Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки

• Название: Лекция общие принципы проектирования разработки
• Анкор: Лекции разработка.doc
• Дата: 01.06.2018
• Размер: 2.81 Mb.
• Имя файла: Лекции разработка.doc
• Тип: Лекция; #19865
• страница: 1 из 20

Лекция 1.

ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ
Научно обоснованное проектирование разработки нефтяных ме­сторождений стало осуществляться в СССР в начале 40-х го­дов по предложению и под руководством А. П. Крылова. В про­ектных документах приводилось геолого-промысловое, гидроди­намическое и экономическое обоснование систем разработок, однако учитывались лишь отдельные элементы технологии и техники добычи нефти и обустройства месторождения (забойное давление, рельеф местности и т. п.). С 70-х годов проектные организации в отрасли перешли на составление проектных до­кументов на промышленную разработку нефтяных месторожде­ний, в которых сочетаются решения геолого-промысловых и тех­нологических задач с экономическими задачами с учетом реше­ния вопросов нефтепромыслового обустройства конкретного месторождения и нефтедобывающего района в целом, требова­ний охраны недр и окружающей среды (экологии). При этом порядок проектирования постоянно совершенствуется на основе обобщения отечественного и зарубежного опытов.

Основные технологические проектные документы на промыш­ленную разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений - технологические схемы и проекты разработки. Они служат в свою очередь основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство и используются при текущем и перспективном планировании добычи нефти и газа, затрат, свя­занных с их добычей. Проект разработки составляется для ме­сторождения, введенного в разработку на основании схемы или не введенного в разработку с простым геологическим строением и малыми запасами.

В технологических проектных документах на разработку обосновываются (изложено без соблюдения порядка обоснова­ния):

1) выделение эксплуатационных объектов и порядок ввода их в разработку, выбор системы разработки;

2) способы и режимы эксплуатации скважин, выбор устьевого и внутри-скважинного оборудования, мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

3) уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов;

4) вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением, вопросы, связанные с особенностями применения методов повы­шения нефтеотдачи (нефтеизвлечения); мероприятия по конт­ролю и регулированию процесса разработки; объемы и виды работ по доразведке месторождения; комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

5) требования к си­стемам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

6) требования к системам поддержания пластового давления, качеству используемых агентов;

7) требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, мето­дам вскрытия пластов и освоения скважин;

8) специальные ме­роприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеотдачи;

9) вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

Проектирование разработки месторождения осуществляют путем построения и технико-экономического анализа большого числа различных вариантов разработки месторождения. Расчет­ные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площа­дей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сетки скважин, режи­мами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжитель­ностью стабильной добычи нефти и др. Из этих расчетных вариантов выбирают не менее трех вариантов для технологиче­ских схем и двух - для проектов разработки, которые называ­ются основными. Один из рассматриваемых вариантов разра­ботки выделяется в качестве базового варианта. Технологиче­ские и экономические показатели рассчитывают за весь срок разработки. Для реализации выбирается рациональный вариант разработки путем сопоставления технико-экономических показа­телей расчетных вариантов разработки. Для составления тех­нологических проектных документов выдается техническое за­дание, в котором учитываются тенденции развития нефтяной промышленности, пятилетние и перспективные планы добычи нефти по экономическому району (объединению). В техниче­ском задании указываются возможные объемы бурения, воз­можные источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения, возможные ограничения, связанные с техно­логией и техникой добычи нефти, подготовки продукции и др.

Для повышения качества проектирования, надежности и точности прогнозирования процесса извлечения нефти предусматривается широкое использование современных электронно-вычислительных машин (ЭВМ), систем автоматизированного про­ектирования разработки (САПР), различных баз данных и гра­фопостроителей. Используются отраслевые и межотраслевые регламенты (ГОСТ, ОСТ и др.) относительно системы докумен­тации (порядок ее разработки, оформления, обращения).
ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ И

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Проектирование разработки нефтяных месторождений вклю­чает подготовку исходной информации и создание моделей пласта, проведение технологических и экономических расчетов, расчетов по выбору способов и технологического оборудования по добыче нефти.
ПОДГОТОВКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ
При расчете технологических показателей разработки место­рождений необходимо располагать исходными данными, т. е. геолого-промысловой характеристикой месторождения.
Геолого-промысловая характеристика

Геолого-промысловую характеристику в основном представляют: общие сведения о районе месторождения - географическое и административное расположение района месторождения; рельеф местности, гидросеть, климат; экономические сведения; характеристика условий разбуривания и обустройства место­рождения с выделением участков, осложненных или не подле­жащих разбуриванию (резко пересеченный рельеф, водоемы, заболоченность, населенные пункты, санитарные зоны и др.); геологическая характеристика месторождения - история ге­ологического изучения района и месторождения; стратиграфия; тектоника; нефтегазоносность; гидрогеологические условия ме­сторождения;

геологическая характеристика залежи (продуктивного пла­ста, эксплуатационного объекта) - детальная корреляция про­дуктивной части разреза в скважинах, положение ВНК и ГНК; геометрия залежи (тектоническая структура, контуры нефтегазоносности, размеры залежи, нефтяных, газовых, подгазовых и водонефтяных зон, тип залежи);

литолого-физическая характеристика коллектора - вещест­венный состав и структурные особенности пород; проницаемость, пористость, начальная нефтенасыщенность коллектора, зависи­мость проницаемости и пористости от давления, тип коллектора (пористый, трешиновато-пористый и т. д.); неоднородность строения (объемная неоднородность) продуктивных пластов (расчлененность на пропластки и слои, песчанистость, их рас­пространенность, сложность границ коллектора, литологическая связанность, выклинивание и т. д.); теплофизические свойства;

свойства пластовых флюидов: нефти в пластовых условиях (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, усадка, коэффициент объем­ной упругости; зависимости вязкости, объемного коэффициента и газосодержания от давления; теплофизические свойства); разгазированной нефти (плотность, кинематическая вязкость, мо­лекулярная масса, температура начала кипения и начала засты­вания, температура насыщения нефти парафином, фракционный и компонентный состав, содержание серы, парафина, асфальтенов и силикагелевых смол); растворенного, выделившегося при однократном разгазировании, и природного нефтегазовых зале­жей газа (компонентный состав, абсолютная и относительная плотности, сжимаемость); пластовой воды (плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент объем­ной упругости, общая минерализация и ионный состав, харак­теристика возможных последствий при смешивании ее с зака­чиваемой водой и изменении начальных условий);

энергетическая и эксплуатационная характеристики за­лежи - пластовые давления (начальное, текущее) и темпера­тура, геотермический градиент; характеристика законтурной зоны залежи, ее связь с нефтяной зоной и областью питания, возможный естественный режим залежи; закономерности в из­менении пластовых давлений и температуры; допустимое их снижение при разработке; условия, осложнения эксплуатации скважин; гидродинамическая связь между скважинами, пла­стами;

запасы нефти и газа (по категориям, объектам, зонам объ­ектов).

Эту характеристику дополняют графические обобщения: об­зорная карта района месторождения, геолого-геофизический раз­рез отложений, структурные карты, геологические профильные разрезы, карты изменения по площади проницаемости, пористо­сти, нефтенасыщенности, нефтенасыщенной толщины, распро­странения выделенных пластов, слоев, зональных интервалов, распространения свойств пластовых флюидов, изобар, рас­пределения температур и др. Геолого-промысловая характери­стика охватывает широкий круг вопросов, изучаемых в физике пласта и нефтепромысловой геологии, и составляет геолого-промысловую часть технологической схемы или проекта разра­ботки месторождений. На основе геолого-промысловой характе­ристики строят расчетную схему и модель пласта, а также обос­новывают рекомендации по выбору системы разработки и условий ее успешной реализации (порядок разбуривания залежи требования при вскрытии пластов бурением, оптималь­ные интервалы перфорации, геологические ограничения на дебиты и приемистости скважин и т. д.).
Геолого-промысловое изучение объекта разработки

Источниками получения исходных данных для составления проектных документов служат пробуренные на данном месторож­дении скважины. При наличии очень скудной информации ино­гда можно воспользоваться данными по аналогичным месторождениям или предлагаемыми в литературе различными расчетными и графическими зависимостями для нахождения некоторых параметров пород и пластовых жидкостей. При бурении скважин отбирают образцы горных пород - керны, а при наличии рыхлых пород - шлам. В лабораториях по образцам терригенных (осадочных) и карбонатных пород изучают вещественный состав, текстуру, структуры. Лабораторными методами по образцам пород определяют физические свойства коллекторов: пористость и соотношения трех основных в пустот (трещин, каверн, пор), проницаемость (абсолют­ную и фазовые), нефтегазоводонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой. Физические свойства пластовых жидкостей исследуют в лабораториях по глубинным пробам. Методы лабораторного определения свойств пород и жидкостей изуча­ются детально в курсах физики пласта и геологии. Следует подчеркнуть, что существуют ОСТы и ГОСТы на определение свойств нефтей, воды, пород и т. д.

В скважинах проводятся различные промыслово-геофизические, термодинамические и гидродинамические исследования. По данным промыслово-геофизических исследований проводят льное расчленение продуктивных отложений (установление логического типа пород), выделяют коллекторы (терригенные, карбонатные), разделяют коллекторы на продуктивные и водоносные, определяют пористость, нефтегазонасыщенность, проницаемость. При термодинамических исследованиях изу­чают распределение температуры в скважине, определяют про­филь притока нефти или поглощения закачиваемой воды по разрезу пласта.

По данным исследований составляют сводный (по видимым толщинам пластов) и нормальный (по средним истинным тол­пам пластов в их нормальном залегании) геолого-физические разрезы, осуществляют детальную корреляцию продуктивных отложений (прослеживание по простиранию продуктивных го­ризонтов, пластов или пачек; установление их непрерывности на определенной площади; оконтуривание их распространения)., .Методика выполнения этих работ изучается в курсе геологии.

Получаемая информация используется для геометризации формы залежей и месторождения. Геометризация формы за­лежи включает построение структурных карт кровли и подошвы продуктивного пласта, геологических профильных разрезов, оп­ределение положения поверхностей ВПК и ГНК, проведение линий внешнего и внутреннего контуров этих контактов на структурных картах, геометризацию объема по карте толщин коллектора. Для более наглядного отображения геологического строения месторождения строят блок-диаграммы (аксонометри­ческое изображение залежи в трех плоскостях в косоугольной или прямоугольной проекции) и блок-схемы (пространственное отображение корреляционных схем).

При разделении пород на проницаемые (коллектор) и не­проницаемые (неколлектор) обосновывают предельные значения емкостно-фильтрационных параметров. Обычно выделяют два предела: абсолютный или физический - значения параметров, начиная с которых породы имеют нефтегазонасыщенность, от­личную от нуля; нижний или технологический - значения па­раметров, начиная с которых породы имеют такую нефтегазо­насыщенность, при которой фазовая проницаемость для нефти (при определенном режиме вытеснения, т. е. системе разработки месторождения) становится больше нуля. Геометризация за­лежи, разделение пород на коллектор и неколлектор, определе­ние значений параметров существенно осложняются неоднород­ностью пластов.
Неоднородность пласта

Все реальные нефтяные пласты неоднородны по своему геоло­гическому строению и свойствам в силу изменения условий осад­кообразования и последующего преобразования пород. В соот­ветствии с ОСТ 39-035-76 под неоднородностью понимается свойство нефтяного пласта-коллектора, обусловленное измене­нием его структурно-фациальных и литологических свойств, ока­зывающих влияние в основном на движение пластовой жидкости к забоям скважин и подлежащих учету при установлении по­тенциальных возможностей нефтяного пласта. Различают не­однородность литологическую (гранулометрическую, упаковоч­ную, цементационную, минеральную, поровую), проницаемостную, пористостную и объемную (толщинную, площадную). Не­однородность нефтяных залежей изучают детерминированным или вероятностным методами. Лучшие результаты дает их ком­плексное использование.

При детерминированном (причинно-следственном, причинно-обусловленном) методе, полагая, что одно явление (причина) при конкретных условиях обусловливает другое явление (дей­ствие, следствие), по данным исследований скважин и пластов строя карты распределения параметров пластов по площади (карты равных толщин пласта - изопахит, проницаемостей, пористостей, вязкостей нефти; карты распространения зональных интервалов или слоев и др.) и схемы распределения по разрезу, строят блок-диаграммы. При этом важная роль отводится детальной корреляции продуктивного пласта, что позволяет точно определить толщины пластов, детально расчленить разрез выяснить прерывистость пластов по простиранию и постоянство свойств слагающих его пород, выделить отдельные слои (пропластки) и зоны (линзы).

Вероятностный метод обоснован следующим. Так как доступ в залежь имеется посредством скважин, то по результатам проводимых исследований скважин и пластов локально (в известных размерах области пласта) устанавливают параметры за­лежи. Значения этих параметров изменяются по объему (пло­щади, толщине) пласта в широких пределах. Изменения, можно полагать, носят случайный характер. Поэтому считают, что данные исследований - это выборка из генеральной совокупности параметров (залежи), что позволяет использовать аппарат ма­тематической статистики, теории вероятностей и теории случай­ных функций. В соответствии с законом больших чисел при уве­личении объемов выборки выборочные характеристики сходятся по вероятности к генеральным, т. е. их надежность возрастает, погрешность уменьшается.

Такая обработка данных исследований позволяет построить модель пласта. В зависимости от метода получают детерминиро­ванную или вероятностную модель пласта.

Лекция 2.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ
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 по разработке 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 q до достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой (рис. 1) опускают глубинный манометр, способный ре­гистрировать изменение давления на забое скважины во вре­мени t. В некоторый момент времени, условно принимаемый за начальный (t = 0), закрывают исследуемую скважину. Дав­ление на ее забое р_с начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового р_к (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважи­нами.



Рис. 1. Схема скважины при иссле­довании методом восстановления дав­ления:

1- ролик подъемного устройства; 2- ка­нат (кабель); 3 - задвижка;

4 - скважина; 5 - глубинный манометр; 6 - пласт

В каждой исследуемой скважине давление может вос­станавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления p_c - p_c(t), определяют на основе соответ­ствующего решения задачи теории упругого режима проницае­мость и пьезопроводность пласта. На рис. 2 показана типич­ная фактическая кривая восстановления забойного давления в виде зависимости Pc=Pc(\gt).




Рис. 2. Кривая восстановления за­бойного давления в скважине:

1 - точки фактических измерений забойно­го давления глубинным манометром
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 = 0 производят, напри­мер, пуск в работу скв. А с дебитом q_A (рис. 3). На забое остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного дав­ления р_св = р_св(t).




Рис. 3. Кривая понижения давления в прослу­шиваемой скважине

На рис. 3 слева показаны «волны» понижения пластового давления (p₁< p₂ <p₃), а справа - типичная фактическая кри­вая понижения давления в прослушиваемой скважине. По ско­рости и амплитуде понижения давления р_св = р_св(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.

3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по пло­щади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтур­ной области месторождения.

Если нефтяное месторождение разрабатывается без воздей­ствия на пласт и это месторождение окружено обширной во­доносной областью с достаточно хорошей проницаемостью по­род в этой области, то отбор нефти из месторождения и пони­жение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из законтурной в нефтеносную область разрабатываемого пласта.

На рис. 4 показана схема нефтяного месторождения с рав­номерным расположением скважин, разрабатываемого на есте­ственном режиме. В процессе отбора из пласта вначале нефти, а затем нефти с водой пластовое давление изменится по срав­нению с начальным р_ко, которое сохранится в водоносной части на некотором, постоянно увеличивающемся удалении от конту­ра нефтеносности. В нижней части этого рисунка показана эпюра пластового давления вдоль разреза пласта по линии АА'. Как видно из этой эпюры, вблизи внешнего 1 и внутрен­него 2 контуров нефтеносности пластовое давление резко сни­жается в результате роста фильтрационного сопротивления при совместной фильтрации нефти и воды, затем плавно из­меняется по площади. Вблизи добывающих скважин 3, естественно, возникают воронки депрессии и забойное давление в скважинах составляет р_с. Построив изобары 5 (линии равного пластового давления), можно определить средневзвешенное пластовое давление р (см. рис. 4), которое в процессе разра­ботки месторождения на естественном режиме будет умень­шаться со временем. Если вблизи контура нефтеносности имеются наблюдательные (пьезометрические) скважины 4, то замеряют изменение давления на контуре р_кон в этих скважи­нах, при этом считая, что пьезометрические скважины находят­ся на некотором условном контуре нефтеносности 6.


Рис. 4. Схема нефтяного ме­сторождения и изменения пла­стового давления:

1- внешний контур нефтеносности: 2 - внутренний контур нефтеносно­сти;

3 - добывающие скважины; 4 - пьезометрические скважины; 5 - изобары;

6 - условный контур неф­теносности; 7 - эпюра пластового давления вдоль разреза месторож­дения по линии АА'

Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средне­взвешенного пластового давления = p(t) или контурного p_кон = p_кон (t). По отбору жидкости из нефтяной залежи с кор­ректировкой на изменение упругого запаса можно определить изменение во времени отбора воды q_зв из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из законтурной области пласта равен темпу отбора жид­кости из нефтяной залежи q_ж= q_ж(t). Пусть, например, на ме­сторождении имеются пьезометрические скважины и по глу­бинным замерам определено изменение в них давления р_кон = р_кон (t) за некоторый начальный период разработки место­рождения ∆t₁.

Фактическое изменение р_кон = р_кон (t) показано на рис. 5, а на рис. 6- изменение q_ж = q_ж(t) за начальный период ∆t₁ и за весь период разработки месторождения. Естественно, в начальный период ∆t₁ разработки отбор жидкости из место­рождений в связи с его разбуриванием и вводом в эксплуата­цию скважин возрастает. За этот период и определено фактическое изменение давления на контуре р_кон. При t > t₁ отбор жидкости из месторождения изменяется иначе, чем в началь­ный период: он сначала стабилизируется, а в поздний период разработки снижается.



Рис. 5. Зависимость р_кон от времени t:

1- фактическое (замеренное в пьезомет­рических скважинах) контурное давление p_кон за период ∆t₁ ; 2 - возможные вари­анты изменения р_кон при различных q_ж (t < t₁)

Поэтому просто экстраполировать изменение p_кон (t) по имеющейся зависимости p_кон = p_кон (t) за начальный период раз­работки ∆t₁ нельзя, так как темп отбора жидкости изменится при t > t₁. Изменение р_кон = p_кон (t) прогнозируют на основе ре­шения соответствующих задач теории упругого режима.



Рис. 6. Зависимость q_ж от време­ни t:

1 - фактическое изменение q_жза период ∆t₁

2 - возможные варианты изменения q_ж при t >t₁

4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторож­дения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.

Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного завод­нения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтур­ной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С по­вышением давления на линии нагнетания приток воды в нефте­насыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода нач­нет утекать в законтурную область.

При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться решение задачи упругого режима, когда на кон­туре нагнетательных скважин (рис. 7) задано давление р_кон , а требуется определить расход воды, утекающей в законтур­ную область пласта.



Рис. 7. Схема разработки нефтяного месторождения

с применением законтурного заводнения:

1 - внешний контур нефтенос­ности; 2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины;

5 - контур нагне­тательных скважин


5. При определении времени, в течение которого в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.

Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с приме­нением внутриконтурного заводне­ния при однорядной системе разработки. Пусть в какой-то момент времени были остановлены первый и второй ряды нагнетательных скважин, а в момент времени t = 0 их вновь включают в эксплуата­цию.

Процессы вытеснения нефти во­дой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. По­этому можно считать, что спустя некоторое время после пуска нагне­тательных рядов в пласте между добывающим и нагнетательным ря­дами наступит период медленно меняющегося распределения дав­ления (при постоянстве расходов закачиваемой в пласт воды и от­бираемой из пласта жидкости), т. е. упругий режим закончится и создается почти установив­шийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима.

Для того чтобы осуществлять расчеты процессов разработ­ки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо прежде всего получить дифференциальное уравнение этого ре­жима, при выводе которого исходят из уравнения неразрыв­ности массы фильтрующегося вещества, которое представим в развернутом виде:

(1)

Пористость пласта m, как было отмечено в предыдущей гла­ве, нелинейно зависит от среднего нормального напряжения σ. Однако в диапазоне изменения а от доли единицы до 10 МПа зависимость пористости от среднего нормального напряжения можно считать линейной, а именно

(2)

Здесь β_с - сжимаемость пористой среды пласта; σ₀ - началь­ное среднее нормальное напряжение.

Используем связь между горным давлением по вертикали p_r средним нормальным напряжением σ и нутрипоровым (пластовым) давлением р

(3)
Учитывая (2) и (3), получим

(4)

Плотность фильтрующейся в пласте жидкости в первом приближении линейно зависит от давления р, т. е.

(5)

где β_ж - сжимаемость жидкости; ρ₀ - плотность жидкости при начальном давлении p_о.

Из (5) имеем

(6)

Используя закон Дарси и считая проницаемость k и вяз­кость жидкости μ не зависящими от координаты, имеем

(7)

Подставим (4), (6) и (7) в (l). В результате получим следующее выражение:

(8)

Учитывая незначительную сжимаемость жидкости, в фор­муле (8) можно положить ρ ≈ ρ_о. Тогда окончательно по­лучим дифференциальное уравнение упругого режима в сле­дующем виде:

(9)

Здесь χ и β - соответственно пьезопроводность и упругоемкость пласта

Решение уравнения упругого режима позволяет рассчиты­вать изменение давления во времени в каждой точке пласта. Однако при грубых оценках возможностей разработки нефтя­ных месторождений при упругом режиме используют понятие об упругом запасе месторождения, его части или законтурной области. Упругий запас - это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное, предельное, исходя из условий разработки и эксплуа­тации месторождения, значение. Упругий запас обычно опре­деляют по формуле линейного закона сжимаемости пласта

(10)

где ∆V_п - изменение порового объема, т. е. непосредственно упругий запас пласта объемом V; ∆V_п и ∆р - абсолютные ве­личины.