. При учете изменения фильтрационных сопротивлений:  | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||