лекц. 3 лекционный курс. Лекция 1 Тема. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений Введение Объекты и системы рнм

• Название: Лекция 1 Тема. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений Введение Объекты и системы рнм
• Дата: 22.11.2022
• Размер: 1.78 Mb.
• Имя файла: 3 лекционный курс.doc
• Тип: Лекция; #805455
• страница: 2 из 12

Тема: Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

1.Проявление упругого режима

2.Прогнозирование показателей разработки месторождений при упругом режиме

3.РНМ при режиме растворенного газа и газонапорном

1.Проявление упругого режима

Разработка нефтяного месторождения при упру­гом режиме - это осуществление процесса 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 неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.

Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменя­ются дебиты добывающих нефть скважин 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. Упругий режим с точки зрения физики - расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упру­гой энергии в призабойной зоне уменьшается, т.е. нефть и по­роды оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающий­ся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходова­нию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.

С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться раство­ренный в ней газ и режим пласта изменится - упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.

Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач разработки нефтяных месторожде­ний.

1. При определении давления на забое скважины в результа­те ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.

На основе теории упругого режима создан наиболее извест­ный в практике разработки нефтяных месторождений метод определения параметров пласта по кривым восстановления дав­ления в остановленных скважинах (метод КВД). Технологичес­ки этот метод состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом qдо достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой (рис.3.1) опускают глубинный манометр, способный регистри­ровать изменение давления на забое скважины во времени t.


Рис. 3.1. Схема скважины при исследовании методом восстановления давления:

/ - ролик подъемного устройства; 2 - канат (кабель); 3 - задвижка; 4 - скважина; 5 -глубинный манометр; 6 - пласт

В некоторый момент времени, условно принимаемый за началь­ный (t = 0), закрывают исследуемую скважину. Давление на ее забое рс начинает расти, восстанавливаясь до условного плас­тового рк (контурного), за которое принимают давление в плас­те на половинном расстоянии между скважинами. В каждой исследуемой скважине давление может восстанавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного дав­ления рс = рс(0, определяют на основе соответствующего реше­ния задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопро-водность пласта. На рис. 3.2 показана типичная фактическая кривая восстановления забойного давления в виде зависимости Рс =Р_с(ℓgt).


Рис. 3.2 Кривая восстановления забойного дав­ления, построенная по точкам (/) фактических измерений давления

2. При расчетах пере­распределения давления в пласте и соответственно
изменения давления на забоях одних скважин в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.

Эти расчеты используют, в частности, для интерпретации данных "гидропрослушивания" пласта, осуществляющегося сле­дующим образом. В момент времени t = О производят, напри­мер, пуск в работу скв. А с дебитом q_A(рис. 3.3). На забое оста­новленной скв. В, в которую предварительно опускают глубин­ный манометр, регистрируется изменение забойного давления Р_сВ =Р_сВ( ℓgt ).

Слева ( рис. 3.3) показаны "волны" понижения пластового давления (p_t < р₂ < р_β), а справа - типичная фактическая кри­вая понижения давления в прослушиваемой скважине. По ско­рости и амплитуде понижения давления р_сВ = p_cB(t) можно оце­нить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В. Если же в скв. В не происходит из­менения давления, т.е. она не прослушивается из скв. А, то считают, что между этими скважинами существует непроницае­мый барьер (тектонический сдвиг, участок залегания непрони­цаемых пород и т.д.). Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для определения ох­вата пласта воздействием и регулирования его разработки.

Рис.3.3 Кривая понижения давле­ния в прослушиваемой скважине



2.Прогнозирование изменение давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме

Для разработки месторождения важно знать из­менение давления во времени на условном контуре нефтеносно­сти месторождения р_кон = р_кон(t) или средневзвешенного по пло­щади нефтяной залежи пластового давления р. Оно позволяет прогнозировать перевод отдельных групп скважин с фонтанного на механизированные способы эксплуатации, а также опреде­лять время, когда пластовое давление снизится до давления на­сыщения, начнется разгазирование нефти в пласте и возникнет режим растворенного газа, а затем - газонапорный.

Прогнозирование времени перехода месторождения с упруго­го режима на режимы растворенного газа и газонапорный особенно необходимо при разработке месторождений, где такой пе­реход допускать крайне нежелательно. Так, например, на мес­торождениях с высоким содержанием парафина в нефти (выше 15-20 %) разгазирование пластовой нефти приведет к сущест­венному изменению ее фазового состояния и выделению пара­фина в виде твердой фазы (что, в свою очередь, повлечет за со­бой повышение вязкости нефти и появление у нее неньютонов­ских свойств), осаждению твердого парафина в пористой среде пласта и в конечном счете к уменьшению нефтеотдачи.

Наконец, известно, что воздействие на разрабатываемые пла­сты путем заводнения или других методов по ряду причин обыч­но начинается не в момент ввода месторождения в разработку, а спустя некоторое время ("запаздывает"). Важно знать, в тече­ние какого времени допустимо разрабатывать нефтяное место­рождение без воздействия на пласт при упругом режиме, не до­водя до возникновения режимов растворенного газа и газонапор­ного.

Расчет изменения во времени средневзвешенного пластового или контурного давления при геометрически сложной конфигу­рации контура нефтеносности с учетом реального расположе­ния скважин на месторождении возможен только с использова­нием численных методов и компьютеров или аналоговых уст­ройств.

Если, например, известен контур выклинивания законтурной водоносной части и месторождения (рис. 3.4), то всю водонос­ную область можно разбить на некоторое число ячеек с разме­рами сторон ∆х: и ∆у. Перераспределение давления за конту­ром месторождения, естественно, сильно зависит от параметров в его законтурной части, которые обычно бывают недостаточно точно известны. Обычно для прогнозирования изменения давле­ния на контуре месторождения адаптируют расчетное измене­ние давления к фактическому, замеренному в начальный период разработки месторождения. Поэтому при расчетах, видимо, не следует стремиться к мельчению ячеек в законтурной области пласта, так как знание параметров этой области является не­точным и прогнозирование давления на контуре будет давать удовлетворительные результаты только после адаптации расчет­ного изменения к фактическому.

В случае конфигурации месторождения, близкой к круговой, можно достаточно точно прогнозировать изменение контурного давления аналитически на основе решения задачи упругого ре­жима о притоке воды из законтурной области пласта к нефтя­ной залежи, имеющей в плане форму круга радиусом R(рис. 3.5). Следует отметить, что характер течения воды к нефтяным залежам в законтурных областях во многих случаях действи­тельно близок к радиальному, происходящему как бы в залежи круговой формы в плане.

Итак, пусть месторождение ( рис. 3.5) разрабатывается на естественном режиме, и вследствие сравнительно незначитель­ного упругого запаса энергии в нефтяной залежи будем считать количество отбираемой жидкости из месторождения q_x(.t) рав­ным количеству поступающей воды к нефтяной залежи из за­контурной области пласта q_m(t), т.е. q_x(t) = q_m(.t) .

При разработке нефтяных месторождений добыча жидкости q_Ж(t) изменяется обычно так, как это показано на рис. 3.5. Для расчета р_кон(t) будем считать законтурную область неограничен­ной (R ≤ r ≤ ∞). Радиальная фильтрация воды в этой области описывается дифференциальным уравнением упругого режима (III.9), которое в рассматриваемом случае принимает следую­щий вид:

(6)

1 ,2 1234



Рис. 3.5. Схема нефтяного месторожде- Рис. 3.6.Схема разбиения площади

ния круговой формы в плане: нефтяного месторождения и его закон­турной

водоносной области на ячейки:





1 - условный контур нефтеносности; 1 - контур выклинивания водоносной

2 — аппроксимация контура нефтенос­ности области месторождения;

окружностью радиусом R2 - ячейка площадью ∆х∆у;

3 - условный контур нефтеносности;

4 - аппроксимация контура нефтеносности
3..РНМ при режиме растворенного газа и газонапорном

При уменьшении давления ниже давления насы­щения в разрабатываемом пласте развивается режим растворен­ного газа. Когда насыщенность перового пространства свобод­ным газом, выделившимся из нефти, еще мала, газ остается в нефти в виде пузырьков. С увеличением же газонасыщенности в связи с прогрессирующим снижением пластового давления пу­зырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление - газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднород­ность.

В отличие от первичных газовых шапок нефтегазовых место­рождений, существовавших в них до начала разработки, газовая шапка, образовавшаяся в процессе разработки, называется вто­ричной .

Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением дав­ления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим плас­та, при котором происходит такое вытеснение нефти, называют режимом растворенного газа. Если произошло отделе­ние газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется газонапорным.

Опыт разработки нефтяных месторождений и теория фильт­рации газонефтяной смеси с учетом сил гравитации показыва­ют, что почти всегда режим растворенного газа довольно быстро переходит в газонапорный. Часто режим растворенного газа мо­жет существовать в нефтяном пласте в сочетании с упругим ре­жимом в его законтурной области или даже в сочетании с водо­напорным, если пластовое давление близко к давлению насыще­ния. Тогда вблизи добывающих скважин возникает режим рас­творенного газа, а вблизи нагнетательных - водонапорный. Та­кие режимы пластов называют смешанными.

Пусть нефтяной пласт разрабатывается с использованием равномерной сетки добывающих скважин. Радиус контура пита­ния каждой добывающей скважины г_к можно считать равным по­ловине расстояния между скважинами. Если г = г_к, пластовое давление р = р_к < р_тс(р_нас - давление насыщения). При при­ближенном расчете дебитов добывающих скважин можно при­нять р_к = йр_кон(т), где а - некоторый постоянный коэффициент.

Итак, при смешанном режиме давление на контурах добыва­ющих скважин г = г_копределяют с учетом контурного давления в нефтяной залежи, которое, в свою очередь, вычисляют на ос­нове теории упругого режима, если задано изменение во време­ни текущего поступления воды из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта q_m = q_m(t).

Если р_кблизко к давлению насыщения, но ниже его и, сле­довательно, насыщенность пласта свободным газом незначитель­на, то можно приближенно считать текущий объем поступаю­щей воды в нефтенасыщенную часть пласта из законтурой об­ласти равным текущей добыче пластовой нефти, т.е. q_w = q_K.

Если известна текущая добыча пластовой нефти из нефтя­ной залежи в целом, то необходимо лишь вычислить дебиты скважин с тем, чтобы определить, сколько скважин необходимо пробурить на залежи для обеспечения указанной текущей добы­чи нефти.

Определим дебиты скважин при режиме растворенного газа. Перераспределение давления вблизи скважин происходит зна­чительно быстрее, чем изменение контурного давления в нефтя­ной залежи р_кон(т) и соответственно давления на контуре пита­ния скважин р_к = р_к(т). Поэтому распределение давления при r_c s r s г_к можно считать установившимся в каждый момент вре­мени, т.е. квазистационарным.

На характер течения газированной нефти в пористой среде влияет растворимость в ней газа. Для количественного опреде­ления растворимости газа в нефти в теории разработки нефтя­ных месторождений обычно используют закон Генри. Однако, по-видимому, в зависимости от свойств конкретных нефтей и га­зов представляют этот закон различным образом. Для расчетов разработки пластов при режиме растворенного газа используют формулу закона Генри обычно в следующем виде:



где V_Tp - объем газа, приведенный к стандартным (атмосфер­ным) условиям, растворенный в нефти; αа₀ - коэффициент рас­творимости; V_н - объем нефти в пластовых условиях вместе с растворенным в ней газом; р - абсолютное давление.

Для реального газа необходимо учитывать коэффициент его сверхсжимаемости z = z(p, Т). При изотермическом процессе уравнение состояния реального газа можно представить в виде

(

где р_г, z, р_{г ат}, г_ат - соответственно плотность и коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовом р и атмосферном р_ат дав­лениях.

Для массовой скорости фильтрации газа v_tна основании обобщенного закона Дарси имеем выражение



В процессе разработки такого пласта газ, выделяясь из неф­ти, всплывает под действием сил гравитации в газовую шапку. Таким образом, нефтяной пласт разрабатывается при газонапорном режиме. Месторождение разбурено равномерной сеткой добывающих скважин. Вблизи каждой из них в процессе эксплуатации образуются воронки депрессии. Однако на услов­ном контуре питания скважин при г = г_к давление равно р_к. Введем понятие среднего пластового давления р, которое бу­дем считать близким к давлению на контуре питания р_к, по­скольку воронки депрессии занимают незначительную долю в распределении давления в пласте в целом. Объем пласта V_ш, охваченный процессом разработки:



где Vщ, - общий объем пласта.

Будем считать, что разработка пласта началась с того момен­та времени, когда среднее пластовое давление р было равно давлению насыщения р_нас.

Приток нефти и газа к отдельным скважинам можно вычис­лять по формуле Дюпюи или по формуле безнапорной радиаль­ной фильтрации. Изменение же среднего пластового давления р определим, используя соотношения, вытекающие из уравне­ния материального баланса веществ в пласте в целом.

Для этого введем следующие обозначения: N_i - полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти; JV₂ - полная масса дегазированной нефти в пласте; L_t -масса газа, растворенного в нефти; G_t - полная масса свободно­го газа.


Рис. 3.7. Схема нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой:

/ - нефть; 2 - газовая шапка; 3 - законтурная вода

Имеем следующие соотношения материального баланса:



ЛЕКЦИЯ № 3