Разработка нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция № 1.

Разработкой нефтяных месторождений



Разработкой нефтяных месторождений называют осуществление научно обоснованного процесса извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых. Этот процесс включает разбуривание месторождений и выработку запасов нефти и газа. Наука о разработке нефтяных месторождений относится к классу горных наук.

Как наука она сформировалась в конце сороковых годов ХХ века, после выхода в свет монографии А.П. Крылова и др. «Научные основы разработки нефтяных месторождений».

В курсе разработки нефтяных месторождений комплексно используются многие важные положения нефтепромысловой геологии, геофизики, физики нефтяного пласта, подземной гидромеханики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин, экономики.

Разработка нефтяных месторождений - это инженерная дисциплина, в основу которой положено качественное и количественное изучение нефти месторождений, протекающих в них процессов при извлечении нефти из недр и подготовка инженерных решений - проектов. Дисциплина насыщена различными математическими методами и методиками.

Принципиальным отличием разработки нефтяных месторождений от других инженерных дисциплин является то, что инженер-разработчик не имеет непосредственного доступа к объектам своей деятельности - нефтяным пластам. Основным источником информации являются данные, полученные не путем непосредственных измерений, а на основе математической обработки данных геофизических и гидродинамических исследований скважин.

Таким образом, - инженер-разработчик имеет доступ к нефтяным пластам лишь в отдельных точках - скважинах, и в связи с этим он всегда имеет дело с весьма ограниченной, неточной информацией о своем объекте.

Наименьший объем информации имеет место в начальной стадии разработки, для нового, только что законченного разведкой нефтяного месторождения, на которое пробурено небольшое число разведочных скважин. По мере увеличения количества пробуренных на залежь скважин и накопления данных по истории разработки - количество и качество информации повышается, но ее приближенность и многозначность остается.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это скопление углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализированным геологическим структурам. Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно залегают в пластах или массивах пористых и проницаемых горных пород, имеющих различное распространение под землей и различные геолого-физические свойства.

Отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения.

Нефть, залегая в пористых пластах, подвержена гидростатическому давлению и напору контурных вод. Пласты испытывают горное давление - вес вышележащих горных пород. Над залежью нефти может залегать газовая шапка, оказывающая давление на залежь. Внутри залежи действуют силы упругости нефти, газа, воды и породы пласта.

Агенты, насыщающие пласты обладают разной плотностью и распределены в залежах в соответствии с проявлением гравитационных сил. Несмешивающиеся жидкости - нефть и вода, находясь в контакте в мелких порах и капиллярах, подвержены действию поверхностно-молекулярных сил, а на контакте с твердой породой - натяжению смачивания. Когда начинается эксплуатация пласта, природное равновесие этих сил нарушается в связи со снижением давления в залежи и начинается сложнейшее их проявление в результате чего начинается движение жидкостей в пласте. В зависимости от того, какие силы, вызывающие это движение преобладают, различают различные режимы работы нефтяных пластов. Режимом работы нефтяного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки залежи нефти.

УПРУГИЙ ИЛИ ЗАМКНУТО-УПРУГИЙ РЕЖИМ

Отбор жидкости из пласта вызывает снижение в нем пластового давления, за счет этого происходит одновременно сжатие пористой среды и расширение жидкостей. Суммарный отбор жидкости из пласта за счет этих сил определяется упругостью пласта и жидкостей (сжимаемостью пласта и жидкостей), их объемом и величиной снижения давления:

Qж = (Р нач. - Р тек.) Uп b*

где Р нач., Р тек. - начальное и текущее пластовое давление.

Uп - объем пласта, в котором снижается давление.

b* - упругоемкость пласта.

b* = mbm х bп

где m - коэффициент пористости пласта, %;

bm, bп - сжимаемость жидкой и пористой среды соотв.

В замкнутых ограниченных пластах и запечатанных залежах развивается упругий или упруго-замкнутый режим. При таком режиме (при снижении давления на 10 МПа) можно извлечь из пласта за счет упругих сил не более 1,5-2,5% содержащейся в залежи нефти, независимо от числа и размещения скважин. Если нефтяная залежь хорошо связана с окружающей пластовой водонапорной системой, то развивается упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим. При проявлении этого режима нефть из залежи вытесняется контурной или подошвенной водой без существенного снижения пластового давления. При этом режиме коэффициент нефтеизвлечения может изменяться в широком диапазоне от 0,2-0,3 до 0,6-0,7 от балансовых запасов в зависимости от вязкости нефти, системы размещения скважин и других факторов.

Режим растворенного газа. При низкой продуктивности пластов, ухудшенной связи залежей с водоносной областью пластовое давление в конечном счете снижается до давления насыщения и ниже, из нефти начинает выделяться газ, который расширяется при снижении давления и вытесняет нефть из пласта. За счет энергии расширения выделяющегося газа степень извлечения нефти из недр может составлять от 5-8 до 20-25% в зависимости от газового фактора и вязкости нефти, которые взаимосвязаны. Высоковязкие нефти имеют низкую газонасыщенность и минимальную нефтеотдачу пластов при РРГ (до 5-6%). Маловязкие нефти имеют газовый фактор до 150-200 м³/т и степень извлечения их за счет энергии растворенного газа в случае хороших коллекторских свойств пласта может превышать 20-25% от балансовых запасов даже при редких стеках скважин. Пластовое давление в процессе разработки при РРГ непрерывно снижается.

Газонапорный режим. В нефтяных залежах с большой газовой шапкой вытеснение нефти в скважины при снижении пластового давления происходит за счет энергии расширения газовой шапки.

Разработка залежей сопровождается расширением газовой шапки, перемещением газонефтяного контакта, прорывом газа в скважины и ростом газового фактора. Эффективность извлечения нефти из пластов при режиме расширения газовой шапки изменяется в широких пределах в зависимости от коллекторских свойств пласта, толщины нефтяного слоя, наклона пласта, вязкости нефти, перепада давлений и др.

В слабопроницаемых малонаклонных пластах при больших депрессиях и вязкости нефти конечная нефтеотдача пласта не превышает 20-25%. Наблюдается быстрый прорыв газа, малый охват пласта процессом вытеснения. В высоко-проницаемых пластах, при большом угле наклона и малых отборах жидкости (малых депрессий), т.е. при условиях, благоприятных для гравитационного разделения нефти и газа, конечная нефтеотдача может достигать 50-60%.

Гравитационный режим. При полном истощении всех видов энергии, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой скважины, после чего ее извлекают. Такой режим называют гравитационным. Гравитационные силы редко бывают основной движущей силой при разработке нефтяных залежей. Однако, сопутствуя процессу извлечения нефти при других режимах, гравитационные силы могут играть значительную роль, увеличивая нефтеотдачу на 10-20%.

Могут играть и отрицательную роль, когда часть нефти стекает в зоны, где прекращен процесс выработки запасов.

В настоящее время преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторождений с применением искусственного заводнения пластов, т.е. при водонапорном режиме. Отличием водонапорного режима от естественного упруго-водонапорного режима является то, что источником энергии при этом является не природная энергия упругости водонапорной системы, а энергия закачиваемой в пласт воды.

Когда отбор жидкости из пласта равен в пластовых условиях объему закачиваемой в пласт воды, в пласте устанавливается так называемый жесткий водонапорный режим.

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин. Объект разработки - не природное, а искусственно выделенное людьми образование нефти.

В объект разработки могут быть включены один, несколько или все пласты месторождения. Объекты разработки подразделяются на самостоятельные, т.е. разрабатываемые в настоящее время и возвратные, те, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими другой объект.

Системой разработки нефтяного месторождения считается совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласт с целью извлечения нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

Важнейшим этапом создания систем разработки является выделение объектов разработки. Создание многопластовых объектов резко сокращает капитальные затраты на разработку месторождения, но объединение нескольких пластов в один объект может привести к значительному уменьшению коэффициента нефте-извлечения.

При выделении эксплуатационных объектов необходимо учитывать следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Недопустимо объединять в один объект пласты, резко различающиеся по проницаемости, составу пород, толщине и степени неоднородности.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Недопустимо объединять в один объект пласты с существующей различной вязкостью нефти, резким отличием в содержании сероводорода и парафина, различным фазовым состоянием углеводородов в пласте и с разным режимом пластов.

3. Условия управления процессом разработки нефтяного месторождения. Чем больше пластов и пропластков объединено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль и раздельное воздействие на участки объекта.

4. Техника и технология эксплуатации скважин и закачки воды, технология воздействия на призабойную зону скважин. Усложняется обслуживание при создании многопластовых объектов.

Системы разработки нефтяного месторождения различают по двум наиболее характерным признакам:

1. Наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр.

2. Расположено скважин на месторождении.

Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются:

1. Параметр плотности сетки скважин Sс, равный площади нефтеносности приходящейся на одну скважину

Sс = S

n

S - площадь. нефтеносности залежи

n - число скважин добывающих + нагнетательных

2. параметр Ю, равный отношению числа нагнетательных Nн скважин к числу добывающих Ng

Ю = Nн

Ng

Параметр w используется как показатель интенсивности системы заводнения.

Системы разработки с воздействием на пласт. Наиболее распространенной формой воздействия на пласт является заводнение. В нашей стране этот метод впервые был применен в форме законтурного заводнения на Туймаринском нефтяном месторождении в 1948 г. эта форма заводнения находит применение до настоящего времени на небольших месторождениях с хорошими коллекторскими свойствами. При законтурном заводнении вода закачивается в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной части месторождения. В настоящее время эта система разработки практически вытеснена системами внутриконтурного заводнения (Доля законтурн. ~ 3%).

Из внутриконтурных систем заводнения нефтяного месторождения наиболее распространены блоковые или рядные системы.

При блоковой или рядной системе заводнения нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси. При круговой форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов - поперек превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания, и следовательно обеспечение влияния в них закачки воды.

Закачка воды в пласт производится через нагнетательные скважины, расположенные параллельными рядами, которые называются разрезающими рядами или линиями разрезания. Как правило, все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительное время эксплуатируют на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды.

Ряды добывающих скважин располагаются параллельно разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обуславливается расширение полосы воды, созданной вдоль ряда и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечивается вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Очень важным элементом блоковой системы заводнения является ширина блока (полосы) и количество рядов добывающих скважин в блоке. Ширина блоков в зависимости от гидропроводности пласта изменяется от 1,5 до 4 км. Уменьшение ширины полос при прочих равных условиях повышает активность системы заводнения благодаря возрастанию перепада давления на единицу ширины блока.

С целью уменьшения потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности) в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль «стягивающего».

В зависимости от количества рядов добывающих скважин различают однорядную, трехрядную и пятирядную блоковые системы заводнения.

Уменьшение количества добывающих рядов в сочетании с сужением блока повышает активность системы за счет увеличения градиента давления и уменьшения количества добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную.

1 рядная v = N н = 1; 3-х рядн. - v = 0,33; 5-ти рядн. - v = 0,2

Кроме блоковых систем заводнения широко используются системы с площадным расположением скважин.

Пятиточечная система. Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре - нагнетательная. v = 1. Семиточечная система. Элемент системы представляет собой правильный шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. v = 0,5.

Девятиточечная система. Элемент системы представляет квадрат с тремя добывающими скважинами по каждой стороне квадрата и нагнетательной скважиной в центре. v = 0,33.

Тринадцатиточечная система. Элемент системы представляет собой шестиугольник с тремя добывающими скважинами на каждой стороне и нагнетательной скважиной в центре. v = 0,25.

Чем больше показатель v, тем выше интенсивность системы заводнения. Наиболее интенсивной является пятиточечная система площадного заводнения.

Основное преимущество площадных систем заводнения в рассредоточенном по площади воздействии на пласт, что особенно важно при разработке сильно неоднородных пластов. Их недостаток - зависимость выработки запасов по элементу только от работы единственной нагнетательной скважины.

При блоковых и площадных системах заводнения размещение скважин геометрически упорядочено.

Скважины размещают по равномерной треугольной или квадратной сетке со строго заданным расстоянием между ними. Однако, в сильно неоднородных пластах, на поздней стадии разработки применяется так называемое очаговое заводнение, когда нагнетание производится в отдельные скважины, местоположение которых определяется не геометрическим фактором, а необходимостью выработки запасов на определенном участке залежи.

нефтяной месторождение скважина пласт



ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями:

Добыча нефти и жидкости. Характерный вид динамики добычи. Процесс разработки нефтяных месторождений можно условно разделить на 4 стадии:

1-я стадия - это период нарастания добычи нефти в процессе разбуривания залежи, обустройства месторождения, ввода скважин и промысловых сооружений в эксплуатацию.

2-я стадия - характеризуется устойчивой максимальной добычей нефти. Именно в этот период уровень добычи нефти и темп отбора от НИЗ характеризует разработку месторождения.

3-я стадия - характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин. Эта стадия часто называется поздней стадией разработки.

4-я стадия - называется также конечной стадией разработки нефтяного месторождения. Для нее характерно сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин.

При разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. Добыча жидкости - это суммарная добыча нефти и воды.

Qж= Qн+Qв

Добыча жидкости всегда больше добычи нефти. На 3-й и 4-й стадии разработки добыча жидкости в несколько раз превышает добычу нефти.

В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах - тоннах. За рубежом - в объемных - м³. В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран - в баррелях. 1 баррель = 159 литрам.

qн в 1 м³ = 6,29 баррель

Обводненность добываемой продукции измеряется в %.

Fв = qв . 100%

Водонефтяной фактор ВНФ = qв

накопленный ВНФ = S qв

Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы - оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие. Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: на I,--II стадиях - растет, на III,--IU - уменьшается.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

3. Темп разработки нефтяных месторождений. Темп разработки Z (t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Qн (t) к извлекаемым запасам месторождения.

Z(t) = Qн Q _извл.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти.

Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Zmах

Zmах = Qн mах . 100%

Qн mах - обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Zж = Qж . 100%

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к начальным ее запасам в пласте.

h--=--S Qн

Qбал

Qбал - геологические или балансовые запасы нефти. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки к начальным запасам.

Нефтеотдача = коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент нефтеотдачи.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже по нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Добыча газа. Она зависит от содержания газа в пластовой нефти, характеризуется газовым фактором.

Газовый фактор - отношение объема добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче дегазированной нефти в единицу времени. Он измеряется в м³/т и в м³/м³. При водонапорном режиме величина газового фактора является постоянной

ГФ = Qг м³/т

Расход нагнетательных в пласт агентов и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачивается вода, вода с добавками хим. реагентов, газ и другие вещества. Расход этих веществ может применяться в процессе разработки месторождения.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет повышенное давление, в районе добывающих - пониженное. Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта - на забоях нагнетательных скважин - Рн, на забоях добывающих скважин - Рс.

Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Рн-Рс.

Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Для получения количественных соотношений, между технологическими показателями разработки нефтяного месторождения, для осуществления прогноза поведения технологических показателей в процессе разработки нефтяных месторождений необходимо моделирование разработки. Создание моделей нефтяных месторождений и осуществление на их основе расчетов прогнозных показателей разработки - одна из главных областей деятельности инженеров - нефтяников. Модель пласта - это система количественных представлений о геолого-физических свойствах, используемая в расчетах показателей разработки.

Модель процесса разработки месторождения - система количественных представлений о процессе извлечения нефти из недр. Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и газа облечены в математическую форму, т.е. характеризуются определенными математическими соотношениями.

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород - различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород - коллекторов называют литологической неоднородностью. Вторая особенность - наличие в коллекторах трещин или трещиноватость пластов. При разработке нефтяных месторождений эти особенности пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения нефти и газа, и должны учитываться при моделировании.

Модели пластов подразделяются на детерминированные и вероятностно-статистические. Детерминированные или адресные модели, это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов, т.е. стремятся получить как бы «фотографию» пласта. Практическое применение возможно только с использованием ЭВМ и применением математического метода конечных разностей. Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойств пластов. При их построении реальный пласт заменяется гипотетическим пластом, имеющим также же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный.

1. Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (m, k) изменяющиеся от точки к точке, осредняют. Она используется для сравнительных однородных пластов и очень редко.

2. Модель слоистого пласта. Эта модель состоит из набора прослоев различной проницаемости и характеризуется той же функцией распределения проницаемости, что и реальный пласт.

3. Модель трещиноватого пласта. Если нефть залегает только в трещинах, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которых разделены щелями. Подбирается средняя густота трещин и их средняя ширина как и в реальном пласте. Фильтрация идет только по трещинам, матрица является непроницаемой.

4. Модель трещиновато-порового пласта. Модель аналогична, только фильтрация жидкостей и газов идет как по трещинам, так и по блокам (матрицам).

Наиболее распространены модели слоистого пласта. Главной задачей при построении таких моделей является подбор соответствующей функции распределения проницаемости, которая соответствовала бы реальному пласту. Для этого используют фактические данные по керну или по геофизическим данным. По этим данным строят гистограмму распределения проницаемости. Принимая гистограмму распределения проницаемости.

Принимая гистограмму за вероятностно-статистическую плотность распределения для нее подбирают соответствующую аналитическую зависимость. В случае несоответствия теоретических и фактических данных разработки вероятностно-статистические характеристики изменяют до получения совпадения теоретических и фактических показателей разработки пласта, т.е. модель пласта адаптируют к фактическому процессу разработки.

Для вероятностно-статистического описания распределения проницаемости пласта, пористости, изменения толщин продуктивных пластов и других параметров, случайно изменяющихся от точки к точке в нефтяной залежи применяют следующие законы распределения: Закон Гаусса или нормальный закон распределения, логарифмически - нормальный закон, гамма - распределение, закон распределения Максвелла.

Для закона Гаусса плотность распределения выражается следующей зависимостью



f (k) = __1__ l - (k- k^- )²

----------------------dЦ2 р 2d²

k^- - средняя проницаемость f (k) -

d - параметр распределения

d - среднеквадратичное стандартное отклонение характеризует рассеянность значений анализируемых параметров относительно их средних значений. Чем больше d, тем больше рассеянность значений параметра d.

Среднеарифметическая взвешенная величина параметра х характеризует среднюю величину анализируемого параметра и вычисляется по формуле:

х = Р₁х₁+Р₂х₂+……..Рiхi = е Р₁х₁

100

где: Р₁, Р₂…. Рn - процент скважин, имеющих величину параметра в интервале значений х₁, х₂….хn.

Коэффициент вариации v представляет отношение среднеквадратичного отклонения к среднеарифметическому значению анализируемого параметра:

V = d . 100%

х

и является относительной мерой колеблемости параметра.

Указанные статистические параметры служат показателями степени неоднородности таких параметров пласта, как пористость, проницаемость, степень изменчивости толщин продуктивных пластов. При построении моделей трещиноватого или трещиновато-порового пласта необходимо знать средний размер блока породы или густоту трещин, а также проницаемость, которая в трещиноватом пласте определяется раскрытием трещин. Эти параметры устанавливают по данным гидродинамических исследований скважин.

МЕТОДИКИ РАСЧЕТОВ ФИЛЬТРАЦИИ ФЛЮИДОВ В НЕОДНЛОРОДНЫХ ПЛАСТАХ

Процесс разработки нефтяных месторождений описывается системой дифференциальных уравнений с начальными и граничными условиями. Процедуры расчетов на основе моделей называемых методиками расчетов.

Дифференциальные уравнения, описывающие процессы разработки нефтяных месторождений основаны на использовании двух фундаментальных законов природы - закона сокращения вещества и закона сохранения энергии, а также на целом ряде специальных законов фильтрации.

Эти законы используются в виде уравнений неразрывности потока или в виде уравнений материального баланса.

Основным законом фильтрации является закон Дарси. Все известные законы фильтрации базируются на этом законе. Физический смысл - скорость фильтрации линейно и прямо пропорционально зависит от градиента давлений.

V = k d Р

µ d х

где: V - скорость фильтрации жидкости, м/сек;

k - коэффициент проницаемости, м²;

µ - вязкость жидкости в пластовых условиях МПа.с.

d х - градиент давления в рассматриваемой точке х.

При фильтрации неоднородной жидкости или смеси жидкости и газа справедлив закон двухфазной фильтрации. Например, в случае совместной фильтра-ции нефти и воды формула закона фильтрации для прямолинейного движения записывается в следующем виде:

Vн = - k kн (S) dРн

----------------------------------mн dх

Vв = - k kв (S) dРв

mв dх

где:

Vн, Vв - вентор скорости фильтрации соответствует нефти и воды;

kн (S), kв (S) - относительные проницаемости для нефти и воды, зависящие от водонасыщенности S.

Рн, Рв - давления для нефти и воды.

График относительных фазовых проницаемостей имеет вид. На оси абсцисс есть две характерные точки: Sсв. и Sх. В точке S = Sсв. Относительная проницаемость для воды равна нулю, а в точке S=S_* относительная проницаемость для нефти равна нулю kн (S)=0.

Вода, содержащаяся в пласте при S=Sсв. дисперирована, раздроблена, занимает преимущественно углы между зернами породы, тупиковые поры. Такое же положение занимает остаточная нефть при S=Sх и вытесняться из пласта не может. Аналогичные зависимости имеются для двухфазной фильтрации жидкости и газа. Наиболее сложным является процесс трехфазной фильтрации, когда в пласте происходит одновременная фильтрация нефти, воды и газа. Методики расчетов в зависимости от количества фильтрующихся фаз подразделяются на: а) однофазные; б) двухфазные; в) трехфазные.

В зависимости от формы выделенного расчетного элемента методики гидродинамических расчетов делятся на: а) одномерные;

б) двумерные;

в) трехмерные.

Современные методики расчетов бывают, как правило, двумерные трехфарные или трехмерные трехфазные. Возможность их применения зависит от надежности и полноты исходных данных и цели выполняемого гидродинамического расчета.

Некоторые свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов, учитываемые при моделировании.

При выполнении гидродинамических расчетов используются параметры, которые характеризуют свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов. Эти свойства определяют путем исследований глубинных образцов пород-керна, отобранных из пластов глубинных проб нефти и газа. Кроме того эти свойства можно определить путем отработки данных геофизических и гидродинамических исследований и других исследованиях.

Горные породы, залегающие в земной коре, и в том числе породы, слагающие нефтеносные пласты, находятся постоянно в напряженном состоянии. у_Ж - вертикальное горное давление Рг

Рг= гН

г- удельный вес горных пород;

Н - глубина залегания пласта.

ух, уу - боковое горное давление Р

Р = бРг

б - коэффициент бокового горного давления 0Ј б Ј 1.

В нефтегазоносных пластах, пористых и насыщенных жидкостями или газами, скелет породы находится под действием эффективного напряжения:



Р эф. = Рг - Р пл.

Экспериментально доказано, что такие важнейшие свойства горных пород как пористость (m) и проницаемость (k) зависят от величины эффективного напряжения.

Пластовые нефти - это сложные смеси углеводородов и других веществ. При добыче из нефтяных месторождений нефти фазовое состояние насыщающих пласт углеводородов изменяется - из нефти начинает выделяться газ.

Газ растворяется в нефти по закону Генри:

Y г · р = бp

Yно

где:

Yгр - объем растворенного газа;

Yно - объем дегарированной нефти;

б - коэффициент пропорциональности;

p - давление.

Если начальное содержание пластовых углеводородов таково, что на объем дегазированной нефти Yно приходиться ограниченный объем растворенного газа Yгр·о, то при некотором давлении Р нас. Весь газ будет растворен в нефти. Это давление называется давлением насыщения нефти газом.

Рнас. = Yг·р·о

2Vн.о.

При разработке нефтяных месторождений очень важен разрыв между Рпл.нач. и Рнас. При наличии газовой шапки Рнас. Близко к Р пл. нач.

Важнейшим свойством пластовых жидкостей является их вязкость (µ), влияющая, согласно закону Дарси, на темпы извлечения из пласта нефти и газа. Вязкость нефти уменьшается с ростом температуры. Вязкость газов также изменяется в связи с изменением температуры и давления, хотя и не столь значительно, как вязкость нефти.

Вязкость нефти снижается при увеличении объема растворенного в ней газа.

При наиболее распространенном водонапорном режиме, когда нефть вытесняется из пласта водой, на эффективность процесса оказывает очень большое влияние соотношение вязкостей нефти µн и воды µo

µo= µн

µв

При разработке нефтяных месторождений широко используется ряд комплексных характеристик пластов, учитывающих одновременно 2-3 основных свойства продуктивного коллектора, оказывающих влияние на процесс разработки: проницаемость, пористость, вязкость, упругоемкость, толщину пласта.

Коэффициент гидропроводности

e = kh

µ

где:

k - проницаемость пласта;

h - эффективная (работающая) толщина пласта;

µ - вязкость жидкости и газа. Гидропроводность или коэффициент гидропроводности представляет собой наиболее емкую характеристику продуктивного пласта, определяющую его производительность.

Коэффициент проводимости или подвижности нефти, характеризующий подвижность жидкости в пластовых условиях в зависимость от ее вязкости (µ) и проницаемости пласта

k : б = k

µ

Коэффициент пьезопроводности:

ж = k

[µ (m bm+bс)]

где:

m - пористость пласта;

bm и bс - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды.

Коэффициент пьезопроводности характеризует скорость перераспределения давления в пласте.

Размещено на Allbest.ru