Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест. Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4
 Скачать 5.67 Mb.
|
|
144 Во-первых, это неустановившиеся градиенты давления в системе трещины матрица при нагнетании воды. Следующий фактор связан с разностью капиллярного давления на границе воды и нефти, насыщающих матрицу. Действие этого перепада приводит к возникновению капиллярной пропитки пород, то есть к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы преимущественно гидрофильные. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещин- но-поровых пластов вполне объяснима не только с позиции действия капиллярных сил, но и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать поры матрицы, обладая сложной, сильно разветвленной поверхностью. Существует 2 вида капиллярной пропитки – прямоточная и противо- точная. Прямоточная пропитка происходит в случае, когда вытесняющая и вытесняемая фазы движутся водном направлении и, соответственно, проти- воточная – фазы движутся в противоположных направлениях. Для определения скорости капиллярного впитывания удобно использовать следующую формулу, выведенную на базе зависимости [2]: ( ) t a e t t β ϕ β − ⋅ = ⋅ (14.1) Из соображений размерности и физики процесса впитывания воды в кубический блок матрицы (рис) коэффициент нормирования процесса пропитки β можно выразить следующим образом 0,5 3 cos ; ( , , , н н в н в k k A f k k m l l µ σ θ β µ µ ⋅ ⋅ ⋅ = = ⋅ , где k н, k в – относительные фазовые проницаемости блока для нефти и воды k – абсолютная проницаемость σ – коэффициент межфазного натяжения на границе нефть – вода θ – угол смачивания пород пласта водой н – коэффициент динамической вязкости нефти l s – длина грани блока, m – коэффициент пористости блока, А – экспериментальная функция. Коэффициент а в выражении для скорости капиллярного впитывания находится из соображений материального баланса. За бесконечное время количество впитавшейся в кубический блок с длиной грани l s воды равно объему извлеченной из него нефти. То есть 3 * 0 ( ) O s н dt m l s ϕ η ∞ = ⋅ ⋅ ⋅ ∫ , (14.2) где t – время н s – начальная нефтенасыщенность блока породы η * – величина конечной нефтеотдачи блока при его капиллярной пропитке. Интеграл определяем, подставив выражение (14.1) для скорости капиллярной пропитки 0 0 0 ( ) t a e a e a t dt dt t β τ π ϕ β β β τ ∞ ∞ ∞ − − ⋅ = = = ⋅ ∫ ∫ ∫ (14.3) Тогда, приравнивая (14.2) и (14.3), получим 3 0 * s н l s a η β π ⋅ ⋅ ⋅ Рассмотрим непосредственно процесс вытеснения нефти водой на модели трещинно-порового пласта (рис. 14.1). Будем полагать, что блоки можно представить кубами с длиной грани l s . Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пластах, то первые блоки, находящиеся у входа в пласт, будут пропитываться водой дольше, а значит и на большую величину, чем более удаленные. Весь расход воды q, закачиваемой в модель прямолинейно- параллельного вытеснения, впитывается в определенное число блоков породы, охваченных фронтом пропитки. Поэтому в каждый момент времени пропитка их происходит в области 0 146 сыщенности и прекращения процесса пропитки (x ф – координата фронта капиллярной пропитки. Рис. 14.1 Схема заводняемого трещинно-порового пласта при прямолинейно параллельном вытеснении 1 – блок породы, охваченный капиллярной пропиткой 2 – блок породы, до которого не дошёл фронт капиллярной пропитки (х ф – координата фронта) Этот фронт будет перемещаться в пласте со скоростью ф ф dx Если считать, что блоки породы в каждом сечении пласта начинают пропитываться в момент времени λ, то скорость впитывания воды необходимо исчислять от этого момента времени. Пусть в течение времени ∆λ вступило в пропитку некоторое число блоков породы. Расход воды ∆q, входящей в эти блоки, составит 3 ( ) ( ф s b h t v q l ϕ λ λ λ ⋅ ⋅ − ⋅ ∆ ∆ Скорость впитывания воды φ(t) ранее была определена для одного блока. Чтобы выразить ее как скорость впитывания воды в единицу объема тре- щинно-порового пласта, мы разделили φ(t) на l Суммируя приращения расходов ∆q и устремляя ∆λ к нулю, приходим к следующему интегральному выражению q q ф x 1 2 147 3 0 ( ) ( ф s b h q t v d l ϕ λ λ λ ∞ ⋅ = − ⋅ ⋅ ∫ , или, используя формулу для скорости капиллярной пропитки и найденный коэффициента н ф q b h m s v d t β λ β η λ λ π β λ − − = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ − ∫ (14.4) Часто на практике задается расход q и необходимо найти скорость продвижения фронта пропитки v ф. Чтобы найти скорости фронта, необходимо решить интегральное уравнение. Методика его решения выходит за рамки стандартного курса высшей математики, поэтому приведём лишь конечный результат * 0 ( ) ( ) t ф н q e v t erf t b h m s t β β η π β − = + ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ (14.5) С использованием этого уравнения можно прогнозировать координату фронта пропитки для линейного случая. С другой стороны 0 ( ) ( ) t ф ф ф ф dx v t x v t dt dt = ⇒ = ∫ * 0 0 ( ) ( ) t ф н e x t erf t dt b h m s t β β η π β − = + ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ∫ (14.6) Если значение t очень велико (порядка 50 суток, то интеграл становится близким к единице. Тогда получим прямую зависимость для координаты стабилизированного фронта пропитки * 0 ( ф н x t b h m s η ≈ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ t . (14.7) 148 Аналогичными вычислениями можно получить формулу для координаты фронта капиллярной пропитки при плоско-радиальной фильтрации, определяемую через площадь, охватываемую пропиткой ( ) ( ) ( ) 4 1 2 exp ( ) 0 4 2 * q t t t S t erf t f h m S бл н ⋅ = ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ (14.8) где S f – площадь, охватываемая пропиткой, то есть, тогда радиус фронта пропитки r составит r = / f Таким образом по пласту будет двигаться зона пропитки с интенсивным ее проявлением на переднем фронте, а через определенное время может сформироваться и задний фронт, на котором пропитка уже закончится. После достижения фронтом пропитки добывающей скважины начнется водный период добычи. Дальнейшая добыча требует регулирования закачки и отбора для оптимизации отбора нефти при наименьшей обводненности. Анализ технологических показателей разработки В процессе разработки месторождений накапливается большой объем информации, например, данные по добыче нефти, жидкости, объёмам закачанной воды итак далее. Эти данные представляют собой хороший инструмент для анализа состояния и прогноза разработки месторождения, а также для оценки эффективности мероприятий, проводимых на нм. Рассмотрим, например, как с помощью данных по обводнённости и добыче нефти можно оценить извлекаемые запасы для случая статистически устойчиво сформировавшейся связи между ними. Такая связь устанавливается после добычи значительных объемов запасов. 149 Зная объёмы добытой из месторождения нефти по годам, определяется величина текущей нефтеотдачи. Далее, можно построить зависимость обвод- нённости по годам от нефтеотдачи. С помощью методов обработки экспериментальных данных строится определённого вида зависимость (рис. 14.2) обводнённости от нефтеотдачи из предыдущих разделов становится понятным, почему динамика обводненности, как правило, носит образный характер. Затем, например, с помощью разложения вряд Ньютона, экстраполируется зависимость до установленного экономически рентабельного значения обводнённости. Опустив перпендикуляр из этой точки на ось абсцисс, получим коэффициент нефтеотдачи, соответствующий предельной обводнённости. Рис. 14.2 Анализ зависимости динамики обводнённости от величины текущей нефтеотдачи С помощью этого метода можно оценить, сможем ли мы при указанной динамике технологических показателей достичь величины проектного коэффициента нефтеотдачи или нет. Аналогичные результаты можно получить также и с применением метода характеристик вытеснения или кривых падения, описанного подробнее далее в курсе. прогноз η ν кон пред 150 Лекция №15 План 1. Терминология в определениях метода увеличения нефтеизвлечения (МУН), обработки призабойных зон пласта (стимуляции скважин. 2. Классификация методов увеличения нефтеизвлечения (МУН). 3. Достоинства и недостатки современных МУН. Критерии применимости МУН и этапы принятия решения об их применении. 4. Выбор МУН и объектов для их применения. 5. Использование методов искусственного интеллекта в задачах выбора МУН. Терминология в определениях метода увеличения нефтеизвлечения (МУН), обработки призабойных зон пласта (стимуляции скважин) В классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов в связи с активной интеграцией России в мировой нефтяной рынок, появились очевидные сложности в применении терминологии. Во многом эти сложности обусловлены наличием схожих терминов и разным толкованием одних и тех же процессов. Кроме того, распространенные в российской практике термины – методы увеличения (повышения) нефтеотдачи (нефтеизвлечения), методы обработки призабойной зоны (ОПЗ) требует специального разъяснения в их связи с применяемыми в международной (американской) классификации определениями - improved oil recovery (IOR) улучшенная добыча нефти, - enhanced oil recovery (EOR) – увеличение нефтеизвлечения, - well stimulation – стимуляция скважины. Основные факторы и показатели, которые могут быть использованы при классификации терминов, характеризующих процессы увеличения нефтеизвлече- ния и ОПЗ во взаимодействии с западной терминологией удобно привести в виде таблицы (табл. 151 Таблица 15.1 Характеристика терминов в процессах увеличения нефтеотдачи и обработке призабойных зон скважин N Термин Характеристика термина Улучшенное нефтеизвлечение (IOR) Увеличение нефтеизвле- чения (EOR) Обработка призабойной зоны пласта стимуляция скважин) 1 Любые воздействия, улучшающие технологические показатели принятого к реализации проекта разработки с набором геолого- технологических мероприятий + 2 Инновации в составе технологии разработки, улучшающие показатели разработки + + + 3 Дополнительная добыча из вовлеченных запасов + + 4 Вовлечение и добыча из новых запасов + + 5 Увеличение охвата пласта вытеснением Увеличение извлекаемых запасов в элементе разработки + + 7 Модификация пластовых условий взаимодействия в системе порода-флюид с целью дополнительной добычи + + + 8 Снижение остаточной нефтена- сыщенности в охваченном разработкой объеме + + Таким образом, основные различия в определениях можно классифицировать по 1. физико-химическим принципам - взаимодействие в пластовых системах 2. количественным показателям - коэффициенты вытеснения и охвата. Охват может быть детализирован на охват по простиранию и по разрезу. Указанные различия принципиально определяются степенью изученности - как на лабораторном уровне, таки на уровне месторождения. Предлагается для конкретизации условий применения терминов использовать соответствующие масштабы рассмотрения. Коэффициенты нефтеизвлечения, вытеснения и охвата в модельных условиях физических экспериментов можно объективно определять для одномерных, а также двумерных и трехмерных случаев. Для промысловых условий - эти величины могут быть только оценочными и принципиально зависят как от методов исследования, таки стадии изученности объекта. Наверное, в силу превалирования американской и британской научно- технической литературы и большого числа специалистов, использующих эти термины в западных компаниях и совместных с этими компаниями предприятиях, было бы удобно перейти на общую сними классификацию. Справедливости ради следует отметить, что в западной научно-технической литературе также нет полной ясности в терминах увеличения нефтеотдачи, стимуляции добычи и улучшения добычи нефти. Суммируя указанные выше соображения, принятая терминология могла бы выглядеть следующим образом 1. МУН – это любые технологии, которые увеличивают степень (коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент нефтеотдачи, те. проектную добычу припер- вичном (базовом) механизме добычи. 2. IOR – улучшенное нефтеизвлечение, включает как увеличение нефтеотдачи пласта (EOR), таки увеличение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. 3. EOR - увеличение нефтеизвлечения, в широко используемой в России терминологии - увеличение (повышение) нефтеизвлечения (нефтеотдачи) пласта. Обработка призабойной зоны пласта (стимуляция скважин) - процесс, увеличивающий (восстанавливающий) характеристики призабойной зоны пласта при этом, как правило, извлекаются те же вовлеченные запасы, м.б. и за различные сроки. Целью этих процессов является интенсификация добычи нефти, те. сокращение срока добычи определенных запасов. Если обобщить сказанное выше, то дополнительная добыча нефти от применения методов увеличения нефтеотдачи может быть оценена как добыча, полученная из приращенных извлекаемых запасов, тогда как дополнительная добыча нефти при методах интенсификации - это результат дополнительной добычи из прежних извлекаемых запасов. Хотя и тот, и другой процессы с экономической точки зрения могут быть равноценны, т.к. сроки разработки месторождения могут быть различными Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов Эта классификация является предметом постоянных дискуссий по мере развития представлений о пласте и механизмов процессов извлечения нефти. Основные принципы классификации методов нефтеотдачи формируются следующим образом. По стадии применения, 2. По виду вытесняющих агентов (процессов, 3. По механизму действия (цели применения) и др. Классификация МУН по стадии разработки По международной (американской) классификации первичным механизмом добычи нефти является тот, который основан на естественной энергии пласта, те. водонапорный, упругий, газовый, гравитационный и различные их комбинации (табл. 15.2). Все методы, основанные на нагнетании (возврате) продукции пласта – воды и газа (включая поверхностного аналога – пресная вода, относятся к вторичному механизму – вторичные методы. В отечественной практике эти методы отнесены к поддержанию пластового давления (ППД) нагнетанием воды или газа. По всей видимости, к этим методам воздействия следует относить и метод, основанный на нагнетании нефти, возможно и более дешевой вязкой, в составе переменных оторочек нефти и воды и т.д. Эти методы не вносят существенных изменений в физико-химические механизмы пластовых процессов. Третичными методами (МУН по отечественной классификации) являются методы, основанные на модификации вторичного механизма, а также методы, использующие самостоятельные физические, химические, микробиологические механизмы или комбинации их. Таким образом, на долю третичных методов приходится весь спектр технологий, основанный на введении реагентов – жидких, газообразных, твердых (в виде дисперсии, которые отличны от агентов природной энергии – воды и углеводородных газов. При этом возможно каких прямое нагнетание в пласт, таки введение с агентами вторичных методов воздействия. В результате действия третичных методов происходят существенные изменения пластовых процессов - физические - изменение плотности, вязкости, межфазного натяжения флюидов, а также изменения свойств породы пласта, - химические - реакции с породой, пластовыми флюидами, - биохимические - генерация продуктов жизнедеятельности бактерий (метаболитов) и их реакции. Таблица 15.2 Классификация МУН по стадии разработки Первичная добыча Primery recovery Вторичная добыча Secondary recovery Третичная добыча Tertiary recovery Естественный режим разработки Заводнение Термические методы Нагнетание углеводородных газов Химические методы Циклическая закачка газа и воды Газовые методы (СО, N 2 Z) Микробиологические методы Физические методы Классификация МУН по виду вытесняющих агентов Эти методы по классификации стадий применения могут быть отнесены как к вторичным, таки к третичным. Они подразделяются наследующие основные группы - газовые, химические, микробиологические, физические и комбинированные (табл. 15.3). Классификация МУН по масштабу воздействия Полнота процесса нефтеизвлечения определяется параметрами, характеризующими воздействие на пласт и пластовые флюиды в микро- и макромасштабе. В 155 микромасштабе этот процесс принято количественно оценивать через коэффициент вытеснения (Ква в макромасштабе – коэффициентом охвата вытеснением (К охв ). Для более детального описания и количественной оценки могут вводится дополнительные коэффициенты, такие как коэффициент сетки скважин (К сет ) и т.д. В общем случае результаты микромасштаба, те. коэффициент вытеснения, переносится на масштабы объекта разработки для определения коэффициента нефтеизвлечения (К ни ) в соответствии с простым уравнением (4.1), повторим его для понимания (15.1), которое детализировано Щелкачевым В.Н. с учетом сетки скважин (15.2): К ни = Кв ⋅ К охв (15.1) К ни = Кв ⋅ е ; (15.2) где К ни , Кв - коэффициенты соответственно нефтеизвлечения и вытеснения - коэффициент, характеризующий уменьшение нефтеизвлечения при разрежении сетки скважин (увеличение расстояния между скважинами, км S - плотность сетки скважин, км 2 /скв. Таблица 15.3 Классификация МУН по виду вытесняющего агента (процесса) Процессы Вытесняющий агент Детализация агента Углеводородные газы Воздух Инертные газы азот Углекислый газ 1. Газовые Газы горения азот, углекислый газ Кислоты соляная, серная, плавиковая Щелочи гидроксиды натрия, калия Полимеры органические, неорганические. Химические ПАВ Биополимеры Продукты жизнедеятельности естественной пластовой микрофлоры Газы, кислоты, ПАВ, полимеры |