Главная
Коллекция "Otherreferats"
Геология, гидрология и геодезия
Источники пластовой энергии. Силы, действующие в пласте
Источники пластовой энергии. Силы, действующие в пласте
Силы, действующие в залежи. Механизм использования пластовой энергии. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона Дарси. Вытеснение из пласта нефти водой и газом, роль капиллярных процессов и скорости вытеснения.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 20.02.2012 |
| Размер файла | 847,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
33
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
"Тюменский государственный нефтегазовый университет"
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
Курсовая работа по физике пласта
на тему:
"Источники пластовой энергии. Силы, действующие в пласте "
Выполнил: Кириченко И.Н.
Проверил: Листак М.В.
Ноябрьск 2011
Содержание
- 1. Теоретическая часть
- 1.1 Источники пластовой энергии
- 1.2 Силы, действующие в залежи
- 1.3 Механизм использования пластовой энергии
- 1.4 Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона Дарси
- 1.5 Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- 1.6 Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- 1.7 Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- 1.8 Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- 2. Практическая часть
- 2.1 Пластовое давление в зонах отбора и закачки
- Литература
1. Теоретическая часть
1.1 Источники пластовой энергии
Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:
1) напором краевых вод;
2) напором газа, сжатого в газовой шапке;
3) энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;
4) упругостью сжатых пород;
5) гравитационной энергией.
В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.
Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т.е. когда пластовые воды не активны.
Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.
1.2 Силы, действующие в залежи
Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.
Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис.1).
Рис. 1. Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре.
Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:
, (1)
где - поверхностное натяжение на границе нефть-вода;
R - радиус сферической поверхности столбика нефти;
r - радиус ее цилиндрической поверхности.
Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.
Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений - капиллярное давление:
. (2)
Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем - эффект Жамена. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.
В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.
1.3 Механизм использования пластовой энергии
Жидкость из пласта в скважину поступает под действием перепада давления между пластом и забоем скважины. Поэтому пластовое давление - основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи. Точнее, следует говорить не об абсолютной величине этого параметра, а об его соотношении с нормальным пластовым давлением на глубине залегания данной залежи, которое равно давлению столба воды равной высоты.
Различают залежи, у которых начальное пластовое давление превышает эту величину (аномально-высокое пластовое давление - АВПД) и залежи с более низким начальным давлением (аномально низкое пластовое давление - АНПД).
Аномалии начального пластового давления определяются различными причинами, в основном геологического характера. Анализ данных по большому числу нефтяных месторождений тяжелых нефтей показал, что существует корреляционная зависимость между удельным весом (содержанием тяжелых компонентов в нефти) и коэффициентом аномально высокого пластового давления, который равен отношению АВПД в залежи к нормальному пластовому давлению на соответствующей глубине. Именно, с ростом удельного веса нефти наблюдается тенденция к увеличению коэффициента аномальности. Таким образом, по составу нефти, определяемому по устьевым замерам, можно оценивать АВПД в залежи.
Другая причина проявления аномального пластового давления может быть обусловлена особенностями гидростатики разноплотных жидкостей. Пусть, например, кровля нефтяного пласта находится на глубине 1000 м, водонефтяной контакт - на глубине 2000 м, а нижняя граница водной области - на глубине 3000 м. Так как давление в пластах распределяется по гидростатическому закону в соответствии с удельным весом воды, то на глубине 3000 м пластовое давление равно примерно 30 МПа, на отметке водонефтяного контакта - 20 МПа. Если принять удельный вес нефти 800 кг/м3, то на кровле нефтяного пласта давление будет равно 20 - 8 = 12 МПа, в то время как нормальное пластовое давление на этой глубине равно 10 МПа, т.е. коэффициент аномальности равен 1,2. При наличии газовой шапки этот эффект будет существенный. Можно решать и обратную задачу - по определенному распределению давления по глубине оценивать положение водонефтяного контакта.
Различают два типа источников пластовой энергии - естественные и искусственные. К естественным источникам относятся упругость пластовой системы, напор пластовых вод, наличие свободного газа (в виде газовой шапки), энергия растворенного газа, напор обусловленный силой тяжести. Пластовую энергию можно поддерживать искусственным способом - закачкой в пласт воды, пара или газа. В зависимости от того, какой источник пластовой энергии преобладает, формируется определенный режим разработки. Рассмотрим последовательно каждый из этих режимов.
В начальном состоянии пластовая система, под которой понимается вмещающий коллектор, нефтяная часть и контактирующий с ней водоносный бассейн, находится в сжатом состоянии, определяемом начальным пластовым давлением. Отбор нефти из залежи приводит к снижению там давления, в результате чего происходит расширение частиц породы, нефти и воды. А это, в свою очередь, уменьшает падение пластового давления. Таким образом, в процессе разработки начальная упругая энергия сжатия пластовой системы уменьшается. Метод разработки нефтяного месторождения, основанный на использовании запаса упругой энергии пластовой системы, называется разработкой на естественном режиме.
Горные породы, нефть и вода имеют сравнительно небольшие коэффициенты сжимаемости. Так, для воды в = 0,5-10-3 Мпа-1, для нефтей в = 10-3 Мпа-1, для горных пород - на порядок ниже. Поэтому даже при полном снижении давления от начального пластового до атмосферного за счет упругой энергии можно извлечь всего несколько процентов от начальных запасов месторождения (не более 3 - 5%). Однако если объем водоносного бассейна значительно превышает объем нефтяной залежи, то ситуация меняется. В этом случае при снижении давления прирост объема воды за счет расширения может стать соизмеримым с объемом нефтяной части, что приведет к увеличению вытесненной из пласта нефти.
Реализация такого режима в сильной степени зависит от темпов отбора нефти из залежи. При высоких темпах водоносный бассейн не успевает реагировать на изменение давления в нефтяной части, вследствие чего пластовое давление не будет поддерживаться за счет вторжения воды в нефтяную зону. Существенным недостатком водонапорного режима является неконтролируемое вторжение воды в нефтяную залежь. Это приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин, неравномерному обводнению различных зон пласта как по толщине, так и по простиранию.
Напор пластовых вод может оказать влияние на показатели разработки и эксплуатации нефтяного месторождения в случае крутопадающего водоносного пласта. Систему водоносный пласт - нефтеносный пласт можно рассматривать как два сообщающихся сосуда. Снижение давления в нефтяной части за счет отбора нефти из скважин компенсируется подпором воды из "сообщающегося сосуда" - водоносного пласта. Таким образом формируется водонапорный режим.
Поддержание пластового давления при эксплуатации месторождения может происходить за счет энергии расширения свободного газа, находящегося в купольной части залежи. Такое скопление газа называется "газовой шапкой", а соответствующий режим разработки - режимом газовой шапки.
При разработке месторождения на таком режиме стараются не отбирать газ из газовой шапки, поскольку это приведет к уменьшению запаса пластовой энергии. При этом начинается выделение газа из нефти в нефтяной части и развивается режим растворенного газа. Кроме того, при больших отборах газа из газовой шапки может произойти сильное падение давления в газовой части, в результате уровень газонефтяного контакта начнет повышаться - произойдет вторжение нефти в газовую зону. Часть нефти смочит породу и будет потеряна для добычи.
При снижении давления из нефти выделяется растворенный газ. Упругость сжатых пузырьков газа является одним из источников пластовой энергии. Режим разработки, основанный на использовании этого вида пластовой энергии, называется режимом растворенного газа. Нефтеотдача месторождения на таком режиме не превышает 20 - 30% от начальных запасов. Обычно режимы газовой шапки и растворенного газа проявляются вместе с различной интенсивностью.
Важным параметром нефтяной залежи кроме пластового давления является давление насыщения нефти газом Рнас. При снижении пластового давления ниже этой величины из нефти начинает выделяться газ. Давление насыщения определяют на основе лабораторных исследований проб нефти. Применение этого метода затруднительно при глубокозалегающих пластах из-за сложностей отбора представительных проб нефти. Поэтому возникает необходимость в использовании экспресс-метода достоверной оценки давления насыщения, а также и текущего пластового давления в залежи.
Такой метод заключается в определении зависимости давления насыщения от характерных параметров нефтяной залежи. Анализ, проведенный по большому числу нефтяных месторождений страны, показал, что на давление насыщения влияют: плотность, нефти; содержание в нефти парафинов, асфальтенов, смол; компонентный состав растворенного газа; содержание в нефти углекислого газа, азота, а также пластовая температура и газовый фактор. Перечисленные признаки, характеризующие свойства нефти и газа, могут быть определены по поверхностным анализам.
Таким образом, оказывается возможным без проведения соответствующих глубинных замеров и отбора глубинных проб только по данным устьевой информации прогнозировать давление насыщения.
Естественно, что в чистом виде все рассмотренные выше режимы в реальных условиях не встречаются. Обычно одновременно проявляются различные источники пластовой энергии с той или иной интенсивностью. Режим работы залежи в процессе эксплуатации изменяются. Как правило, основную роль играет какой-либо один фактор, а остальные являются второстепенными. По мере эксплуатации происходит смена главенствующего фактора. Такое изменение может происходить, в частности, естественным путем. Например, при начальном пластовом давлении в залежи, превышающем давление насыщения. В начальный период будет развиваться упругий режим, а затем главенствующим становится режим растворенного газа. Аналогичным образом вследствие инерционности водяной зоны или наличия плохопроницаемых границ может задерживаться проявление упруговодонапорного режима. Другой причиной инерционности может явиться ползучесть пород, когда сжатие скелета при снижении давления происходит не мгновенно, а с запаздыванием.
Разработка месторождений только за счет естественных источников пластовой энергии малоэффективна и позволяет получить небольшие конечные коэффициенты нефтеотдачи. Это связано с быстрым истощением начальных запасов пластовой энергии по мере отбора нефти из залежи. Для повышения эффективности существующего режима разработки используют искусственное воздействие на нефтяную залежь. При этом можно как улучшить характеристики существующего режима работы залежи, так и заменить его на более эффективный в данных условиях.
Основным видом разработки месторождений в настоящее время является режим разработки с поддержанием пластового давления. Методы поддержания пластового давления различаются как по способу ввода агентов в пласт, так и по их составу и свойствам.
Для поддержания пластового давления в пласт закачивают воду, водные растворы полимеров, щелочные растворы, пены, газ, углекислый газ, пар, эмульсии, мицеллярные растворы и т.п. Выбор того или иного агента для закачки в пласт в каждом конкретном случае определяется свойствами нефти, коллектора, системой разработки и другими причинами. При этом закачиваемый в пласт агент выполняет две основные функции: поддержание пластового давления и улучшение процесса вытеснения нефти из пласта в добывающие скважины. Закачиваемый агент поступает в пласт через нагнетательные скважины. Располагают нагнетательные скважины по площади месторождения в различном порядке, который определяется условиями конкретного месторождения.
1.4 Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона Дарси
На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но и поверхностные явления, происходящие на границах твёрдое тело-жидкость. Понижение скорости фильтрации может быть вызвано химической фиксацией адсорбционных слоёв поверхностно-активных компонентов нефти, например кислотного типа, на активных местах поверхности минеральных зёрен.
В таких случаях может наблюдаться непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки перовых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок.
пластовая энергия нефть газ
Установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлении и повышением температуры до 60-б5°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.
Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с этим прогревают призабойную зону или обрабатывай забой какими-либо средствами.
Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона.
1.5 Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.
Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как "поршни". Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как уммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.
Рис. 2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.
Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.
Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.
Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.
Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.
Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.
Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т.е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.
1.6 Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.
При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80%
Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.
Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.
Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.
Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.
Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро - и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при "поршневом" вытеснении нефти водой.
Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95-100%.
Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.
На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.
Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).
Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:
1) капиллярно удержанная нефть;
2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;
3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;
4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;
5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).
Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.
Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной.
Кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.
Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.
Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру.
1.7 Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромное скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти.
За водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки - вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства.
Необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.
1.8 Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т.е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.
На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.
По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.
2. Практическая часть
2.1 Пластовое давление в зонах отбора и закачки
Закачка воды на Тарасовском месторождении ведется с 1987г. Максимальное количество воды 24526,0 тыс. м3 в пласты Тарасовского месторождения было закачано в год максимальных отборов нефти и жидкости - в 1990г., текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 110,4%, накопленная - 134,9%.
По пластам Тарасовского месторождения приняты следующие начальные значения пластового давления: БП6 - 240 атм, БП80 - 244 атм, БП8 - 246 атм, БП9 - 248 атм, БП10-11 - 258 атм, БП14 - 282 атм.
По состоянию на 01.01.2005 г. в пласты Тарасовского месторождения закачано 8395,9 тыс. м3, с начала разработки - 180812,4 тыс. м3 агента. Под закачкой находятся 186 скважин (в т. ч. скважина №1095, совместно эксплуатирующаяся на пласты БП10-11 и БП14): на БП6 - 3, на БП80 - 1, на БП8 - 3, на БП9 - 1, на БП10-11 - 65, на БП14 - 114. Добыча жидкости в 2004 г. составила 5202,9 тыс. т, накопленная - 83204,3 тыс. т. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой по Тарасовскому месторождению в целом составляет 129,7%, накопленная - 142,5%.
Пласт БП6
Закачка в пласт БП6 ведется с 1993г. В 1998-1999 добыча по пласту БП6 не осуществлялась. По пласту принято начальное пластовое давление - 240 атм, давление насыщения - 176 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.1 Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.4.
За 2004 год в пласт БП6 было закачано 57,9 тыс. м3 агента, с начала разработки - 310,8 тыс. м3. Компенсация отборов текущая составляет 113,1%, с начала разработки - 75,5%. Нагнетательные скважины эксплуатировались со среднесуточной приемистостью 53,0 м3/сут.
За последние три года наблюдалось снижение средневзвешенного пластового давления, его минимальное значение 228,3 атм наблюдалось в начале 2004 г. К концу 2004г. пластовое давление немного увеличилось, но при этом оно остается на 8,6 атм ниже, чем первоначальное. Таким образом (на 01.01.2005 г.):
Текущее средневзвешенное пластовое давление равно 234,1 атм, что ниже начального пластового на 8,6 атм.
Пластовое давление в зоне отбора в среднем составляет 230,2 атм, что ниже начального пластового на 9,8 атм.
Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 252 МПа, что выше начального пластового 12 атм.
Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП6 Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.
Средняя пластовая температура 720С (при начальной 730С).
Таблица 2.1 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП6
Рисунок 2.1 Динамика отборов жидкости, объемов закачки и пластового давления. Пласт БП6
Пласт БП80
Закачка в пласт БП80 ведется с июня 2003 г. двумя нагнетательными скважинами №№1360, 1679. В настоящее время скв. №1679 в бездействии. По пласту принято начальное пластовое давление - 244 атм, давление насыщения - 180 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.2 Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.2 В 2004 г. в пласт БП80 было закачано 54,4 тыс. м3 агента, с начала разработки - 77,8 тыс. м3. Компенсация отборов текущая составляет 395,8%, с начала разработки - 92,3%. Нагнетательные скважины эксплуатировались со среднесуточной приемистостью 94,2 м3/сут.
За счет закачки агента за период с 01.07.2003 по 01.07.2004 г. наблюдается увеличение давления в зоне отбора с 238,5 атм до 249,9 атм, средневзвешенное пластового давления при этом увеличилось с 238,5 атм до 251,8 атм. По состоянию на 01.01.2005 г. среднее пластовое давление снизилось до 248,7 атм, видимо по причине выбытия одной из двух нагнетательных скважин. Таким образом (на 01.01.2005 г.):
Текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 248,7 атм, что выше начального пластового на 4,7 атм.
Пластовое давление в зоне отбора в среднем составляет 248,3 атм, что выше начального пластового на 4,3 атм. Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 257,4 атм, что выше начального пластового на 13,4 атм.
Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП80 Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.
Средняя пластовая температура 780С (при начальной 800С).
Таблица 2.2 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП80
Рисунок 2.2 Динамика отборов жидкости, объемов закачки и пластового давления. Пласт БП80
Пласт БП8
Закачку в пласт БП8 начали осуществлять со второго года разработки (1987 г.). По пласту принято начальное пластовое давление - 246 атм, давление насыщения - 189 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.3 Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.3.
К середине 1989 года уровень пластового давления был всего на 10-15 атм выше давления насыщения нефти, что позволяет говорить о снижении текущих величин забойного давления ниже этого значения (185 атм), что влечет за собой переход режима работы залежи с упруговодонапорного на режим растворенного газа.
Об общем неудовлетворительном энергетическом состоянии залежи до 1990 года говорят и низкие значения пластового давления в зоне нагнетания, при том, что весь нагнетательный фонд был введен под закачку к 1990 году. В 1989 г. количество действующих нагнетательных скважин было максимальным (78 ед.), закачка воды была также максимальна.
С 1989 года уровень текущей закачки в два раза превышает уровень добычи жидкости. Такой высокий уровень компенсации в сочетании с чрезвычайно пониженным пластовым давлением привели к образованию каналов преимущественной фильтрации закачиваемой воды. За период разбуривания основного фонда 1987-1989 гг. обводненность достигла всего 9%, а в последующие 4 года увеличивалась на 9-10% ежегодно.
Благодаря системе ППД, начиная с середины 1990 года, текущее пластовое давление незначительно отличается от первоначального давления. Залежь работает при стабильных давлениях в зонах отбора и закачки.
В 2004 г. в пласт БП8 было закачано 83,0 тыс. м3 агента, с начала разработки - 44011,2 тыс. м3. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет только 35,5%, с начала разработки - 135,1%. Нагнетательные скважины эксплуатировались со среднесуточной приемистостью 57,1 м3/сут.
За последние три года наблюдалось постепенное снижение средневзвешенного пластового давления, и к концу 2004 г. оно составляет 256 атм, однако, это на 10 атм выше первоначального.
Таблица 2.3 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП8
Рисунок 2.3 Динамика отборов жидкости, объемов закачки и пластового давления. Пласт БП8
Таким образом (на 01.01.2005 г.):
Запроектированная блочно-замкнутая система заводнения сформирована, но сначала допущенные отставания в формировании системы ППД, разгазирование пластовой нефти, а затем очень высокие темпы закачки привели к быстрому снижению отборов.
Текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 256,0 атм, что выше начального пластового на 10 атм.
Пластовое давление в зоне отбора в среднем составляет 253,8 атм, что выше начального пластового на 7,8 атм.
Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 258,9 атм, что выше начального пластового на 12,9 атм.
Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП8 Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.
Средняя пластовая температура 81-830С (при начальной 820С).
Пласт БП9
Закачку в пласт БП9 начали осуществлять со второго года разработки (1987 г.). По пласту принято начальное пластовое давление - 248 атм, давление насыщения - 187 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.39. Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.4.
В связи с высокими темпами добычи до 1990 года и недостаточным уровнем компенсации отборов закачкой (на конец 1989 г. накопленная компенсация составила всего 93%) уровень текущего пластового давления снизился к 1990 году до 230 атм.
Следует отметить, что действующий фонд нагнетательных скважин был максимальным в 1989-1990 гг. (15 шт.), в действующем добывающем фонде в 1989 г.77 скважин, в 1990 году - 56 скважин. Было сформировано три нагнетательных ряда: первый - на северо-западе, второй - по центру левой половины залежи, третий - на юго-востоке залежи.
С 1990 года текущее пластовое давление было восстановлено до уровня начального и выше. Уровень давления в зоне нагнетания также стабилизировался на 288 атм.
В этот же период с 1988 по 1990 гг. происходит прогрессирующее обводнение добывающих скважин, и консервация большей части фонда. Поэтому дальнейший перевод нагнетательных скважин под закачку не производился, запроектированная блочно-замкнутая системы заводнения не сформирована.
Однако, существенное сокращение действующего фонда добывающих скважин позволило довести уровень пластового давления в зоне отборов до величины начального пластового давления. Уровень текущей компенсации необходимый для поддержания пластового давления в период 1990-1996 гг. составил в среднем 170%.
В 2002-2003 гг. закачка воды велась не более чем двумя скважинами одновременно. В 2002 г. закачано 32,9 тыс. м3 агента, в 2003 - 3,1 тыс. м3. На 01.01.2005 г. на пласте БП9 находилась под закачкой только 1 нагнетательная скважина №1467, было закачано 8,3 тыс. м3 агента, с начала разработки - 14401,7 тыс. м3. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет только 1,2% - закачка неэффективна, с начала разработки - 120,1%. Нагнетательная скважина эксплуатировалась со среднесуточной приемистостью 23,7 м3/сут.
Таким образом, запроектированная блочно-замкнутая система ППД вообще не сформирована, в консервации на 01.01.2005 г. находится 83,9% нагнетательных скважин.
Текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 251,1 атм, что выше начального пластового на 3,1 атм.
Пластовое давление в зоне отбора в среднем составляет 250,5 атм, что выше начального пластового на 2,5 атм.
Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 253,1 атм, что выше начального пластового на 5,1 атм.
Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП9 Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.
Средняя пластовая температура 82-860С (при начальной 830С).
Таблица 2.4 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП9
Рисунок 2.4 Динамика отборов жидкости, объемов закачки и пластового давления. Пласт БП9
Пласт БП10-11
Организация и ввод системы поддержания пластового давления на пласте БП10-11 началась в 1989 г. По пласту принято начальное пластовое давление - 258 атм, давление насыщения - 176 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.5 Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.5.
За весь период эксплуатации пластовое давление в зоне отбора достаточно стабильно и не опускалось ниже 237 атм. В 1991 г, после достижения проектного уровня накопленной компенсации, объем закачки был ограничен. С 1995 г. одновременно с сокращением отборов происходит повышение уровня пластового давления в зоне отбора до 247 атм, в зоне нагнетания до - 295 атм.
За четыре года (1998-2001 гг.) при стабильном уровне отборов жидкости закачка рабочего реагента увеличилась более чем на 60%, что привело к незначительному росту давления в зоне нагнетания. Давление в зоне отбора находилось на одном уровне и на 1.01.2002 г. составило 247 атм. За период до 01.07.02 г. давление повысилось в зоне нагнетания до 302 атм, в зоне отбора - до 253 атм.
С 1990 по 2002 гг. уровень текущей компенсации составлял в среднем 160,4%, накопленная компенсация - в среднем 167,0%. Однако, ввиду того, что в основном эксплуатируются скважины, расположенные в водонефтяной зоне, часть закачиваемой воды уходит в водоносную часть залежи и не оказывает отрицательного влияния на динамику обводнения пласта.
На 01.01.2005 г. под закачкой находились 65 скважин. В 2004 г. в пласт БП10-11 было закачано 1978,6 тыс. м3 агента, с начала разработки - 46564,2 тыс. м3. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 138,7%, с начала разработки - 164,9%. Нагнетательные скважины эксплуатировались со среднесуточной приемистостью 90,4 м3/сут.
На 01.01.2005 г. текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 253,7 атм, что ниже начального пластового на 4,3 атм.
Пластовое давление в зоне отбора в среднем составляет 245,4 атм, что ниже начального пластового на 12,6 атм.
Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 291,4 атм, что выше начального пластового на 33,4 атм.
Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП10-11 Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.
Из 58 проектных нагнетательных скважин, предусмотренных для организации барьерного ряда, на настоящий момент их количество составляет 41, из которых на 01.01.2005 г. действующих - 26 (№№1174, 1261, 1263, 1265, 3224, 3226, 3227, 3241, 3263, 3264, 3272, 3276, 3277, 3282, 3287, 3289, 3290, 3297, 3299, 3303, 3304, 3305, 3314, 3316, 3230Б, 3245Б). Показатели закачки агента в нефтяную оторочку, газовую шапку и подгазовую нефтяную зону приведены в таблице 2.21. В 2004 г. закачка агента в нефтяную оторочку составила 237 тыс. м3, в газовую шапку - 108,3 тыс. м3, в подгазовую нефтяную зону - 225,2 тыс. м3. В 2004 г. из нагнетательного барьерного ряда выбыли 11 скважин, которые на данный момент находятся в бездействии. Барьерный ряд нагнетательных скважин не обеспечивает отсекания газовой шапки от нефтяной оторочки. В некоторых скважинах подгазовой зоны и вблизи ГНК газовый фактор нефти достигает 1200-1400 м3/т. Причиной является прорыв газа из газовой шапки.
Средняя пластовая температура 740С (68-750С) (при начальной 86-870С).
Таблица 2.5 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП10-11
Рисунок 2.5 Динамика отборов жидкости, объемов закачки и пластового давления. Пласт БП10-11
Литература
1. Гиматудинов Ш.К. и др. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. - 312 с.
2. Оркин Г.К., Кучинский П.К. Физика нефтяного пласта. - М.: Гостоптехиздат, 1955. - 299 с.
3. Амикс Дж. и др. Физика нефтяного пласта. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - 572 с.
4. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский Л.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М.: Наука, 1996. - 541 с.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Характеристика источников пластовой энергии, действующей в залежи. Особенности поверхностных явлений при фильтрации жидкостей. Общая схема вытеснения нефти из плата водой и газом. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред.
курсовая работа [902,7 K], добавлен 19.03.2010Основы теории поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений. Разработка пласта с использованием модели непоршневого вытеснения. Динамика изменения давления в зависимости от изменяющегося фронта воды.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 22.03.2011Определение термина "режим нефтегазоносного пласта". Проектирования рациональной системы разработки и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр. Геологические условия и условия эксплуатации залежи.
курсовая работа [529,3 K], добавлен 19.06.2011Решение задач современной нефтяной и газовой технологии. Кинематические условия на подвижной границе раздела при взаимном вытеснении жидкостей. Прямолинейно-параллельное и плоскорадиальное вытеснение нефти водой. Распределение давления в пласте.
курсовая работа [207,4 K], добавлен 13.01.2011Характеристика процесса разработки месторождений. Физическая сущность режима истощения пластовой энергии. Обзор основных источников пластовой энергии. Условия для проявления естественного газонапорного, водонапорного, гравитационного и смешанного режимов.
контрольная работа [63,9 K], добавлен 21.08.2016Анализ процессов разработки залежей нефти как объектов моделирования. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршевого вытеснения нефти водой. Объем нефти в пластовых условиях.
контрольная работа [101,6 K], добавлен 21.10.2014Схема эксплуатационной скважины. Работы, проводимые при её освоении. Источники пластовой энергии и режимы дренирования газового пласта. Средние дебиты по способам эксплуатации скважин. Погружное и поверхностное оборудование. Товарные кондиции нефти.
контрольная работа [3,2 M], добавлен 05.06.2013Характеристики сжимаемости и упругости нефти. Относительное изменение объема пластовой нефти при изменении давления на единицу. Зависимость коэффициента сжимаемости от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Определение усадки нефти.
презентация [212,7 K], добавлен 20.10.2014Верхняя граница применимости закона Дарси, проявление инерционных сил при достаточно высоких скоростях фильтрации. Проявление неньютоновских реологических свойств жидкости, взаимодействие с твердым скелетом пористой среды при малых скоростях фильтрации.
реферат [331,2 K], добавлен 19.04.2010Эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и доля пластовой энергии на подъем жидкости непосредственно в скважине. Гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация и торпедирование скважин.
презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016
