Основы добычи нефти и газа

Для поддержания пластового давления в залежи на одном уровне объём закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объёма извлекаемых из пласта жидкости и газа.

Рис.6. Схемы центрального заводнения:

а - осевое заводнение; б - кольцевое заводнение; 1 - нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины

При расчёте объёма воды, необходимой для закачки, учитывают её объём, перетекающий в законтурную часть пласта. Практикой установлено, что для большинства нефтяных месторождений, разрабатываемых с применением методов заводнения, в пласт следует нагнетать от 1,6 до 2,0 м³ воды на каждую тонну извлекаемой нефти, а при извлечении вместе с нефтью и пластовой воды, учитывать и её объём. Если требуется не только поддержать, но и повысить пластовое давление, объём нагнетаемой воды должен быть ещё большим.

Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объёме закачиваемой воды зависит от поглотительной способности каждой скважины при данном давлении нагнетания.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади её нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырёх-, пяти-, семи- и девятиточечной и линейной системами (рис.7).

Рис.7. Площадная четырёх- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементами): 1 -- добывающие, 2 -- нагнетательные скважины

Линейная система -- это однорядная система блокового заводнения, причём скважины размещают не друг против друга, а в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1.

Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2у_н = 2у_д = 2у. Если 2L = 2у, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1 : 1). Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращённая пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3:1), так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращённой девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3. При треугольной сетке размещения скважин имеем четырёхточечную (обращённую семиточечную) и семиточечную (или обращённую четырёхточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1:2 и 2:1. Возможны также другие площадные системы. Таким образом, площадные системы характеризуются различной активностью воздействия на залежь, выраженной соотношением нагнетательных и добывающих скважин (1:3, 1:2, 1:1, 2:1, 3:1).

Результаты исследований показали, что площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Эффективность площадного заводнения увеличивается с повышением однородности и толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Схемы площадного воздействия наиболее пригодны для применения специализированных видов заводнения, т.к. позволяют эффективно использовать оторочки растворов ПАА, ПАВ, гелеобразующие композиции, комплексные и циклические кислотные обработки, газов высокого давления, пара, горячей воды.

Исследования показали, что в случаях однородного пласта и одинаковой подвижности нефти и вытесняющей воды наиболее интенсивна пятиточечная схема, обеспечивающая самый высокий дебит на работающую скважину (нагнетательные и добывающие скважины учитываются вместе); самую высокую нефтеотдачу за безводный период эксплуатации обеспечивает семиточечная схема.

Системы разработки с закачкой газа в пласт могут применяться по двум основным вариантам: 1) закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку); 2) площадная закачка газа. Успешная закачка газа возможна лишь при значительных углах наклона однородных пластов (улучшается гравитационное разделение газа и нефти), невысоком пластовом давлении (давление закачки обычно на 15--20 % больше пластового), близости значений пластового давления и давления насыщения нефти газом или наличии естественной газовой шапки, малой вязкости нефти. По экономической эффективности она значительно уступает заводнению, поэтому нашла ограниченное применение. Поскольку разработка месторождения начинается с отбора нефти из первых разведочных скважин, то отметим, что система разработки динамична и должна непрерывно совершенствоваться во времени.

К характеристикам систем разработки относятся следующие.

Фонд скважин -- общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется он на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.

Параметр плотности сетки скважин S_с -- площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину, т. е. эта величина равна частному от деления площади

нефтеносности на общее число добывающих и нагнетательных скважин (или только на число добывающих скважин).

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова N_c -- отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

Параметр -- отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т. е. . Этот параметр характеризует интенсивность системы заводнения.

Параметр -- отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда, т. е. .

Кроме указанных параметров используют ряд других показателей, таких, как расстояние от контура нефтеносности до первого ряда добывающих скважин, расстояние между рядами, ширина блока и др.

3.3 Показатели разработки

Для характеристики процесса извлечения нефти из недр применяют показатели, определяющие во времени как интенсивность, так и степень извлечения нефти, воды и газа.

Добыча нефти q_н -- основной показатель, сумммарный по всем добывающим скважинам (пробуренным на объект) в единицу времени, и среднесуточная добыча q_нс, приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости q_ж-- суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают безводную нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа q_г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т. е. отношения объёма добываемого из скважины за единицу времени газа, приведённого к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки, определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остаётся неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворённого газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворённого газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель -- накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается и он остается постоянным. Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Коэффициент нефтеотдачи (коэффициент нефтеизвлечения) - степень полноты извлечения нефти из залежи. Различают текущий, конечный и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определённую дату к балансовым (геологическим) её запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлечённых запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчёте запасов нефти, при составлении технологических схем и проектов на разработку месторождений.

На основании экспериментальных и статистических промысловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеотдачи в зависимости от режимов работы залежей могут принимать следующие значения:

· водонапорный режим 0,5 - 0,8

· газонапорный режим 0,1 - 0,4

· режим растворённого газа 0,05 - 0,3

· гравитационный режим 0,1 - 0,2

Зависимость нефтеотдачи з от свойств пластовых систем и условий вытеснения нефти в общем виде можно представить следующим образом:

(3.1)

где з_вскр -- коэффициент, учитывающий долю объёма продуктивных пластов, вскрытых скважинами; з_охв -- коэффициент, учитывающий полноту охвата пластов воздействием рабочим агентом в зоне его продвижения; з_выт -- коэффициент вытеснения, определяемый экспериментальным путём по результатам вытеснения нефти из образцов породы (кернов) или модельных пористых сред в лаборатории теми же рабочими агентами, которые действуют в залежи.

 (3.2)

Здесь V_вскр -- объём нефтенасыщенных пластов, вскрытых скважинами и соединённых с ними; V_зал -- весь нефтенасыщенный объём залежи.

(3.3)

где V -- фактический объём участков залежи, подвергнувшихся воздействию рабочим агентом; V_возд -- полный объём нефтенасыщенных участков залежи, подвергнутых воздействию рабочими агентами.

(3.4)

где V_выт -- объём остаточной плёночной и капиллярно-удержанной нефти в образце пористой среды (после полного удаления рабочим агентом извлекаемой части нефти); V_н -- начальный объём нефти в образце породы.

В отраслевых документах вместо коэффициента нефтеотдачи (КНО) используют другой показатель - коэффициент извлечения нефти (КИН). В том и другом случае, сравнивая количество добытой нефти с геологическими запасами любой залежи, КНО (КИН) определяется как отношение извлечённой из недр нефти к цифре геологических запасов :

. (3.5)

Возможен способ расчёта КНО и по величинам насыщенностей:

, (3.6)

где S_нн - начальная нефтенасыщенность; S_нк - конечная (остаточная) нефтенасыщенность.

Оба метода оценки КНО можно отнести как к модели пласта (керну), так и к части пласта (блоку разработки, участку) или залежи в целом. Принципиальная разница состоит в том, что при моделировании процесса дренированию (вытеснение нефти, промывка, доотмывка) подвергается весь нефтенасыщенный объём, а в случае залежи (пласта) за счёт его литологической неоднородности часть нефтенасыщенного объёма остаётся неохваченной процессом разработки и который учитывается коэффициентом охвата воздействием з_охв.

При моделировании процесса вытеснения нефти водой сначала получают чистую (безводную) нефть, и тогда определяется безводная нефтеотдача и нефтеотдача за водный период. В промысловых условиях это понятие может быть отнесено к отдельным участкам (блокам разработки), так как обычно залежь или месторождение вводится в разработку по частям. Для сравнительного анализа выработки запасов используют показатель КНО ещё и на момент прорыва воды.

Объёмы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных залежах, при использовании различных сеток скважин, различных систем заводнения не одинаковы. Кроме того, сравнивать КНО для различных залежей и различных технологий следует с учётом водонефтяного фактора (см. ниже). Обычно это сравнение привязывается к моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин на месторождении становится экономически не целесообразной (при предельной обводнённости продукции скважин в 96 - 98 %).

Темп разработки z -- отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах или долях единицы (). Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении как в период его освоения, так и в процессе регулирования. На рис.8 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведённым зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На её протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность её зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Рис.8. График изменения темпа разработки во времени:

1 -- месторождение А; 2 -- месторождение В; I, II, III, IV-- стадии разработки

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. Основная задача этой стадии осуществляется путём бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов эксплуатации скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (газлифтный или с помощью глубинных насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводнённость продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвёртой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объём попутной воды.

Как видно из рис.8 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12--20 % / год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8--10 % / год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3--5 % / год.

Для оценки эффективности разработки месторождений с наличием или отсутствием периода стабильной добычи В.Д. Лысенко вводит параметр е - долю отобранных начальных извлекаемых запасов нефти за период стабильной добычи. Если при стабильном дебите отбирается 60 % извлекаемых запасов нефти, то он ниже максимально возможного в 2,5 раза; если отбирается 80 %, то он ниже максимально возможного в 5 раз. Однако с увеличением е стабильный дебит по сравнением со средним при разработке залежи без ограничения потенциально возможной производительности снижается значительно меньше, не более чем в 1,3 раза. Стабилизация добычи нефти приводит не к слишком большим различиям между стабильным и средним потенциально возможным дебитами. Фактически по разрабатываемым нефтяным залежам максимальный дебит нефти удерживается до отбора приблизительно 50 % начальных извлекаемых запасов нефти. А если отказаться от такой практики, то средний дебит нефти увеличивается не более чем в 1,3 раза. Но при этом потребуется значительно ускорить бурение скважин и осуществить другие мероприятия по интенсификации разработки продуктивных пластов. В.Д. Лысенко отмечает, что стабилизация добычи нефти не противопоставляется общей задаче интенсификации разработки нефтяных залежей. Это относится только к мероприятиям по увеличению интенсивности системы разработки. За счёт общей интенсификации при соответствующем темпе разведки новых нефтяных залежей уровень добычи нефти можно увеличить в несколько раз, а за счёт отказа от стабилизации - не более чем в 1,3 раза. В случае, когда добыча нефти не стабилизирована, не получают заметного устойчивого во времени увеличения среднего уровня добычи нефти.

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов ц. По определению

(3.7)

где q_н(t)--годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; G--балансовые запасы нефти.

Если -- темп разработки, то связь между и выражается равенством

(3.8)

где N -- извлекаемые запасы нефти; з_к -- нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти

(3.9)

где Q_н (t)--накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки.

Накопленная добыча нефти

(3.10)

где t -- время разработки месторождения; ф -- текущее время.

Дифференциальное уравнение

(3.11)

позволяет вычислять значения ц(t) при известных z(t), т.е. показывает связь между темпом отбора остаточных извлекаемых запасов нефти ц(t) и темпом разработки z(t).

Коэффициент использования извлекаемых запасов

(3.12)

является интегральным показателем процесса добычи нефти. Его значение непрерывно возрастает, стремясь к единице. Действительно, при t = t_к:

, (3.13)

так как добыча нефти к концу разработки становится равной извлекаемым запасам.

По аналогии текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения

. (3.14)

К концу разработки месторождения, т. е. при t = t_к, нефтеотдача

. (3.15)

Обводнённость продукции В -- отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды:

. (3.16)

Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы.

Характер изменения показателя В зависит от ряда факторов. Один из основных -- отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях м₀:

, (3.17)

где м_н и м_В-- динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводнённостью. Граничное значение м₀ между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводнённости. Следовательно, обводнённость может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное, по сравнению с проектным, обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Темп отбора жидкости -- отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % / год.

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным

на уровне максимального, по другим -- уменьшается, а по третьим -- возрастает. Такие же тенденции в ещё большей степени выражены в третьей и четвёртой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор -- отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м³/т. Этот параметр, показывающий, сколько объёмов воды добыто на 1 т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости.

При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объёма добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5--8 м³/т и в некоторых случаях достигает 20 м³/т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин -- важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причём на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих -- минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объёму пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.

Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

3.4 Ввод нефтяного месторождения в разработку

Разработка нефтяного месторождения проходит несколько стадий: начальную, когда его разбуривают и обустраивают; среднюю или основную, соответствующую выходу разработки месторождения на запроектированные показатели; стадию резко падающей добычи нефти, когда при постоянной или несколько растущей добыче жидкости быстро уменьшается добыча нефти и при заводнении растёт обводнённость продукции скважин; завершающую стадию, в течение которой наблюдаются сравнительно медленное, но стабильное падение добычи нефти и такой же рост обводнённости продукции. Соответственно и система разработки нефтяного месторождения не сразу приобретает запроектированный вид. При этом темп ввода месторождения в разработку существенно влияет на её показатели. Для количественной оценки влияния этого темпа будем считать, что за промежуток времени Дф в разработку вводится некоторое число элементов системы Дп_э. Если в элементе извлекаемые запасы нефти равны N_э, а число скважин п_э, то для одного элемента параметр А.П. Крылова (см. «Характеристики систем разработки»)

. (3.18)

Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через w(ф). Имеем

. (3.19)

Из (2.18) и (2.19) получим

. (3.20)

Введём понятие о темпе разработки элемента z_э(ф), равном отношению текущей добычи нефти из скважин элемента к извлекаемым запасам нефти в данном элементе, так что

. (3.21)

Темп разработки элемента изменяется во времени. Если от момента ф к некоторому моменту времени t в разработку было введено Дп_э элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:

. (3.22)

В формуле (2.22) темп разработки элемента z_э берётся средним за промежуток времени t -- ф. Для того чтобы определить добычу нефти из месторождения в целом к некоторому моменту времени t, необходимо в формуле (3.22) рассматривать её изменения за бесконечно малый отрезок времени dф, а затем перейти к интегралу в пределах от ф = 0 до ф = t. Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t определится следующим образом:

. (3.23)

3.5 Моделирование разработки нефтяных месторождений

3.5.1 Схематизация форм залежей и контуров нефтеносности

Нефтяные залежи, как правило, имеют сложное геологическое строение и неправильную конфигурацию, толщина продуктивного пласта непостоянна по площади, неодинаковы и свойства пласта (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность), разными могут быть и свойства нефти на различных участках залежи. Это усложняет расчёты при проектировании разработки нефтяных месторождений. При расчётах приходится прибегать к схематизации условий разработки, пользоваться моделями пласта и процессов фильтрации жидкостей в пористой среде. От степени приближения модели к реальным условиям зависит точность определения технологических показателей разработки месторождения.

При выборе и оценке вариантов разработки применяются простые модели, при расчёте технологических показателей для выбранного варианта -- более сложные, которые уточняются по мере поступления дополнительных сведений о месторождении при составлении проектов доразработки.

Чтобы расчётные показатели соответствовали реальным, при схематизации условий разработки необходимо соблюдать следующие равенства:

· запасов нефти в реальной и схематизированной залежах;

· реальной и схематизированной площадей;

· периметров фактического и расчетного контуров нефтеносности;

· числа скважин и числа рядов реальной и схематизированной залежей.

Условия разработки при расчётах упрощаются по следующим направлениям.

1 Схематизируется форма залежи нефти. Вместо сложной конфигурации залежь представляется в виде простой геометрической фигуры. Большинство залежей нефти имеют форму, тяготеющую к овалу (рис.9, а), в связи с этим проектируемая залежь схематизируется полосой (а:b ? 1/3, см. рис.9,б), кольцом (а:b >1/3, см. рис.9, в) либо кругом (а:b ? 1, см. рис. 9,г). При схематизации залежи сложной конфигурации допускается сочетание простых форм (см. рис.9,д). При этом расчёты ведут для каждого выделенного элемента формы, а результаты суммируют.

Залежи моноклинального типа можно схематизировать в виде полосы с односторонним питанием (рис.10). Условия схематизации те же: при а:b >1/3 форма залежи приближается к круговой.

Рис.9. Схематизация формы реальной залежи: а -- реальная залежь; б -- полоса; в -- кольцо; г -- круг; д -- сочетание элементов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.10. Схематизация залежи моноклинального типа: 1 - контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины; 3 - дизъюнктивное нарушение; S - ширина залежи

Залежи зонального типа схематизируются сектором окружности радиуса R. Залежь рассчитывается как круговая, а дебиты скважин сектора определяются пропорционально углу ц (рис. 11).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.11. Залежь зонального типа: 1 - контур нефтеносности; 2 - скважины

2 Внешний и внутренний контуры нефтеносности заменяют одним условным расчётным с вертикальной границей раздела между нефтью и водой. Положение расчётного контура нефтеносности определяется по равенству запасов нефти в реальном и схематизированном пластах, или исходя из заданного процента обводнения добывающих скважин во внешнем ряду на момент его отключения. На карте залежи отмечаются два контура нефтеносности - внутренний (по подошве) и внешний (по кровле), расстояния между которыми зависят о толщины пласта и угла его падения (рис.12).

При эксплуатации залежи оба контура могут перемещаться с различными скоростями и в различные сроки приблизиться к скважине. Упрощая гидродинамические расчёты, в большинстве случаев считают, что перемещение всех точек контуров нефтеносности происходит с одинаковыми скоростями по площади.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.12. Схематизация контуров нефтеносности:

1 - внешнего; 2 - расчётного; 3 - внутреннего

В этом случае отношение между толщинами нефтяной и водяной зон пласта у скважин к моменту достижения заданного процента воды можно найти по формуле

, (3.24)

где k - абсолютная проницаемость пласта; k_в - относительная проницаемость пласта для воды после вытеснения нефти водой; м_н, м_в - соответственно вязкости нефти и воды.

Определив соотношение h_н/h_в, находим по разрезу залежи отметку ВНК, соответствующую этому соотношению (рис.12). По этой отметке проводится расчётный контур нефтеносности.

При большом угле падения и небольшой толщине пласта за расчётный контур нефтеносности можно принять средний между внешним и внутренним контурами.

Изложенные положения справедливы только в том случае, если расстояния между двумя контурами нефтеносности настолько малы, что не требуется размещение скважин в водонефтяной зоне для её эксплуатации. При значительной площади этой зоны система размещения скважин и методы гидродинамических расчётов подлежат специальному исследованию.

3 Пластовые и забойные давления в скважинах приводят к одной плоскости (обычно к начальному уровню водонефтяного контакта).

4 Осуществляется схематизация по параметрам пласта. Используются различные схемы-модели пласта, которые выбираются в зависимости от степени изученности залежи и этапа проектирования: однородный пласт, зонально - неоднородный пласт, непрерывный слоисто-неоднородный по проницаемости и толщине пласт с закономерным или вероятностным распределением этих параметров.

3.5.2 Модели пластов и процесса вытеснения нефти [2,7,12,14]

Под моделью в широком научном смысле этого слова понимают реально или мысленно созданную структуру, воспроизводящую или отражающую изучаемый объект. Создание моделей нефтяных месторождений и осуществление на их основе расчётов разработки месторождений - одна из главных областей деятельности инженеров и исследователей-нефтяников.

На основе геолого-физических сведений о свойствах нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения, рассмотрения возможностей систем и технологий его разработки создают количественные представления о разработке месторождения в целом. Система взаимосвязанных количественных представлений о разработке месторождения - модель его разработки, которая состоит из модели пласта и модели процесса разработки месторождения.

Модель пласта - это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчётах разработки месторождения. Модель процесса разработки месторождения - система количественных представлений о процессе извлечения нефти и газа из недр.

Модель пласта следует, конечно, отличать от его расчётной схемы, которая учитывает только геометрическую форму пласта. Например, моделью пласта может быть слоисто-неоднородный пласт. В расчётной же схеме пласт при одной и той же его модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейный пласт и т.д.

Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и газа всегда облечены в математическую форму, т.е. характеризуются определенными математическими соотношениями.

Современные компьютерно-вычислительные достижения позволяют со значительной детальностью учитывать свойства пластов и происходящих в них процессов при расчётах разработки месторождений.

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Известно, что нефть может насыщать не только пористые песчаники, но и находиться в микроскопических трещинах, кавернах, имеющихся в известняках, доломитах и даже в изверженных породах.

Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород - различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.

Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов - наличие в них трещин, т.е. трещиноватость пластов.

При разработке месторождений эти особенности нефтегазоносных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа.

Неоднородностью называется свойство нефтяного пласта-коллектора, обусловленное изменением его структурно-фациальных и литологических свойств, оказывающих влияние в основном на движение пластовой жидкости к забоям скважин и подлежащих учёту при установлении потенциальных возможностей нефтяного пласта. Виды неоднородности пластов количественно выражают через коэффициенты песчанистости, расчленённости, распространения по площади, замещения и слияния.

Под коэффициентом песчанистости К_п для каждой скважины понимается отношение эффективной толщины к общей толщине пласта (от кровли до подошвы), т. е.

. (3.25)

Для горизонта в целом

, (3.26)

где h_iэф-- эффективная толщина песчаного пласта в i-той скважине; h_iобщ -- общая толщина горизонта в i-той скважине; п -- число скважин, вскрывших полную толщину данного горизонта.

Под коэффициентом расчленённости К_р подразумевается отношение числа песчаных пластов, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин, т. е.

. (3.27)

Здесь n₁ ,n₂ ,…, n_m -- число песчаных слоев в i-той скважине; N -- общее число скважин, вскрывших пласт.

При определении коэффициентов песчанистости и расчленённости продуктивный разрез делят на две условные группы: коллекторы и неколлекторы.

Коэффициент распространения по площади K_s -- отношение площади распространения коллекторов к площади залежи в пределах внешнего контура нефтеносности. Этот коэффициент для одного пласта рассчитывается по формуле

. (3.28)

Для горизонта в целом

. (3.29)

Здесь S_i -- площадь распространения коллекторов i-того зонального интервала; S_н -- площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности; п -- число выделенных пластов.

Коэффициент замещения К₃ (S) или отсутствия пласта-коллектора

. (3.30)

Коэффициент слияния К_сл характеризует отношение площадей зон слияния с выше- или нижележащим пластом к площади распространения коллекторов

, (3.31)

где S_сл -- площадь, в пределах которой два соседних интервала не разобщены глинистыми разделами; S_i -- площадь распространения коллекторов i-того пласта.

Чем больше коэффициент слияния, тем выше степень гидродинамической связанности отдельных прослоев между собой.

Для горизонта в целом

, (3.32)

где п -- максимальное число пропластков.

Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные модели у нефтяников получили название "адресные модели".

Детерминированные, или адресные, модели - это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Каждая деталь адресной модели точно должна соответствовать детали строения реального пласта. Адресная модель при всё более детальном учёте особенностей пласта должна стать похожей на "фотографию" пласта. Например, на рис.13 показан в плане реальный пласт с отдельными участками пористостью m_i и проницаемостью k_i. В действительности строение пласта, показанного на этом рисунке, более сложное. Однако с определённой степенью точности схему этого пласта можно считать его расчётной моделью. При расчёте процессов разработки нефтяного месторождения с использованием адресной модели всю площадь пласта или его объём разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчёта, сложности процесса разработки и мощности компьютера.

Рис.13. Схема детерминированной модели пласта с участием различной пористости и проницаемости: 1 -- условный контур нефтеносности; 2 -- участок пласта с пористостью пород m_i, и проницаемостью k_i; 3 - границы участков пласта с различными пористостью и проницаемостью

Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей её положению. Дифференциальные уравнения разработки месторождения заменяют конечно-разностными соотношениями, а затем производят компьютерный расчёт.

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.

К числу наиболее известных в теории разработки нефтяных месторождений вероятностно-статистических моделей пластов относятся следующие.

1 Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, абсолютная и относительная проницаемости), изменяющиеся от точки к точке, осредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем из рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы её параллельны и горизонтальны.

Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объёму величины:

. (3.33)

Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:

, (3.34)

где - параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений; ДS_i - площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами x_i и x_{i -1}; - общая площадь залежи.

2 Модель слоисто-неоднородного пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью m_i и проницаемостью k_i (рис.14). При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах Дm_i и проницаемостью в пределах Дk_i составляют часть Дh_i.

Рис.14. Модель слоисто-неоднородного пласта

Если каким-либо образом, например, путём анализа кернового материала, геофизическими методами и т.д., измерять проницаемость отдельных прослоев пласта в различных скважинах, то окажется, что из суммарной толщины всех измеренных пропластков h часть их Дh₁, обладает проницаемостью в пределах Дk₁. Другая часть пропластков Дh₂ будет иметь проницаемость в пределах Дk₂ и т.д. Можно для реального пласта построить зависимость

Дh_i / h = f (k_i) Дk_i (3.35)

и на её основе создать модель слоистого пласта, которая будет представлять собой структуру, состоящую из набора прослоев различной проницаемости и характеризующуюся той же функцией (2.35), что и реальный пласт (f(k_i) - плотность вероятностно-статистического распределения проницаемости). С помощью зависимости вида (2.35) построена гистограмма (рис.15), где ступеньками представлены доли общей толщины пласта, которые занимают пропластки с соответствующей проницаемостью.

Рис.15. Гистограмма проницаемости: 1 - кривая, аппроксимирующая гистограмму

3 Модель зонально-неоднородного пласта (рис.13). Свойства этого пласта не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объём пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.

4 Модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта объединяет характеристики предыдущих двух моделей. На рис. 16 изображена схематично модель такого пласта.

Рис.16. Схематическое изображение модели зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта

5 Модель трещиноватого пласта. 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, грани которых равны l_* разделенных щелями шириной b_*. Реальный пласт при этом может иметь блоки породы различной величины и формы, а также трещины различной ширины. Сечение реального пласта площадью ДS показано на рис.17, где i-я трещина имеет длину l_i, и ширину b_i. На рис. 18 показано сечение модели этого пласта ДS площадью, представляющей собой набор квадратов со стороной l_*, и шириной трещин b_*.

Рис.17. Сечение трещиноватогоРис.18. Сечение модели трещиноватого пласта: пласта площадью ДS: 1 -- трещины; 2 - блоки породы 1 -- блоки породы; 2 -- трещины

Рассмотрим наиболее существенные осредненные, а потому и вероятностно-статистические характеристики трещиноватого пласта.

Известно, что скорость v_i, течения вязкой жидкости в единичной трещине в направлении, перпендикулярном к плоскости (см. рис.18), определяется следующей зависимостью:

. (3.36)

Расход жидкости Дq, протекающей через сечение площади ДS в направлении х, выражается следующим образом:

. (3.37)

Введем понятие густоты трещин Г_т, определяемой формулой

, (3.38)

а также средней ширины трещин b_*. Тогда из (2.37) и (2.38) получим выражение для скорости фильтрации в трещиноватом пласте

. (3.39)

Выражение (2.39) - аналог формулы закона Дарси для трещиноватых пластов. При этом проницаемость трещиноватого пласта

. (3.40)

Можно получить выражение для трещинной пористости m_т, принимая её равной "просветности" сечения трещиноватого пласта. Имеем

. (3.41)

6 Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент гранулярной пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов, вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин. Считают, что весь объём пласта равномерно пронизан системой трещин. Расстояния между двумя соседними трещинами значительно меньше расстояния между двумя соседними скважинами.

7 Модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта с двойной пористостью объединяет характеристики моделей 4 и 6 и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. Но на основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения.

Рассмотрим модели процесса вытеснения нефти водой (газом).

1 Модель поршневого вытеснения. На рис.19 схематически показан профиль насыщенности при фиксированном положении фронта вытеснения x_ф.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.19. Профиль насыщенности пласта при поршневой модели вытеснения нефти водой. Насыщенность: 1 - водой; 2 - нефтью

Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт (граница), впереди которого нефтенасыщенность равна начальной (s_но = 1 - s_св, где s_св - насыщенность пласта связанной водой), а позади остаётся промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью s_но. Перед фронтом фильтруется только нефть, а позади - только вода.

В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.

2 Модель непоршневого вытеснения изображена на рис.20.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.20. Профиль водонасыщенности пласта при непоршневой модели вытеснения нефти водой (модель Бэкли - Леверетта)

По схеме Бэкли-Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения s_ф. Скачок нефтенасыщенности на нём значительно меньше, чем при поршневом вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него - одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причём по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте s_ф, а затем обводнённость медленно нарастает.

Более подробно общая схема вытеснения нефти водой выглядит следующим образом.

Нефть и вытесняющий её агент при этом движутся в пористой среде одновременно. Но при вытеснении нефти агентом (водой или газом) полного замещения её в пустотном объёме коллекторов никогда не происходит. Даже в модельных (идеализированных) процессах вытеснения нефти водой, которые условились называть «поршневыми», ввели понятие скачка насыщенности на фронте вытеснения.

Вследствие микронеоднородностей пористой среды, влияния поверхностных сил на границах фаз происходит диспергирование одной жидкой фазы в другой. При этом непрерывно изменяются насыщенности, следовательно, фазовые проницаемости для нефти и вытесняющего агента. Отсюда возрастает содержание воды в потоке в каждом зафиксированном сечении пласта (в т.ч. на стенке скважины). От начального положения границы раздела нефть-вода (ВНК или начальный фронт вытеснения при разрезании залежей нефти нагнетательными рядами) до контуров отбора (добывающих рядов скважин) насыщенность непрерывно изменяется. Принципиальная схема данного процесса представлена на рис.21.

Рис.21. Общая схема вытеснения нефти водой (изменение насыщенностей по направлению движения вытесняющей воды): S_НН - начальная нефтенасыщенность; S_Н^п - начальная полная насыщенность подвижной нефтью; S_{НП i} - насыщенность подвижной нефтью за фронтом вытеснения; S_НО- остаточная нефтенасыщенность; ПЗ - переходная зона; S_СВ - насыщенность пласта связанной водой

Как следует из схемы, за счёт влияния капиллярных сил на фронте вытеснения наблюдается более ярко выраженное изменение насыщенностей. Фронта чёткого как такового нет, а существует переходная зона, ширина которой зависит от многих факторов (геологических, физических и технологических). За счёт послойной неоднородности пластов следует построить такого рода схемы для каждого выдержанного прослоя коллектора, и тогда общая кривая водонасыщенности для пласта будет характеризовать средневзвешенную насыщенность по эксплуатирующемуся объекту. Очевидно, что остаточную нефтенасыщенность сложно получить при условии полной промывки пласта. Принято считать, что в среднем для гранулярных коллекторов (песчаников, алевролитов) это обеспечивается прохождением через дренируемый объём 3-х или 4-х поровых объёмов воды.

Из схемы (рис.21) следует, что сечение пласта, характеризующее указанное условие, будет постепенно передвигаться от начального положения границы раздела вода-нефть до линии последнего ряда добывающих скважин. Следовательно, в многорядных системах скважин условие достижения полной промывки приведёт к необходимости поэтапного выключения из работы внешних рядов (что может сопровождаться переносом линий нагнетания на место отключенных рядов).

Аналогичная картина может возникнуть при вытеснении нефти газом. Разница будет, очевидно, количественная из-за низкой вязкости газа. Считается, что «поршневое» вытеснение нефти газом может происходить только при газонасыщенности до 15% от объема пор. При большем содержании газа проявляется механизм вовлечения нефти в поток газа. При газонасыщенности 33 -- 35% в пласте будет двигаться только газ. Эти условия возникают независимо от того, какой газ присутствует в пористой среде - газ из газовой шапки или газ, выделившийся из раствора при снижении пластового давления ниже давления насыщения. Иногда растворенный в нефти газ является единственным источником пластовой энергии и тогда условия выработки запасов самые неблагоприятные (КНО = 0,10-0,18).