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: 3 из 12

Тема: Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения

1. Основные показатели заводнения

Заводнение нефтяных месторождений применя­ют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторожде­ний. В Российской Федерации свыше 90 % всей нефти добыва­ют из заводняемых месторождений. В США из таких месторож­дений также получают значительную часть добычи нефти.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаго­вое и избирательное заводнение.

Технологически заводнение осуществляется следующим обра­зом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефте­носности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтур­ное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин ("куст"). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, за­качиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе за­воднения пластов поддерживают обычно на уровне 5-10 МПа, а в ряде случаев - 15-20 МПа. Так как проницаемости в приза-бойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачи­ваемой в различные скважины воды различный. Теория заводнения нефтя­ных пластов показывает, что расход q_BC
воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он не­линейно зависит от перепада давления, причем при небольших его значениях зависимость близка к линейной (рис.3. 1), но при некотором перепаде давления ∆р расход q_BC начинает резко увеличиваться. Это происходит по той причине, что при пере­паде давления ∆рс = рс - рк = ∆р_с* призабойной зоне скважи­ны раскрываются трещины и эффективная проницаемость плас­та в этой зоне резко возрастает.




Рис. 3.1 Зависимость расхода воды, закачивае­мой в нагнетательную скважину, qвc от перепада давления ∆Рс
При разработке нефтяных месторождений с применением за­воднения из добывающих скважин вначале получают практичес­ки чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с неф­тью добывать воду.

2. Расчет показателей слоистого пласта на основе модели поршневого вытеснения нефти водой
При современных расчетах разработки нефтя­ных месторождений главным образом используют модель совме­стной фильтрации нефти и воды. Однако определенное позна­вательное, а в некоторых случаях и практическое значение име­ет модель поршневого вытеснения нефти водой.

Для простоты понимания сначала будем рассматривать про­цесс вытеснения нефти водой из одного прямолинейного слоя (пропластка) толщиной h, и длиной I, пористостью т, и прони­цаемостью k, (рис. 3.2).

Пусть давление воды, входящей слева в пропласток, равно p1, а давление воды на выходе из него р2. Будем считать, что в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоя пере­пад давления ∆р = p1 - р2 постоянный. В соответствии с моде­лью поршневого вытеснения нефти водой остаточная нефтена сыщенность в заводнен­ной области слоя оста­ется постоянной, рав­ной ^„„.т. Фронт вытес­нения занимает в мо- о мент времени t положе­ние хв| = xBi(t). Ширина слоя, измеряемая в направлении, перпендику­лярном к плоскости чертежа, равная ширине всего пласта, составляет Ь. При постоянном перепаде давления на входе в пропласток и на выходе из него расход закачиваемой воды q, будет изменяться со временем.


Рис. 3.2 Модель прямолинейного пропластка при поршневом вытеснении нефти водой.

3. Расчет показателей слоистого пласта на основе модели непоршневого вытеснения нефти водой

Все известные методики расчета процесса разработки неф-тяных месторождений с учетом непоршневого характера втеснения нефти водой основаны на теории совместной фильтра-

ции неоднородных жидкостей. Поясним ее вначале на примере вытеснения нефти водой из прямолинейного однородногопласта. Этот пример соответствует случаю вытеснения нефти

водой из элемента однорядной схемы расположения скважин,происходящему в сечениях элемента, находящихся на значительном удалении от самих скважин, где характер движения

вытесняемой и вытесняющей жидкостей близок к прямолинейному.

По мере вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта фронт вытесняющей нефть воды продвигается к концу пластаи водонасыщенность в каждом сечении заводненной области непрерывно увеличивается. Процесс вытеснения нефти водойиз прямолинейного пласта можно представить и иным обра-зом, следя за изменением по пласту некоторой водонасыщен-

ности. Если, например, в какой-то момент времени в некотором сечении пласта водонасыщенность составляла s=Si, то спустяопределенное время эта водонасыщенность будет и в концепласта, так как нефть постепенно извлекается из него и ее место занимает вода.

ЛЕКЦИЯ № 4 Модель пласта

Научно обоснованное применение каждого нового процесса разработки нефтяных и газовых месторождений начинают с его экспериментального изучения в лабораторных условиях. Все существующие процессы извлечения нефти и газа из недр вначале были изучены при лабораторных исследованиях. В свое время прошло эту стадию и такое широко развитое на практике воздействие на нефтяные пласты, как заводнение. За стадией лабораторного исследования следуют первые промышленные испытания процессов. В этот период развития технологических процессов становится весьма необходимым их количественная формулировка, т. е. создание моделей.

Центральный этап моделирования — постановка соответствующих процессу разработки нефтяного месторождения математических задач, включающих дифференциальные уравнения, начальные и граничные условия. Процедуры расчетов на основе моделей называют методиками расчетов.

Дифференциальные уравнения, описывающие процессы разработки нефтяных месторождений, основаны на использовании двух фундаментальных законов природы — закона сохранения вещества и закона сохранения энергии, а также на целом ряде физических, физико-химических, химических законов и специальных законах фильтрации.

Дифференциальные уравнения будут рассмотрены при изложении соответствующих технологий извлечения нефти и газа из недр. Здесь рассмотрим вопросы использования только фундаментальных законов, применяемых в той или иной степени во время моделирования всех процессов разработки нефтяных месторождений.

Закон сохранения вещества в моделях процессов разработки месторождений записывают либо в виде, дифференциального уравнения неразрывности массы вещества, именуемого часто просто уравнением неразрывности, либо в виде формул, выражающих материальный баланс веществ в пласте в целом. В последнем случае закон сохранения вещества используют непосредственно для расчета данных процессов разработки месторождений, а соответствующий ему метод расчета получил название метода материального баланса.

Закон сохранения энергии используют в моделях разработки нефтяных месторождений в виде дифференциального уравнения сохранения энергии движущихся в пластах веществ.
3.1. МОДЕЛИ ПЛАСТА И ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Известно, что нефть может насыщать не только пористые песчаники, но и находиться в микроскопических трещинах, кавернах, имеющихся в известняках, доломитах и даже в изверженных породах.

Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород - различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.

Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов - наличие в них трещин, т. е. трещиноватость пластов.

При разработке месторождений эти особенности нефтегазоносных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа.

3.1.1. Модели пласта. Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.

Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстродействующей вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов. разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек, в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.

Дифференциальные уравнения разработки месторождения заменяют конечно-разностными соотношениями, а затем производят расчет на ЭВМ.

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. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике разработки нефтяных месторождений вероятностно-статистических моделей пластов относятся следующие.

3.1.1.1. Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от eгo проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.

Наиболее просты модели однородного пласта в виде толщи горной породы с одинаковыми во всех точках физическими свойствами. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и горизонтальны.

Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объему величины:

. (3.1)

Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:

, (3.2)

где — параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений; — площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами и ;

— общая площадь залежи.

3.1.1.2. Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.

3.1.1.3. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е.

, где n –число слоев

3 .1.1.4. Модель зонально - неоднородноrо и слоисто-неоднородноrо пластаобъединяет характеристики предыдущих двух моделей. Для иллюстрации на рис. 24 изображена схематично модель такого пласта.

3.1.1.5. Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов, вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин. Считают, что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин. Расстояния между двумя соседними трещинами значительно меньше расстояния между двумя соседними скважинами.

3.1.1.6. Модель зонально-неоднородного и слоисто- неоднородного пласта с двойной пористостьюобъединяет характеристики двух предыдущих моделей и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. На основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения.

3.1.1.7. Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов. В этой модели неоднородный пласт представлен в виде набора параллельно работающих цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой проницаемостью, расположенных вдоль направления фильтрации и пересекающихся рядами добывающих и нагнетательных скважин. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по проницаемости набору действительных трубок тока в пласте. Распределение трубок тока по проницаемости обычно устанавливают по результатам статистического анализа проницаемости кернового материала или по геофизическим данным. Опыт показывает, что часто распределение проницаемости образцов керна подчиняется логарифмически нормальному закону или же описывается гамма-распределением и различными модификациями распределения Максвелла.

Прерывистость пласта учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы — короткими трубками, соответствующими по длине их размерам.

3.1.1.8. Модель пласта с модифицированными относительными проницаемостями.

Если принять, что фазовая проницаемость для воды зависит от остаточной нефтенасыщенности и насыщенности связанной водой:

, (3.3)

то расход воды , поступающей в слой толщиной , определим по формуле

, (3.4)

где - абсолютная проницаемость слоя; - ширина слоя; - длина слоя; - перепад давления на расстоянии ; - вязкость воды.

Формула (3.4) справедлива в предположении, что в обводнившемся слое нефть вытесняется мгновенно по модели поршневого вытеснения до насыщенности . В таких слоях движется только вода. В необводнившихся слоях движется только нефть в присутствии связанной воды с насыщенностью . Если в слое содержится только вода, ее расход составит

. (3.5)

Если к рассматриваемому моменту времени обводнились слои общей толщиной , то при суммарный расход воды

(3.6)

При отсутствии остаточной нефти расход воды через обводнившиеся слои будет

. (3.7)

Учитывая, что распределение проницаемости по слоям описывается каким-либо вероятностно-статистическим законом, модифицированную относительную проницаенмость можно представить в виде:

для воды ; (3.8)

для нефти , (3.9)

где — проницаемость обводнившегося слоя.

Модифицированную водонасыщенность пласта определяют по отношению объема связанной воды и воды, внедрившейся в слои, к поровому объему пласта:

(3.10)

Модифицированные относительные проницаемости для воды и нефти представляют соответственно доли воды и нефти в общей производительности всех слоев. В общем случае они пропорциональны обводненности и содержанию нефти в добываемой жидкости.

Описанную модель приближают к реальной, рассматривая процесс непоршневого вытеснения нефти водой для каждого слоя.

Анализируя характер обводнения продукции скважин, можно построить характеристику обводнения пласта и, решая обратную гидродинамическую задачу, уточнить модифицированные проницаемости, т. е. адаптировать модель к реальному процессу. В этом случае модифицированные показатели интегрально отражают все особенности реального пласта и процессов, происходящих при их разработке.

3.2. МОДЕЛИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

Рассмотрим модели процесса вытеснения нефти водой (газом).

3.2.1. Модель поршневого вытеснения. Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт (границы), впереди которого нефтенасыщенность равна начальной ( ), а позади остается промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью . На рис. 25 схематически показан профиль насыщенности при

ф
иксированном положении фронта . Перед фронтом фильтруется только нефть, а позади — только вода.

Рис. 25. Модель поршневого вытеснения нефти водой.

Насыщенность: 1- водой; 2 – нефтью

В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.

3
.2.2. Модель непоршневого вытеснения(рис. 26). По схеме Бакли — Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтенасыщенности на нем значительно меньше, чем при поршневом вытеснении.

Рис. 26. Модель непоршневого вытеснения нефти водой

Насыщенность: 1- водой; 2 – нефтью

Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него — одновременно нефть и вода со скоростями, пропорцио-нальными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте , а затем обводненность медленно нарастает.

ЛЕКЦИЯ № 5