Г = const. Тогда Г = г н
н ат ат н
н г S
p p
p k S
µ
α
µ Из последнего соотношения видно, что p = н, тогда, зная, что н = k н (н, получим, что k н = k н (p). Тогда для дебита скважины по нефти получим
*
0 2
( н нскв н kk p h p
q Введем для упрощения решения функцию, предложенную академиком
С.А. Христиановичем:
H =
*
*
( )
;
( н н p dp C dH
k p Тогда, интегрируя, получим
2
ln( )
нскв кн с H
q r
r
π
µ
∆
=
; где
H
∆
= к – сак и с
– значения функции Христиано- вича. Имея результаты лабораторных исследований по зависимостям величин фазовых проницаемостей для нефти и газа от величин насыщенности нефтью
85 при различных давлениях, а также величины вязкостей и растворимостей газа в нефти при различных давлениях, можно построить зависимости Н = Н. На этой основе легко определяются дебиты скважины при различных забойных давлениях. Тогда, задавая общий дебит залежи из задачи упругого режима законтурного объема q зв
, получаем число проектных скважин для разработки с указанными параметрами. Квазистационарный режим изменения газового фактора и нефтенасы- щенности на контуре питания при ступенчатом снижении давления Рассмотрим 2 случая
1. Бесконечно большая законтурная зона с давлением, поддерживаемым упругостью пласта.
2. Законтурная зона невелика и режим в контуре нестационарен. Основные допущения этой методики
1. Считают, что газ растворён равномерно. Следовательно, пластовая энергия также распределена равномерно.
2. Полагают, что нефтяное месторождение может быть разбурено по равномерной сетке скважин (равномерной по площади, так как запасы распределены также равномерно.
3. У каждой скважины существует область влияния. Область влияния – это цилиндр с радиусом, равным радиусу эквивалентного круга, и высотой, равной толщине пласта. Предполагается, что дальше этой области влияние от работы скважины не распространяется. Эквивалентный радиус – это радиус такого круга, площадь которого равна площади реальной области влияния.
86 Формулы для расчёта радиуса эквивалентного круга - для квадратной сетки 2 kk R σ π = , - для треугольной сетки т С учетом вышеизложенных допущений получим, что когда бы скважину не пробурили, она будет рассчитываться, как будто она работала с самогона- чала. Так как равномерная сетка делит всю нефтяную площадь наряд одинаковых областей, расчеты показателей производятся для одной скважины, а полученные результаты распространяют на всю площадь, те. показатели одной скважины умножаются на их число n с учетом времени ввода элементов в разработку. При расчётах принимается 1. На начальный момент давление на контуре питания р кр нас. Нефтенасыщенность н = 1. 3. Относительная фазовая проницаемость по нефти в начальный момент н = 1. Для расчетов основных показателей разработки (дебитов, давлений и нефтеотдачи) необходимо знать зависимость между насыщенностью и давлением на контуре области. При расчётах задаются рядом последовательных значений р к и вычисляют соответствующие им значения к по формуле ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) 5 1 1 1 5 5 1 10 10 10 1 + + + + + − + − − − = i k i k í i k p i k i k i k i k i k í i k p i k p p b p à à p p S S p b p à à S , Квадратная сетка Треугольная сетка
87 где
1
i к – значение нефтенасыщенности на контуре на последующий момент времени
Ã
– среднее значение газового фактора на интервале давлений от i
k p до
1
i k
p
+
; p
Ã
– объём газа, растворённого при соответствующем давлении.
( )
( )
( ) ( )
( )
i p
i i
í
i
í
i
í
i k
p
Ã
p p
b p
p
S
Ã
+
=
5 10
µ
µ
ψ
,
1
,
2
(
)
(
)
,
(
)
(
) относительная фазовая проницаемость по газу) относительная фазовая проницаемость по нефти i
k k
i i
i г k
i н г k
i н p
p p
k S
S
k S
k S
k Значение функции (
)
к
S
ψ
определяется экспериментально, или, при отсутствии данных, по таблицам КА. Царевича. При заданном забойном давлении дебит определим по формуле
2
(
)
,
1
ln
2
(
)
,
(
)
(
)
,
2
k н k
c н нс р нс р к
с с р k h p p
q
R
r k
S
b р
р р
р р i
í
q
Ã
q
=
Γ
– дебит по газу,
( )
( )
i k
í
í
i k
i p
b p
b
S
0 1
⋅
−
=
η
– текущая нефтеотдача. Как уже было сказано выше, задаются шагом подавлению (например,
0,2 МПа, рассчитываются основные показатели. Изменение этих показателей во времени определяется по формуле
1 2
1 1
1 1
1 0,5
(
)
(
)
i i
n k
k n
k i
i i
i н н
н н k
S
S
t
R
h m q
q b p b p
π
+
+
+
=
=
⋅ ⋅ ⋅
+
−
∑
, где n – число ступеней шагов давления.
88 Можно определить, за какое время дебит изменится от н q дон, те. по-другому, отношение отобранных запасов к дебиту в этот i й период 1 2 1 1 1 1 0, 5 ( ) ( ) i i k k i k i i i н н н н k S S t R h m q q b p b p π + + + ∆ = ⋅ ⋅ ⋅ + − Лекция №8 План 1. Виды заводнения и области их применения. 2. Особенности разработки водонефтяных зон. 3. Оптимизация давления нагнетания при заводнении. 4. Требования, предъявляемые к воде для заводнения пласта. Принципиально, сточки зрения сохранения равновесных экологических условий в недрах, любое воздействие на пласт должно быть максимально контролируемо. Для этого тривиальным решением было бы сохранение термогидродинамического баланса по всему осадочному разрезу, включая продуктивный горизонт. В более общем случае следует учитывать и термо- гидродинамические процессы ив прилегающей области фундамента. Как показывает опыт, землетрясения в населенных пунктах в районе залегания Ро- машкинского месторождения в определенной степени могут зависеть и от режимов поддержания пластового давления. Конечно, точного решения этой проблемы не существует, но, принимая во внимание продолжительные процессы формирования залежей нефти в предварительно водонасыщенных ловушках, можно сделать предварительный вывод о том, что для эффективного преодоления капиллярных сил необходимы продолжительные периоды времени. Преждевременный переход на режимы разработки, связанные с двухфазным движением пластового флюида (рис. 8.1), может привести к снижению коэффициента нефтеизвлечения за счет большей подвижности газа. Кроме этого, сточки зрения возможного необратимого механического разрушения (повреждения) пласта значительные перепады давлений, создаваемые в призабойных зонах пласта при интенсивных режимах разработки, нежелательны. Рис. 8.1 Динамика фазовых состояний при естественных режимах падения давления в залежи и при поддержании давления Две основные задачи заводнения - поддержание пластовой энергии (давления - ППД) для компенсации ее истощения входе реализации различных режимов разработки (рис. 8.1); - непосредственное вытеснение нефти. Впервые этот метод применили в США в х годах прошлого века. Позже, в 1948 году этот метод был применен в нашей стране на Туймазин- ском месторождении. Сегодня более 90% нефти в России добывается из месторождений, на которых реализовано заводнение. Виды заводнения 1. Законтурное Требования и ограничения P 0 ,T 0 Линия парообра- зова- ния/конденсации P х фазная область Динамика фазового состояния при естественных режимах T P P 0 ,T 0 Динамика фазового состояния при изотермическом поддержании давления T
90 а) должен быть чётко определён контур нефтеносности (залежи бывают наклонные, вогнутые б) расстояние от нагнетательных скважин до контура нефтеносности должно составлять 400-1500 метров (рис в) водонефтяная зона должна быть незначительна г) нефтяное месторождение должно быть небольшим (до 5 км по ширине д) пласт должен быть достаточно однородным, высокопроницаемым, а нефть – маловязкой; е) должна существовать хорошая гидродинамическая связь между законтурной и внутриконтурной частями (нет линз, глинистых просло- ев, ухудшенной проницаемости на водонефтяном контуре, выклини- ваний и т.д.).
Рис.8.2. Схема законтурного заводнения. При этом виде заводнения до 60% закачиваемой воды может уходить в водоносную область, те. расходуется нерационально, решая в основном только одну из х задач – поддержание пластовой энергии.
2. Приконтурное заводнение Нагнетательные скважины располагаются по контуру залежи и находятся в нефтяной зоне (рис. 8.3).
ВНК
91 Рис. 8.3. Схема приконтурного заводнения. Требования к месторождению те же, что ив случае законтурного заводнения, кроме наличия хорошей гидродинамической связи между законтурной и внутриконтурной частями, так как этот вид заводнения применяется как раз тогда, когда эта связь плохая. В случае приконтурного заводнения гораздо меньше воды уходит в водоносную часть, но существует опасность вытеснения нефти в законтурную зону. Поэтому при составлении проекта разработки с применением этого вида заводнения предъявляются повышенные требования к качеству исходной информации. В частности, по отметке ВНК и локализации водонефтяной зоны. При приконтурном заводнении вода быстрее достигает нефтеносной части, поэтому, как правило, обводнение начинается раньше, чем при законтурном заводнении (рис. 8.4.). контур
92 Рис. 8.4. Схема движения воды при приконтурном заводнении.
3. Внутриконтурное заводнение а) Осевое заводнение Применяется для узких, полосообразных месторождений (рис. 8.5.). Рис. 8.5. Схема осевого заводнения. Ряд разрезает месторождение по оси. Проектные нагнетательные скважины на начальной стадии работают как добывающие. б) Рядное и площадное заводнение Требования и ограничения
- месторождение неоднородное (по площади
- площадь месторождения велика. в) Блоковое заводнение Блоки выделяют в зависимости от различия свойств пласта. Выделение блоков осуществляется с помощью разрезающих рядов (рис. 8.6). Каждый блок в соответствии с принципами выделения объектов разработки разрабатывается как самостоятельный объект. Рис. 8.6. Схема блокового заводнения. г) Очагово-избирательное заводнение Применяется на заключительных стадиях разработки, когда набирается информация о состоянии пласта, непромытых зонах, участках, где давление недостаточно поддерживается.
I
II
III
93 Теоретически на каждом месторождении, где запроектирована система заводнения, должна применяться эта технология, поскольку она предполагает максимальный учёт конкретного геологического строения объекта разработки (рис. 8.7). Для очагового заводнения выбираются скважины, вскрывшие наибольшее количество пластов. Таким образом обеспечивается поступление вытесняющего агента вовсе нефтенасыщенные пропластки. Рис. 8.7. Схема очагово-избирательного заводнения. Если в процессе разработки выясняется, что пласт очень неоднороден, вытеснение не происходит должным образом, то существует два варианта действий
- поменять весь ряд на нагнетание
- перевести отдельные скважины под закачку. Под закачку переводят не всегда самую обводнённую скважину. Переводимая под закачку скважина должна иметь хорошую гидродинамическую связь с окружающими скважинами. д) Смешанный вид заводнения Как правило, это – комбинация внутриконтурного и законтурного заводнения (рис. 8.8). Рис. 8.8. Схема смешанного вида заводнения.
94 4. Барьерное заводнение Барьерное заводнение заключается в создании очага нагнетания воды вблизи газонефтяного контакта (рис. 8.9). Водяной барьер, разделяющий основные запасы нефти и свободного газа, препятствует прорыву газа в эксплуатационные скважины и вторжению нефти в газовую шапку. Этот метод позволяет осуществить одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и, при необходимости, газа из газовой шапки. Рис. 8.9. Схематизация барьерного заводнения. При разработке нефтегазовых залежей способом барьерного заводнения ряд нагнетательных скважин располагается на линии внутреннего контура газоносности. Отделяя основные запасы газа от нефтяной оторочки, создаваемый водяной барьер отсекает часть газа газовой шапки и вытесняет его в пределы нефтяной оторочки. Количество отсекаемого газа зависит от ширины подгазовой зоны. При большой ширине подгазовой зоны барьерное заводнение привело бык вторжению в нефтяную часть огромной массы газа, что осложнило бы ее разработку. Поэтому барьерное заводнение можно успешно применять на залежах со сравнительно узкой подгазовой зоной при достаточно большой газовой шапке. Основными объектами для барьерного заводнения являются нефтегазовые залежи с нефтяной оторочкой. Критерии применимости заводнения Благоприятные факторы для применения 1) вязкость нефти до 80 мПа·с; 2) однородность пласта по простиранию в межскважинных интервалах 3) наличие источников воды для нагнетания. Осложняющие факторы для применения 1) сложнопостроенные коллекторы с зональной неоднородностью 2) низкие фильтрационно-ёмкостные свойства пласта 3) вязкость нефти более 80 мПа·с; 4) значительная интерференция скважин 5) наличие обширных водонефтяных зон и газовой шапки. Особенности разработки водонефтяных зон Водонефтяная зона (ВНЗ) – это переходная зона от полностью водоносной до полностью нефтеносной области. При этом величины нефтенасыщен- ности и водонасыщенности в этом узком интервале могут быть примерно равны. ВНЗ для различных геолого-физических условий и степени сформиро- ванности может быть обширной по площади, но малой по толщине и, наоборот, небольшой по площади и значительной по толщине. Наличие обширной ВНЗ для залежей с высокими амплитудами отметок структуры может свидетельствовать о том, что месторождение находится входе формирования и гравитационная дифференциация пластовых флюидов может продолжаться. Если площадь ВНЗ < 25% от общей площади залежи, то эти запасы могут быть выработаны скважинами, которые размещаются в чисто нефтяной зоне (рис. 8.10). 96 Рис. 8.10. Схема размещения скважин для залежи с малой площадью ВНЗ. Если площадь ВНЗ достигает 50% от общей площади залежи, то эти запасы разрабатываются самостоятельными скважинами (рис. 8.11). Рис. 8.11. Схема размещения скважин для месторождения с обширной площадью ВНЗ. Если площадь ВНЗ превышает 50% от общей площади месторождения, то эти запасы могут разрабатываться отдельной сеткой скважин. Оптимизация давления нагнетания при заводнении При заводнении должен соблюдаться баланс притока воды в залежь и отбора жидкости из пласта. Отборы жидкости должны компенсироваться закачкой, ново всех случаях компенсация должна рассчитываться исходя из объёма жидкости в пластовых условиях. Когда-то считалось, что при высоких давлениях нагнетания существенно возрастает охват залежи по толщине. Этот вывод был сделан по результатам исследования профиля приёмистости с использованием расходомера. Было замечено, что с ростом давления нагнетания выравнивается профиль приёмистости. Нередко это происходило только в ближайшей окрестности забоя нагнетательной скважины. С ростом давления нагнетания могут раскрываться субвертикальные трещины, те. происходит подобие гидроразрыва пласта. Именно поэтому расходомер может фиксировать выравнивание профиля приёмистости. На небольшом (относительно расстояния между скважинами) расстоянии давление падает и трещины смыкаются. Далее нагнетаемая вода двигается по пласту также неравномерно, как она двигалась при меньших давлениях. Последний вывод был сделан по результатам длительной разработки месторождений при высоких давлениях нагнетания. Только на некоторых объектах было зафиксировано улучшение показателей разработки. В подавляющем большинстве случаев эти показатели практически не изменились, а при длительном использовании такой технологии стали ухудшаться. Были залежи, на которых существенных изменений не произошло, только повысились темпы разработки, однако чаще пластовое давление постоянно увеличивалось и стало превышать начальное. Начинался отток нефти за ВНК. Возникли значительные проблемы при проведении ремонтов скважин. Чтобы заглушить скважину с высоким пластовым давлением, необходимы специальные утяжеленные жидкости глушения, рецептуры которых должны быть тщательно подобраны. При этом достичь высоких плотностей значительно сложней для углеводородных жидкостей. В результате применения жидкостей на водной основе после подземного ремонта обводнённость скважин может резко возрасти, что требует нового геолого-технического мероприятия. Пример оптимизации закачки и отбора – НГДУ «Альметьевнефть». На площадях Ромашкинского месторождения этого НГДУ в е годы прошлого столетия впервые прирезком снижении объемов нагнетания (дох раз) удалось сохранить объем добычи нефти при снижении отбора жидкости. В целом на Ромашкинском месторождении удалось стабилизировать обводненность при снижении отборов жидкости в последние 20 лет (рис
98 Рис. 8.12 Технологические показатели разработки Ромашкинского месторождения
1960-2007 гг. (все эксплуатационные объекты) Этот результат явился следствием масштабной работы по созданию многоуровневой системы управления процессами заводнения как с использованием новых технологий проектирования и реализации методов гидродинамического воздействия, таки с помощью реконструкции технического оснащения поверхностного оборудования системы ППД (индивидуализация системы до каждой нагнетательной скважины) и нефтесбора (индивидуализация учета и управления каждой скважины. Обоснованные и принятые условия дифференцированного налогообложения добычи нефти из выработанных месторождений (см. лекцию 26 ..) позволяют и далее вести процесс стабильной добычи нефти на поздней стадии на этом уникальном месторождении.
99 Требования, предъявляемые к воде для заводнения пласта 1) закачиваемая вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовой водой (чтобы не произошло выпадение солей, разбухание глин |
Скачать 5.67 Mb.