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: 6 из 20

Вторая проблема заводнения связана с принципиальной не­возможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях значительной про­ницаемости коллекторов и малых значениях параметра μ₀.

Главная причина невозможности полного вытеснения нефти водой из заводненных областей пластов заключается в несме­шиваемости нефти и воды. Решить проблему обеспечения пол­ного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив сме­шиваемость нефти с вытесняющим ее веществом, либо приме­нив высокотемпературное воздействие на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.

Третья, может быть наиболее обширная проблема, возник­шая в результате анализа и обобщения опыта разработки за­водняемых нефтяных месторождений, - проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают во­ду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположе­нии на нефтеносной площади месторождения, что ведет к ос­тавлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.

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.

При этом систему разработки, конечно, приходится выби­рать на стадии составления технологической схемы разработки, когда месторождение еще не достаточно хорошо изучено.

При выборе оптимальных объектов разработки очень важ­ную роль играет знание степени сообщаемости отдельных пла­стов по вертикали. Известно, что трещиноватость свойственна не только карбонатным коллекторам, но и пластам, сложен­ным песчаниками и алевролитами. Во многих случаях увеличе­нию сообщаемости пластов по вертикали способствует наличие в разделяющих пласты непроницаемых слоях отдельных окон, т. е. проницаемых участков.

Оптимальные объекты разработки и плотности сетки сква­жин, как и систем разработки месторождения в целом, следует выбирать на основе технико-экономического анализа. Однако зависимость коэффициента охвата пласта заводнением η₂ от степени объединения пластов в объекты разработки и парамет­ра плотности сетки скважин s_c устанавливают только на осно­ве совместного изучения геологического строения пластов мес­торождения и процесса вытеснения из него нефти водой при различных системах разработки или многофакторного анализа результатов фактической разработки пластов с различной сте­пенью объединения их в объекты разработки и различными параметрами плотности сетки скважин.

Для иллюстрации одного из приведенных положений рас­смотрим в основных чертах методику нахождения зависимо­сти η₂ = η₂(s_c) на основе анализа возможных вариантов разра­ботки месторождения при различных значениях параметра sc с использованием зональных карт неоднородности месторожде­ния.

Допустим, что разрабатываемый пласт месторождения сос­тоит из нескольких пропластков (рис. 3), разделенных про­слоями непроницаемых пород. С целью построения зависимо­сти η₂ = η₂(s_c) для пласта в целом будем поочередно выделять из него отдельные пропластки и изучать, как зависит охват заводнением каждого пропластка от плотности сетки скважин.

Для упрощения будем считать, что неоднородность каждого из пропластков характеризуется линзами, не сообщающимися с остальной частью пласта. Если при некоторой плотности сетки скважин линзу вскрывают одновременно не менее двух сква­жин, одна из которых нагнетательная, а другая - добывающая, то такая линза считается охваченной разработкой. Если же линзу не вскроет ни одна нагнетательная и ни одна добываю­щая скважина, то эта линза принимается не вовлеченной в разработку, а содержащиеся в ней запасы нефти исключаются из запасов, охваченных разработкой.

Выделим из изучаемого участка разрабатываемого слоисто­го пласта пропласток А (рис. 4). Этот пропласток содержит в пределах участка три линзы: 3, 4 и 5. Будем считать, что при разработке месторождения применяют однорядную схему рас­положения скважин. Рассмотрим изменение охвата пласта раз­работкой при этой схеме расположения скважин, но при двух различных s_с1 и s_с2, причем s_с1>s_с2. В случае, показанном на рис. 96, соответствующем s_c = s_с1 охватывается разработкой только линза 4. Запасы нефти, содержащиеся в линзах 3 и 5, должны быть исключены из извлекаемых запасов рассматри­ваемого участка пласта.



Рис. 3. Схема вертикального разреза участка пласта

с несколькими пропластками:

1, 2 и 4 - соответственно пропластки А, Б и В; 3 - линза в проиластке;

5 - непрони­цаемые прослои


Рис.4. Схема расположения сква­жин в пропластке А при s_c = s_cl:

1 и 2 - скважины соответственно нагнетательные и добывающие;

3, 4 и 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности
Во втором случае (рис. 5) при той же схеме расположения скважин плотность сетки скважин выше (s_с2<s_с1) и в линзы 3 и 5 пропластка 4 "попадают" не менее одной нагнета­тельной и одной добывающей скважины. Следовательно, все линзы охватываются разработкой и коэффициент охвата пласта будет выше, чем в первом случае.



Рис. 5. Схема расположения скважин в пропластке А при s_c2c₁:

1- 6 - см. рис. 96
Из приведенного примера следует, что для нахождения за­висимости коэффициента охвата пластов месторождения раз­работкой следует, прежде всего, изучить и знать макронеоднородность пласта. Необходимо при этом отметить, что на охват пластов месторождения разработкой влияет не только их линзовидность, но и другие виды неоднородности и тектонические нарушения. Трещиноватость пластов может играть полезную роль в повышении их охвата разработкой, поскольку с по­мощью трещин соединяются литологически неоднородные пропластки, в результате чего повышается однородность пластов. Однако неоднородная трещиноватость приводит к преждевре­менным прорывам закачиваемой воды в добывающие скважи­ны и к снижению коэффициента охвата пластов заводнением.

Для решения проблемы повышения охвата пластов завод­нением необходимо количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки и рассчитывать, к каким ре­зультатам могут приводить те или иные мероприятия по частич­ному изменению системы разработки или режимов работы скважин, т. е. мероприятия по регулированию разработки.

Подобные расчеты сводятся к решению двумерных и трех­мерных задач вытеснения нефти водой на современных быстро­действующих ЭВМ.

Как уже указывалось, проблема изучения влияния плотности сетки скважин и систем разработки на охват пластов заводне­нием решается в общем виде также с применением методов многофакторного анализа фактической разработки месторож­дений с различными параметрами s_c. При этом получают толь­ко осредненные зависимости, которые весьма приближенно можно использовать для конкретных месторождений.

Для аппроксимации таких общих зависимостей η₂ = η₂(s_c) используют формулу ВНИИ

(1)

или формулу В. Н. Щелкачева

(2)

где А, В и α - постоянные коэффициенты.

Для того чтобы использовать формулы (1) и (2) применительно к конкретным месторождениям, нужно именно для этих месторождений определить коэффициенты А, В или α, например путем изучения зональных карт неоднородности и систем разработки месторождений.

Выше указывалось, что решение проблемы повышения охва­та пластов заводнением существенным образом связано с воз­можностью эффективного регулирования разработки, которое, пожалуй, можно выделить в самостоятельную проблему.

Одним из первых вопросов, возникших при решении пробле­мы регулирования разработки нефтяных месторождений и по­вышения охвата пластов заводнением, является вопрос о выво­де из эксплуатации, т. е. отключении, обводнившихся скважин. Так, по мере продвижения водонефтяного контакта по отдель­ным пропласткам разрабатываемого пласта добывающие сква­жины обводняются. Вопрос состоит в следующем: при какой обводненности продукции отключать добывающие скважины с тем, чтобы не допустить существенного снижения нефтеотдачи?

Если, например, при трехрядной системе разработки пласта средний низкопроницаемый пропласток выклинивается вблизи первого ряда добывающих скважин (рис. 6), то вывод из эксплуатации первого ряда скважин при слишком низкой об­водненности приведет к очевидному снижению нефтеотдачи, если средний пропласток содержит значительные запасы нефти.



Рис. 6. Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков,

разра­батываемого при трех­рядной схеме расположе­ния скважин:

1 - нагнетательная скважи­на; 2 - пропласток 1; 3 - добывающая скважина пер­вого ряда; 4 - пропласток 2, выклинивающийся между первым и вторым рядом до­бывающих скважин; 5 - до­бывающая скважина второго ряда; 6 - пропласток 3
В проблеме регулирования разработки нефтяных месторож­дений имеется и много других еще не решенных вопросов.

Помимо указанных общих проблем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения известен и целый ряд специальных, таких, например, как создание эффектив­ных методов разработки низкопроницаемых, сильно неоднород­ных пластов, водонефтяных зон месторождений, коллекторов с высокой глинистостью, трещиновато-пористых пластов с неод­нородной трещиноватостью и т. д.

Указанные проблемы могут быть решены также путем ис­пользования вместо обычного заводнения иных методов разра­ботки нефтяных месторождений.


Лекция 9. Методика ТатНИПИ
Методика "ТатНИПИнефть" нашла широкое применение при проектировании разработки нефтяных месторождений Татарстана и составлении проектов разработки в Сибири, Алжире и Ираке.

Данная методика основана на использовании послойно- и зонально-неоднородной модели пласта. Для учета неоднородности пластов применяются статические и вероятные методы.

В данной работе для расчета технологических параметров разработки был выбран бобриковский горизонт.

Для реализации расчета необходимые данные представлены в табл. 1.

Таблица 1

Исходные данные	Величина
Балансовые запасы нефти Qб, млн.т.	23
Площадь нефтеносности, м2	3,6*107
Средний коэффициент продуктивности кср, т/сут∙МПа	2,1*10-5
Зональная неоднородность U2 3	0,39
Вязкостей нефти / воды в пластовых условиях μн / μв	4,52/1,4
Плотность нефти/воды в пластовых условиях ρн / ρв	824/1186
Коэффициент вытеснения нефти водой К2	0,73
Коэффициент эксплуатации скважин ξэ	0,95

Расчет технологических показателей разработки

Расчет показателей разработки
1. Рассматриваем вариант разработки при равномерной квадратной сетке скважин 500х500м. Зная площадь нефтеносности и общее число нагнетательных и добывающих скважин, находим плотность сетки скважин.



км²/скв
2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,

,

где а – показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности),

μ_* - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

;

;

;

Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин m= 1,2 ∙ , т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, v

;

4. Определяем функцию относительной производительности скважин ()

;

5. Определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи (q_o).

,

где Δp= 10⁷ МПа - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в расчетном варианте.

q₀ = 365∙2,1∙10^-5∙73∙10⁷∙0,33=1,78 млн.т/год.

Расчет конечной характеристики использования запасов нефти
1. Подвижные запасы нефти (Q_n)

Q_n=Q_бК₁К₂, где Q_б – балансовые запасы нефти; К₁- коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин, К₁=1-аS, где а – постоянный коэффициент (а=0,2), S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км²; К₂ – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).

К₁=1-0,2∙0,49=0,9 Q_n=23∙0,92∙0,73=15,134 млн.т.

2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента U²_р, находится с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.

,


3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

где μ₀=0,5 (1+ μ_*)ρ_*; ρ_*= ρ_{в /} ρ_н;

А₂ – предельная массовая доля воды ( предельная обводненность) =0,99; μ₀ –коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в μ_* раз и по плотности в ρ_* раз.

μ₀ = 0,5∙(1+1,92) ∙1,44=2,1

А=
4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К₃) при данной послойной неоднородности пласта (U²_p) и предельной доле агента (А)

К₃= К_нз+( К_кэ- К_нз)А,

где

;
;
К_з=0,246+(0,893-0,246)∙0,979=0,879

5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения:

F=K_H3+( K_K3+ K_H3)ln(1/(1-A));

F=0,246+(0,893-0,246) ln(1/(1-0,979))=2,749.

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_FO) и нефти (Q_O) находятся из следующих формул:

Q_FO= Q_nF , Q_O= Q_nK₃

Q_FO=15,134∙2,749=41,6 млн.т Q_O=15,134∙0,879=13,3 млн.т

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_FO2) в поверхностных условиях будут равными:

Q_FO2= Q_O+(Q_FO - Q_O)μ₀;

Q_FO2=13,3+(41,6-13,3)∙2,1=72,8 млн.т.

7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добыче жидкости

; ;

а нефтеотдача пластов

К_но=Q_o/Q_б=13,3/23=0,578.