Главная страница
Навигация по странице:

  • 4.1. Модели поровых пластов.

  • 4.1.2. Вероятностно-статистическая модель.

  • 4.2. Модели трещиновато-пористого пласта 4.2.1. Модель с двойной пористостью и проницаемостью.

  • 4.2.2. Модель Уоррена – Рута [9].

  • 4.2.3. Модель Каземи [10].

  • 4.2.5. Особенности применения моделей сложнопостроенных коллекто- ров.

  • Модель Баренблатта – Желтова.

  • 4.3. Водонасыщенность и обводненность.

  • 4.4. Поршневое и непоршневое вытеснение нефти.

  • 4.4.1. Поршневое вытеснение.

  • 4.4.2. Непоршневое вытеснение.

  • 4.5. Характеристики вытеснения.

  • Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов


    Скачать 1.76 Mb.
    НазваниеРазработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов
    Дата28.10.2021
    Размер1.76 Mb.
    Формат файлаpdf
    Имя файлаuchebnoe-posobie.pdf
    ТипДокументы
    #258626
    страница3 из 9
    1   2   3   4   5   6   7   8   9
    Глава 4. Физические модели пластов и характеристики вытеснения
    Под моделью понимают созданную структуру, воспроизводящую или отражающую изучаемый объект [7].
    Модель пласта – система количественных представлений о его геоло- гическом строении, учитывающая литологические и фильтрационно-ем- костные свойства.
    Модель процесса разработки – это система количественных представ- лений об извлечении нефти и газа из недр.
    В основе построения моделей лежат физические законы, определяющие статические и динамические процессы, происходящие в процессе разра- ботки. Модели разработки описываются математическими соотношения- ми физических законов.
    В настоящее время для проектирования и контроля за процессом раз- работки используются геологические и гидродинамические модели.
    4.1. Модели поровых пластов. Модели пластов делятся на детерминиро- ванные (адресные) и статистические [7].
    4.1.1. Детерминированная модель. Накопленные данные о геологическом строении, о ФЕС залежи, нефтенасыщенных толщинах и другие использу- ются для более точного отражения фактического строения и свойств пласта.

    Пласт разбивают на участки с одинаковыми или близкими по вели- чинам основных физических параметров (рис.4.1). Дифференциальные уравнения, описывающие процессы фильтрации нефти и вытеснения реа- гентами, заменяются конечно-разностными, алгебраическими уравнения- ми. Решение системы алгебраических уравнений позволяет определить те- кущие показатели разработки.
    Рис. 4.1. Схема детерминированной модели пласта
    Практическое применение адресной модели стало возможным благодаря развитию математических методов обработки больших объемов информа- ции с применением современных возможностей вычислительной техники.
    4.1.2. Вероятностно-статистическая модель. В этом случае реальному пласту ставят в соответствие некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же характеристики, как и реальный.
    К таким моделям относятся: а) модель однородного пласта – основные характеристики пласта – пористость и проницаемость усредняются; б) модель однородно-анизотропного пласта – проницаемость по вертикали и вдоль напластования различны.
    Применение вероятно-статистических моделей стало возможным бла- годаря развитию методов подземной гидромеханики, которые позволили понять и объяснить процессы движения флюидов при различных пласто- вых условиях [7].
    4.2. Модели трещиновато-пористого пласта
    4.2.1. Модель с двойной пористостью и проницаемостью. Эта модель, разработанная Г. И. Баренблаттом и Ю. П. Желтовым [7,8] представляет трещиновато-пористый коллектор в виде двух сплошных сред, вложенных друг в друга и обладающих различными емкостными и фильтрационными свойствами (пористостью и проницаемостью). Среды связаны между собой функцией перетока. Одна среда учитывает фильтрацию в пористой среде, вторая – в трещинах.

    4.2.2. Модель Уоррена – Рута [9]. Трещиновато-пористые среды пред- ставлены в виде блоков – прямоугольных параллелепипедов и системы трещин. По трещинам приток флюида перемещается к забою скважины, из блоков в силу разности давлений нефть перетекает в трещины.
    Рис. 4.2. Модель Уоренна – Рута. 1,3 – трещины, 2 – блоки.
    4.2.3. Модель Каземи [10]. Трещиновато-пористый пласт представляется в виде двух пропластков: 1-й – высокопроницаемый пропласток (прослой)
    (ВП) соответствует трещинам, 2-й – низкопроницаемый пропласток (НП).
    Приток флюида в скважину происходит по ВП. Флюид из НП перетекает в ВП. Фильтрация флюида из НП в ВП описывается функцией перетока.
    Рис. 4.3. Модель Каземи. V – функция перетока из НП в ВП, h
    1
    , h
    2 толщины высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков.
    Существуют многослойные модели пластов, в которых выделяют несколько прослоев с разными фильтрационно-емкостными свойствами, которые могут быть гидродинамически связанными или разделены глинистыми прослоями.
    Рис. 4.4. Модель слоистого пласта, состоящего из пропластков (прослоев) разной толщины проницаемости и пористости.

    Модель Серра К., Рейнольдса А.К., Рагхавана Р. [11] интерпретирует трещиновато-пористый пласт в виде нескольких горизонтальных плит
    (блоков), разделяемых горизонтальными трещинами или низкопроница- емых пропластков, разделенных высокопроницаемыми прослоями.
    4.2.4 Модель Полларда. Трещиновато – пористый пласт представляется в виде трех областей. Первая характеризует систему трещин в ПЗП, вторая область – система трещин и поровых каналов вдали от забоя скважины, третья область соответствует матрице, блокам, пористой среде. Между об- ластями происходит переток жидкости. Общее падение давления в пласте равно сумме падений давлений в каждой области и происходит за счет объемной сжимаемости соответствующих областей. Параметры системы определяются интерпретацией результатов кривых восстановления давления [12].
    Рис. 4.5. Модель Полларда. 1– область трещин в ПЗП., 2– область трещиновато-пористого коллектора, 3– матрица, поровый коллектор.
    Итак, каждая из рассмотренных выше моделей стремится отразить геологические особенности строения пласта и физические процессы, происходящие в пласте при фильтрации жидкости. Каждая из моделей имеет свои достоинства и недостатки.
    4.2.5. Особенности применения моделей сложнопостроенных коллекто-
    ров. Модель Полларда. При первичном вскрытии пласта в ПЗП образуются техногенные трещины, по которым после освоения скважины осуществ- ляется приток флюида. По мере удаления от забоя доля трещин в объеме пласта уменьшается, пласт соответствует своему не нарушенному, естест- венному состоянию. Размеры каждой из этих трех областей зависят от ли- тологического состава и свойств коллектора.
    Модель Каземи и многослойный пласт, модель Серра. Представление коллектора в виде послойного разделения пласта на высокопроницаемые пропластки и низкопроницаемые пропластки или на трещины с горизон- тальным разделением блоками основывается на лабораторных, геофи- зических и гидродинамических методах исследования скважин. Расстоя- ния между скважинами в зависимости от плотности сетки скважин дости- гает сотни метров. Наличие или отсутствие гидродинамической связи меж- ду трещинами и матрицей, высокопроницаемыми и низкопроницаемыми
    прослоями может нарушаться. Где и насколько установить практически невозможно, поэтому для распределения изменения ФЕС используют методы интерполяции и методы теории вероятности. Поэтому при проек- тировании и прогнозировании показателей разработки неизбежно воз- никнут несоответствия с фактическими показателями.
    Модель Уоррена – Рута. В этой модели должны быть известны размеры пористых блоков, содержащих основные запасы нефти. Есть работы, определения геометрических размеров блоков по полевым геофизическим исследованиям.
    Модель Баренблатта – Желтова. Модель двойных сред привлекательна математическим описанием. Но, к сожалению, трудно воспринимается и не согласуется с конкретным геологическим строением залежи.
    Во всех рассмотренных моделях с двойной фильтрационно-емкостной системой есть общее: а именно, трещины, высокопроницаемые пропластки обладают большей проницаемостью. Блоки, матрицы, низкопроницаемые прослои обладают большей емкостной способностью (пористостью), в ко- торой содержится основная, большая доля извлекаемых углеводородов.
    При извлечении нефти приток флюида к забоям добывающих скважин происходит по трещинам, высокопроницаемым пропластками. Матрица, блоки, низкопроницаемые пропластки подпитывают объекты, среду с боль- шей проницаемостью в результате перетока, содержащихся в них флюидов.
    Правильный подбор модели пласта существенно влияет на разработку эксплуатационного объекта в целом, и на выбор режима эксплуатации добывающих скважин. Если фактические и расчетные по выбранной мо- дели показатели разработки различаются, то это свидетельствует о не со- ответствии выбранной модели геологическому строению пласта.
    С другой стороны правильно подобранная модель позволяет прогно- зировать накопленную и текущую добычи, дебиты и приемистость сква- жин, обводненность и т.д. Заметим, что в пределах одного эксплуатацион- ного объекта могут реализовываться разные модели.
    4.3. Водонасыщенность и обводненность. Рассмотрим два важных физических понятия, которые широко используются для описания и моде- лирования процессов, характеризующих извлечение нефти. Водонасыщен- ность и обводненность, оба слова однокоренные, корень «вода», но имеют совершенно разный физический смысл.
    В главе 1 параграфе 1 было сказано, что коэффициент водонасыщен- ности определяет долю воды в поровом пространстве пласта и опре- деляется как
    от
    в
    в
    V
    V




    (4.1)
    Коэффициенты относительной фазовой проницаемости (а значит и фа- зовые проницаемости) зависят от коэффициентов насыщенности. Эта связь
    устанавливается интерпретацией лабораторных исследований керна. Для каждого литологического состава образца, состава и свойств флюидов будет «своя», индивидуальная зависимость. Обычно строят зависимость между коэффициентами относительных фазовых проницаемостей и коэф- фициентом водонасыщенности, рис. 4.6.
    Рис. 4.6. Экспериментально построенная зависимость между относительными фазовыми проницаемостями нефти k
    н
    *
    (

    ) и воды k
    в
    *
    (

    ) от коэффициента водонасыщенности

    :

    св
    – коэффициент остаточной связанной воды,

    *
    предельное значение коэффициента водонасыщенности, при котором фильтрация нефти прекращается
    Из рис. 4.6 видно, что в интервале
    св

    <

    <

    *
    в пласте существует зона двухфазной фильтрации – нефть – вода. При k
    *
    н
    (

    *
    ) – фильтрация нефти прекращается и в пласте движется только вода. Значения коэффициентов связанной и предельной водонасыщенностей варьируются в широких пределах. Важно, что

    *
    всегда меньше 1.
    По аналогии с коэффициентом обводненности глава 3 параграф 3.6.3., рассмотрим долю движущейся в пласте воды в общем объеме фильтруемой жидкости, обозначения оставим те же.
    н
    в
    в
    н
    в
    в
    ж
    в
    q
    q
    q
    V
    V
    V
    V
    V






    (4.2)
    Здесь V
    в
    , V
    н
    – объемы воды и нефти в произвольном сечении пласта,
    q
    в
    ,,q
    н
    объемные расходы води нефти. Закону Дарси получим
    r
    p
    kk
    S
    Sv
    q
    в
    в
    в
    в
    в





    *
    ,
    r
    p
    kk
    S
    Sv
    q
    н
    н
    н
    н
    н





    *
    , (4.3) где Sплощадь фильтрации, v
    в
    ,, v
    н
    скорости фильтрации воды и нефти, k,
    k
    *
    в
    , k
    *
    н
    – абсолютная и относительные фазовые проницаемости воды и нефти,
    r
    p
    r
    p
    н
    в




    ,
    – градиенты давлений воды и нефти.
    Подставляя (4.3) в (4.2), получим
    r
    p
    k
    r
    p
    k
    r
    p
    k
    н
    н
    в
    в
    в
    в








    )
    (
    )
    (
    )
    (
    *
    0
    *
    *





    (4.4)

    н
    в




    0
    – отношение динамических вязкостей воды и нефти в пластовых условиях. Если капиллярными эффектами на границе раздела фаз нефть – вода, пренебречь, то градиенты давлений равны. Такая модель называется моделью Бакли – Леверетта.
    )
    (
    )
    (
    )
    (
    )
    (
    *
    0
    *
    *






    f
    k
    k
    k
    н
    в
    в



    (4.5)
    Функция f(

    ) называется функцией Бакли – Леверетта. Описывает не- поршневое вытеснение нефти водой при известных функциональных зави- симостях относительных фазовых проницаемостях от водонасыщенности.
    Физический смысл функции Бакли – Леверетта – характеризует долю воды в фильтрационном потоке жидкости в произвольном сечении двух- фазной зоны фильтрации. В поверхностных условиях f(

    ) равна коэф- фициенту обводненности. При

    =

    *
    из (4.5) и рисунка 4.4, следует, что обводненность равна 1, а водонасыщенность меньше 1.
    Таким образом, коэффициент водонасыщенности характеризует долю воды в поровом пространстве пласта, причем необязательно движущейся.
    Коэффициент обводненности определяется на поверхности после раздела продукции на воду и нефть, и соответствует доли воды в добытой жидкости.
    4.4. Поршневое и непоршневое вытеснение нефти. В параграфах 4.1,4.2 рассмотрены модели, отражающие особенности геологического строения пластов, фильтрационно – емкостных свойств и степень их изученности.
    С физической точки зрения в каждой из этих моделей реализуются два варианта. Первый – поршневое вытеснение нефти водой или другим реагентом, второй – непоршневое вытеснение.
    4.4.1. Поршневое вытеснение. Рассмотрим поршневое вытеснение нефти водой на простом примере – линейное вытеснение или прямолинейно – параллельную фильтрацию, рис. 4.7
    Рис. 4.7. Поршневое вытеснение нефти водой, x
    ф
    (t)– фронт вытеснения нефти водой,

    св
    – коэффициент связанной остаточной воды,

    но
    – коэффициент остаточной нефти, h – толщина пласта,

    но
    =1–

    *
    ,

    *
    – предельное значение коэффициента водонасыщенности, при котором фильтрация нефти прекращается

    Фронт вытеснения перемещается от нагнетательных скважин к добы- вающим скважинам, вытесняя нефть. За фронтом вытеснения движется только вода, нефть не движется, ее количество определяется коэффициен- том

    он
    =1–

    *
    , рис. 4.4. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, количество неподвижной связанной воды характеризуется параметром

    св
    Водонасыщенность на фронте вытеснения и за ним постоянна и равна

    *
    Когда фронт вытеснения достигнет галереи добывающих скважин, про- дукция полностью обводняется. Действительно, k
    *
    н
    (

    *
    )=0, и из (4.5)
    f(

    *
    )=

    =1. Таким образом, обводненность равна 1, а водонасыщенность меньше 1. Поршневое вытеснение может иметь место только в однород- ных высокопроницаемых коллекторах или в высокопроницаемых про- пластках пластов. Используется для приближенного расчета показателей разработки.
    4.4.2. Непоршневое вытеснение. Как и в предыдущем параграфе рас- смотрим линейное вытеснение нефти водой. При непоршневом вытесне- нии за фронтом вытеснения образуется зона двухфазной фильтрации нефть
    – вода, рисунок 4.8.
    Рис. 4.8. Схема непоршневого вытеснения нефти,

    н
    – коэффициент нефтенасыщенности в зоне совместной фильтрации.
    В отличие от поршневого вытеснения за фронтом вытеснения возника- ет совместная фильтрация двух фаз нефти и воды – В+Н. Причем в силу неоднородности коллектора и хаотичного распределения в пространстве поровых каналов разных радиусов проявляется эффект Жамена [1]. Стол- бики, частицы нефти вытесняются водой, и столбики воды вытесняются нефтью. На границе фаз взаимодействия частиц – менисках и стенками по- рового канала возникают дополнительные сопротивления – капиллярные давления, которые необходимо преодолевать внешним давлением закачи- ваемой в пласт воды.
    При достижении фронта вытеснения галереи добывающих скважин продукция начинает обводняться постепенно и в отличие от поршневого вытеснения эксплуатация скважин продолжается, поскольку нефтенасы- щенность при непоршневом вытеснении на фронте вытеснения меньше предельной

    *.

    Размеры зон двухфазной фильтрации могут быть довольно значитель- ными, а время совместной добычи нефти и воды достигает десятки лет.
    Доля воды в добываемой продукции возрастает, если не применять мето- дов по ее ограничению, например, изменения профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляцию, отключение высокопроницаемых пропластков на забоях добывающих скважин (модель Каземи или Серра).
    4.5. Характеристики вытеснения. Характеристиками вытеснения назы- ваются функциональные зависимости между показателями разработки.
    Характеристики вытеснения подразделяют на дифференциальные и инте- гральные.
    Дифференциальные характеристики вытеснения описывают зависи- мость текущей добычи нефти или дебита нефти от времени. Строятся по известным промысловым данным. При построении зависимостей использу- ют показатели разработки за год или за месяц. Приведем некоторые из них:
    Bt
    Ae
    q


    )
    (
    1
    Bt
    A
    q


    )
    (
    Bt
    A
    t
    q


    (4.6)
    )
    (
    0
    Bt
    A
    q
    q


    Здесь q –текущая добыча нефти (за год, месяц), t – время (год, месяц) с начала разработки эксплуатационного объекта, q
    0
    – начальная добыча нефти. A, B – постоянные, определяемые обработкой промысловых дан- ных, обычно методом наименьших квадратов.
    Интегральные характеристики – это зависимости между накопленными отборами нефти, воды, жидкости, обводненности. Обычно называют по имени авторов. Вот некоторые из них:
    Сазонов:
    ж
    н
    BLnQ
    A
    Q


    ,
    Камбаров:
    ж
    н
    Q
    B
    A
    Q


    ,
    Пирвердян:
    ж
    н
    Q
    B
    A
    Q
    5
    ,
    0


    ,
    Назаров–Сипачев:
    н
    н
    ж
    BQ
    A
    Q
    Q
    Ln


    ,
    Ревенко:
    ж
    C
    н
    BQ
    A
    Q


    ,
    Медведский – Севастьянов АЛГОМЕС –1 для однородных коллекторов:




















    n
    p
    ж
    p
    н
    nQ
    Q
    Q
    Q
    1
    (
    1
    Медведский – Севастьянов АЛГОМЕС–2 для сложнопостроенных кол- лекторов [14]:
    


    







    )
    exp(
    )
    exp(
    1 0
    0
    q
    Q
    B
    q
    Q
    A
    Q
    Q
    ж
    ж
    p
    н



    Здесь Q
    н
    ,Q
    в
    , Q
    ж
    – накопленные добычи нефти, воды и жидкости, Q
    p
    – дренируемые извлекаемые запасы, A,B, n, α,β – константы, определяются методом наименьших квадратов, q
    0
    – начальный уровень добычи нефти.
    Дифференциальные характеристики вытеснения используются для оценки и прогнозирования текущих показателей разработки. Экстраполи- руя кривые, построенные по фактическим промысловым данным, можно спрогнозировать изменения показателей в последующие периоды време- ни, если осуществляемая система разработки не изменяется, и не прово- дятся незапланированные методы интенсификации притока (МИП). Для оценки проведенных МИП следует сравнить прогнозируемые показатели без применения МИП с фактическими показателями после их применения.
    Интегральные характеристики вытеснения позволяют оценить степень выработки извлекаемых запасов и эффективность выбранной системы разра- ботки, провести сравнение с проектными показателями. Экстраполируя по- строенные кривые накопленных показателей, проводят анализ их изменения во времени при существующей системе разработки. Сравнивая экстраполи- рованные показатели разработки с фактическими показателями после приме- нения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), можно определить дополни- тельную добычу нефти, то есть, оценить эффект примененного МУН.
    Особо следует отметить характеристику вытеснения, разработанную
    Медведским – Севастьяновым АЛГОМЕС–2. В отличие от других характе- ристик ее можно использовать для коллекторов сложного строения с дву- мя фильтрационно-емкостными системами, то есть, для моделей, рассмот- ренных в параграфе 4.2. Особенности ее применения и методики расчета параметров изложены в [14].
    1   2   3   4   5   6   7   8   9


    написать администратору сайта