Чтобы надёжно прогнозировать обводнённость добываемой из залежи продукции, определять коэффициент нефтеотдачи пластов, а также намечать мероприятия по регулированию процесса разработки и оценивать их эффективность, необходимо знать степень влияния различных факторов на процесс заводнения и какие из них следует учитывать при прогнозе в первую очередь, а какими можно на определённой стадии разработки пренебречь.
Изучение опыта разработки нефтяных залежей, а также теоретические и экспериментальные исследования показали, что ход процесса заводнения зависит от следующих основных факторов: 1) различия вязкостей нефти и воды; 2) наличие начальных водо-нефтяных зон; 3) неоднородности геолого-физических свойств пластов; 4) особенностей движения жидкости в систему скважин; 5) системы воздействия на пласт; 6) условий эксплуатации скважин; 7) расчленённости пласта; 8) прерывистости пласта; 9) степени вскрытия пласта в скважинах.
Методики расчётов технологических показателей разработки нефтяных месторождений должны соответствовать стадиям комплексного проектирования и применяться в зависимости от полноты и качества исходной геолого-промысловой информации о строении залежей нефти, свойствах пластов, а также от условий эксплуатации скважин на месторождении.
При составлении проектов разработки месторождений, когда имеется значительно большой объём информации более высокого качества, обеспечивается возможность и целесообразность применения более точных и сложных методик расчётов технологических показателей разработки.
В данной работе осуществлён расчёт технологических показателей разработки круговой залежи с учётом аномалий вязкости нефти по методике расчёта, предложенной Саттаровым.
1 Исходные данные.
В лабораторных условиях было установлено, что нефть обладает аномалиями вязкости. Некоторые свойства нефти, воды, продуктивного пласта и характеристики вытеснения, полученные на основе лабораторных исследований, приведены в таблице 1.
Общая характеристика нефти, воды, продуктивного пласта, Таблица 1
|
Параметры |
Значения |
|
Вязкость воды в , мПа*с |
1,2 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности нн , доли ед. |
0,86 |
|
Коэффициент пористости m, доли ед. |
0,19 |
|
Коэффициент вытеснения К выт , доли ед. |
0,62 |
|
Коэффициент сетки скважин К сет , доли ед. |
0,95 |
|
Радиус скважины r с , м |
0,1 |
|
Относительная проницаемость по воде k в ‘, доли ед. |
1 |
|
Конечная обводнённость продукции n в , доли ед. |
0,98 |
|
Начальное пластовое давление Р пл нач , МПа |
15,5 |
|
Давление насыщения Р нас , МПа |
7,2 |
|
Вязкость нефти с неразрушенной структурой, мПа*с |
58 |
|
Вязкость нефти при полном разрушении структуры, мПа*с |
8 |
По данным геологоразведочных работ установлено, что залежь имеет овальную форму, близкую к круговой. Считается целесообразным разместить на залежи 2 ряда добывающих скважин в кольцевые батареи и третий ряд – стягивающий. Ряд нагнетательных скважин расположен на внешнем контуре нефтеносности залежи.
Распределение добывающих скважин по рядам приведено в таблице 2, Таблица 2
|
Ряд |
Количество добывающих скважин в рядах |
|
1 |
23 |
|
2 |
15 |
|
стягивающий |
5 |
На залежи пробурено некоторое количество разведочных скважин, в которых определены значения эффективной толщины пласта. Результаты этих определений приведены в таблице 3.
Данные определения эффективной толщины пласта, Таблица 3
|
Номер скважины |
Значения эффективной толщины пласта |
|
1 |
12,6 |
|
2 |
13,2 |
|
3 |
13,6 |
|
4 |
12,1 |
|
5 |
11,5 |
|
6 |
13,7 |
|
7 |
14,1 |
|
8 |
12,5 |
|
9 |
10,9 |
|
10 |
8,5 |
|
11 |
11,5 |
|
12 |
14,5 |
|
13 |
11,8 |
|
14 |
12,9 |
|
15 |
9,7 |
|
16 |
14,6 |
Плотность сетки скважин и длины стягивающих рядов приведены в таблице 4., Таблица 4
|
Расстояние, м |
|
|
между рядами |
700 |
|
между скважинами |
600 |
|
длина стягивающего ряда |
2500 |
Коэффициенты проницаемости пластов были определены в лабораторных условиях по кернам. Результаты этих определений приводятся в таблице 5.
Результаты лабораторных исследований коэффициентов проницаемости пластов, Таблица 5
|
Интервалы изменения проницаемости, мкм 2 . |
Количество образцов |
|
|
от |
до |
|
|
0 |
0,1 |
15 |
|
0,101 |
0,2 |
25 |
|
0,201 |
0,3 |
37 |
|
0,301 |
0,4 |
95 |
|
0,401 |
0,5 |
60 |
|
0,501 |
0,6 |
21 |
|
0,601 |
0,7 |
15 |
|
0,701 |
0,8 |
11 |
|
0,801 |
0,9 |
5 |
|
0,901 |
1 |
4 |
По картам начальной нефтенасыщенности толщины пласта подсчитаны объёмы песчаников между рядами скважин в чисто нефтяной зоне и в целом по залежи. Результаты этих работ приведены в таблице 6.
Результаты определений объёмов нефтенасыщенных песчаников, Таблица 6
|
Объём нефтенасыщенных песчаников |
тыс.м 3 |
|
внутри внешнего контура |
333696 |
|
внутри внутреннего контура |
240324 |
|
внутри 1-го ряда |
167552 |
|
внутри 2-го ряда |
64176 |
2 Статическая обработка данных исследования кернов.
Закон распределения случайной величины — это всякое соотношение, устанавливающее связь между возможными значениями случайной величины и соответствующим им статистическим вероятностям.
Закон распределения задают в интегральной
Статистическая обработка результатов лабораторных исследований 261 образцов кернов заключается в подборе теоретического закона распределения, близкого к практическому. Статистическая обработка результатов лабораторных исследований приведена в таблице 7 и 8.
Статическая обработка результатов кернового материала, Таблица 7
|
Интервал изменения проницаемости, мкм 2 |
Середина интервала k i |
Частота m |
Частость =m i /n |
k i * i |
|
|
0 |
0,1 |
0,05 |
25 |
0,0958 |
0,0048 |
|
0,101 |
0,2 |
0,15 |
114 |
0,4368 |
0,0655 |
|
0,201 |
0,3 |
0,25 |
54 |
0,2069 |
0,0517 |
|
0,301 |
0,4 |
0,35 |
37 |
0,1418 |
0,0496 |
|
0,401 |
0,5 |
0,45 |
12 |
0,0460 |
0,0207 |
|
0,501 |
0,6 |
0,55 |
8 |
0,0307 |
0,0169 |
|
0,601 |
0,7 |
0,65 |
5 |
0,0192 |
0,0125 |
|
0,701 |
0,8 |
0,75 |
3 |
0,0115 |
0,0086 |
|
0,801 |
0,9 |
0,85 |
2 |
0,0077 |
0,0065 |
|
0,901 |
1 |
0,95 |
1 |
0,0038 |
0,0036 |
|
n= |
261 |
k ср = k i * i = |
0,24042 |
Расчёт закона распределения случайной величины, Таблица 8
|
N п/п |
k i =k m |
k m /k 0 |
(k m /k 0 ) 0,5 |
e -km/k0 |
erf(k m /k 0 ) 0,5 |
F(k m ) |
|
1 |
0,05 |
0,312 |
0,559 |
0,732 |
0,5716 |
0,110 |
|
2 |
0,15 |
0,936 |
0,967 |
0,392 |
0,8299 |
0,402 |
|
3 |
0,25 |
1,560 |
1,249 |
0,210 |
0,9229 |
0,627 |
|
4 |
0,35 |
2,184 |
1,478 |
0,113 |
0,9837 |
0,796 |
|
5 |
0,45 |
2,808 |
1,676 |
0,060 |
0,9825 |
0,868 |
|
6 |
0,55 |
3,431 |
1,852 |
0,032 |
0,9911 |
0,924 |
|
7 |
0,65 |
4,055 |
2,014 |
0,017 |
0,9923 |
0,953 |
|
8 |
0,75 |
4,679 |
2,163 |
0,009 |
0,9962 |
0,974 |
|
9 |
0,85 |
5,303 |
2,303 |
0,005 |
0,9981 |
0,985 |
|
10 |
0,95 |
5,927 |
2,435 |
0,003 |
1 |
0,993 |
где
3 Расчет схематизации круговой залежи
Так как ширина и длина данной залежи примерно равны соотношение осей менее, чем 3:1, то она схематизируется кругом, в данном случае кольцом, так как имеется стягивающий ряд, скважины которого на схеме заменяются круговым рядом, дебит и количество скважин которого принимаются равными дебиту и количеству скважин стягивающего ряда реальной залежи.
При этом площади нефтеносности реальной залежи и модели должны быть одинаковы, также должны быть равны площади нефтеносности между рядами скважин. Число скважин в рядах должно быть также одинаково.
Сначала определяют среднюю толщину продуктивного пласта, Затем определяют радиус внутреннего стягивающего ряда
3.1
где l ст – длина стягивающего ряда.
Исходя из равенства объёмов, определяют радиусы рядов скважин
3.2
Затем определяют радиус внешнего контура нефтеносности при помощи формулы для расчёта объёма нефтенасыщенных пород.
3.3
Расстояние между скважинами в рядах.
1 ряд:
3.4
2 ряд:
3.5
Стягивающий ряд:
3.6
Расчет схематизации приведен в таблице 9.
Таблица 9
|
h ср , м |
R ст , м |
R 2 , м |
R 1 , м |
R н , м |
R в, м |
2 ст , м |
2 2 , м |
2 1 , м |
|
12,356 |
795,77 |
1512,12 |
2224,76 |
2612,33 |
3444,69 |
1000,00 |
633,39 |
607,77 |
R СТ
R 2
R 1
R Н
R В
Рисунок 1. Схема кольцевой залежи.
4 Гидродинамические расчеты показателей разработки нефтяных месторождений на жестко-водонапорном режиме (ЖВНР)
Общие положения, допущения и упрощения:
— Залежь считается однородной, но если она не однородна, то известен закон распределения неоднородных величин.
- Вязкость нефти и воды считается постоянной как по залежи, так и по времени.
— При размещении скважин рядами расстояния между ними в различных рядах могут быть различны, но в одном и том же ряду одинаковые.
- Дебиты скважин и забойные давления по рядам могут отличаться, но в одном ряду у всех одинаковы.
- Радиусы скважин в одном ряду одинаковы.
Расчет средних дебитов рядов и скважин методом приведенных к контурам питания., Средним дебитом называется некоторый дебит, определенный за какой то этап разработки.
Для определения средних дебитов рядов и скважин используют приведенный радиус питания – воображаемую линию, в общем случае не совпадающую с реальным контуром питания, где пластовое давление принимается равным давлению на реальном контуре питания, а вязкость вытесняющего агента принимается равной вязкости вытесняемого.
Для нахождения приведенного контура питания можно воспользоваться следующей формулой
4.1
В последующих этапах
Расчет средних дебитов осуществляется, используя уравнение интерференции по методу ЭГДА Ю.П. Борисова [3] (приведен в таблицах 10,11,12).
Разработка нефтяных месторождений ведётся в несколько этапов.
этап разработки
P 1 P 2 P 3
1 Q 1 2 Q 2 3 Q 3
P k Ω 1 Ω 2 Ω 3
Q 1 + Q 2 + Q 3 Q 2 + Q 3 Q 3
Рисунок 2. Движение жидкости по методу ЭГДА
P k — P 1 = 1 ( Q 1 + Q 2 + Q 3 )+ 1 Q 1
P 1 — P 2 = 2 ( Q 2 + Q 3 )+ 2 Q 2 — 1 Q 1 4.2
P 2 — P 3 = 3 Q 3 + 3 Q 3 — 2 Q 2
где — внешнее гидродинамическое сопротивление; — внутреннее гидродинамическое сопротивление.
этап разработки
Контур питания может остаться на месте или может быть перемещен на место первого добывающего ряда путем перевода добывающих скважин этого ряда под нагнетательные.
P 2 P 3
2 Q 2 ’ 3 Q 3 `
Ω 2 ` Ω 3 `
P k Q 2 ` + Q 3 ` Q 3 `
Рисунок 3. Движение жидкости по методу ЭГДА
P k — P 1 = 2 ` ( Q 2 ` + Q 3 ` )+ 2 Q 2 `
4.3
P 2 — P 3 = 3 ` ( Q 3 ` )+ 3 Q 3 ` — 2 Q 2 `
этап разработки
P 3
3 Q 3 «
Ω 3 «
P k Q 3 «
Рисунок 4. Движение жидкости по методу ЭГДА.
P k — P 3 = 3 « Q 3 « + 3 Q 3 « 4.4
I Этап разработки
Таблица 10
|
Приведённый радиус контура питания R 01 , м |
2876,1368 |
|
Внешнее фильтрационное сопротивление 1 , Па*с/м 3 |
110062904,61 |
|
Внешнее фильтрационное сопротивление 2 , Па*с/м 3 |
165498774,78 |
|
Внешнее фильтрационное сопротивление 3 , Па*с/м 3 |
275138473,05 |
|
Внутреннее фильтрационное сопротивление 1 , Па*с/м 3 |
128104173,67 |
|
Внутреннее фильтрационное сопротивление 2 , Па*с/м 3 |
197606593,24 |
|
Внутреннее фильтрационное сопротивление 3 , Па*с/м 3 |
631964706,02 |
|
Годовой дебит с ряда Q 1 , м 3 /год |
930877,12 |
|
Годовой дебит с ряда Q 2 , м 3 /год |
298751,83 |
|
Годовой дебит с ряда Q 3 , м 3 /год |
65081,16 |
|
Средний суточный дебит со скважины q 1 , м 3 /сут |
110,88 |
|
Средний суточный дебит со скважины q 2 , м 3 /сут |
54,57 |
|
Средний суточный дебит со скважины q 3 , м 3 /сут |
35,66 |
Этап раэработки, Таблица 11
|
Приведённый радиус контура питания R 02 , м |
2100,9121 |
|
Внешнее фильтрационное сопротивление 2 ‘, Па*с/м 3 |
140949138,32 |
|
Внешнее фильтрационное сопротивление 3 ‘, Па*с/м 3 |
275138473,05 |
|
Внутреннее фильтрационное сопротивление 2 ‘, Па*с/м 3 |
197606593,24 |
|
Внутреннее фильтрационное сопротивление 3 ‘, Па*с/м 3 |
631964706,02 |
|
Годовой дебит с ряда Q 2 ‘, м 3 /год |
708845,74 |
|
Годовой дебит с ряда Q 3 ‘, м 3 /год |
154417,49 |
|
Средний суточный дебит со скважины q 2 ‘, м 3 /сут |
129,47 |
|
Средний суточный дебит со скважины q 3 ‘, м 3 /сут |
84,61 |
Этап разработки, Таблица 12
|
Приведённый радиус контура питания R 03 , м |
1442,6938 |
|
Внешнее фильтрационное сопротивление 3 », Па*с/м 3 |
254994926,55 |
|
Внутреннее фильтрационное сопротивление 3 », Па*с/м 3 |
631964706,02 |
|
Годовой дебит с ряда Q 3 », м 3 /год |
295107,91 |
|
Средний суточный дебит со скважины q 3 », м 3 /сут |
161,70 |
5 Расчет активных запасов залежи
Подсчет активных запасов залежи произведем для трех участков: между контуром питания и первым добывающим рядом, между первым и вторым добывающим рядом, вторым и третьим добывающим рядом, используя при этом данные, полученные при расчете схематизации залежи. Активные запасы между рядами считаются по следующей формуле (расчёт приведен в таблице 13):
5.1
Результаты расчёта активных запасов залежи, Таблица 13
|
Между контуром питания и 1-ым добывающим рядом V акт1 , м 3 |
15990130,53 |
|
Между 1-ым и 2-ым добывающим рядом V акт2 , м 3 |
9949175,02 |
|
Между 2-ым и 3-ым добывающим рядом V акт3 , м 3 |
6176465,10 |
6 Расчет процесса обводнения по методике БашНИПИнефть
При разработке залежи надо уметь определять, когда и сколько воды и нефти мы будем добывать. При расчетах процесса обводнения мы не ставим задачу определения количества той или иной жидкости по конкретным скважинам, а определяем среднее количество воды и нефти по рядам, а, следовательно, по залежи.
Существует несколько методов расчета процесса обводнения, каждый из них имеет различные методики расчета:
- методы, основанные на поршневой теории вытеснения,
- методы, основанные на непоршневой теории вытеснения,
- статистические методы,
- адаптационные геолого-промысловые методы.
При расчете процесса обводнения данной залежи используем теорию поршневого вытеснения нефти водой – методику Саттарова М.М.
Так как поровые каналы имеют различные проницаемости, то по наиболее проницаемым из них вода подойдет к галерее скважин раньше, а по менее проницаемым – позже. Для учета этого явления Саттаров предложил:
— он представил пласт как набор трубок тока различного диаметра, следовательно и различной проницаемости,
- стенки трубок имеют бесконечно малую толщину, но перетока между ними нет,
- вытеснение из каждой трубки носит поршневой характер.
Согласно этой методике, вводится такое понятие, как, Доля нефти в добываемой продукции:
6.1
или 6.2
где — коэффициент подвижности воды.
Если мы знаем средние проницаемости трубок тока, по которым поступает нефть, вода, то можно легко вычислить долю нефти в добываемой продукции. При вычислении k н и k в (средние проницаемости всех трубок тока, по которым поступает соответственно нефть и вода) считают, что распределение трубок тока, по которым поступает нефть, и трубок, по которым поступает вода, подчиняется тому же закону, что и распределение проницаемости всего пласта.
6.3
6.4
Где f ( k ) – функция распределения проницаемости.
6.5
где ; K m – задаемся.
Если k m = , то – средняя проницаемость по пласту.
Если k m =0, то k н =0.
Отсюда можно сделать вывод: 0 <
Для увязки процесса обводнения со временем и в целом с показателями разработки введено понятие безразмерного времени , которое представляет собой отношение накопленной добычи жидкости к активным запасам.
6.6
6.7
По выше приведенным формулам можно заключить, что доля нефти в добываемой продукции
f н = () 6.8
Расчет приведен в таблице 14 и приведена графическая зависимость на рисунке 2., Расчёт зависимостей, Таблица 14
|
N п/п |
k i =k m |
k m /k 0 |
(k m /k 0 ) 0,5 |
e -km/k0 |
erf(k m /k 0 ) 0,5 |
F(k m ) |
k н |
k в |
f н |
|
охв |
|
1 |
0,05 |
0,312 |
0,559 |
0,732 |
0,5716 |
0,110 |
0,003 |
0,237 |
0,002 |
4,808 |
0,959 |
|
2 |
0,15 |
0,936 |
0,967 |
0,392 |
0,8299 |
0,402 |
0,032 |
0,208 |
0,023 |
1,603 |
0,814 |
|
3 |
0,25 |
1,560 |
1,249 |
0,210 |
0,9229 |
0,627 |
0,077 |
0,164 |
0,066 |
0,962 |
0,680 |
|
4 |
0,35 |
2,184 |
1,478 |
0,113 |
0,9837 |
0,796 |
0,126 |
0,115 |
0,141 |
0,687 |
0,563 |
|
5 |
0,45 |
2,808 |
1,676 |
0,060 |
0,9825 |
0,868 |
0,157 |
0,083 |
0,222 |
0,534 |
0,481 |
|
6 |
0,55 |
3,431 |
1,852 |
0,032 |
0,9911 |
0,924 |
0,185 |
0,056 |
0,333 |
0,437 |
0,413 |
|
7 |
0,65 |
4,055 |
2,014 |
0,017 |
0,9923 |
0,953 |
0,204 |
0,037 |
0,453 |
0,370 |
0,360 |
|
8 |
0,75 |
4,679 |
2,163 |
0,009 |
0,9962 |
0,974 |
0,217 |
0,023 |
0,582 |
0,321 |
0,316 |
|
9 |
0,85 |
5,303 |
2,303 |
0,005 |
0,9981 |
0,985 |
0,226 |
0,015 |
0,699 |
0,283 |
0,281 |
|
10 |
0,95 |
5,927 |
2,435 |
0,003 |
1 |
0,993 |
0,232 |
0,009 |
0,799 |
0,253 |
0,251 |
Рисунок 2. Зависимость доли нефти и коэффициента охвата от безразмерного времени., Достоинства и недостатки методики расчета процесса обводнения БашНИПИнефть, Достоинства:
1 Учитывает неоднородность пластов и распределение проницаемости в объеме пласта.
2 Дает достаточно хорошую сходимость с фактическими показателями разработки., Недостатки:
1 Применяется расчетная модель пласта (в природе таких моделей не существует).
2 В расчетах мы принимаем, что граница раздела фаз нефть-вода носит вертикальный характер. Обычно же она лежит на горизонтальной плоскости.
3 Не в полной мере учитывает макро-неоднородность пласта.
4 Вытеснение принято поршневым (на самом деле это не так, нефть из поровых каналов вытесняется не сразу и полностью, а постепенно).
6.1 Расчет первого этапа разработки
Расчет разработки первого этапа продолжается до тех пор, пока доля нефти в добываемой продукции первого ряда не станет меньше 0,03; обводнённость продукции при этом достигнет 97%. После этого первый ряд отключается и переводится под нагнетательный. Процесс разработки переходит на второй этап. Расчет первого этапа по каждому ряду приведен в таблицах 15-17. Дополнительно вводится условие ввода месторождения в разработку – все скважины включаются в работу постепенно равномерно и за 4 года.
6.2 Расчет второго этапа разработки
Расчет аналогичен расчету первого этапа, только при этом нет первого ряда и разработка ведется до тех пор, пока обводнённость продукции второго ряда не достигнет 97%. После этого второй ряд тоже отключается и переводится под нагнетание, наступает третий этап разработки. Расчет по работающим второму и третьему рядам приведен в таблицах 18 и 19.
6.3 Расчет третьего этапа разработки
Этот этап самый большой по продолжительности и характеризуется тем, что работает только один третий ряд. При достижении обводненности продукции этого ряда 97%, разработка залежи заканчивается. Расчет приведен в таблице 20.
По окончанию разработки гипотетической залежи основные суммарные показатели разработки представлены в сводной таблице 21.
По результатам сводной таблицы 21 строим графики изменения основных показателей разработки во времени (рисунки 3 – 6).
7 Расчёт показателей разработки с учётом аномалии вязкости
Расчёт ведётся по той же методике, только вместо вязкости нефти с полностью разрушенной структурой используется эффективная вязкость, которая вычисляется по следующей формуле[2]:
7.1
где μ ЭФ – эффективная вязкость нефти;
μ 0 – вязкость нефти с не разрушенной структурой;
μ m — вязкость нефти при полном разрушении структуры.
Получили μ ЭФ = 41 мПа*с.
Результаты расчётов показателей разработки и изменение их во времени приведены в таблице 22 и рисунках 7 – 10.
