Лекции по разработке нефтянных и газовых месторождений (АГНИ)
advertisement
Разработка нефтяных месторождений доцент кафедры РиЭНГМ, к.т.н. Леванова Евгения Васильевна Тема 1. Предмет разработки нефтяных месторождений Л.1. Основные цели и задачи курса РНМ. Связь с другими науками и учебными дисциплинами. Основные понятия и определения. Основные свойства нефтенасыщающих пород и пластовых флюидов. Классификация месторождений и запасов углеводородов. Выделение объектов разработки. Основные цели и задачи курса • Целью разработки нефтяного месторождения является обеспечение наиболее полного, экономически целесообразного и экологически безопасного извлечения нефти и сопутствующих ей компонентов из недр. • Задачи разработки нефтяного месторождения: 1. Обеспечение надежной связи между пластами месторождения и поверхностью. 2. Определение процессов, обеспечивающих наиболее полное извлечение нефти из месторождения. 3. Выделение приемлемых технологических процессов разработки месторождения. 4. Обеспечение технологических процессов эффективного поступления нефти на поверхность. 5. Подготовка добытой продукции скважин. Связь с другими науками и учебными дисциплинами • Разработка нефтяных месторождений (РНМ)– область прикладной науки, как учебная дисциплина относится к инженерным дисциплинам. • РНМ тесно связана с геологией и геофизикой, с физикой и химией, а также с физикой нефтяного пласта, подземной гидромеханикой, математической физикой и технологией эксплуатации скважин. • Изучению данной дисциплины предшествует курс «Теоретические основы разработки месторождений». Основные понятия и определения. – Нефтяные и нефтегазовые месторождения – это скопление углеводородов в земной коре, приуроченное к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т. е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто — различные геолого-физические свойства. – Нефтяной пласт – термодинамическое единство углеводородов и породы, слагающей коллектор. – Нефть – это раствор углеводородов различной молекулярной массы в пластовых условиях. Основные понятия и определения. – Разработка нефтяных месторождений - это комплекс технологических и технических решений, обеспечивающих доступ и последующее эффективное извлечение запасов нефти из нефтяных залежей. – Объект разработки - это искусственно выделенное геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы и разрабатываемое единой сеткой скважин. – Система разработки - это совокупность инженерных решений, позволяющих разрабатывать месторождение эффективно и с заданными экономическими показателями (объект разработки, разбуривание, методы эксплуатации, обустройство, воздействие на пласты…). –. Основные свойства нефтенасыщающих пород и пластовых флюидов • Пористость – содержание в породе пор и пустот • Поры по размеру 1. Сверхкапиллярные (выше 0,5 мм) 2. Капиллярные (0,5-0,0002 мм) 3. Субкапиллярные (ниже 0,0002 мм) Виды пористости 1. Общая пористость (абсолютная): mа=(Vвсех пор/Vобр)*100%; 2. Открытая пористость : mо.п.=(Vоткр.пор/Vобр)*100%; 3. Динамическая пористость: mдин=Пдин/Vобр; Пдин-полезная динамическая емкость породы (открытые поры, по которым возможно движение). • Проницаемость – способность коллектора пропускать флюиды к забоям добывающих скважин. Q — расход жидкости через пористую среду в см3/с; — динамическая вязкость жидкости в мПа*с; F — площадь фильтрации пористой среды в см2; l — длина пористой среды в см; — перепад давлений в МПа. • Абсолютной проницаемостью принято называть проницаемость пористой среды, которая определена при наличии и движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости), инертной по отношению к породе. • Фазовой (эффективной) называют проницаемость породы для газа или жидкости, наблюдающуюся в присутствии в порах других фаз. • Относительная проницаемость — отношение фазовой проницаемости к абсолютной. • Нефтенасыщенность горных пород kн=Vп.н /Vпор, где Vп.н – поры, заполненные нефтью. • Водонасыщенность горных пород kв=Vп.в /Vпор, где Vп.в – поры, заполненные водой. • Газонасыщенность горных пород kг=Vг.в /Vпор, где Vг.в – поры, заполненные газом. • Сжимаемость - свойство изменять объем под действием давления. Характеризуется модулем объемного сжатия. • Нефти сильно различаются по сжимаемости. Наиболее сжимаемы нефти нефтяных оторочек газо-конденсатных залежей. В процессе разработки происходит снижение сжимаемости нефти. • Упрогоемкость пласта определяется формулой • Пъезопроводность характеризует скорость распределения давления в пласте • Гидропроводность Подвижность • ДИНАМИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ - величина равная отношению касательного напряжения м/у слоями жидкости и градиентом скорости их сдвига • КИНЕМАТИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ- величина равная отношению динамической вязкости и ее плотности при той же температуре • При увеличении температуры происходит снижение вязкости и наоборот. • При увеличении растворенного газа происходит снижение вязкости и наоборот. • Давление насыщения пластовой нефти газом Рнас – это такое равновесное давление, при котором пластовая нефть в процессе изотермического расширения (при пластовой температуре) переходит в двухфазное состояние (газ-жидкость). • Объёмный коэффициент нефти – это отношение объѐма нефти с растворѐнным в ней газом к объѐму дегазированной нефти (при давлении в системе меньше давления насыщения пластовой нефти газом). Классификация нефтей по вязкости и плотности • 1. Маловязкие (легкие) нефти, вязкость в пластовых условиях до 10мПа*с; • 2. Вязкие нефти, вязкость в пластовых условиях 10–200 мПа*с; • 3. Сверхвысоковязкие (тяжелые) нефти, вязкость в пластовых условиях 200–10000 мПа*с; • 4. Мальты (сверхвысоковязкие нефти), вязкость в пластовых условиях свыше 10000 мПа*с; Классификация месторождений и запасов углеводородов Классификация месторождений по содержанию углеводородов: -газовые – более 90% углеводородов в газовой фазе; -газоконденсатные – углеводороды представлены конденсатом С5+; -нефтегазовые – газовые месторождения с нефтяной оторочкой (следует обратить внимание, что по новой классификации на последнее место в названии ставится преобладающая фаза месторождения); -нефтяные – более 90% углеводородов в жидкой фазе; -газонефтяные – нефтяные месторождения с газовой шапкой; -нефтегазоконденсатные – нефтяное месторождение с газовой шапкой, содержащей газоконденсат. Классификация месторождений по запасам: - уникальные – более 100 млн. тонн; крупные – 50-100 млн. тонн; средние – 10-50 млн. тонн; мелкие – менее 10 млн. тонн. • Классификация месторождений по геологическим характеристикам: • структурные; • рифогенные; • литологические (пример: ухудшение проницаемости по восхождению пласта); • стратиграфические (пример: сброс, надвиг – нехарактерны для месторождений платформенного типа); • литолого-стратиграфические (залежь нефти в отложениях фундамента месторождения Белый Тигр на шельфе Вьетнама). • Ресурсы и запасы углеводородов • К запасам отнесено количество углеводородов (нефти, горючих газов и попутных компонентов), которое находится в недрах в изученных бурением залежах (содержится в разведанных и доказанных месторождениях фактическим материалом). • К ресурсам отнесено количество углеводородов, которое находится в невскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах (возможно содержится в недрах недостаточно изученных территорий, прогнозно оцененное на основе геологических предположений). Запасы углеводородов в зависимости от степени изученности и промышленного освоения, делят на категории А (достоверные), В (установленные), С1 (оцененные), С2 (предполагаемые). • Категория А – запасы залежей, разбуренных эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектами разработки и их освоение рентабельно при реализации существующих технологий добычи и воздействия на пласты. • Категория В – запасы залежей разведанных и подготовленных к разработке на которых получены при испытании промышленные притоки продукции. • Категория С1 - запасы залежей изученных высокоточными методами разведки и полученная информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта. • Категория С2 – запасы в неизученных бурением частях залежи, а ее геолого-промысловые параметры принимаются по аналогии с залежами аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона. Ресурсы УВ по геологической изученности подразделяются на категории D1 (локализованные), D2 (перспективные) и D 3(прогнозные). • Категория D1 – ресурсы возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению залежах (ловушках), • Категория D2 - ресурсы с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных структур. Их оценка проводится по результатам методов разведки и по аналогии с открытыми месторождениями в пределах оцениваемого региона. • Категория D 3 – ресурсы оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтеносность которых еще не доказана. • Геологические запасы нефти – это расчетные объѐмы нефти, которые содержатся в установленных пределах разведанных залежей. Расчет ведется на основе объемных показателей, т.е. произведение площади нефтеносности S на толщину пласта h, нефтенасыщенность Sн и на пористость m: • Vгеол = S · h · Sн · m • Промышленные запасы нефти – это запасы, которые можно рентабельно разрабатывать. • Извлекаемые запасы нефти – это подсчитанные объѐмы нефти, которые могут быть рентабельно извлечены из определенных залежей и с определенного момента начала разработки, при существующих экономических условиях, известных технологиях и технике добычи и существующем законодательстве. Разработка многопластовых месторождений, выделение объектов • геолого-физические параметры объединяемых пластов не должны существенно отличаться, ВНК в плане должны преимущественно совпадать; • углеводороды должны находиться в одном фазовом состоянии (пласты с газовой шапкой и без – объединять не рекомендуется); • пласты должны работать на сходных режимах. • физико-химические свойства нефти и газа должны быть близки. • гидродинамический фактор – т.е. должна сохраняться возможность контроля разработки по всем пластам и регулирование процесса разработки; • технологические факторы – т.е. существующее оборудование должно обеспечивать возможность эксплуатации нескольких пластов. Л.2. Типы моделей пласта. Детерминированная модель пласта. Вероятностно - статистическая модель пласта. Модели однородного и слоистого пласта. Модель трещинного и трещинно-порового пласта Типы моделей пласта Модель пласта – это система количественных представлений о его качественных геолого-физических свойствах, используемая в расчѐтах. Основные требования к модели: Модель должна быть достаточно простой для понимания. Модель должна быть адекватна рассматриваемым объектам и процессам. Источниками информации для моделей являются: -данные сейсмических исследований; -результаты геофизических исследований скважин (ГИС); -данные лабораторных исследований (как свойств породы, так и пластовых флюидов); -интерпретация результатов гидродинамических исследований (ГДИ); -анализ результатов разработки для разрабатываемых залежей; -ряд специальных исследований. Модели пластов Детерминированная (адресная) Вероятностно статистическая Модель однородного пласта Модель слоистого пласта Модель зонального пласта Модель трещинного пласта Модель трещинно-порового пласта Стохастическая и фрактальная Детерминированная (адресная) модель, в которой стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Пласт разбивается на ячейки и каждой ячейке присваивается массив свойств и параметров. Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. Модель однородного пласта основные параметры реального пласта, изменяющиеся от точки к точке, осредняют по площади или по объему. Модель слоистого пласта представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью и проницаемостью. Каждый слой представляется моделью однородного пласта Трещинный пласт – если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов. Трещинно-поровый пласт (модель двойной пористости) – в этом случае необходимо рассматривать два отдельных, но взаимосвязанных процесса – движение жидкости в трещинах и в блоках породы. В таких случаях часто применяется упрощение процесса вытеснения. Физическая модель пласта – это масштабированное представление пласта или электрогидродинамический его аналог. Такая модель используется для оценки параметров вытеснения и охвата пласта с целью приближенной оценки эффективности извлечения нефти. Детерминированная модель пласта (распределение водонасыщенности) Модель слоистого пласта Модель трещинного пласта Тема 2. Системы разработки и основные показатели процесса разработки месторождений Л.3. Классификация систем разработки. Основные параметры систем разработки. • Системы разработки классифицируются по следующим признакам: • наличию или отсутствию воздействия на пласт; • системе расстановки скважин на месторождении. Наличие или отсутствие воздействия на пласт зависит от того, используем ли мы естественные режимы, либо организуем искусственное воздействие (например, заводнение). • На естественных режимах скважины используются только добывающие, месторождение разбуривается либо по треугольной, либо по квадратной сетке. Треугольная сетка Квадратная сетка • Если на пласт предполагается воздействие, то различают следующие системы расстановки скважин: • - рядные; • - площадные. • Рядные системы элемент симметрии a • Характеристики: d(l) d – расстояние между рядами, d (1) – расстояние от нагнетательного до первого добывающего ряда; а – расстояние между добывающими скважинами в ряду; элемент симметрии; - отношение количества нагнетательных скважин к добывающим. – • Однорядная система ( ) • Трехрядная система • ( ) • Пятирядная система • ( ) Рядные системы бывают только с нечетным числом добывающих рядов, центральный ряд называется «стягивающим». Это объясняется тем, что запасы нефти не должны оказаться между рядами при четном их числе. При развитии систем рядная может переходить в площадную, но никогда наоборот. Площадные системы • Принципиальное отличие от рядных – строгое равенство в числе добывающих скважин по отношению к нагнетательной. • Пятиточечная ( ) • Семиточечная ( ) • Девятиточечная ( ) Система заводнения Ромашкинского месторождения • • - граница площадей; - граница блоков: • • • • 1,2 - номера блоков; - линейное разрезание, дополнительное разрезание; -поперечное разрезание, линии надреза; - избирательное заводнение; - очаговое заводнение • • • • Площади: 1 – Абдрахмановская; 2– Ю-Ромашкинская; 3 – З-Лениногорская; 4 – Зай-Каратайская; 5 – Куакбашская; 6 – Миннибаевская; 7 – Альметьевская; 8 – С-Альметьевская; 9 – Березовская; 10 – В-Сулеевская; 11 – Алькеевская; 12 – Чишминская; 13 – Ташлиярская; 14 – Сармановская; 15 – Азнакаевская; 16 – Карамалинская; 17 – Павловская; 18 – Зеленогорская; 19 – ВЛениногорская; 20 – Холмовская; 21 Южная • Системы бывают жесткие и нежесткие. • Рядные системы – нежесткие. Это означает, что при отключении одной или нескольких скважин в ряду не происходит принципиального изменения фильтрационных потоков. • Площадные системы – жесткие. • В России большинство месторождений имеют рядную систему, а в США, наоборот, преобладают системы площадные. Площадными системами легче регулировать выработку, легче анализировать эффективность воздействия на скважины элемента или на весь элемент с применением МУН и ОПЗ. Л-4. Плотность сетки скважин и ее влияние на величину нефтеизвлечения. • Плотность сетки скважин (griding), [га/скв], [м2/скв], • где S – площадь нефтеносности объекта разработки; • – общее количество скважин на объекте. • Плотность сетки (система расстановки): • Равномерная по площади, т.е. на каждую скважину приходится одна и та же площадь. Но нефтяные месторождения чаще всего неоднородны по геологофизическим характеристикам, поэтому чаще используют различные величины плотности сетки по площади. • Равномерная по запасам, т.е. на каждую скважину приходится одно и то же количество извлекаемых запасов. Поэтому скважины будут выходить из разработки примерно одновременно. Плотность сетки и еѐ влияние на величину нефтеотдачи • Только в однородном высокопроницаемом пласте влияние плотности сетки несущественно влияет на величину нефтеизвлечения. • Чем выше неоднородность пласта, тем значительнее влияние плотности сетки на нефтеизвлечения. • Оценка влияния различных факторов на текущее нефтеизвлечение методом многофакторного корреляционного анализа позволяет для девонских объектов сделать следующие выводы: • 1. при более плотной сетке скважин текущее нефтеизвлечение при одинаковом объеме прокачанной через пласт жидкости оказывается выше; • 2. при более плотной сетке скважин происходит прирост извлекаемых запасов нефти и повышается коэффициент нефтеизвлечения эксплуатационного объекта. Основными целями уникального промышленного эксперимента по изучению влияния плотности сетки скважин на производительность залежи и нефтеизвлечение на Бавлинском месторождении были следующие: • 1) Доказать возможность сохранения достигнутого объема добычи нефти из пласта ДI 10000 т в сутки при остановке около 50% скважин действующего эксплуатационного фонда. • 2) Изучить в реальных условиях разработки пласта ДI зависимость нефтеизвлечения от плотности размещения скважин. • Первая задача была решена практически сразу (сейчас для ее выполнения не нужно проводить экспериментальных работ). • Вторая, основная, задача промышленного эксперимента (на выполнение которой потребовалось более 30 лет) – определение влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу пласта – является одной из важнейших научных и практических проблем нефтяной промышленности. При этом было установлено существенное влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу даже при исключительно благоприятных геолого-физических параметрах горизонта ДI. Определенные экспериментальным путем потери нефтеотдачи при разрежении сетки с 26 до 84 га/скв. по 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 ДI – от 4,7 до 6,7 пунктов, что существенно выше ранее прогнозируемых 0,25-1,5 пункта. Л-5. Стадии разработки нефтяного месторождения и их характеристика. Ввод нефтяного месторождения в разработку. Общая (интегральная) формула для определения добычи из нефтяного месторождения на любой стадии разработки. Стадии разработки нефтяного месторождения Qн I II III IV t • I этап – этап разбуривания и ввода нефтяного месторождения в разработку. На этом этапе строится инфраструктура промысла: система сбора, подготовки, хранения продукции и т.д. На этом этапе самые большие капитальные вложения. • II этап – выход месторождения на максимальную постоянную добычу (плато). Это самая продуктивная часть периода разработки месторождения. Незначительные затраты, максимальная выручка. • III этап – резкое падение добычи и рост обводненности продукции. Падение рентабельности добычи. • IV этап – этап плавного снижения добычи нефти или ее стабилизации за счет применения МУН. Продолжительность этого этапа чаще всего превышает продолжительность всех трех предыдущих вместе взятых. Добыча может быть даже сопоставима с добычей всех предыдущих этапов (Ромашкинское месторождение). Рентабельность часто минимальна, требуются налоговые стимулы для продолжения разработки. Основные показатели ввода нефтяного месторождения в разработку • Стратегия разбуривания нефтяного месторождения должна обеспечить равномерную выработку запасов и достижение расчетной величины нефтеизвлечения к окончанию проектного срока разработки. В соответствии с требованиями охраны недр не допускается опережающая выработка наиболее продуктивных пластов (так называемая «выборочная отработка»). • Для реализации этих требований: • осуществляются разбуривание и ввод в разработку отдельных эксплуатационных объектов или их участков с темпами и последовательностью, обеспечивающими равномерный охват пласта воздействием; • производятся разбуривание и ввод добывающих и нагнетательных скважин при установленном их соотношении в случае обеспечения проектной системы разработки с ППД. • Ползущая сетка - это стратегия, при которой месторождение разбуривается (а значит, и разрабатывается) от периферии к центру. • Мгновенное разбуривание - это когда основная проектная сетка скважин бурится за короткий промежуток времени (может быть рекомендовано для мелких месторождений). Общая (интегральная) формула для определения объемов добычи из нефтяного месторождения на любой стадии разработки Л.6. Основные технологические показатели разработки. Основные технологические показатели разработки • I группа (включает в себя основные показатели работы залежи): • Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи), в тыс. тонн. • Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), в % или д.ед. • Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов (текущих извлекаемых запасов), %. • Накопленная добыча нефти • Текущий КИН • Конечный КИН • Годовая добыча жидкости, в млн. тонн. • Годовая добыча газа, млн. м3. • Накопленная добыча газа, млрд. м3. • Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн (жидкости), млн. м3 (газа). • Обводненность (доля воды в двухфазном потоке продукции), в % или д.ед. • Компенсация отбора закачкой Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов Накопленная добыча нефти • Qн=∑qн Текущий КИН • КИНтек= Qн/Qгеол Конечный КИН • КИНконеч = Qизвл/Qгеол Обводненность • B = qв/qж Компенсация отбора закачкой - это отношение закачанного объема воды к объему отобранной жидкости. • II группа технологических показателей разработки (включает основные показатели, связанные с фондом скважин): • Темп ввода скважин из бурения. • Эксплуатационный фонд. • Действующий эксплуатационный фонд. • Количество добывающих и нагнетательных скважин. • Средний дебит скважин по нефти, жидкости, газу, приемистость нагнетательных скважин. Технологические показатели разработки Ромашкинского месторождения 1943-2005 г.г. (все горизонты) Тема 3. Показатели степени извлечения нефти из пласта • Л.7. Коэффициент нефтеизвлечения. Формула академика Крылова. Параметры, влияющие на коэффициент вытеснения и коэффициент охвата. • Коэффициент нефтеизвлечения (коэффициент извлечения нефти – КИН) – отношение накопленной добычи нефти к еѐ начальным геологическим запасам (в % или д.ед.). Обе величины должны быть определены в одних условиях (либо в поверхностных, либо в пластовых). • КИН =Vизвл/ Vгеол Формула академика А. П. Крылова • КИН 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. • Коэффициент вытеснения заключает в себе факторы, связанные с механизмом извлечения нефти из пласта (микроуровень – средний размер пор для девонских отложений Ромашкинского месторождения 20 мкм). • Коэффициент охвата учитывает факторы, влияющие на полноту вовлечения пласта в разработку (макроуровень – средние толщины пласта девонских отложений Ромашкинского месторождения около 20 м). Коэффициент вытеснения • где Vн.выт – это объем извлеченной (вытесненной, в случае заводнения) из пласта (чаще модели пласта) нефти; • Vн.вовл – запасы нефти, первоначально находившиеся в объѐме пласта, вовлеченного в разработку. Коэффициент охвата • где Vпл.вовл – объѐм пласта, вовлеченного в процесс разработки; • Vпл – суммарный объѐм 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 показатель на два:коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по площади коэффициент охвата по толщине где hвовл – толщина пласта, вовлеченного в процесс разработки; hобщ – суммарный объѐм пласта (с учетом застойных зон, изолированных пропластков, линз и т.д.) коэффициент охвата по площади где Sвовл – площадь проекции пласта, вовлеченного в процесс разработки; Sобщ – суммарная площадь проекции пласта (с учетом застойных зон, изолированных пропластков, линз и т.д.). • Коэффициент вытеснения - – это функция, зависящая во времени, в частности, от фазовых проницаемостей. • • • • где Sн.ост – остаточная нефтенасыщенность; Sн.нач– начальная нефтенасыщенность; S0 – начальная водонасыщенность; S0 – остаточная водонасыщенность. Зависимости относительных фазовых проницаемостей по нефти (Koil) и по воде (Kwater) от водонасыщенности (Sв) Факторы, влияющие на величину коэффициента вытеснения (ηвыт) • Минералогический состав и литологическая микроструктура пород и, как следствие, глинистость пород, распределение пор по размерам, абсолютная и относительная проницаемости, параметры микротрещинности пород, т.е. размеры блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т. д. • Отношение вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть, или, в более общем случае, соотношение подвижностей нефти и воды. • Структурно-механические (неньютоновские) свойства нефти и их зависимость от температурного режима пластов. • Тип смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой. • Скорость вытеснения нефти водой (в случае заводнения и некоторых естественных режимов). Факторы, влияющие на величину коэффициента охвата (ηохв) • Физические свойства и геологическая неоднородность разрабатываемого нефтяного пласта в целом(макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, ВНЗ, прерывистости пласта по вертикали и по горизонтали и т. д. • Параметры системы разработки месторождения, т. е. расположение скважин в пласте, расстояние между добывающими, а также между доб. и нагн. скважинами, отношения числа нагн-х к числу доб-х скважин. • Давление на забоях нагнетательных и добывающих скважин, т.е. перепад давления между зоной отбора и зоной нагнетания, применение методов воздействия на ПЗП и совершенство вскрытия пластов. • Применение способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов ОРЭ). • 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.). Тема 4. Режимы работы нефтяных месторождений Л.8. Виды пластовой энергии: упругая энергия сжатых горных пород и пластовых флюидов; упругая энергия газов газовой шапки; напор подошвенных и краевых вод; силы гравитации; капиллярные силы. Режимы работы нефтяных месторождений. • Любая залежь углеводородов обладает определенным запасом пластовой энергии, образовавшейся в процессе ее формирования: энергия напора пластовых вод (краевых и подошвенных), энергия сжатых газов газовой шапки, энергия растворенного в нефти газа, энергия сжатия (упругих сил) горных пород и пластовой жидкости. До вскрытия залежи скважинами жидкости и газ находятся в ней в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. • Движение жидкости и газа в пласте происходит вследствие разности (перепада) пластового давления Рпл и давления на забое скважины Рзаб , т.е. депрессии: • ΔР= Рпл – Рзаб • Режим работы месторождения – это форма преобладающего типа пластовой энергии, посредством которой нефть движется к добывающим скважинам. • Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки месторождения, эксплуатации скважин, так и природными геологофизическими условиями. При одних и тех же условиях можно реализовать различные режимы, но их эффективность будет различна. • Режимы работы залежи: • - упругий; • - упруго-водонапорный; • - жестко-водонапорный; • - режим растворенного газа; • - газонапорный (режим газовой шапки); • - гравитационный; • - смешанный. Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Виды проявления упругого режима зависят от свойств пласта, насыщающих его флюидов, от наличия, объѐма и активности водоносной области. Замкнутый упругий режим реализуется в замкнутом, изолированном пласте. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на этом режиме ~ 2%. Конечный коэффициент извлечения нефти при разработке на жѐстко-водонапорном режиме может превышать 70%. В случае упруго-водонапорного режима водоносная область имеет некоторые конечные размеры Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на этом режиме может достигать 60%. • Режим растворѐнного газа (режим истощения) – это один из естественных режимов разработки. Режим проявляется, когда давление в пласте снижается ниже давления насыщения пластовой нефти газом. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на этом режиме достигает не более 12%, а чаще 6-7%. Л.9. Упругий режим. Его проявления и области применения. Дифференциальное уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде. • Коэффициент сжимаемости породы (formation compressibility coefficient): • Коэффициенты сжимаемости нефти и воды: • Коэффициент упругоѐмкости пласта: • Зависимость пористости от среднего нормального напряжения: • где σ, σ0 – среднее нормальное и начальное среднее нормальное напряжение. • В пласте могут происходить следующие типы деформаций: • - упругие; • - упругопластические; • - пластические (необратимые). Теория упругого режима рассматривает только упругие (обратимые) деформации. При снижении пластового давления объем сжатой жидкости увеличивается, а объем порового пространства сокращается за счет расширения материала пласта. Все это способствует вытеснению жидкости из пласта в скважину. Упругий запас пласта – это объем жидкости в пластовых условиях, который можно извлечь из пласта при снижении давления до заданного предельного значения за счет объемной упругости пласта и насыщающих его жидкостей. или Упругий запас – это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное предельное значение, исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения. Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме • – это процесс извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области изменяются во времени в каждой точке пласта. • Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например, в процессе разработки месторождения с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Теорию упругого режима используют для решения следующих задач: • • • • • При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта (КВД для добывающих скважин и КПД для нагнетательных скважин). При расчетах перераспределения давления в пласте и, соответственно, изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт (гидропрослушивание пласта). При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности. При определении времени, в течение которого в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим и т.д. Дифференциальное уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде • получено при использовании следующих уравнений • 1) уравнения неразрывности (сохранения массы); • 2) уравнения фильтрации Дарси: k P k P k P Vz g Vx Vy , , x z y • 3) уравнения состояния упругой жидкости: • 4) уравнения состояния пористой среды: Уравнение пьезопроводности (дифференциальное уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде) • Из уравнения пьезопроводности выводятся основные формулы и соотношения упругого режима Л.10. Замкнутый упругий режим. Жѐстководонапорный режим. Основная формула упругого режима. Принцип суперпозиции при упругом режиме. Упруговодонапорный режим. Замкнутый упругий режим • Пока пластовое давление не выровняется с забойным – приток к скважине будет иметь место. В этом случае давление в пласте быстро снижается, может произойти быстрый переход на режим растворенного газа. • где – средневзвешенное пластовое давление pk const Схема замкнутого пласта Жестководонапорный режим. Основная формула упругого режима. • Это случай, когда пласт можем считать бесконечным. pk = const Rк Схематизация пласта для расчета жестко-водонапорного режима • Условия: • 1) в неограниченном тонком горизонтальном пласте постоянной толщины имеется добывающая скважина нулевого радиуса (точечный сток); • 2) Начальное пластовое давление во всем пласте одинаково и равно р0; • 3) В момент времени t = 0 скважина пущена в эксплуатацию с постоянным объемным дебитом Q0. • В пласте образуется неустановившийся плоскорадиальный поток упругой жидкости. • Распределение давления в пласте (в любой его точке в любой момент времени) p(r, t) определяется результатом интегрирования уравнения: • при следующих начальных и граничных условиях: • В результате получим основную формулу упругого режима: • Интегральная показательная функция – это функция, приводящаяся часто в табулированной форме. Результат расчета может быть представлен и в графическом виде: Зависимость интегральной показательной функции от безразмерной координаты • Интегральную показательную функцию можно представить в виде ряда: При суммой ряда можно пренебречь, т.е. можно записать: • Тогда основная формула упругого режима Принцип суперпозиции при упругом режиме • Пусть на месторождении пущены в работу несколько скважин А, В и С. Очевидно, что на изменение давления в пласте будет влиять работа каждой скважины. всѐ сказанное выше относится и к нагнетательным скважинам. За тем лишь исключением, что нагнетательная скважина будет увеличивать давление, а значит, изменение давления будет с противоположным знаком. • В случае упруговодонапорного режима водоносная область имеет некоторые конечные размеры. • Упрощенно проявление этого режима можно представить следующим образом: в центре залежи – водонапорный режим, а на границе водяной области – упругий. • Расчет технологических показателей при упруговодонапорном режиме осуществляется с использованием такого приѐма, как «укрупненная скважина». По этому же принципу рассчитываются и показатели разработки газовых месторождений. • Всѐ месторождение рассматривают как укрупнѐнную скважину, у которой забойное давление – это давление на контуре месторождения. ВНК pk const Схематизация залежи для расчета упруговодонапорного режима Л-11. Задача Ван Эвердингена - Херста и еѐ решение. Интеграл Дюамеля. Решение Ю.П. Желтова для случая переменного дебита. Характерная динамика основных технологических показателей при всех видах упругого режима. Задача Ван Эвердингена - Херста и еѐ решение • Пусть количество отбираемой жидкости из месторождения qж(t) равно количеству поступающей воды к нефтяной залежи из законтурной области пласта qзв(t). • Для расчѐта давления на контуре будем считать законтурную область неограниченной. Радиальная фильтрация воды в этой области описывается дифференциальным уравнением: где p(r,t) – давление в некоторой точке законтурной области в некоторый момент времени. Начальные и граничные условия где R – радиус контура питания месторождения. • Решение указанного дифференциального уравнения производится с помощью преобразования функции давления по Лапласу, введением p (r,s) = p ( r , t )e st dt • Решение данного уравнения было получено Ван Эвердингеном - Херстом: • На контуре r = R, поэтому для определения изменения во времени давления pкон(t) необходимо использовать значение функции f(ρ, τ) при r 1 , т.е. f(1, τ). R • Интеграл можно с хорошей точностью аппроксимировать следующей формулой: Интеграл Дюамеля. Решение Ю.П. Желтова для случая переменного дебита • Рассчитаем изменение давления на контуре при переменном во времени qзв = qзв(τ). qзв Δqзв2 Δqзв1 Δqзв0 λ1 λ2 λ3 λ Схема изменения давления на контуре питания во времени • Используем два времени: τ, исчисляемое с начала разработки месторождения, и λ с отдельными моментами времени λi, соответствующими ступеньками. • Δqзвi = const. • В предыдущей задаче для давления на контуре было получено: • Учитывая, что qзв – это переменная величина, а также учитывая разбиение динамики qзв на ступени: • Перейдя к пределу при интегралу Дюамеля: , приходим к Характерная динамика основных технологических показателей при всех видах упругого режима разработки • Qн(текущее) pпл Г Рнас η t` t t` – момент окончания преобладания упругих сил в пластовых процессах Л-12. Режим растворѐнного газа. Процессы, происходящие в пласте, при реализации режима растворѐнного газа. Режим растворѐнного газа • Режим растворѐнного газа – это один из естественных режимов разработки. Ещѐ одно название – режим истощения (Depletion Drive или Solution Gas Drive, Gas Cap Drive, Dissolved-gasdrive). • Режим проявляется, когда давление в пласте снижается ниже давления насыщения пластовой нефти газом. • Режим является малоэффективным. Основной причиной этого является происходящие в пласте необратимые фазовые изменения. 1. Фазовое состояние углеводородных систем до и после достижения режима растворенного газа P P газ нефть Начальный состав (до режима растворѐнного газа) T Выделение газа из нефти T 2. Динамика изменения объѐмов жидкости и газа в процессе перехода и последующей разработки на режиме растворѐнного газа, т.е. при снижении давления во времени ниже давления насыщения (рис.2). Значительные изменения начинаются после снижения давления в системе ниже давления насыщения – увеличение объема системы и выделение газа. V Pпл<Pнас - жидкость - газ Время Рисунок 2 - Динамика изменения объѐмов жидкости и газа при моделировании процесса перехода и последующей разработки на режиме растворѐнного газа в свободном объеме • Давление насыщения пластовой нефти газом Рнас; • Объѐмный коэффициент нефти; μн bн Рнас Р Рисунок 3 - Зависимость объемного коэффициента нефти от давления Рнас Р Рисунок 4 - Зависимость вязкости нефти от давления после выделения газа из нефти, еѐ вязкость увеличивается, снижается подвижность нефти в пласте, что, безусловно, усложняет еѐ извлечение. Рассмотрим динамику изменения газового фактора в ходе добычи при реализации режима растворѐнного газа. Существует два возможных сценария (рис. 5). G G t t Рисунок 5 - Варианты динамики изменения газового фактора • 1. Количество газа в добываемой продукции сначала постоянно, а затем увеличивается. Достигнув некоторого максимума, идѐт снижение газового фактора, что свидетельствует об истощении пласта. • 2. Второй сценарий отличается только на первой стадии. Незначительное снижение газового фактора объясняется тем, что часть газа уже выделилась из нефти, но удержалась в пласте. Это более характерно для низкопроницаемых пластов, так как они часто являются гидрофобными. В обоих случаях пузырьки газа после выделения сливаются и превращаются в самостоятельную фазу. Фазовые проницаемости для нефти (Koil) и газа (Kgas) (из начала координат – кривая для газа) в зависимости от газонасыщенности (Sg) 1 0.9 0.9 0.8 0.8 0.7 0.7 0.6 0.6 0.5 0.5 0.4 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 0.1 0.1 0 0 0 0.2 0.4 0.6 Gas Saturation (Sg) 0.8 1 Kgas Koil 1 Из теории многофазной фильтрации известно, что газ является с самого начала подвижной фазой и гораздо, более подвижной, чем нефть и вода. Со временем газ занимает всѐ больший объѐм и газ проскальзывает через нефть. Рассмотрим изменение пары параметров (Sн, р), т.е. нефтенасыщенности и давления Sн Р Рисунок 6 - Направленность изменения нефтенасыщенности и давления в ходе разработки месторождения • Такой характер изменения давления, насыщенности, относительных фазовых проницаемостей приводит к тому, что для расчета основных технологических показателей разработки на режиме растворѐнного газа используются численные методы. Хотя, для ряда случаев существуют некоторые точные аналитические решения. Л-13. Методика расчета технологических показателей при режиме растворѐнного газа. Квазистационарный режим изменения газового фактора и нефтенасыщенности на контуре питания при ступенчатом снижении давления. Методика расчета технологических показателей при режиме растворѐнного газа • G bн G Вязкость газа в методиках расчета параметров процессов разработки на режиме растворенного газа принимается постоянной. μ bнг нн н G t Рисунок 8 - Изменение параметров в ходе разработки на режиме растворенного газа (G – газовый фактор; bн – объемный коэффициент; μ – коэффициент динамической вязкости нефти) Методика расчета притока газированной жидкости при упругом режиме бесконечно большой законтурной зоны с режимом растворенного газа в контуре (метод с применением функции Христиановича) • rк R Pкон Примем разрабатываемый пласт в виде круга с радиусом R. Для скважин примем радиус контура питания равным половине расстояния между скважинами rк. При r = rк р = рк < рнас Примем приближенно линейную зависимость pк = а ркон ( τ) Рисунок 8 - Схематизация пласта и контуров питания пласта и скважин • Динамику изменения давления на контуре ркон (τ) можно определять на основе учета притока в зону вытеснения на режиме растворенного газа из законтурной области: qзв = qзв(t). • При рк ≈ рнас будем считать qзв ≈ qн. • Пусть qн – это величина проектно-задаваемого объема добычи. • Определим дебит скважин: • Давление p в области rс < r < rк изменяется быстрее, чем ркон (τ) и чем рк (τ). Поэтому примем давление в прискважинной области постоянным в каждый момент времени, т.е. квазистационарным. • Растворимость газа по Генри примем равной: Vгр = 0 Vн р , где Vгр – объем газа в стандартных (поверхностных) условиях; 0 – коэффициент растворимости газа; р – абсолютное давление. • Для реального газа учтем сверхсжимаемость через коэффициент z: • z = z(p,t) • в изотермическом случае: p/ ( г z) = pат/ ( г ат zат). • По уравнениям Дарси для массовых скоростей газа получим: • для газа: kkг ( Sн ) p гат p vг = , г pат r где = z/zат . • для растворенного в нефти газа: kkн ( Sн ) 0 p гат p vгр = н r • для нефти: kkн ( Sн ) p vн = н r • На основе полученных соотношений определим пластовый газовый фактор (Г) – отношение суммарного и растворенного объемных расходов газа в атмосферных условиях к объемному расходу нефти. Для установившейся фильтрации в области rс < r < rк Г = const. Тогда: k г ( S н ) н p Г= 0 pат . pат kн ( Sн ) г • Из последнего соотношения видно, что p = p(Sн), тогда, зная, что kн = kн (Sн), получим, что kн = kн* (p). • Тогда для дебита скважины по нефти получим: • Введем для упрощения решения функцию, предложенную академиком С.А. Христиановичем: H = kн* ( p)dp C; dH kн* ( p)dp . • интегрируя, получим: • где = Hк – Hс, а Hк и Hс – значения функции Христиановича. • Имея результаты лабораторных исследований по зависимостям величин фазовых проницаемостей для нефти и газа от величин насыщенности нефтью при различных давлениях, а также величины вязкостей и растворимостей газа в нефти при различных давлениях, можно построить зависимости Н = Н(p). На этой основе легко определяются дебиты скважины при различных забойных давлениях. Тогда, задавая общий дебит залежи из задачи упругого режима законтурного объема qзв, получаем число проектных скважин для разработки с указанными параметрами. Квазистационарный режим изменения газового фактора и нефтенасыщенности 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: • Считают, что газ растворѐн равномерно. Следовательно, пластовая энергия так же распределена равномерно. • Полагают, что нефтяное месторождение может быть разбурено по равномерной сетке скважин (равномерной по площади, так как запасы распределены так же равномерно). • У каждой скважины существует область влияния. • Область влияния – это цилиндр с радиусом, равным радиусу эквивалентного круга, и высотой, равной толщине пласта. • Эквивалентный радиус – это радиус такого круга, площадь которого равна площади реальной области влияния. - для квадратной сетки: Rkk 2 , - для треугольной сетки: 2 4 3 Rkт 2 С учетом вышеизложенных допущений получим, что когда бы скважину не пробурили, она будет рассчитываться, как будто она работала с самого начала. Так как равномерная сетка делит всю нефтяную площадь на ряд одинаковых областей, расчеты показателей производятся для одной скважины, а полученные результаты распространяют на всю площадь. При расчѐтах принимается: • На начальный момент давление на контуре питания рк = рнас. • Нефтенасыщенность Sн = 1. • Относительная фазовая проницаемость по нефти в начальный момент kн = 1. • Для расчетов основных показателей разработки (дебитов, давлений и нефтеотдачи) необходимо знать зависимость между насыщенностью и давлением на контуре области. При расчѐтах задаются рядом последовательных значений рк и вычисляют соответствующие им значения Sк по формуле: S кi 1 – значение нефтенасыщенности на контуре на последующий момент времени; ~ Ã – среднее значение газового фактора на интервале давлений i 1 i от pk до pk ; Ã p – объѐм газа, растворѐнного при соответствующем давлении. p p ~ Ã S ki í i bí pi i5 Ã p pi , 10 í pi • Значение функции определяется экспериментально, или, при отсутствии данных, по таблицам К.А. Царевича. • При заданном забойном давлении дебит определим по формуле: qн 2 kh( pk pc ) , R 1 ln k rc 2 k н ( S ki ) , bн ( рср ) н ( рср ) рср рк рс , 2 ~ i q Ãqí – дебит по газу, i i S b p i 1 k í i 0 – текущая нефтеотдача. bí pk • Как уже было сказано выше, задаются шагом по давлению (например, 0,2 МПа), рассчитываются основные показатели. • Изменение этих показателей во времени определяется по формуле: • где n – число ступеней шагов давления. • Можно определить, за какое время дебит изменится от до , т.е. по-другому, отношение отобранных запасов к дебиту в этот i –й период: Л-14. Уравнение материального баланса. Его основные элементы. Линейная форма уравнения материального баланса. Уравнение материального баланса • Основное условие уравнения материального баланса (УМБ) очень просто. • Масса углеводородов (УВ), первоначально содержащаяся и пласте, равна сумме масс добытых и остаточных углеводородов: • • где - исходная масса углеводородов в пласте, масса добытого углеводорода, - масса остаточного углеводорода. • Особенности УМБ (уравнения материального баланса) 1) УМБ не отражает временной зависимости, хотя процесс внедрения воды носит существенно динамический характер. 2) Давление не присутствует явно в УМБ, но параметры, характеризующие объемы флюидов, а также внедрение воды в пласт, явно зависят от давления. 3) УМБ получено по конечным точкам состояния пласта, поэтому в него не вошли динамические зависимости, а значит оно не может быть представлено в дифференциальной форме. Линейная форма уравнения материального баланса Результаты, опубликованные в 1963-1964 гг. авторами Хавлена и Одех, открыли широкий диапазон применений УМБ к изучению параметров и режимов разработки пласта. где отбор нефти в пластовых условиях расширение нефти и растворенного в ней газа расширение газа в газовой шапке расширение связанной воды и уменьшение порового объема Уравнение материального баланса имеет важное значение для выявления режимного механизма пласта и для оценки начальных запасов нефти и газа. Л-15. Приложение метода материального баланса к оценке параметров разработки пластов. Приложение метода материального баланса к оценке параметров разработки нефтяных и газовых пластов Нефтяной пласт без газовой шапки Оценка запасов нефти в нефтяном пласте без газовой шапки Механизм вытеснения в данном случае: расширение нефти, а также присутствующего в ней растворенного газа, внедрение воды, о6ъема, занимаемого углеводородами, из-за расширения связанной воды и уменьшения порового объема. Тангенс угла наклона в этой зависимости может быть использован для определения порового объема пласта, вовлеченного в разработку, или параметров упругости пласта и пластовых жидкостей. Зависимость объема добычи нефти от снижения давления ∆р для нефтяного пласта без газовой шапки Тема 4. Режимы работы нефтяных месторождений Л.16. Виды заводнения и области их применения. Законтурное заводнение. Внутриконтурное заводнение. Блоковое заводнение. Площадное заводнение. Избирательная система заводения. Очаговое заводнение. . Виды заводнения и области их применения • Основные задачи заводнения: 1. поддержание пластовой энергии (давления - ППД); 2. вытеснение нефти. Виды заводнения 1. Законтурное 2. Приконтурное заводнение 3. Внутриконтурное заводнение а) Осевое заводнение б) Рядное и площадное заводнение в) Блоковое заводнение г) Очагово-избирательное заводнение 4. Барьерное заводнение Законтурное заводнение Требования и ограничения: а) должен быть чѐтко определѐн контур нефтеносности (залежи бывают наклонные, вогнутые); б) расстояние от нагнетательных скважин до контура нефтеносности должно составлять 400-1500 метров; 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 прослоев, выклиниваний и т.д.). ВНК Приконтурное заводнение • Нагнетательные скважины располагаются по контуру и находятся в нефтяной зоне. • Требования к месторождению те же, что и в 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. Вода быстрее достигает нефтеносной части, поэтому, как правило, обводнение начинается раньше, чем при законтурном заводнении Внутриконтурное заводнение 1.Осевое заводнение • Применяется для узких, полосообразных месторождений. • Проектные нагнетательные скважины сначала работают как добывающие. Ряд разрезает месторождение по оси. 2. Блоковое заводнение I II III • Блоки выделяют в зависимости от различия свойств пласта. Выделение блоков осуществляется с помощью разрезающих рядов. 3. Рядное и площадное заводнение Требования и ограничения: - месторождение неоднородное (по площади); - площадь месторождения велика. 4. Очагово-избирательное заводнение Применяется на заключительных стадиях разработки, когда набирается информация о состоянии пласта, непромытых зонах, участках, где давление недостаточно поддерживается. Для очагового заводнения выбираются скважины, вскрывшие наибольшее количество пластов. Таким образом обеспечивается поступление вытесняющего агента во все нефтенасыщенные пропластки. 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 обводнѐнную скважину. Переводимая под закачку скважина должна иметь хорошую гидродинамическую связь с окружающими скважинами. 5. Смешанный вид заводнения Как правило, это – комбинация внутриконтурного и законтурного заводнения. 6. Барьерное заводнение • Барьерное заводнение заключается в закачке воды вблизи газонефтяного контакта. Этот метод позволяет осуществить одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. • При разработке нефтегазовых залежей способом барьерного заводнения ряд нагнетательных скважин располагается на линии внутреннего контура газоносности. 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: • сложнопостроенные коллекторы с зональной неоднородностью; • низкие фильтрационно-ѐмкостные свойства пласта; • вязкость нефти более 80 мПа·с; • значительная интерференция скважин; • наличие обширных водонефтяных зон и газовой шапки. Л-17. Особенности разработки водонефтяных зон. Требования, предъявляемые к закачиваемой воде. Оптимизация давления нагнетания при заводнении. Особенности разработки водонефтяных зон Водонефтяная зона (ВНЗ) – это переходная зона от полностью водоносной до полностью нефтеносной области. При этом величины нефтенасыщенности и водонасыщенности в этом узком интервале примерно равны. ВНЗ может быть большой по площади, но малой по толщине и, наоборот, небольшой по площади и значительной по толщине. Обширная ВНЗ свидетельствует о том, что месторождение молодое и ещѐ не закончилась гравитационная дифференциация пластовых флюидов. Если площадь ВНЗ < 25% от общей площади месторождения, то эти запасы могут быть выработаны скважинами, которые бурятся в чисто нефтяной зоне. Если площадь ВНЗ достигает 50% от общей площади месторождения, то эти запасы разрабатываются самостоятельными скважинами. Если площадь ВНЗ превышает 50% от общей площади месторождения, то эти запасы разрабатываются отдельной Оптимизация давления нагнетания при заводнении • При заводнении должен соблюдаться баланс притока воды в залежь и отбора жидкости из пласта. • Отборы жидкости должны компенсироваться закачкой, но во всех случаях компенсация должна рассчитываться исходя из объѐма жидкости в пластовых условиях. • Когда-то считалось, что при высоких давлениях нагнетания существенно возрастает охват залежи по толщине. Было замечено, что с ростом давления нагнетания выравнивается профиль приѐмистости. На самом деле это была иллюзия. С ростом давления нагнетания раскрываются субвертикальные трещины, т. е. происходит подобие гидроразрыва пласта. Именно поэтому расходомер фиксирует выравнивание профиля приѐмистости. На небольшом (относительно расстояния между скважинами) расстоянии давление падает и трещины смыкаются. Далее вода фильтруется по пласту так же неравномерно, как она фильтровалась при меньших давлениях. • В целом на Ромашкинском месторождении удалось стабилизировать обводненность при снижении отборов жидкости в последние 20 лет. • Этот результат явился следствием масштабной работы по созданию многоуровневой системы управления процессами заводнения как с использованием новых технологий проектирования и реализации методов гидродинамического воздействия, так и с помощью реконструкции технического оснащения поверхностного оборудования системы ППД (индивидуализация системы до каждой нагнетательной скважины) и нефтесбора (индивидуализация учета и управления каждой скважины). Тема 6. Моделирование процессов заводнения. Процесс вытеснения нефти из трещинно-поровых коллекторов Л.18. Непоршневое вытеснение нефти водой. Уравнение неразрывности. Уравнение Раппопорта-Лиса. Непоршневое вытеснение нефти водой. Уравнение неразрывности Подавляющее большинство методик расчета процесса разработки нефтяных месторождений с учетом непоршневого характера вытеснения нефти водой основаны на теории совместной фильтрации неоднородных жидкостей. То есть можно упрощенно представить, что при фильтрации в пласте каждая фаза имеет свою долю в общем многофазном потоке. Для начала рассмотрим однофазный поток сквозь элемент пористой среды. • Из соображения материального баланса можно записать, что, вычитая из входящей массы (МАССАIN ) массу выходящую (МАССАOUT), получим накопленную (или потерянную) в рассматриваемом объеме массу: • МАССАIN - МАССАOUT = МАССАΔ • Изменение массы флюида, содержащегося в выделенном элементарном объѐме за время dt, запишем в следующем виде: , где m – пористость; ρ – плотность. n направление потока dV dΩ α • Изменение массы в выделенном элементарном объѐме может происходить за счѐт двух составляющих: - dM1 – перетоки жидкости через элементарную поверхность dΩ: - dM2 – наличие источников и стоков в этом элементарном объѐме: - Подставляя выражения для dM, dM1 и dM2, получим: - Пусть отсутствуют источники и стоки, тогда: - (*) - В соответствии с теоремой Остроградского-Гаусса можно перейти от поверхностного интеграла к объѐмному: - Тогда, подставляя полученное в (*) и внося оператор под знак интеграла, получим: - Для любого «физического» объѐма следует, что данное равенство выполняется тогда, когда подынтегральное выражение равно нулю. - Это уравнение задаѐт закон сохранения массы в пористой среде в дифференциальной форме или уравнение неразрывности. - Уравнение неразрывности для одномерного случая: - Пусть в пласте движется двухфазный поток. Обозначим насыщенность пористой среды i-ой фазой как si, причѐм условимся, что s1 = s, а s2 = (1-s) и s – вытесняющая фаза (вода), тогда: - Допустим, что справедлив обобщенный закон Дарси: - Характерные особенности многофазной фильтрации связаны с тем, что на процесс вытеснения в той или иной степени влияют поверхностные эффекты на границе раздела фаз. - Дополним систему уравнений функцией, описывающей разность давлений в фазах (капиллярное давление): где – безразмерная функция Леверетта, определяемая экспериментально. Будем считать, что жидкости и пористая среда несжимаемы (ρi = const, m = const). Тогда, проведя ряд математических преобразований, получим уравнение неразрывности для водной фазы, известное также как уравнение РаппопортаЛиса: Это уравнение представляет собой нелинейное уравнение параболического типа второго порядка. Точные решения этих уравнений получены лишь для некоторых сравнительно простых случаев. Оценим теперь необходимость учѐта капиллярных сил. Перепишем полученное уравнение, используя следующие безразмерные параметры: где L – характеристический размер пористой среды (пласт, межскважинное пространство, керн). Теперь оценим величины ε и Ng при типичных значениях геолого-физических свойств. Пусть L – расстояние между скважинами и L = 400 м, Тогда получим, что ε = 0,00035, а Ng = 0,00013, т.е. правая часть уравнения (**) при данных геолого-физических условиях близка к 0. Таким образом, можно заключить, что для нашего примера в масштабе расстояния между скважинами, капиллярными силами можно пренебречь. Гравитационными же силами можно пренебречь при небольшом угле падения пласта и невысокой плотности нефти. Л-19. Модель Бакли-Леверетта. Характерные точки функции Бакли-Леверетта. Использование безразмерных параметров для расчѐта некоторых технологических показателей разработки. Функция Бакли-Леверетта Физический смысл функции Бакли-Леверетта – это доля воды в двухфазном потоке жидкости в пористой среде. Принебрегая капиллярными и гравитационными силами уравнение Раппопорта-Лиса можно переписать как: Решив это уравнение, можно определить изменение насыщенности во времени по пласту. Для решения этого уравнения необходимо записать одно начальное и одно граничное условия: 1. в начальный момент времени водонасыщенность по всему пласту равна определѐнной величине (в частном случае, насыщенности связанной водой), 2. на стенке нагнетательной скважины водонасыщенность максимальна и равна разнице между 1 и величиной неснижаемой остаточной нефтенасыщенности. То есть: - Решение этого уравнения выглядит следующим образом: Т. о., мы получили функцию, характеризующую изменение координаты x с водонасыщенностью s во времени. - Если же суммарная скорость фильтрации v (а значит, и суммарный расход) постоянная величина (v = const), то - Полученное решение справедливо при Функция Бакли-Леверетта и еѐ производная Такая форма производной функции приводит к тому, что если подставить еѐ в уравнение (*), то получится, что одной и той же точке по оси x соответствует сразу три значения насыщенности на фронте вытеснения xf, что некорректно с физической точки зрения. С этой целью в модели непоршневого вытеснения БаклиЛеверетта вводится понятие фронта вытеснения. Водонасыщенность убывает от своего максимального значения на стенке нагнетательной скважины s0 до некоторого определенного значения sf, называемого насыщенностью на фронте вытеснения. • С учѐтом введѐнного понятия о насыщенности на фронте распределение насыщенности по пласту вычисляется следующим образом: • Чтобы определить насыщенность на фронте, используется следующее уравнение: • Если водонасыщенность в начальный момент времени была равна связанной воде, то: (**) Функция Бакли-Леверетта, касательная к ней и характерные точки • Уравнение (**) может быть легко решено c использованием графоаналитического метода. В случае, если начальная водонасыщенность равна величине связанной, то касательная к функции F(s) проводится от оси s из точки s0. Тогда точка касания будет соответствовать значению функции Бакли-Леверетта на фронте вытеснения. • Ещѐ один важный показатель, величина которого очень наглядно определяется этой функцией – это нефтеотдача. Когда значение этой функции станет равно 1, то в потоке будет присутствовать одна вода, а значит, вытеснение нефти прекратилось. Поэтому при достижении функцией «потолка», опустив перпендикуляр из этой точки на ось абсцисс, мы получим значение максимальной водонасыщенности (остаточной нефтенасыщенности). Если же из единицы вычесть эту величину, то в результате получим значение остаточной нефтенасыщенности s . Изменение насыщенности по пласту при движении фронта вытеснения Таким образом, очевидно, что в процессе заводнения можно выделить два этапа: • Безводный период добычи (фронт вытеснения движется к стенке добывающей скважины). • Период обводнѐнной продукции (начинается с момента подхода фронта вытеснения к стенке добывающей скважины). Использование безразмерных параметров для расчѐта некоторых технологических показателей разработки • Для простых оценочных вычислений оказалось удобным использовать решение уравнения БаклиЛеверетта в безразмерных параметрах. • Безразмерная координата: • Для плоскопараллельной задачи где L – расстояние от нагнетательной скважины до добывающей, х – текущая координата с определѐнной насыщенностью • Для плоскорадиальной задачи где Rк – расстояние от нагнетательной скважины до добывающей, r – текущая координата с определѐнной насыщенностью, rc – радиус скважины • Безразмерное время: где q – темп закачки воды • Используя безразмерные параметры, уравнение неразрывности можно переписать следующим образом: • Запишем начальное и граничное условия: • Тогда получим следующее решение: • Время безводного периода закончится, когда фронт вытеснения подойдѐт к стенке добывающей скважины, то есть x станет равным расстоянию между скважинами: • Для случая, когда величина начальной водонасыщенности равна величине связанной: • Тогда, найдя безразмерное время τ, можно перейти к размерному времени t. • С помощью безразмерных параметров можно оценить нефтеотдачу. Не останавливаясь на выводе, приведѐм сразу расчѐтное соотношение: где – значение водонасыщенности на стенке добывающей скважины в момент времени τ; s0 – значение начальной водонасыщенности. • Таким образом, легко подсчитать величину нефтеотдачи за безводный период. Весь этот период величина водонасыщенности на стенке добывающей скважины равна начальной водонасыщенности. В случае, если на момент начала вытеснения вода неподвижна (т.е. связана), функция Бакли-Леверетта F(s0) = 0, а значит F(sf) = 1. • Запишем из соотношения для определения величины нефтеотдачи: Л-20. Вытеснение нефти при наличии подвижной воды в начальный момент времени. Вытеснение нефти при больших углах падения пласта. Вытеснение нефти при наличии подвижной воды в начальный момент времени • При организации заводнения часто в пласте уже находится подвижная вода (при разработке водонефтяных зон и «молодых» залежей, где процесс гравитационной дифференциации не успел пройти полностью и водонасыщенность нефтяной зоны высока, а также при уплотнении сетки в частично выработанных заводнением зонах). • В этом случае выражение для производной функции Бакли-Леверетта запишется как: где s0 – начальная водонасыщенность (большая величина связанной sсв) Касательная к функции Бакли-Леверетта в случае наличия подвижной воды касательная проводится из точки на графике функции, соответствующей значению начального насыщения Распределение водонасыщенности по пласту для случая подвижной и неподвижной воды при начале заводнения 1 s0 1-s0=sн.ост s0=sсв s0<sсв sf s f* s0 x если с самого начала пластовая вода подвижна, то при прочих равных условиях вытеснение идѐт менее эффективно Динамика обводнѐнности и нефтеотдачи при вытеснении нефти водой: А – изначально пластовая вода неподвижна; Б – пластовая вода подвижна с самого начала закачки А обводнённость обводнённость Б нефтеотдача нефтеотдача tподхода фронта t tподхода фронта t • В первом случае в продукции добывающих скважин вода появляется только при подходе фронта вытеснения. • Во втором случае, имеется некоторая начальная обводнѐнность, которая при подходе фронта вытеснения начинает возрастать. • В пластах с высокой начальной водонасыщенностью коэффициент нефтеотдачи ниже, чем на аналогичных месторождениях, но с неподвижной пластовой водой на начало заводнения. Вытеснение нефти при больших углах падения пласта • В тех случаях, когда углы падения пластов значительны, гравитационный член уравнения Раппопорта-Лиса становится значимым и тогда получим: • «+» – если вытеснение идѐт сверху вниз; • «-» – при вытеснении снизу вверх. Схема вытеснения нефти при закачке воды ниже по вертикали α Если справедлива рассматриваемая модель, то при прочих равных условиях вытеснение снизу вверх будет эффективнее, так как на тот же объем закачиваемой воды будет приходиться больший объем вытесненной нефти. F(s) - вытеснение сверху вниз - вытеснение снизу вверх sн.о.1 sн.о.2 Графики функции Бакли-Леверетта для случаев заводнения снизу вверх и сверху вниз В случае закачки газа (например, в газовую шапку) или пара в битумный пласт гравитационные силы будут производить обратный эффект. То есть более выгодно будет закачивать газ в повышенные участки залежи, а отбор вести из пониженных. Пар + битум + вода Боковое расширение паровой зоны «Холодная» битумонасыщенная зона Нагнетательная скважина «Разогретый» битум Добывающая скважина Механизм парогравитационного метода Л-21. Процесс вытеснения нефти из трещиннопоровых коллекторов. Вытеснение нефти из трещинно-поровых коллекторов • Разработка пластов, сложенных трещинно-поровыми и трещинными породами, является одним из сложнейших вопросов теории и практики разработки месторождений. • На разработку трещиноватых и трещинно-поровых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщающей трещины в результате деформации горных пород. • При применении заводнения на таких месторождениях задача их разработки ещѐ более усложняется, так как возникает опасность прорыва воды по высокопроницаемым трещинам. • По данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Из матриц трещинно-поровых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составляя 0,30. • Вытеснение нефти водой из матриц трещинно-поровых пластов происходит под действием следующих сил: 1. сила, обусловленная градиентами давления в системе трещин, воздействующими и на блоки породы; 2. сила, связанная с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей блоки (Действие этой силы приводит к возникновению капиллярной пропитки пород, то есть к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления); • Существует 2 вида капиллярной пропитки : • Прямоточная • Противоточная - • Для определения скорости капиллярного впитывания очень часто пользуются следующей формулой: (*) • Коэффициент β можно выразить следующим образом: где kн, kв –- относительные фазовые проницаемости для нефти и воды; k – абсолютная проницаемость; σ – поверхностное натяжение на границе нефть – вода; θ – угол смачивания пород пласта водой; μн – вязкость нефти; l* – длина грани 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* воды равно объему извлеченной из него нефти. (**), где sно – начальная нефтенасыщенность блока породы; η* – конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке. • Интеграл находим, подставив выражение (*) для скорости капиллярной пропитки: (***). • Тогда, приравнивая (**) и (***), получим: 1 q 2 q xф 0 x Схема заводняемого трещинно-порового прямолинейного пласта: 1 – блок породы, охваченный капиллярной пропиткой; 2 – блок породы, до которого не дошѐл фронт капиллярной пропитки • Будем полагать, что блоки можно представить кубами с длиной грани l*. Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта х = 0, то первые блоки, находящиеся у входа в пласт, будут пропитаны водой больше, чем более удаленные. • Весь расход воды q, закачиваемой в модель прямолинейно-параллельного вытеснения, впитывается в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка их происходит в области 0<x<xф до достижения предельной водонасыщенности и прекращения процесса пропитки (xф – координата фронта капиллярной пропитки). • Этот фронт будет перемещаться в пласте со скоростью: • 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 Δλ «вступило» в пропитку некоторое число блоков породы. Расход воды Δq, входящей в эти блоки, составит • Скорость впитывания воды υ(t) ранее была определена для одного блока. Чтобы выразить ее как скорость впитывания воды в единицу объема трещинно-порового пласта, мы разделили υ(t) на l*3. • Суммируя приращения расходов Δq и устремляя Δλ к нулю, приходим к следующему интегральному выражению: или, используя формулу для скорости капиллярной пропитки и найденный коэффициент а: Часто на практике задается расход q и необходимо найти скорость продвижения фронта пропитки vф(λ). Если t очень велико (порядка 50 сут), то интеграл становится близким к 1. Тогда получим прямую зависимость для движения стабилизированного фронта пропитки: t Тема 7. Методы увеличения нефтеизвлечения и обработки призабойной зоны Л.22. Терминология в определениях МУН и ОПЗ. Классификация МУН. Достоинства и недостатки современных МУН. Критерии применимости МУН и этапы принятия решения об их применении. Выбор МУН и объектов для их применения. • Призабойная зона пласта - особая примыкающая к скважине область проницаемых пород, в которой происходят основные активные массо - и энергообменные процессы при добыче нефти. • Обработка призабойной зоны пласта (стимуляция скважин) – процесс, увеличивающий (восстанавливающий) характеристики призабойной зоны пласта, при этом извлекаются те же вовлеченные запасы нефти, только за разные сроки. • Методы увеличения нефтеизвлечения (МУН) – это такие методы воздействия на пласт, которые позволяют получать дополнительные объѐмы нефти по сравнению с базовыми вариантами разработки. Таким образом, применение МУН увеличивает извлекаемые запасы по сравнению с базовым вариантом разработки. На практике МУН нередко применяют в качестве базовых – это в первую очередь тепловые методы (внутрипластовое горение, парогравитационное воздействие). Динамика добычи и воспроизводство запасов нефти по Ромашкинскому месторождению Добыча нефти и прирост запасов по Республике Татарстан (млн.тонн) 90 80 70 50 40 30 20 10 0 19 80 19 81 19 82 19 83 19 84 19 85 19 86 19 87 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 млн.т 60 Годы Прирост запасов Добыча нефти Классификация МУН по типу рабочего агента: Гидродинамические МУН (waterflooding managment) – в основном - управление заводнением, включая нестационарное заводнение, изменение фильтрационных потоков… . Химические методы (ХМ) (chemical methods) – полимерное воздействие, ПАВ, щелочи, кислоты и т.д. Тепловые методы (thermal methods) – закачка горячей воды, пара, внутрипластовое горение. Газовые методы (gas methods) – закачка газа. Микробиологические методы (microbial methods) – закачка или активация пластовой микрофлоры и (или) закачка метаболитов. Физические методы (physical methods) – волновые методы, основанные на создании нелинейных волновых возмущений различных частот и амплитуд в пластовой среде и (или) закачиваемыми флюидами. В ряде случаев к методам увеличения нефтеотдачи относят и следующие виды воздействия на залежи и месторождения: - разукрупнение объектов разработки; - бурение горизонтальных скважин; - гидроразрыв пласта. Но эти воздействия нередко только интенсифицируют процесс добычи и правильнее относить их к МУН по итогам воздействия только после специального анализа. Правильнее такие методы, без которых иногда невозможно рентабельно разрабатывать месторождение, можно отнести к методам, обеспечивающим достижение экономически приемлемых величин Кин по месторождению, не всегда приводящие к приросту величины конечного Кин. Классификация МУН по стадии разработки: Первичная добыча (естественный режим разработки). Вторичная добыча (заводнение, нагнетание УВ-х газов, циклическая закачка газа и воды). Третичная добыча (термические, химические, газовые, микробиологические, физические методы). Классификация МУН по масштабу воздействия: Полнота процесса нефтеизвлечения определяется параметрами, характеризующими воздействие на пласт и флюиды в микро- и макромасштабе. В микромасштабе процесс принято количественно оценивать через Квыт, а в макромасштабе – Кохв. Достоинства и недостатки современных МУН. Положительный результат применения МУН понятен из самого названия. Недостатки МУН: • большая наукоѐмкость и высокая технологичность (прежде, чем применять тот или иной метод, необходимо провести немалое число лабораторных исследований, иногда приходится разрабатывать специальные виды оборудования для промысловой реализации); • многие МУН энерго- и материалоѐмкие; часто стоимость промысловой реализации МУН высока (до 70% затрат парогравитационного метода относится к промысловому обустройству, которое необходимо обеспечить до начала реализации метода); • нередко эффект от применения отложен во времени, т.е. период окупаемости может быть значителен; • ряд МУН могут быть экологически опасны и др. Критерии применимости МУН – это интервалы значений геолого-физических параметров, при которых была получена (предполагается стадия ОПР) технологическая эффективность того или иного метода. Критерии применимости микробиологического МУН на основе активации пластовой микрофлоры Характеристики пласта и флюидов Допустимый интервал Оптимальные значения Тип коллектора Поровый, трещиннопоровый Поровый Толщина продуктивного пласта, м Пористость, % Проницаемость, мкм2 Пластовое давление, МПа Температура пласта, оС Общая минерализация пластовых вод, г/л не менее 1 12-25 больше 0,05 до 40,0 20-80 до 300 3-10 17-25 больше 0,2 30-50 до 100 Общая минерализация закачиваемых вод, г/л до 60 до 30 Содержание сульфатов в пластовой и закачиваемых водах, мг/л до 100 до 5 Обводненность, % Вязкость нефти, мПа.с 40-95 1-100 60-80 3-20 Тема 8. Методы расчета технологических показателей разработки и оценки технологической эффективности Л.23. Гидродинамические методы расчета технологических показателей разработки. Методика расчета технологических показателей разработки ТатНИПИнефть. Инженерные методы расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений • 1. Гидродинамические методы, основанные на построении различных математических моделей процесса вытеснения нефти водой. • 2. Статистические методы, основанные на анализе фактических данных истории разработки нефтяных месторождений. • При создании гидродинамической модели необходим большой объем исходных данных: показатели разработки залежи по истории, геометрия пласта, свойства породы и флюидов, относительные фазовые проницаемости для флюидов, капиллярные давления, информация о скважинах и т.д. • Существует много различных методик прогноза технологических показателей разработки нефтяных месторождений с применением гидродинамических расчетов, среди которых наиболее известными являются методики ВНИИ, Гипровостокнефти, ТатНИПИнефти, БашНИПИнефти , УФНИИ, СибНИИНП, АзНИПИнефти, модель Швецова И.А. • Принципиальное отличие существующих методик расчета показателей разработки заключается в учете неоднородности пластов по коллекторским свойствам и механизме вытеснения нефти из пористой среды. • Выбор методики должен базироваться на опыте разработки конкретного нефтяного месторождения. • По методике ТатНИПИнефть (Э.Д.Мухарский, В.Д.Лысенко) в 60-х гг. был рассчитан прогноз обводнения по всем площадям Ромашкинского месторождения. Методика расчета технологических показателей разработки • Методика основана на вероятностно- статистической модели слоистого, зонально-неоднородного пласта. Позволяет рассчитывать динамику годовой добычи нефти и жидкости по объекту разработки в целом. • По данной методике невозможно получить карты распреде ления закачиваемой воды и остаточных запасов нефти в пласте. Также невозможно проследить за динамикой обводнения отдельных скважин. • Расчетные формулы динамики добычи нефти и жидкости из залежи основаны на эмпирической зависимости, где принимается естественное допущение о постепенном снижении годовой добычи нефти и увеличении добычи воды. Соответственно с этим средние дебиты нефти скважин во времени снижаются, а обводненность продукции растет. Исходные данные: • • • • • • • • • • I. общее число скважин п0; 2.балансовые запасы нефти Qб, тыс. т; 3.площадь нефтеносности S, м2; 4.коэффициенты продуктивности скважин, т/сут *МПа; 5.вязкости и плотности нефти в пластовых условиях и закачиваемой воды мПа*с, м3 /т; 6. средний коэффициент эксплуатации скважин, ξ, д.е; 7. коэффициент вытеснения нефти водой, Квыт, д.е; 8. средний ∆Р в добывающих скважинах; 9. предельная обводненность, при которой будут отключаться добывающие скважины А2, д.е; 10. гистограмма распределения проницаемости по отдельным пропласткам. Расчетные формулы: Расчетные формулы: Расчетные формулы: Расчетные формулы: Расчетные формулы: Л-24. Статистические методы расчета технологических показателей разработки. Методика расчета технологических показателей разработки с использованием характеристик вытеснения. Классификация и корректный выбор характеристик вытеснения. Статистические методы расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений • методы аналогий, которые основаны на применении закономерностей, полученных в результате анализа фактических данных по месторождениям, находящимся в длительной разработке, на месторождениях, обладающими сходными геолого-физическими условиями; • методы, использующие зависимости между параметрами, полученными по математическим формулам; • методы, использующие геолого-физические параметры залежей и полученные путем многофакторного анализа по большому числу объектов значения параметров; • экстраполяционные методы, основанные на получении зависимостей по фактическим данным за историю разработки объекта и пролонгации данных зависимостей на перспективу до конца разработки • На поздней стадии разработки нефтяных месторождений, когда накоплен большой фактический материал по динамике показателей, наиболее распространенным из статистических методов расчета является применение методов, основанных на построении характеристик вытеснения. • Под характеристиками вытеснения (ХВ) понимают статистические зависимости изменения технологических параметров добычи пластовых жидкостей в ходе процесса разработки. Использование характеристик вытеснения для решения задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А.Эфросом (1959) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости, выраженных в долях объема пор. • В качестве текущих (месячных, квартальных, годовых) показателей добычи используются текущая добыча нефти (qн), текущая обводненность в долях единицы (В) и время (Т). • В числе накопленных показателей добычи применяются: накопленная добыча нефти (Qн), воды (Qв) и жидкости (Qв). • Большая работа по систематизации характеристик вытеснения была проведена А.А. Казаковым. К настоящему времени известно более 150 ХВ. • В работе А.А. Казакова был предложен четырехпараметрический метод, являющийся модификацией метода Арпса. из которого как частные случаи могут быть выведены все известные методы характеристик вытеснения. Классификация ХВ • Характеристики вытеснения подразделяются на две большие группы: кривые обводнения и кривые падения. Характеристики вытеснения подразделяются на интегральные и дифференциальные. • Интегральные кривые обводнения - это зависимости между накопленными отборами нефти, воды и (или) жидкости. • Дифференциальные кривые обводнения - это зависимости между обводненностью и накопленными отборами нефти (воды, жидкости). • Интегральные кривые падения - это зависимости между накопленной добычей нефти и фактором времени. • Дифференциальные кривые падения - это зависимости между текущей добычей нефти и фактором времени. • При оценке эффективности ГТМ более надежные оценки дают интегральные кривые, как менее подверженные изменениям обводненности и дебиту нефти. Дифференциальные кривые используются только в случае, если интегральные зависимости не выражаются в явном виде. • Методы характеристик вытеснения бывают двух-, трех- и многопараметрические, в зависимости си числа определяемых постоянных коэффициентов, необходимых для проведения расчетов. С точки зрения пользователя ХВ удобно сгруппировать в 3 существенно различающиеся группы. К первой группе относятся ХВ, в которых применяются только текущая и накопленная добыча нефти (qн, Qн) и время (Т). Q а в /Т н Т / Qн а в Т ln qн а в Qн qн а е вТ Характерной особенностью ХВ первой группы является то, что они "сухие", в них не фигурирует добыча воды (жидкости). Ко второй группе ХВ относятся "смешанные" ХВ, которые содержат как текущий показатель - обводненность (В), так и накопленные - нефти (Qн) и жидкости (Qж). ln(1 B) ln В ln(1 B) ln B a в Qн а в ln Qн a b ln Qж a в Qн Опыт обработки промысловых данных ХВ второй группы, как и большинства ХВ первой группы (в которые входят текущие показатели), показывает, что их точность недостаточна из-за большого разброса точек в зависимостях даже для залежей с большим количеством скважин. К третьей группе ХВ относятся характеристики вытеснения, в которые входят только накопленные величины добычи нефти (Qн) и жидкости (Qж). Qж / Qн а в Qв Qв / Qн а в Qж ln Qв / Qн а в Qн Qн / Qж а в Qж Qн Qж Qн 2 а в Qж2 в / Qж Qн а в /(Qж )0,5 Qн а в Qж Критерий Тейла • Для каждой зависимости по критерию Тейла определяется качество аппроксимации: • Критерий Тейла представляет собой нормированную дисперсию и изменяется в пределах от нуля до единицы, и чем ближе к нулю, тем более математическая модель (зависимость) адекватна рассматриваемому явлению. По наименьшим значениям критерия Тейла для каждого участка выбираются три характеристики вытеснения. На практике ХВ имеют, в лучшем случае, вид кусочно-линейной зависимости в результате постоянно меняющихся условий разработки и эксплуатации нефтяного объекта. Поэтому "если после фактически проведенных мероприятий по интенсификации добычи нефти характеристика вытеснения преломляется, то для уточнения прогноза следует пользоваться новым (последним) заключительным прямолинейным ее отрезком". Поэтому нет и не может быть универсальных ХВ, описывающих одним простым уравнением всю динамику добычи нефти. Поэтому все ХВ, вообще говоря, равноправны, по крайней мере в качественном смысле. Надежность прогноза в общем виде (в нашем случае базовый вариант - экстраполяция) тем больше, чем меньше среднеквадратическое отклонение фактических от аппроксимированных данных в период предыстории и чем больше отношение периодов предыстории к периоду прогноза (истории/экстраполяции). Отсюда очевиден основной критерий подбора наиболее "эффективных" характеристик вытеснения к конкретным условиям анализируемого опытного участка - минимальный разброс фактических данных вдоль аппроксимирующей прямой в период предыстории и максимальная величина прямолинейного периода ближней предыстории. Предлагается использовать только те ХВ, которые дают прямую предысторию для того или иного опытного участка в течение не менее 6 месяцев перед началом воздействия МУН (на практике этот период редко превышает 15-20 месяцев). Рекомендуется на графиках ХВ, а именно на вертикальной оси (ординат), откладывать величины добычи нефти или параметр, напрямую с ними связанный, независимо от того, является ли он функцией или аргументом в каноническом виде ХВ, представленной ее автором. Поскольку динамика части характеристик вытеснения не инвариантна (т.е. зависит от отсчетного начала предыстории отсчетный нуль), предлагается в качестве подвариантов использовать "плавающий нуль", но отсчет предыстории начинать не позже одного года до начала реализации МУН. При этом для оценки эффективности МУН следует использовать тот вариант, который дает максимальную во времени прямолинейную ближнюю предысторию. • В настоящее время в ТатАСУ ежемесячно по всем НГДУ ОАО «Татнефть» выполняется расчет фактической дополнительной добычи нефти но всем ГТМ. Технологическая эффективность применения МУН определяется в соответствии с методикой, по которой дополнительная добыча нефти за счет применения МУН определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто при базовом режиме разработки (то есть без применения МУН), из объема фактически добытой нефти с объекта за анализируемый период. Базовая добыча нефти определяется путем экстраполяции кривых вытеснения (если объект разрабатывается при применении заводнения и обводненность продукции более 30%) или по зависимостям падения дебита нефти во времени (при естественном режиме разработки). Кривые вытеснения добычи нефти строятся на основе анализа и математической обработки фактических промысловых данных (добыча нефти, воды и жидкости) разработки объекта базовым методом за 18 месяцев, предшествующих применению МУН. При этом накопленная добыча нефти, воды и жидкости считается с момента, за четыре года предшествующего применению метода (то есть добыча нефти, жидкости и воды в этот момент принимается равной нулю, что означает перенос начала координат в точку но времени за 4 года до начала применения метода). • В программу расчета технологической эффективности заложены следующие 8 интегральных зависимостей между накопленной добычей нефти, жидкости и воды: • Qв/Qн=В*(Qн-А)/(С-Qн) • Qн = А+В*(Qв/ Qж) • Qн =А + В*LnQв • Qн =А + В*LnQж • Qн =А + В*Qжc • Qж/Qн=А+В* Qв • Qн=А + В/√Qж • Qн=С*(1-А*e-В*Qж) где Qн - накопленная добыча нефти по участку, Qвнакопленная добыча воды по участку; Qж- накопленная добыча жидкости по участку; А, В, C– коэффициенты, которые определяются с использованием метода наименьших квадратов. Л-25. Оценка технологической эффективности применения ГТМ. Выбор методов анализа технологической эффективности ГТМ. Выбор участка для применения мероприятия. Идентификация добывающих скважин участка. Канонический подход к оценке пригодности участка. Последовательность оценки эффективности геолого-технологических мероприятий с применением ХВ • 1. Прежде всего, необходимо выбрать предысторию. Критерием длительности служит максимальная корреляция при максимально длительной предыстории. • 2. Далее, необходимо выбрать одну или несколько ХВ. Коэффициенты, входящие в уравнения, определяются, как правило, по методу наименьших квадратов. • 3. Затем осуществляется экстраполяция и расчѐт технологического эффекта (если оценивается эффективность ГТМ). Qн факт эффект экстраполяция ХВ ГТМ Qж Расчѐт технологического эффекта от ГТМ с помощью ХВ Qн Qизвл 1/Qж Оценка извлекаемых запасов с помощью ХВ Идентификация добывающих скважин опытного участка • После того, как выбран и сформирован участок (в более простом случае объект разработки), подлежащий оценке эффективности применения на нем МУН, одной из важнейших задач является идентификация (выявление, распознавание) добывающих скважин, реагирующих на закачку воды в конкретную нагнетательную скважину опытного участка. • Предыстория опытного участка начинается только после начала стабильной закачки воды, точнее, после достижения компенсации отбора закачкой. На практике начало предыстории (нулевой отсчет) удобно брать с 1 января года, следующего после года начала закачки воды. • Предлагается в качестве отдельных вариантов использовать "плавающий нуль", т.е. начало предыстории брать не только с года после пуска под закачку воды, но и с 2-х, 3-х, 4-х лет до начала воздействия МУН, т.е. ближнюю предысторию, что значительно сужает временной интервал идентификации. Канонический подход к оценке пригодности участка для анализа • Основной задачей подготовительной работы по определению технологической эффективности МУН является оценка пригодности участка для дальнейшего анализа. • В качестве критерия пригодности участка для дальнейшего анализа использовать монотонность роста годовой обводненности продукции в период ближней (непосредственно предшествующей применению МУН) предыстории в течение 3-4 лет. Если в период такой предыстории годовая обводненность монотонно растет, участок пригоден для анализа, если же годовая обводненность то растет, то падает, необходимо найти скважину, "виновную" в этом, и исключить ее из анализа. • Если предыстория составляет 1-2 года, то можно использовать значения обводненности с осреднением по квартальным или полугодовым значениям. В качестве дополнительных критериев можно использовать относительную стабильность годовой добычи жидкости (±50%) в период ближней предыстории, а также величину годовой компенсации отбора жидкости закачкой воды, которая должна быть больше единицы, за исключением случаев, когда нагнетательная скважина анализируемого участка является акцептором химпродукта, а его оторочку продвигает по пласту, в основном, вода, закачиваемая в другую нагнетательную скважину (односторонний участок). • При разработке трещинных или трещинно - поровых коллекторов предлагается использовать характеристики вытеснения первой группы. • Очевидно требование, чтобы в добывающих скважинах работали те же пласты, в которые производится закачка воды в нагнетательную скважину участка. • В период предыстории и истории анализируемого периода необходимо использовать одни и те же добывающие скважины. Тема 9. Управление процессом разработки нефтяных месторождений Л.26. Цели управления разработкой месторождения. Информационная база, инструментарий и уровни управления процессом разработки. Практическая реализация процессов управления разработкой нефтяного месторождения. Цели управления разработкой месторождения • Управление разработкой месторождений - активно развивающееся научно-практическое направление, интегрирующее в себе последние достижения как в технике и технологии исследований пластов и скважин, методов воздействия на пласты и добычи нефти из скважин, так и информационные технологии. • Под управлением разработкой следует понимать интегрированный комплекс методов определения, контроля и поддержания оптимального технологического, экологического и экономического режима разработки месторождения, максимально соответствующего проектным показателям. Этот комплекс может быть распределен на ряд последовательных элементов процесса управления. • По каждому элементу процесса управления существует соответствующий инструментарий. В современном интегрированном виде процесс управления базируется на следующем комплексе программных, аппаратно-технических и технологических решений. Он включает в себя: • средства информационной поддержки: источники получения и передачи информации, базы данных; • коммуникации для сбора и передачи информации и управ1енческих решений; • средства анализа и выработки (принятия) управленческого решения; • технические устройства исполнения решения. • • • • • • • Информационная база управления. Инструментарий управления процессом разработки На различных стадиях изучения геологического строения залежей и пластовых флюидов, а также в ходе обустройства и разработки месторождения формируются определенные элементы информационной поддержки процессом управления. Последовательность накопления, преобразования и структурирования информационных ресурсов по стадиям изученности месторождения следующая: 1. Стадия геофизического изучения сейсмическими методами. 2. Стадия геолого-разведочного бурения. 3. Стадия определения запасов. 4. Этапы проектирования разработки месторождения. 5. Интегрированное проектирование. • • • • Уровни управления процессом разработки В современной международной терминологии для идентификации уровней управления объектами разработки широко используется следующая характеристика (градация) технических средств и технологий, включающих средства информационных технологий: intelligent well («интеллектуальная» скважина); intelligent field («интеллектуальное», или digital field - «циф ровое» месторождение, как вариант, более приемлемый для русского языка, e-field —«электронное» месторождение); smart field («высокотехнологичное» месторождение). • По организационной структуре управления нефтедобывающим производством чаще всего осуществляется диспетчеризация по эксплуатационным характеристикам скважин по цепочке: скважина - цех - НГДУ - компания - центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса Министерства энергетики РФ. • Принятие решения по уровням организационной структуры нефтяной компании чаще всего осуществляется по схеме: ограничить добычу (остановить скважины), увеличить добычу или подать дополнительные объемы нефти из товарных парков, перераспределить потоки нефти по системе промысловых нефтепроводов. • По объектам разработки управление ведется на основе проектных решений по разработке месторождений (группы месторождений). В настоящее время начато использование постоянно действующих геолого-технологических моделей для выдачи управляющих решений для различных уровней по цепочке: месторождение (группа месторождений) - элемент разработки -нагнетательные и добывающие скважины.
