Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
Часть 1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Глава 1. Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов 1.1. Основные геологические понятия. Залежью называется естественное локальное скопление нефти в одном или нескольких гидродинамически связанных пластах. Месторождение – это совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенных на одной локальной площади. Месторождение может быть одно- или многопластовое. Залежи подразделяются на однофазные и двухфазные. Однофазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях одну фазу. Газовые залежи (ГЗ) содержат легкие углеводороды (С–С 4 ) в газообразном виде. В газоконденсатных залежах (ГКЗ) кроме легких углеводородов содержатся более тяжелые С 5+ – С 8 , которые в пластовых условиях находятся в газообразной форме, а в нормальных (на поверхности), представляют собой углеводородную жидкость – конденсат. Нефтяные залежи (НЗ) содержат более тяжелые углеводороды С 9 – С 15 в жидком состоянии. Более легкие углеводороды растворены в нефти и, следовательно, в пластовых условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов, в нефти растворены асфальтены, смолы, парафины и другие химические соединения. Двухфазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях две фазы. К ним относятся нефтегазовые залежи (НГЗ), газонефтяные (ГНЗ), газоконденсатонефтяные залежи (ГКНЗ). В двухфазных залежах более легкие углеводороды находятся газообразной форме, более тяжелые – в жидком состоянии. Конденсат частично растворен в нефти, частично в газе. Условная линия раздела жидкой и газовой фаз называется газонефтяной контакт – ГНК рис. 1.1. Рис.1.1. Нефтегазовая залежь В двухфазной залежи (пласте) одновременно находятся две фазы – газообразная (газ) и жидкая (нефть) – непроницаемой границы между ними нет, это единая гидродинамическая система. Извлечение нефти ведет к перераспределению давления в газовой шапке, возникновению двухфазной фильтрации, изменению положения ГНК, внутреннего и внешнего контуров газоносности. Геологические особенности строения пластов характеризуются следующими коэффициентами: - коэффициент расчлененности: N n K i i p 1 , Где n i – число прослоев в i – скважине, N – число всех скважин. - коэффициент песчанистости: N i i N i эф i п H h K 1 1 , где h iэф – эффективные толщины пропластков в i – скважине, H i – общая толщина пласта, вскрытого i – скважиной, N – число скважин. 1.2. Фильтрационно – емкостные свойства коллекторов. Коллекторами называют горные породы, способные содержать в себе флюиды и отдавать их при перепаде давления (при современных технологиях). Коллекторы характеризуются фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС). Емкостные свойства терригенных пород характеризуются коэффициен- тами пористости. Под пористостью понимается наличие в породе пор (пустот), в которых содержатся флюиды (газ, нефть, пластовая вода). Коэффициент общей пористости определяется соотношением от зак пор обр пор V V V V V m , Здесь V обр – объем образца, V пор – объем порового пространства, V зак – объем закрытых пор, V от – объем открытых пор. Коэффициент открытой пористости определяется как обр от от V V m Динамическая (эффективная) пористость: обр дин пор дин V V m , где V пор дин – объем пор с движущимся флюидом.Таким образом, из определений следует m дин ≤ m от ≤ m. Емкостные свойства трещиноватых пород характеризуются коэффици- ентом трещиноватости, определяемым как отношение объема трещин к объему образца. Если коллектор трещиновато – пористый, то его емкост- ные свойства характеризуются суммой коэффициентов пористости и тре- щиноватости. Коэффициенты насыщенности – определяются отношением объема пор, занятых флюидом, к объему открытых пор: от н н V V – коэффициент нефтенасыщенности; от в в V V – коэффициент водонасыщенности. Для двухфазной среды выполняются соотношения в н от н в V V V ; 1 V н – объем пор, заполненных нефтью, V в – объем пор, заполненных водой. Аналогично можно рассмотреть наличие в поровом пространстве пласта трех фаз: воды, нефти и газа [1]. Проницаемость – свойство горной породы пропускать через себя флюиды при перепаде давления. Проницаемость является фильтрацион- ным параметром. При разработке месторождений в пластовых условиях встречаются различные виды фильтрационных потоков: раздельное движение нефти, воды, газа; их совместные фильтрации: двух или трех фаз. В зависимости от количественного и качественного состава фаз проницаемость пористой среды будет различной. Поэтому для характеристики фильтрационной способности коллектора введены понятия абсолютной, фазовой и относи- тельной проницаемостей. Абсолютная проницаемость (k абс ) – это фильтрующая способность породы (керна) для инертного газа (воздуха, азота). Считается, что молекулы инертного газа не взаимодействуют с частицами породы. Фазовой проницаемостью называется проницаемость коллектора для данной фазы нефти k н , воды k в , газа k г при наличии в пустотном пространстве других фаз, независимо от того, движутся они или покоятся. Относительная проницаемость определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной: абс в в k k k * , абс г г k k k * , 0≤k фаз * ≤1 Размерность коэффициентов проницаемости k = м 2 , мкм 2 , Д, мД; 1 мкм 2 = 10 –12 м 2 1 Д =10 –3 мД. Относительные и фазовые проницаемости зависят от коэффициента водонасыщенности. 1.3. Неоднородность и анизотропия коллекторов. Нефтяные месторож- дения как объекты природы обладают разнообразными свойствами. Нефть может находиться в песчаниках, алевролитах, обладающих межзерновой пористостью, а также в известняках, доломитах, глинистых породах, обла- дающих микротрещинами и кавернами. Различие ФЕС на отдельных участках пласта называют литологической неоднородностью. Наличие трещин и литологическая неоднородность пород-коллекторов оказывают существенное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Под анизотропией пласта понимают неодинаковость физических свойств в трех взаимно-перпендикулярных направлениях. Для однородно-анизотропного пласта вводится понятие – коэффициент анизотропии kв kг * ,где k г = k х = k y – коэффициенты проницаемости вдоль напластования; k в = k z – коэффициент проницаемости перпендикулярно напластованию [2]. Глава 2. Разработка месторождений на естественных режимах Разработка нефтяных месторождений обычно начинается на естествен- ных режимах, без воздействия на пласт, нагнетательные скважины еще не построены, закачка воды не происходит. Для извлечения нефти, ее притока к забоям добывающих скважин используется энергия пласта. Прежде чем говорить о видах пластовой энергии, рассмотрим естественное состояние пласта до его первичного вскрытия бурением. 2.1. Горное давление и эффективное давление. Рассмотрим пласт, расположенный на глубине H. На пласт давит вес вышележащих горных пород. Следовательно, пласт находится в деформированном, сжатом состоянии. Пусть средняя плотность вышележащих пород – ρ г , среднее пластовое давление – p 0 . Если аппроксимировать пласт пластиной толщины h, лежащей на упругом основании (подошве), то горное давление, вызванное весом вышележащих пород, можно отождествить с рав- номерно – распределенной нагрузкой г , действующей на пласт, рис. 2.1. Рис. 2.1. Горное давление – г , среднее пластовое давление – p 0 , H – глубина залегания пласта, h – толщина пласта. Горное давление определяется формулой gH г г (2.1) Пластовое, поровое давление определится соотношением gH p в 0 (2.2) Где ρ в – плотность воды, g – ускорение свободного падения. Эффективное давление пласта определяется соотношением 0 p г эф (2.3) Пусть H=2500м , g=9,8м/с 2 , ρ г =2400кг/м 3 , ρ в =1000кг/м 3 Значения горного, пластового и эффективного давлений будут равны: г =58,8МПа, p 0 =24,5 МПа, эф =33,3МПа. Таким образом, нефтяной пласт сжат горным давлением, величина которого зависит от глубины залегания и плотности вышележащих пород. Эффективное давление, которое воспринимают частицы твердой породы пористого пласта, зависит от горного давления и от пластового давления. При эксплуатации скважин давление в призабойной зоне пласта умень- шается, эффективное давление возрастает, что может привести к обра- зованию микротрещин, разрушению коллектора, выносу механических примесей, к изменению фильтрационно – емкостных свойств ПЗП, а следо- вательно, к уменьшению продуктивности скважин. Таким образом, в естественном, первоначальном положении пласт сжат, деформирован, и его фильтрационно – емкостные свойства зависят от напряженно – деформированного состояния. В силу различных геологических особенностей формирования и за- легания залежей, в пластах может наблюдаться аномально низкое (АНПД) и аномально высокое (АВПД) пластовые давления. Для залежей с АНПД часть нагрузки вышележащих пород принимает на себя плотные, не являющиеся коллекторами породы. В этом случае пластовое давление определяется непосредственно замерами, горное давление необходимо определять с учетом сложного условия залегания. Нагрузка от вышележащих горных пород определяется не формулой (2.1), а как для многослойной пластины, с разными толщинами слоев и распре- делением напряжений между слоями. В залежах с АВПД пластовое давление гораздо больше, чем опреде- ляемое по (2.2). Так на Салымском месторождении пластовое давление в залежи баженовской свиты, пласт Ю 0 , равно 46–48 МПа, глубина зале- гания пласта 2700–2800м. Эффективное давление в этом случае будет равно 16,5 МПа. Следовательно, геологические условия формирования залежи, ее строение, определяют напряженно – деформируемое состояние пласта и влияют на выбор будущей системы разработки и способы эксплуатации скважин. 2.2. Виды пластовой энергии. Различают два вида пластовой энергии пласта – потенциальную и энергию упругой деформации [3]. Потенциальная энергия положения определяется по известной из классической физики формуле Е п = МgH, M = V ф ф , Е п = V ф ф gH = V ф р, где М – масса пластовой нефти, воды, газа; g – ускорение свободного падения; V ф – объем флюида в пласте; ρ ф – плотность флюида; H – глубина залегания пласта; р – поровое давление. Таким образом, потенциальная энергия зависит от объема флюида и пластового давления. Энергия упругой деформации согласно закону Гука определяется как Е д = F l, где F – сила, вызывающая деформацию, l – линейная деформация; сила равна F = рS, где р – давление, S – площадь; энергия деформации будет равна Е д = рS l, Пренебрегая площадным изменением объема, и полагая, что изменение объема связано с линейной деформацией соотношением V=S l, получим Е д = р V, где V–приращение объема пористого пласта, содержащего флюиды. Если сжимаемостью частиц твердой фазы коллектора пренебречь, то ΔV=ΔV пор , где ΔV пор – изменение объема пор. Коэффициент сжимаемости, упругоемкости среды β* определяется как [4] p V V p V V пор пор * * 1 β * – коэффициент упругоемкости пласта, Е д = * Vp p. (2.4) Таким образом, энергия деформация зависит от давления, изменения давления, депрессии Δp, объема пласта и коэффициента упругоемкости, характеризующего упругие свойства коллектора. Коэффициент упругоемкости характеризует упругие свойства деформируемого, сжатого пласта, насыщенного флюидами. 2.3. Основные источники пластовой энергии. Энергия не берется из ничего. Она проявляется, освобождается при изменении первоначального состояния системы, в данном случае пласта. При эксплуатации добыва- ющих скважин давление на забое падает, при работе нагнетательных сква- жин давление на забое возрастает. Из формул предыдущего параграфа вид- но, что виды энергии зависят от давления. Пластовая энергия проявляется в процессе снижения давления, в создании депрессии. Только изменение давления, наличие депрессии обусловливает фильтрацию жидкостей и га- зов, их продвижение к забоям добывающих скважин [3,4,5]. В зависимости от геологического строения залежи, ФЕС, источниками пластовой энергии являются: 1. Энергия напора пластовой воды. 2. Энергия расширения свободного газа (газа в газовой шапке). 3. Энергия расширения растворенного в нефти газа. 4. Энергия упругой деформации флюида и пласта. 5. Энергия напора (положения) нефти. Вышеперечисленные виды энергии могут проявляться совместно. Пластовая энергия зависит от давления, упругости флюидов и пласта, объемов флюидов, количества газа, растворенного в нефти. Пластовая энергия расходуется на преодоление сил сопротивлений: капиллярных, гравитационных, сил вязкости. 2.4. Режимы работы нефтяных залежей. Режимом работы залежи назы- вается проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки. По преобладающему виду пластовой энергии различают режимы работы (разработки) нефтяных залежей. Упругий режим – характеризуется превышением пластового давления над давлением насыщения, углеводороды – нефть находится в однофазном состоянии. Фильтрация нефти происходит за счет упругой энергии дефор- мации нефти и пласта. Давление от пластового на контуре питания до давления на забое скважины изменяется по логарифмическому закону. Во- круг забоя скважины образуется воронка депрессии [5], рисунок 2.2. Рис. 2.2. Воронка депрессии: p c – давление на забое скважины, p пл – пластовое давление на контуре питания, R– радиус контура питания. Депрессия определяется как Δp=p пл –p с . Для стационарной фильтрации давление на контуре питания постоянно, поддерживается за счет законтурных пластовых вод, либо засчет создаваемого давления нагнетательными скважинами. Подробнее о стационарной фильтрации нефти изложено в приложении 1. Если залежь литологически ограниченна, то выполняется замкнуто– упругий режим. В этом случае давление на контуре питания падает, уменьшается депрессия, снижаются дебиты скважин. 2.5. Упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим осущест- вляется при наличии активных законтурных пластовых вод. Вытеснение нефти происходит за счет упругой энергии пластовых вод при наличии хорошо проницаемой и достаточно обширной водонасыщенной зоны. С момента начала распространения воронки депрессии за пределы внутреннего контура нефтеносности и вторжения в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону, происходит процесс вытеснения нефти водой к забоям добывающих скважин. Начинается совместная фильтрация нефти и пластовой воды, продукция начинает обводняться, хотя нагнетание воды пласт еще не происходит. Если количество отбираемой жидкости (нефть+вода) равно количеству поступаемой в чисто нефтяную зону пластовой воды, то такой режим называется жестким водонапорным. В естественных условиях такой режим практически не встречается, но его выделение способствует надежному и успешному проектированию процесса извлечения нефти. Нарушение баланса между отбором жидкости и поступлением в пласт свидетельствует о том, что работают другие виды энергии. Количество поступаемой в пласт воды из законтурной области можно определить по формуле Пилатовского [2,13]. 2.6. Режим растворенного газа. Этот режим обусловлен проявлением упругой энергии расширения (деформации) растворенного в нефти газа. При снижении давления ниже давления насыщения газ начинает выделяться из нефти. Это приводит к образованию в пласте газированной жидкости и возникновению в пласте двухфазной фильтрации газ + нефть. Объем газа V г растворенного в объеме нефти V н определяется законом Генри V г = р S p V н , где S p – коэффициент растворимости газа в нефти. Часть пузырьков газа всплывает, накапливается в своде, образует вторичную газовую шапку. Если Рпл=Рн, то этот режим реализуется в двух фазах. Первая фаза – депрессионные воронки скважин расши- ряются, сливаются (рис. 2.2). Вторая фаза ведет к общему падению давления в залежи. Для режима растворенного газа характерен высокий темп падения давления, увеличение газового фактора. 2.7. Газонапорный режим. Газонапорный режим или режим газовой шапки осуществляется за счет проявления энергии расширения сжатого газа в газовой шапке и возможен только при опережающей разработки нефтяной части пласта нефтегазовой залежи. Давление в нефтяной части пласта падает. За счет разницы давлений (депрессии) в газовой шапке и в нефтяной зоне происходит вытеснение нефти из пласта газом, вторгающимся из газовой шапки. Давление газа в газовой шапке уменьшается. При упругом газонапорном режиме при некотором снижении давления на ГНК вследствие отбора нефти начинается расширение газа в газовой шапке. При жестком газонапорном режиме при отборе нефти давление в газовой шапке считается постоянным. Это возможно при больших объемах газа в газовой шапке. Изменение первоначального положения ГНК называется конусообразованием. Депрессии и дебиты при разработке на газонапорном режиме малы, при прорыве газа к интервалам перфорации нефтяных скважин газовый фактор резко возрастает. 2.8. Гравитационный режим. Гравитационный режим начинает прояв- ляться, когда остальные виды энергии истощаются, и действует только потенциальная энергия нефти (гравитационные силы). Выделяют: 1. Гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности – напорно-гравитационный. Нефть под давлением силы тяжести переме- щается вниз по пропластку. Дебиты небольшие и постоянные. 2. Гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше, чем в предыдущем режиме и со временем уменьшаются. 2.9. Смешанные режимы. При одновременном проявлении разных видов энергий в пласте возникают нескольких режимов, которые действуют одновременно. Например, при разработке нефтяной части нефтегазовой залежи, подстилаемой активной подошвенной водой. Работают режимы газонапорный и упруговодонапорный. Давление на забое добывающей скважины меньше, чем давления в газовой шапке и водонасыщенной части пласта. В пласте образуются зоны совместной фильтрации: нефть – газ, нефть – вода. Изменяется первоначальные положения ГНК и ВНК. Вода и газ прорываются к отверстиям перфораций добывающих скважин. Обра- зуются два конуса: газа сверху, воды снизу. Продукция загазовывается и обводняется [2]. |