Принципы и методы разработки нефтегазовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция 1. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ

Научно обоснованное проектирование разработки нефтяных месторождений стало осуществляться в СССР в начале 40-х годов по предложению и под руководством А. П. Крылова. В проектных документах приводилось геолого-промысловое, гидродинамическое и экономическое обоснование систем разработок, однако учитывались лишь отдельные элементы технологии и техники добычи нефти и обустройства месторождения (забойное давление, рельеф местности и т. п.). С 70-х годов проектные организации в отрасли перешли на составление проектных документов на промышленную разработку нефтяных месторождений, в которых сочетаются решения геолого-промысловых и технологических задач с экономическими задачами с учетом решения вопросов нефтепромыслового обустройства конкретного месторождения и нефтедобывающего района в целом, требований охраны недр и окружающей среды (экологии). При этом порядок проектирования постоянно совершенствуется на основе обобщения отечественного и зарубежного опытов.

Основные технологические проектные документы на промышленную разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений - технологические схемы и проекты разработки. Они служат в свою очередь основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство и используются при текущем и перспективном планировании добычи нефти и газа, затрат, связанных с их добычей. Проект разработки составляется для месторождения, введенного в разработку на основании схемы или не введенного в разработку с простым геологическим строением и малыми запасами.

В технологических проектных документах на разработку обосновываются (изложено без соблюдения порядка обоснования):

1) выделение эксплуатационных объектов и порядок ввода их в разработку, выбор системы разработки;

2) способы и режимы эксплуатации скважин, выбор устьевого и внутри-скважинного оборудования, мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

3) уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов;

4) вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением, вопросы, связанные с особенностями применения методов повышения нефтеотдачи (нефтеизвлечения); мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; объемы и виды работ по доразведке месторождения; комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

5) требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

6) требования к системам поддержания пластового давления, качеству используемых агентов;

7) требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

8) специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеотдачи;

9) вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

Проектирование разработки месторождения осуществляют путем построения и технико-экономического анализа большого числа различных вариантов разработки месторождения. Расчетные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сетки скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью стабильной добычи нефти и др. Из этих расчетных вариантов выбирают не менее трех вариантов для технологических схем и двух - для проектов разработки, которые называются основными. Один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Технологические и экономические показатели рассчитывают за весь срок разработки. Для реализации выбирается рациональный вариант разработки путем сопоставления технико-экономических показателей расчетных вариантов разработки. Для составления технологических проектных документов выдается техническое задание, в котором учитываются тенденции развития нефтяной промышленности, пятилетние и перспективные планы добычи нефти по экономическому району (объединению). В техническом задании указываются возможные объемы бурения, возможные источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения, возможные ограничения, связанные с технологией и техникой добычи нефти, подготовки продукции и др.

Для повышения качества проектирования, надежности и точности прогнозирования процесса извлечения нефти предусматривается широкое использование современных электронно-вычислительных машин (ЭВМ), систем автоматизированного проектирования разработки (САПР), различных баз данных и графопостроителей. Используются отраслевые и межотраслевые регламенты (ГОСТ, ОСТ и др.) относительно системы документации (порядок ее разработки, оформления, обращения).

ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Проектирование разработки нефтяных месторождений включает подготовку исходной информации и создание моделей пласта, проведение технологических и экономических расчетов, расчетов по выбору способов и технологического оборудования по добыче нефти.

ПОДГОТОВКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

При расчете технологических показателей разработки месторождений необходимо располагать исходными данными, т. е. геолого-промысловой характеристикой месторождения.

Геолого-промысловая характеристика

Геолого-промысловую характеристику в основном представляют: общие сведения о районе месторождения - географическое и административное расположение района месторождения; рельеф местности, гидросеть, климат; экономические сведения; характеристика условий разбуривания и обустройства месторождения с выделением участков, осложненных или не подлежащих разбуриванию (резко пересеченный рельеф, водоемы, заболоченность, населенные пункты, санитарные зоны и др.); геологическая характеристика месторождения - история геологического изучения района и месторождения; стратиграфия; тектоника; нефтегазоносность; гидрогеологические условия месторождения;

геологическая характеристика залежи (продуктивного пласта, эксплуатационного объекта) - детальная корреляция продуктивной части разреза в скважинах, положение ВНК и ГНК; геометрия залежи (тектоническая структура, контуры нефтегазоносности, размеры залежи, нефтяных, газовых, подгазовых и водонефтяных зон, тип залежи);

литолого-физическая характеристика коллектора - вещественный состав и структурные особенности пород; проницаемость, пористость, начальная нефтенасыщенность коллектора, зависимость проницаемости и пористости от давления, тип коллектора (пористый, трешиновато-пористый и т. д.); неоднородность строения (объемная неоднородность) продуктивных пластов (расчлененность на пропластки и слои, песчанистость, их распространенность, сложность границ коллектора, литологическая связанность, выклинивание и т. д.); теплофизические свойства;

свойства пластовых флюидов: нефти в пластовых условиях (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, усадка, коэффициент объемной упругости; зависимости вязкости, объемного коэффициента и газосодержания от давления; теплофизические свойства); разгазированной нефти (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температура начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином, фракционный и компонентный состав, содержание серы, парафина, асфальтенов и силикагелевых смол); растворенного, выделившегося при однократном разгазировании, и природного нефтегазовых залежей газа (компонентный состав, абсолютная и относительная плотности, сжимаемость); пластовой воды (плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент объемной упругости, общая минерализация и ионный состав, характеристика возможных последствий при смешивании ее с закачиваемой водой и изменении начальных условий);

энергетическая и эксплуатационная характеристики залежи - пластовые давления (начальное, текущее) и температура, геотермический градиент; характеристика законтурной зоны залежи, ее связь с нефтяной зоной и областью питания, возможный естественный режим залежи; закономерности в изменении пластовых давлений и температуры; допустимое их снижение при разработке; условия, осложнения эксплуатации скважин; гидродинамическая связь между скважинами, пластами;

запасы нефти и газа (по категориям, объектам, зонам объектов).

Эту характеристику дополняют графические обобщения: обзорная карта района месторождения, геолого-геофизический разрез отложений, структурные карты, геологические профильные разрезы, карты изменения по площади проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, нефтенасыщенной толщины, распространения выделенных пластов, слоев, зональных интервалов, распространения свойств пластовых флюидов, изобар, распределения температур и др. Геолого-промысловая характеристика охватывает широкий круг вопросов, изучаемых в физике пласта и нефтепромысловой геологии, и составляет геолого-промысловую часть технологической схемы или проекта разработки месторождений. На основе геолого-промысловой характеристики строят расчетную схему и модель пласта, а также обосновывают рекомендации по выбору системы разработки и условий ее успешной реализации (порядок разбуривания залежи требования при вскрытии пластов бурением, оптимальные интервалы перфорации, геологические ограничения на дебиты и приемистости скважин и т. д.).

Геолого-промысловое изучение объекта разработки

Источниками получения исходных данных для составления проектных документов служат пробуренные на данном месторождении скважины. При наличии очень скудной информации иногда можно воспользоваться данными по аналогичным месторождениям или предлагаемыми в литературе различными расчетными и графическими зависимостями для нахождения некоторых параметров пород и пластовых жидкостей. При бурении скважин отбирают образцы горных пород - керны, а при наличии рыхлых пород - шлам. В лабораториях по образцам терригенных (осадочных) и карбонатных пород изучают вещественный состав, текстуру, структуры. Лабораторными методами по образцам пород определяют физические свойства коллекторов: пористость и соотношения трех основных в пустот (трещин, каверн, пор), проницаемость (абсолютную и фазовые), нефтегазоводонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой. Физические свойства пластовых жидкостей исследуют в лабораториях по глубинным пробам. Методы лабораторного определения свойств пород и жидкостей изучаются детально в курсах физики пласта и геологии. Следует подчеркнуть, что существуют ОСТы и ГОСТы на определение свойств нефтей, воды, пород и т. д.

В скважинах проводятся различные промыслово-геофизические, термодинамические и гидродинамические исследования. По данным промыслово-геофизических исследований проводят льное расчленение продуктивных отложений (установление логического типа пород), выделяют коллекторы (терригенные, карбонатные), разделяют коллекторы на продуктивные и водоносные, определяют пористость, нефтегазонасыщенность, проницаемость. При термодинамических исследованиях изучают распределение температуры в скважине, определяют профиль притока нефти или поглощения закачиваемой воды по разрезу пласта.

По данным исследований составляют сводный (по видимым толщинам пластов) и нормальный (по средним истинным толпам пластов в их нормальном залегании) геолого-физические разрезы, осуществляют детальную корреляцию продуктивных отложений (прослеживание по простиранию продуктивных горизонтов, пластов или пачек; установление их непрерывности на определенной площади; оконтуривание их распространения)., .Методика выполнения этих работ изучается в курсе геологии.

Получаемая информация используется для геометризации формы залежей и месторождения. Геометризация формы залежи включает построение структурных карт кровли и подошвы продуктивного пласта, геологических профильных разрезов, определение положения поверхностей ВПК и ГНК, проведение линий внешнего и внутреннего контуров этих контактов на структурных картах, геометризацию объема по карте толщин коллектора. Для более наглядного отображения геологического строения месторождения строят блок-диаграммы (аксонометрическое изображение залежи в трех плоскостях в косоугольной или прямоугольной проекции) и блок-схемы (пространственное отображение корреляционных схем).

При разделении пород на проницаемые (коллектор) и непроницаемые (неколлектор) обосновывают предельные значения емкостно-фильтрационных параметров. Обычно выделяют два предела: абсолютный или физический - значения параметров, начиная с которых породы имеют нефтегазонасыщенность, отличную от нуля; нижний или технологический - значения параметров, начиная с которых породы имеют такую нефтегазонасыщенность, при которой фазовая проницаемость для нефти (при определенном режиме вытеснения, т. е. системе разработки месторождения) становится больше нуля. Геометризация залежи, разделение пород на коллектор и неколлектор, определение значений параметров существенно осложняются неоднородностью пластов.

Неоднородность пласта

Все реальные нефтяные пласты неоднородны по своему геологическому строению и свойствам в силу изменения условий осадкообразования и последующего преобразования пород. В соответствии с ОСТ 39-035-76 под неоднородностью понимается 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 учету при установлении потенциальных возможностей нефтяного пласта. Различают неоднородность литологическую (гранулометрическую, упаковочную, цементационную, минеральную, поровую), проницаемостную, пористостную и объемную (толщинную, площадную). Неоднородность нефтяных залежей изучают детерминированным или вероятностным методами. Лучшие результаты дает их комплексное использование.

При детерминированном (причинно-следственном, причинно-обусловленном) методе, полагая, что одно явление (причина) при конкретных условиях обусловливает другое явление (действие, следствие), по данным исследований скважин и пластов строя карты распределения параметров пластов по площади (карты равных толщин пласта - изопахит, проницаемостей, пористостей, вязкостей нефти; карты распространения зональных интервалов или слоев и др.) и схемы распределения по разрезу, строят блок-диаграммы. При этом важная роль отводится детальной корреляции продуктивного пласта, что позволяет точно определить толщины пластов, детально расчленить разрез выяснить прерывистость пластов по простиранию и постоянство свойств слагающих его пород, выделить отдельные слои (пропластки) и зоны (линзы).

Вероятностный метод обоснован следующим. Так как доступ в залежь имеется посредством скважин, то по результатам проводимых исследований скважин и пластов локально (в известных размерах области пласта) устанавливают параметры залежи. Значения этих параметров изменяются по объему (площади, толщине) пласта в широких пределах. Изменения, можно полагать, носят случайный характер. Поэтому считают, что данные исследований - это выборка из генеральной совокупности параметров (залежи), что позволяет использовать аппарат математической статистики, теории вероятностей и теории случайных функций. В соответствии с законом больших чисел при увеличении объемов выборки выборочные характеристики сходятся по вероятности к генеральным, т. е. их надежность возрастает, погрешность уменьшается.

Такая обработка данных исследований позволяет построить модель пласта. В зависимости от метода получают детерминированную или вероятностную модель пласта.

Лекция 2. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ

ПРОЯВЛЕНИЕ УПРУГОГО РЕЖИМА

Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме - это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.

Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например в процессе разработки месторождения с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Упругий режим с точки зрения физики - расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т. е. нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.

С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ и режим пласта изменится - упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.

Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач по разработке нефтяных месторождений.

1. При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.

На основе теории упругого режима создан наиболее известный в практике разработки нефтяных месторождений метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД). Технологически этот метод состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом q до достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой (рис. 1) опускают глубинный манометр, способный регистрировать изменение давления на забое скважины во времени t. В некоторый момент времени, условно принимаемый за начальный (t = 0), закрывают исследуемую скважину. Давление на ее забое р_с начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового р_к (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважинами.

Рис. 1. Схема скважины при исследовании методом восстановления давления:

1- ролик подъемного устройства; 2- канат (кабель); 3 - задвижка;

4 - скважина; 5 - глубинный манометр; 6 - пласт

В каждой исследуемой скважине давление может восстанавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления p_c - p_c(t), определяют на основе соответствующего решения задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопроводность пласта. На рис. 2 показана типичная фактическая кривая восстановления забойного давления в виде зависимости Pc=Pc(\gt).

Рис. 2. Кривая восстановления забойного давления в скважине:

1 - точки фактических измерений забойного давления глубинным манометром

2. При расчетах перераспределения давления в пласте и соответственно изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.

Эти расчеты используют, в частности, для интерпретации данных «гидропрослушивания» пласта, осуществляющегося следующим образом. В момент времени t = 0 производят, например, пуск в работу скв. А с дебитом q_A (рис. 3). На забое остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного давления р_св = р_св(t).

Рис. 3. Кривая понижения давления в прослушиваемой скважине

На рис. 3 слева показаны «волны» понижения пластового давления (p₁ < p₂ <p₃), а справа - типичная фактическая кривая понижения давления в прослушиваемой скважине. По скорости и амплитуде понижения давления р_св = р_св(t) можно оценить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В. Если же в скв. В не происходит изменения давления, т. е. она не прослушивается из скв. А, то считают, что между этими скважинами существует непроницаемый барьер (тектонический сдвиг, участок залегания непроницаемых пород и т. д.). Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для определения охвата пласта воздействием и регулирования его разработки.

3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения.

Если нефтяное месторождение разрабатывается без воздействия на пласт и это месторождение окружено обширной водоносной областью с достаточно хорошей проницаемостью пород в этой области, то отбор нефти из месторождения и понижение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из законтурной в нефтеносную область разрабатываемого пласта.

На рис. 4 показана схема нефтяного месторождения с равномерным расположением скважин, разрабатываемого на естественном режиме. В процессе отбора из пласта вначале нефти, а затем нефти с водой пластовое давление изменится по сравнению с начальным р_ко, которое сохранится в водоносной части на некотором, постоянно увеличивающемся удалении от контура нефтеносности. В нижней части этого рисунка показана эпюра пластового давления вдоль разреза пласта по линии АА'. Как видно из этой эпюры, вблизи внешнего 1 и внутреннего 2 контуров нефтеносности пластовое давление резко снижается в результате роста фильтрационного сопротивления при совместной фильтрации нефти и воды, затем плавно изменяется по площади. Вблизи добывающих скважин 3, естественно, возникают воронки депрессии и забойное давление в скважинах составляет р_с. Построив изобары 5 (линии равного пластового давления), можно определить средневзвешенное пластовое давление р (см. рис. 4), которое в процессе разработки месторождения на естественном режиме будет уменьшаться со временем. Если вблизи контура нефтеносности имеются наблюдательные (пьезометрические) скважины 4, то замеряют изменение давления на контуре р_кон в этих скважинах, при этом считая, что пьезометрические скважины находятся на некотором условном контуре нефтеносности 6.



Рис. 4. Схема нефтяного месторождения и изменения пластового давления:

1- внешний контур нефтеносности: 2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины; 4 - пьезометрические скважины; 5 - изобары;

6 - условный контур нефтеносности; 7 - эпюра пластового давления вдоль разреза месторождения по линии АА'

Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средневзвешенного пластового давления = p(t) или контурного p_кон = p_кон (t). По отбору жидкости из нефтяной залежи с корректировкой на изменение упругого запаса можно определить изменение во времени отбора воды q_зв из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из законтурной области пласта равен темпу отбора жидкости из нефтяной залежи q_ж= q_ж(t). Пусть, например, на месторождении имеются пьезометрические скважины и по глубинным замерам определено изменение в них давления р_кон = р_кон (t) за некоторый начальный период разработки месторождения ?t₁.

Фактическое изменение р_кон = р_кон (t) показано на рис. 5, а на рис. 6- изменение q_ж = q_ж(t) за начальный период ?t₁ и за весь период разработки месторождения. Естественно, в начальный период ?t₁ разработки отбор жидкости из месторождений в связи с его разбуриванием и вводом в эксплуатацию скважин возрастает. За этот период и определено фактическое изменение давления на контуре р_кон. При t > t₁ отбор жидкости из месторождения изменяется иначе, чем в начальный период: он сначала стабилизируется, а в поздний период разработки снижается.

Рис. 5. Зависимость р_кон от времени t:

1- фактическое (замеренное в пьезометрических скважинах) контурное давление p_кон за период ?t₁ ; 2 - возможные варианты изменения р_кон при различных q_ж (t < t₁)

Поэтому просто экстраполировать изменение p_кон (t) по имеющейся зависимости p_кон = p_кон (t) за начальный период разработки ?t₁ нельзя, так как темп отбора жидкости изменится при t > t₁. Изменение р_кон = p_кон (t) прогнозируют на основе решения соответствующих задач теории упругого режима.

Рис. 6. Зависимость q_ж от времени t:

1 - фактическое изменение q_ж за период ?t₁

2 - возможные варианты изменения q_ж при t >t₁

4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.

Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного заводнения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтурной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С повышением давления на линии нагнетания приток воды в нефтенасыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода начнет утекать в законтурную область.

При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться решение задачи упругого режима, когда на контуре нагнетательных скважин (рис. 7) задано давление р_кон , а требуется определить расход воды, утекающей в законтурную область пласта.

Рис. 7. Схема разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения:

1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины;

5 - контур нагнетательных скважин

5. При определении времени, в течение которого в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.

Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с применением внутриконтурного заводнения при однорядной системе разработки. Пусть в какой-то момент времени были остановлены первый и второй ряды нагнетательных скважин, а в момент времени t = 0 их вновь включают в эксплуатацию.

Процессы вытеснения нефти водой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. Поэтому можно считать, что спустя некоторое время после пуска нагнетательных рядов в пласте между добывающим и нагнетательным рядами наступит период медленно меняющегося распределения давления (при постоянстве расходов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из пласта жидкости), т. е. упругий режим закончится и создается почти установившийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима.

Для того чтобы осуществлять расчеты процессов разработки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо прежде всего получить дифференциальное уравнение этого режима, при выводе которого исходят из уравнения неразрывности массы фильтрующегося вещества, которое представим в развернутом виде:

(1)

Пористость пласта m, как было отмечено в предыдущей главе, нелинейно зависит от среднего нормального напряжения у. Однако в диапазоне изменения а от доли единицы до 10 МПа зависимость пористости от среднего нормального напряжения можно считать линейной, а именно

(2)

Здесь в_с - сжимаемость пористой среды пласта; у₀ - начальное среднее нормальное напряжение.

Используем связь между горным давлением по вертикали p_r средним нормальным напряжением у и нутрипоровым (пластовым) давлением р

(3)

Учитывая (2) и (3), получим

(4)

Плотность фильтрующейся в пласте жидкости в первом приближении линейно зависит от давления р, т. е.

(5)

где в_ж - сжимаемость жидкости; с₀ - плотность жидкости при начальном давлении p_о.

Из (5) имеем

(6)

Используя закон Дарси и считая проницаемость k и вязкость жидкости м не зависящими от координаты, имеем

(7)

Подставим (4), (6) и (7) в (l). В результате получим следующее выражение:

(8)

Учитывая незначительную сжимаемость жидкости, в формуле (8) можно положить с ? с_о. Тогда окончательно получим дифференциальное уравнение упругого режима в следующем виде:

(9)

Здесь ч и в - соответственно пьезопроводность и упругоемкость пласта

Решение уравнения упругого режима позволяет рассчитывать изменение давления во времени в каждой точке пласта. Однако при грубых оценках возможностей разработки нефтяных месторождений при упругом режиме используют понятие об упругом запасе месторождения, его части или законтурной области. Упругий запас - это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное, предельное, исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения, значение. Упругий запас обычно определяют по формуле линейного закона сжимаемости пласта

(10)

где ?V_п - изменение порового объема, т. е. непосредственно упругий запас пласта объемом V; ?V_п и ?р - абсолютные величины.

Л.3. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ РЕЖИМАХ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА И ГАЗОНАПОРНОМ

При уменьшении давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Когда насыщенность порового пространства свободным газом, выделившимся из нефти, еще мала, газ остается в нефти в виде пузырьков. С увеличением же газонасыщенности в связи с прогрессирующим снижением пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление - газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднородность.

В отличие от первичных газовых шапок нефтегазовых месторождений, существовавших в них до начала разработки, газовая шапка, образовавшаяся в процессе разработки, называется вторичной.

Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, называют режимом растворенного газа. Если произошло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется газонапорным.

Опыт разработки нефтяных месторождений и теория фильтрации газонефтяной смеси с учетом сил гравитации показывают, что почти всегда режим растворенного газа довольно быстро переходит в газонапорный. Часто режим растворенного газа может существовать в нефтяном пласте в сочетании с упругим режимом в его законтурной области или даже в сочетании с водонапорным, если пластовое давление близко к давлению насыщения. Тогда вблизи добывающих скважин возникает режим растворенного газа, а вблизи нагнетательных - водонапорный. Такие режимы пластов называют смешанными.

Рассмотрим разработку пласта при смешанном режиме - упругом в его законтурной области и растворенного газа - в нефтенасыщенной части пласта. Пусть разрабатываемый пласт имеет форму, близкую к кругу (рис. 1). Его законтурная водоносная область достаточно хорошо проницаемая и простирается очень далеко («до бесконечности»). Она разрабатывается при упругом режиме. Давление на контуре нефтенасыщенной части пласта можно определить по методике, изложенной в предыдущем параграфе.



Рис. 1. Схема нефтяного месторождения круговой формы в плане, разрабатываемого при смешанном режиме:

1- условный контур нефтеносности; 2 - аппроксимация условного контура нефтеносности окружностью радиусом R; 3 - добывающие скважины

Пусть нефтяной пласт разрабатывается с использованием равномерной сетки добывающих скважин. Радиус контура питания каждой добывающей скважины r_к можно считать равным половине расстояния между скважинами. Если r = r_к, пластовое давление p=р_к<р_нас (р_нас - давление насыщения). При приближенном расчете дебитов добывающих скважин можно принять р_к = а р_кон(ф), где а - некоторый постоянный коэффициент.

Итак, при смешанном режиме давление на контурах добывающих скважин определяют с учетом контурного в нефтяной залежи, которое, в свою очередь, вычисляют на основе теории упругого режима, если задано изменение во времени текущего поступления воды из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта q_зв= q_зв (t).

Если р_к близко к давлению насыщения, но ниже его и, следовательно, насыщенность пласта свободным газом незначительна, то можно приближенно считать текущий объем поступающей воды в нефтенасыщенную часть пласта из законтурной области равным текущей добыче пластовой нефти, т. е. q_зв = q_н..

Если известна текущая добыча пластовой нефти из нефтяной залежи в целом, то необходимо лишь вычислить дебиты скважин с тем, чтобы определить, сколько скважин необходимо пробурить на залежи для обеспечения указанной текущей добычи нефти.

Определим дебиты скважин при режиме растворенного газа. Перераспределение давления вблизи скважин происходит значительно быстрее, чем изменение контурного в нефтяной залежи р_кон (ф) и соответственно давления на контуре питания скважин р_к = р_к(t ). Поэтому распределение давления при rс ? r ? r_к можно считать установившимся в каждый момент времени, т. е. квазистационарным.

На характер течения газированной нефти в пористой среде влияет растворимость в ней газа. Для количественного определения растворимости газа в нефти в теории разработки нефтяных месторождений обычно используют закон Генри. Однако, по-видимому, в зависимости от свойств конкретных нефтей и газов представляют этот закон различным образом. Для расчетов разработки пластов при режиме растворенного газа используют формулу закона Генри обычно в следующем виде:

(I.1)

где V_гp- объем газа, приведенный к стандартным (атмосферным) условиям, растворенный в нефти; - коэффициент растворимости; V_н- объем нефти в пластовых условиях вместе с растворенным в ней газом; р- абсолютное давление.

Для реального газа необходимо учитывать коэффициент его сверхсжимаемости z = z(p, T). При изотермическом процессе уравнение состояния реального газа можно представить в виде

(I.2)

где с_г, z, с_гат, z_ат - соответственно плотность и коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовом р и атмосферном р_ат давлениях.

Для массовой скорости фильтрации газа х_г на основании обобщенного закона Дарси имеем выражение

V_{г= -} kk_г(s)pс_{гат др} (I .3)

Для массовой скорости фильтрации растворенного в нефти газа имеем

V_{гр = -} kk_н(s_ж)а₀pс_{гат др} (I.4)

µ_гр_{ат дr}

И наконец, скорость фильтрации v_н выражается следующим образом:

V_{н = -} kk_н(s_ж) _др (I.5)

µ_{н дr}

Найдем отношение суммарного расхода фильтрующегося в пласте газа (свободного и растворенного в нефти), приведенного к атмосферным условиям, к объемной скорости фильтрации нефти, называемое пластовым газовым фактором Г. При установившейся фильтрации значение Г остается постоянным в любом цилиндрическом сечении пласта при rс ? r ? r_к (r _с - радиус скважины).

Из (I.3), (I.4) и (I.5) имеем

(I.6)

Из (I.6) следует, что есть связь между давлением р и насыщенностью пласта нефтью (жидкой углеводородной фазой) s_ж. Таким образом, при установившемся движении газированной жидкости

p = p(s_ж). (I.7)

В то же время, согласно обобщенному закону Дарси, относительная проницаемость для нефти

k_н = k_н(s_ж). (I.8)

На основе (I.7) и (I.8) заключаем, что должна существовать зависимость относительной проницаемости для нефти от давления

k_н = k_н *(p). (I.9)

Теперь можно получить аналог формулы Дюпюи для притока газированной нефти к скважине с дебитом q_н. Имеем

q_нас= - 2рkhk_н*(p)r д_р (I.10)

µ_н д_r

Для интегрирования (I.10) необходимо ввести функцию Христиановича Н, определяемую как

(I.11)

Интегрируя (I.10) с учетом (I.11), получаем формулу для определения дебита нефти

; , (I.12)

где Н_к, Н_с - значения функции Христиановича соответственно на контуре питания (r = r_к) и на скважине (r = r_с). Имея зависимости относительных проницаемостей для нефти и газа конкретного пласта, данные о вязкости нефти и растворимости газа в нефти, можно построить зависимость Н = Н(р), а затем по формуле (I.12) определить дебит скважины, задаваясь значением забойного давления в скважине. Зная общую текущую добычу из нефтяной залежи на основе решения задачи упругого режима в законтурной области пласта и дебит одной скважины, определяем число скважин, которые необходимо пробурить для разработки пласта при смешанном режиме.

В приведенных расчетах предполагалось, что законтурная область пласта обладает достаточно высокими фильтрационными свойствами. Но даже в случае такого предположения давление на круговом контуре пласта падает весьма интенсивно. Если же проницаемость в законтурной области в несколько раз ниже, чем в самом пласте, или пласт выклинивается за контуром нефтеносности, что часто бывает, то приток воды в нефтенасыщенную часть пласта становится незначительным и можно считать, что нефтяная залежь замкнутая, а законтурная вода неактивная.

Будем считать, что в рассматриваемом случае выделение пузырьков газа из нефти затруднено из-за слоистости пласта. В этом случае в пласте разовьется в чистом виде режим растворенного газа.

Для упрощения расчета разработки пласта при этом режиме можно считать, что течение газа к каждой скважине, ограниченной контуром радиуса r_к (см. рис. 1), квазистационарное - установившееся в каждой линии тока, но изменяющееся во времени.

Рассматривая массовый приток нефти к каждой скважине, будем в кривых относительных проницаемостей учитывать насыщенность жидкой углеводородной фазой в каждой точке пласта s_ж, а при рассмотрении разработки элемента пласта в целом (при rс ? r ? r_к) введем некоторую среднюю насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой, равную. Пусть эта насыщенность существует в некотором сечении пласта, близком к контуру при давлении в этом сечении, равном .

Тогда для массового дебита нефти q_нac, притекающей к скважине, имеем выражение

. (I.13 )

Массовый дебит газа

.

Для газового фактора в элементе пласта в целом получаем выражения

;

. (I.14)

Имеем следующие выражения для масс нефти и газа в пласте радиусом r_к:

; V=V_н+V_г , (I.15)

где V_н и V_г - объемы соответственно нефти и газа. Из (I.15) получаем

 (I.16)

На основе уравнения материального баланса получим следующее выражение для газового фактора:

Учитывая, что

, (I.17)

имеем

(I.18)

Процесс разработки пласта считается изотермическим. Так как не учитывается сверхсжимаемость газа, из (I.2)

с_г = с. (I.19)

Тогда из (I.18) и (I.19), устремляя и к нулю, получим

(I. 20)

Дифференциальное уравнение (I.20) совпадает с известным уравнением К. А. Царевича, выражающим связь между насыщенностью жидкости и давлением на контуре скважины, эксплуатируемой в условиях режима растворенного газа.

Решая уравнение (I.20), получим зависимость средней насыщенности жидкостью от среднего давления и затем - все остальные показатели разработки. При этом, поскольку в случае режима растворенного газа плотность нефти в пластовых условиях в процессе разработки значительно увеличивается вследствие выделения из нефти газа, во время подсчета нефтеотдачи следует учитывать изменение плотности нефти.

Пусть L₂ - масса дегазированной нефти, a L₁ - масса газа растворенного в нефти. Объем нефти в пластовых условиях равен V_н. Тогда

(I.21)

где с_1к - кажущаяся плотность растворенного в нефти газа; с₂ - плотность дегазированной нефти.

Тогда плотность нефти в пластовых условиях

(I.22)

Начальные запасы нефти в области пласта, охваченной разработкой:

(I.23)

где с_но -плотность нефти при давлении насыщения; m - пористость; s_св - насыщенность связанной водой; V_пл - объем пласта. Остаточные запасы нефти в пласте, охваченном разработкой:

 (I.24)

Из (I.23) и (I.24) для текущего коэффициента вытеснения з₁ получим выражение

(I.25)

Умножив з₁ на коэффициент охвата разработкой, получим текущую нефтеотдачу в зоне, приходящейся на одну скважину. Зная число скважин, можно определить текущую нефтеотдачу по месторождению в целом в каждый момент времени, а также среднее пластовое давление .

Рассмотрим характер разработки пласта при образовании газовой шапки.

В процессе разработки такого пласта газ, выделяясь из нефти, всплывает под действием сил гравитации в газовую шапку (рис. 2). Таким образом, нефтяной пласт разрабатывается при газонапорном режиме. Месторождение разбурено равномерной сеткой добывающих скважин. Вблизи каждой из них в процессе эксплуатации образуются воронки депрессии. Однако на условном контуре питания скважин при r = r_к (см. рис. 2) давление равно р_к. Введем понятие среднего пластового давления , которое будем считать близким к давлению на контуре питания р_к, поскольку воронки депрессии занимают незначительную долю в распределении давления в пласте в целом. Объем пласта V_on, охваченный процессом разработки:

(I.26)

где V_пл - общий объем пласта.



Рис. 2. Схема нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой:

1- нефть; 2- газовая шапка; 3 - законтурная вода

Будем считать, что разработка пласта началась с того момента времени, когда среднее пластовое давление было равно давлению насыщения р_нас.

Приток нефти и газа к отдельным скважинам можно вычислять по формуле Дюпюи или по формуле безнапорной радиальной фильтрации. Изменение же среднего пластового давления определим, используя соотношения, вытекающие из уравнения материального баланса веществ в пласте в целом.

Для этого введем следующие обозначения: N₁-полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти; N₂ - полная масса дегазированной нефти в пласте; L₁ - масса газа, растворенного в нефти; G₁ - полная масса свободного газа.

Имеем следующие соотношения материального баланса:

N₁ = G₁+L₁; N₂ = L₂, (I.27)

где L₂, так же как и N₂, - полная масса дегазированной нефти. Используем формулу закона Генри в том же виде, что и при рассмотрении фильтрации газированной нефти, а именно

L₁/L₂=б. (I. 28)

Для получения замкнутой системы соотношений материального баланса применим соотношение для суммы объемов компонентов в пласте в виде

(I.29)

где с₁и с₂ - плотность соответственно газа в пласте и дегазированной нефти; с_1к - кажущаяся плотность растворенного в нефти газа. К соотношениям (I.27) - (I.28) необходимо добавить уравнение состояния реального газа (I.2), которое в рассматриваемом случае принимает вид

(I.30)

В итоге имеем полную систему соотношений для определения . Будем считать процесс разработки пласта при газонапорном режиме изотермическим. Для некоторого упрощения задачи осредним также отношение коэффициентов сверхсжимаемости газа ц, положив ц = ц_ср.

Будем считать, что N₁ и N₂ известны в каждый момент времени t. Эти величины определяют следующим образом:

где N₀₁ N₀₂ - начальные массы соответственно газа и дегазированной нефти в пласте; q_1ат - текущая объемная добыча газа, замеренная при атмосферных условиях; q₂ - текущая добыча дегазированной нефти.

Подставляя (I.27), (I.28) и (I.30) в (I.29), получим для определения следующее квадратное уравнение:

(I.31)

Решение этого уравнения имеет два корня, а именно

(I.32)

Для того чтобы узнать, какой из корней справедлив, проведем исследования квадратного уравнения (I.32). Обозначим

(I.33)

Поскольку а - величина всегда положительная, то ветви параболы (I.33) направлены в сторону возрастания у. Величины b и с также всегда положительные. Поэтому оба корня уравнения (I.31) положительные. В самом деле, подкоренное выражение (I.32) всегда меньше b и в любом из случаев положительное. Чтобы определить, какой же из корней (меньший или больший) справедлив, продифференцируем (I.33). Имеем

(I. 34)

Если , то производная dy/dp - отрицательна и функция у убывает. В этом случае справедлив меньший корень . При , соответственно, справедлив больший корень . Таким образом, вообще говоря, необходимо в каждом конкретном случае определять численное значение величины с тем, чтобы найти справедливый корень уравнения (I.31).

Масса свободного газа в пласте

(I.35)

Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта

(I.36)

Из рассмотрения основных закономерностей разработки нефтяных месторождений при естественных режимах, а также соответствующих примеров следует, что такая разработка в большинстве случаев не может быть эффективной. Так, разработка нефтяных месторождений при упругом режиме во многих случаях приводит к значительному снижению пластового давления и, как следствие, к уменьшению перепадов давления и дебитов скважин. Поддержание высоких темпов разработки в условиях падения пластового давления требует бурения слишком большого числа скважин. Только в особых случаях разработки небольших месторождений при очень "активной" законтурной воде запасы месторождений могут быть выработаны при допустимом снижении пластового давления.

Разработка нефтяных месторождений при режимах растворенного газа и вторичной газовой шапки ведет к существенному росту газовых факторов скважин и месторождений в целом и в конечном счете к снижению нефтеотдачи. При режимах растворенного газа и газовой шапки вряд ли можно достичь конечной нефтеотдачи выше 35% даже в случаях разработки месторождений нефтей вязкостью 1-5·10^-3 Па·с. Кроме того, разработка нефтяных месторождений при этих режимах связана, как правило, с низкими дебитами скважин.

Исключение из описанных закономерностей составляют случаи разработки месторождений в трещиноватых коллекторах, где нефть подстилается огромным бассейном активных законтурных вод. Такие случаи характерны для месторождений Ирана, Кувейта и других стран.