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.
|
|
36 Лекция №3 План 1. Общая (интегральная) формула для определения добычи из нефтяного месторождения на любой стадии разработки. 2. Основные технологические показатели разработки. Общая (интегральная) формула для определения добычи из нефтяного месторождения на любой стадии разработки Добыча нефти из месторождения в любой момент времени t составляет н кр.э э (t) N z (t ) ( )d τ ω τ τ = − ⋅ ∫ , где изв.э кр.э N N n = – параметр А.Н.Крылова для элемента разработки (удельные извлекаемые запасы на одну скважину N изв.э – извлекаемые запасы элемента n - число скважин элемента τ – переменная интегрирования t – рассматриваемый период времени разработки н.э э извэ q ( ) z N τ = – темп разработки элемента. Внутри каждого этапа принимают средний дебит. ω(τ) – темп ввода элементов в разработку. Только на первом этапе разработки есть понятие темпа ввода. С учетом вышеприведенных соотношений можно записать второй вид формулы н н (t) q (t ) ( )d τ ω τ τ = − Основные технологические показатели разработки Основные технологические показатели разработки месторождения можно разделить на две группы. Первая группа включает в себя основные показатели работы залежи, а вторая группа – основные показатели, связанные с фондом скважин. 37 I группа 1. Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи, в тыс. тонн. 2. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ, вили дед. н изв q (t) z(t) N = 3. Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов (текущих извлекаемых запасов, %. На последний год z = 100%. н изв н (t) z(t) N Q = − 100% 4. Накопленная добыча нефти н н i Коэффициент нефтеотдачи (коэффициент извлечения нефти – К ин ) – Коэффициент извлечения нефти (К ин ) в долях ед. или %: К ин =V извл / геол где V извл – объем извлекаемых запасов, геол - объем геологических запасов. 5. Текущий коэффициент извлечения нефти динамика его величины во времени показана на рис. 3.1. н ин геол (К (Рис. 3.1 Динамика текущего коэффициента извлечения нефти во времени 6. Годовая добыча жидкости, в млн. тонн. t К ин 38 Всего, в том числе механизированным способом. 7. Годовая добыча газа, млн. м 3 Накопленная добыча газа, млрд. м 8. Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн жидкости, млн. м (газа. 9. Обводненность, вили дед. Обозначение – В н или ν(t). Это доля воды в двухфазном потоке продукции в ж q (t) (t) q (t) ν = 10. Компенсация отбора закачкой – это отношение закачанного объема воды к объему отобранной жидкости. Оба объема считаются в пластовых условиях. Этот показатель может варьировать на разных этапах ив разных условиях разработки. Вначале он может быть < 100%, потом быть равным 200-300%, а затем опять снижаться. II группа 1. Темп ввода скважин из бурения. 2. Эксплуатационный фонд. 3. Действующий эксплуатационный фонд. 4. Количество добывающих и нагнетательных скважин. 5. Средний дебит скважин по нефти, жидкости, газу, приемистость нагнетательных скважин. Рассмотрев основные технологические показатели разработки месторождения, смоделируем изменение важнейшего из них – динамику годовой добычи нефти. Пусть темп разработки элемента изменяется во времени по экспоненциальному закону (рис. 3.2): э ( )=z a e τ τ − ⋅ ⋅ (3.1) 39 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0 10 20 τ z э (τ) Рис. 3.2 Динамика темпа разработки во времени Как правило, время разработки месторождения велико (примем в модельном случае стремящимся к бесконечности. Исходя из определения темпа разработки (см. предыдущую лекцию, очевидно, что э ( ) 1 d τ τ ∞ = ∫ (3.2) Подставляя (3.1) в (3.2), получим, что a = Согласно общей формуле для определения добычи из месторождения на любой стадии разработки, для первой стадии можно записать 0 0 t t z ( t ) -z н кр.э э кр.э 0 кр.э 0 0 q (t) N z (t ) ( )d N z e d N w (1 e ) τ τ ω τ τ ω τ − ⋅ − ⋅ = − ⋅ = ⋅ ⋅ = ⋅ − ∫ ∫ , где w – темп ввода элементов на й стадии. Те. этой зависимостью описывается динамика годовой добычи нефти на первой стадии, когда продолжается разбуривание и обустройство месторождения. Время t* легко найти, зная общее число элементов и скорость их ввода э t Если принять, что после окончания первой стадии элементы выбывают стой же скоростью w, что и вводились (в результате падения дебита ниже рентабельного, процесса обводнения и т.д.), тон кр.эл ( ) N w q t e e − ⋅ − ⋅ = ⋅ ⋅ − 40 Из последнего равенства видно, что при н, Q 0 τ → ∞ → (рис. 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 0 5 10 15 20 t, годы н, млн. тонн в год w=40 элементов в год w=20 элементов в год Рис.3.3 Динамика добычи нефти при различных темпах ввода элементов в разработку Видно, что величина добычи максимальна в конце первого периодате. когда t = t*. Тогда 0 0 -z t* -z t* max н кр.э N q (t) N w (1 e ) (1 e ) t * ⋅ ⋅ = ⋅ − = − , где N – это извлекаемые запасы нефти месторождения. 41 Лекция №4 План 1. Коэффициент извлечения нефти. Формула академика А.П. Крылова, коэффициент охвата и коэффициент вытеснения. 2. Параметры, влияющие на коэффициент вытеснения и коэффициент охвата. 3. Плотность сетки скважин и её влияние на величину нефтеизвлечения 4. Модификация систем разработки с применением горизонтальных скважин 5. Типы моделей пласта. Коэффициент извлечения нефти. Формула академика А. П. Крылова Одним из важнейших показателей технологической эффективности принятой системы и методов разработки является коэффициент нефтеизвлече- ния, определяющийся соотношением извлекаемых и геологических запасов нефти. После утверждения величины К ин вместе с запасами на ГКЗ при МПР РФ достижение этого коэффициента становится обязательным для недропользо- вателя. Очевидно, что степень извлечения нефти зависит от огромного количества факторов, каждый из которых в отдельности учесть не представляется возможным. Академик А.П. Крылов был одним из первых, кто предложил свести все факторы, влияющие на величину нефтеотдачи в два коэффициента – коэффициент вытеснения и коэффициент охвата К ин = Кв ⋅ К охв (4.1) где К ин , Кв – коэффициенты, соответственно, нефтеизвлечения и вытеснения; Коэффициент вытеснения заключает в себе факторы, связанные с механизмом извлечения нефти из пласта (микроуровень – средний размер пор для девонских отложений Ромашкинского месторождения 20 мкм. 42 Коэффициент охвата учитывает факторы, влияющие на полноту вовлечения пласта в разработку (макроуровень – средние толщины пласта девонских отложений Ромашкинского месторождения около 20 м. Коэффициент вытеснения По определению н выт н вовл в, где V н.выт – это объем извлеченной (вытесненной, в случае заводнения) из пласта (чаще модели пласта) нефти V н.вовл – запасы нефти, первоначально находившиеся в объёме пласта, вовлеченного в разработку. Коэффициент охвата По определению пл вовл охв пл, где V пл.вовл – объём пласта, вовлеченного в процесс разработки пл суммарный объём пласта (с учетом застойных зон, изолированных пропластков, линз и т.д.). На практике для анализа различных факторов, влияющих на коэффициент охвата, оказалось удобным разбить этот показательна два коэффициент охвата по толщине (рис. 4.1) и коэффициент охвата по площади рис. 43 Рис. 4.1 Схема охвата пласта по толщине h вовл охв общ h K h = - коэффициент охвата по толщине, где h вовл – толщина пласта, вовлеченного в процесс разработки общ – суммарный объём пласта (с учетом застойных зон, изолированных пропластков, линз и т.д.). Рис. 4.2 Схема охвата пласта по площади h общ Зона, охваченная заводнением (S вовл ) Зона, неохваченная заводнением (S общ - S охв ) 44 S вовл охв общ – коэффициент охвата по площади, где S вовл – площадь проекции пласта, вовлеченного в процесс разработки общ – суммарная площадь проекции пласта (с учетом застойных зон, изолированных пропластков, линз и т.д.). Коэффициент вытеснения используется в качестве величины, но правильнее это функция, зависящая, в частности, от фазовых проницаемостей рис. 4.3). 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Sв К н 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 K в Рис. 4.3 Зависимости относительных фазовых проницаемостей по нефти (k ни поводе вот водонасыщенности (в) н ост выт н нач н нач н ост S S 1 S , , = − = − = где S н.ост – остаточная нефтенасыщенность; S н.нач – начальная нефтенасыщенность; S 0 – начальная водонасыщенность; So S o 45 S 0 – остаточная водонасыщенность. В компьютерных пакетах гидродинамического моделирования предполагается при бесконечной промывке достижение коэффициента охвата η охв = 1. Таким образом, никакого модельного эксперимента по определению коэффициента охвата не может быть проведено. Единственный способ определения реальной величины η охв – это статистика. Модели настраиваются по истории разработки, поэтому в настроенной модели функции фазовых проницае- мостей определяют продвижение вытесняющей и вытесняемой жидкостей по пласту в соответствии с распределением проницаемостей. Факторы, влияющие на величину коэффициента вытеснения (η выт ) 1. Минералогический состав и литологическая микроструктура породи, как следствие, глинистость пород, распределение пор по размерам, абсолютная и относительная проницаемости, параметры микротрещин- ности пород, те. размеры блоков и трещин, отношения их проницаемо- стей и т. д. 2. Отношение вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть, или, в более общем случае, соотношение подвижностей нефти и воды , М λ λ Β Η = где Β Β Β = µ λ k – подвижность воды Η Η = µ λ k B – подвижность нефти. 3. Структурно-механические (неньютоновские) свойства нефти и их зависимость от температурного режима пластов. 4. Тип смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой. 5. Скорость вытеснения нефти водой (в случае заводнения и некоторых естественных режимов. 46 Факторы, влияющие на величину коэффициента охвата (η охв ) 1. Физические свойства и геологическая неоднородность разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта. Здесь имеется ввиду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, те. водонефтяных зон, прерывистости пласта по вертикали и по горизонтали, существования дизъюнктивных разрывов и т. д. 2. Параметры системы разработки месторождения, те. расположение скважин в пласте, расстояние между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин. 3. Давление на забоях нагнетательных и добывающих скважин, те. перепад давления между зоной отбора и зоной нагнетания, применение методов воздействия на призабойную зону и совершенство вскрытия пластов. Применение способов и технических средств эксплуатации скважин механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации. Применение методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др. Плотность сетки скважин и её влияние на величину нефтеизвлечения Только в однородном высокопроницаемом пласте влияние плотности сетки несущественно влияет на величину нефтеотдачи (например, месторождение Восточный Техас, США. Чем выше неоднородность пласта, тем значительнее влияние плотности сетки на нефтеотдачу. Внедрение системы ППД позволяет разредить сетку скважин при сохранении темпов отбора дох годов – 36-56 га/скв, е годы – 50- 60 га/скв. С использованием характеристик вытеснения были определены активные запасы нефти и коэффициенты нефтеизвлечения при уплотнении первоначальных редких сеток скважин путем добуривания конкретных эксплуатационных объектов. Результаты этой работы по некоторым девонским залежам Ромашкинского, Ново-Елховского, Бондюжского и Первомайского месторождений на основе материалов [1] приведены в обработанном виде на рис. 4.4. 35 40 45 50 55 60 65 15 20 25 30 Плотность сетки, га/скв К о эф фи ц и е н т неф те извлечения, % Абдрахмановская площадь Первомайское месторождение Бондюжское месторождение Ново-Елховское месторождение Елховская площадь Акташская площадь Рис. 4.4. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин Из приведенных материалов оценивая влияние различных факторов на текущее нефтеизвлечение методом многофакторного корреляционного анализа позволяет для девонских объектов сделать следующие выводы 48 - при более плотной сетке скважин текущее нефтеизвлечение при одинаковом объеме прокачанной через пласт жидкости оказывается выше- при более плотной сетке скважин происходит прирост извлекаемых запасов нефти и повышается коэффициент нефтеизвлечения эксплуатационного объекта. Бавлинское месторождение получило известность благодаря проведению на нем в течение трех десятилетий уникального промышленного эксперимента по изучению влияния плотности сетки скважин на производительность залежи и нефтеизвлечение [2(1)]. Основные цели эксперимента были следующие. Доказать возможность сохранения достигнутого объема добычи нефти из пласта Д 10000 т в сутки приостановке около 50% скважин действующего эксплуатационного фонда. 2. Изучить в реальных условиях разработки пласта Д зависимость неф- теизвлечения от плотности размещения скважин. Первая задача эксперимента была решена быстро (в течение 1-2 лет. Запроектированный объем добычи нефти на месторождении был получен при вдвое меньшей плотности сетки добывающих скважин. Это было достигнуто на ранней стадии разработки при наличии больших резервов добычи (рис. 4.5). В настоящее время гидродинамическими расчетами эту задачу можно достаточно быстро выполнить с высокой точностью и для этого не надо проводить промысловых экспериментальных работ. Вторая, основная, задача промышленного эксперимента – определение влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу пласта – является одной из важнейших научных и практических проблем нефтяной промышленности. Для решения ее на Бавлинском месторождении потребовалось более 30 лети тщательное проведение большого комплекса теоретических и промысловых исследований. При этом было установлено существенное влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу даже при исключительно благоприятных гео- лого-физических параметрах горизонта Д. Определенные экспериментальным путем потери нефтеотдачи при разрежении сетки с 26 до 84 га/скв. по 49 ВНЗ составили, по различным оценкам, от 6,2 до 12,7 пунктов, а при разрежении сетки вдвое по чисто нефтяной зоне – от 3,1 до 4 пунктов, а в целом по залежи горизонта Дот до 6,7 пунктов, что существенно выше ранее прогнозируемых 0,25-1,5 пункта. 0,0 1000,0 2000,0 3000,0 4000,0 5000,0 6000,0 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Добыча жидкости.тыс.т Добыча нефти.тыс.т Обводненность,% О б вод не н нос т ь, Добыча нефти, жидкости, тыс тДобыча жидкости Добыча нефти Обводненность, Рис. 4.5 Динамика добычи нефти, жидкости, а также обводненности по пашийскому горизонту Бавлинского месторождения (1946-2005 гг.) Независимо от поставленных задач, фактически на месторождении осуществлялся другой эксперимент – по определению возможности выработки запасов нефти водонефтяной зоны скважинами, расположенными в чисто нефтяной части залежи, те. без разбуривания ВНЗ. В этой части проведенный эксперимент однозначно показал необходимость разбуривания всей залежи (включая и водонефтяные зоны) с самого начала равномерной оптимальной сеткой скважин с проектированием резервных скважин для бурения на поздней стадии разработки на остаточные невырабатываемые запасы и для формирования зон стягивания контуров нефтеносности. Был сделан вывод, что экспериментальные работы оказывают отрицательное влияние наконечные результаты выработки запасов. В дальнейшем эксплуатационное бурение дополнительных скважин велось с большим риском и осторожностью из-за боязни получения непродуктивных скважин. 50 Экономия средств в начальной стадии разработки привела к неоправданно большим затратам средств на поздней стадии разработки. Поэтому необходимо разбуривать всю площадь залежи оптимальной сеткой скважин с самого начала разработки. Модификация систем разработки с применением горизонтальных скважин Применение горизонтальных скважин (ГС) по всему миру стремительно растёт. По разным оценкам, в мире насчитывается более 40 тысяч горизонтальных скважин, пробуренных на нефть и газ. Горизонтальные и наклонные скважины в силу значительной протяженности имеют больший пространственный контакт с пластом в сравнении с вертикальных скважин (ВС), как показано на рис. 4.6. Поэтому величины отбора и закачки на единицу длины меньше вертикальной скважины при одинаковых пластовых условиях. По этой причине распределение давления по их стволу может существенно меняться и влиять на приток или приемистость. Рис Схема расположения стволов ВС и ГС в продуктивном пласте Потеря давления ∆ Р П в общем случае вызвана силами трения, изменением кинетической энергии жидкости и гидростатическим градиентом, как показано на рис. 4.7. Вертикальная скважина Горизонтальная/наклонная скважина 51 Рис. 4.7 К определению распределения давления по стволу ГСП) где - f - коэффициент трения, ρ - плотность жидкости в кг/м |