Файл: Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой.pdf

материально-техническим з а т р а т а м .

Д л я

уменьшения

з а т р а т

пред­

л а г а е т с я з а к а ч и в а т ь горячую воду

(100—110° С)

в

течение

неко­

торого времени, после чего з а к а ч и в а т ь

обычную

холодную

воду.

различной

проницаемости

при

/=182 сут.

Распределение

температуры:

/ — в первом

нропластке с &і=-0,2д;

2 — во втором

пропластке с

й>=0,1д;

3 — в

третьем

пропластке с

/е3 =1,0д;

Г , - 5 ° С ;

r s = 1 1 0 ° C ; Г П Л

= 8 0 Б С ;

і7=-0,4

л 3 / с у т .

стоянной температурой Т2. Требуется

найти

распределение тем­

пературы в неоднородном пласте в момент

t.

З н а я

распределение температуры

в пласте

с постоянной

темпе­

ратурой Ті на входе в пласт и используя

интеграл

Д ю а м е л я ,

можно

найти распределение температуры

в

неоднородном

пласте

д л я переменной температуры на входе в

пласт.

Д л я

определения длительности

закачки

горячей воды

следует

Н а

рис. 52 'и 53 приведены примеры

подобных

расчетов.

Н а

рис. 52

показаны профили

температуры

в трех

пропластках

раз ­

личней

проницаемости в

разное время .

Воду

при

температуре

Рис.

52. Распределение температуры по координате

соответственно в пер­

вом,

втором и третьем

пропластках.

При

/ = 730 сут: /, 2 и 3;

при / = 1825 сут:

4, 5 и 6; г

и г

— п о л о ж е н и я

Гі =

150° С

з а к а ч и в а ю т в течение

года,

после

чего

подают

холод­

ную

воду

с

72

= 95° С. К а к

следует из рис. 52,

вал

горячей

воды

исчезает

через

пять-—семь

лет

после

начала

процесса закачки .

На рис. 53 приведены профили температуры

во

втором

наи­

менее проницаемом нропластке, рассчитанные для

случая,

когда

в пласт в течение трех лет з а к а ч и в а ю т горячую

воду с темпера-

14

в. с. Орлов

209

турой 7"і =

100°С,

после чего подают

холодную воду

с

7 2

= 5 0 С С .

Вал

горячей

воды

' при этом исчезает примерно

через

б—8

лет.

Следовательно,

горячую

воду

с

температурой

150° С

доста­

точно

з а к а ч и в а т ь

год с тем, чтооы достигнуть того

ж е э ф ф е к т а ,

что и

при

закачке

горячей

воды с температурой

110" С

в

течение

трех

лет.

Из исследовании температурного режима работы многопласто­

вого

месторождения

Узень

можно

сделать

следующие

выводы.

1. Температура

воды на

входе

в

пласт

весьма

быстро

(через

5—10

сут)

устанавливается

и' принимает

значение

температуры,

близкое к температуре закачиваемой

жидкости.

2.

Во избежание снижения температуры на входе в пласт

ниже

начальной пластовой температуры и температуры начала

кристал­

лизации п а р а ф и н а

необходимо з а к а ч и в а т ь горячую воду при

внут-

рпконтурном заводнении. При этом

при

з а к а ч к е

воды

300—

700 м3 /сут ее необходимо подогревать до 70—80° С.

3.

З а к а ч к у

воды

при внутриконтурном заводнении

более

целе­

сообразно

проводить

через

63-мм

фонтанно-компрессорные

трубы,

деляется точкой пересечения графика Т—ГШІ

с осью

t (см. рис. 45)

и составляет порядка 0,2—0,5

сут

при Q = 300—700

м3 /сут.

5. При внутриконтурной закачке горячей воды с температурой

150° С

в течение одного

года

с Q = 700 м3 /сут

в

одну

скважину

и

последующей закачке холодной воды с температурой

25° С

в

ус­

ловиях

месторождения

Узень

вал

горячей

воды

с

температурой

не ниже пластовой сохраняется

в течение 9—10

лет.

6. Термогпдродинамические расчеты в условиях слонстонеод-

нородного по проницаемости пласта показывают, что при

приня­

тых условиях на расстоянии 15—75 м от нагнетательной

галереи

нефтенасыщенная часть менее проницаемых пропластков

о х л а ж ­

дается в среднем на 20—25° С ниже начальной пластовой

темпе­

ратуры

при закачке холодной

воды

с температурой

5° С.

7. При реализации внутриконтурного заводнения на

место­

рождении Узень необходимо закачивать горячую воду.

Продол ­

жительность закачки горячей воды при температуре 150°С

при­

мерно

около 1 года. В последующем можно

закачивать холодную

воду и

перейти на процесс вытеснения нефти

оторочкой

горячей

нение холодной

водой с температурой от

5 до 25° С можно

обес­

печить при з а к а ч к е

горячей

воды с 7 =

150° С

<в течение

одного

года, а с температурой 110° С — в течение трех

лет.

И з л о ж е н н ы е

результаты

являются

предварительными,

но и

они дают основание

утверждать, что внутриконтурное заводнение

дополнительных

технико-экономических обоснований

(оторочка

горячей воды или

ж е з а к а ч к а горячей воды в течение

срока выра ­

ботки основных запасов нефти) .

§ 3. ПРИБЛИЖЕННЫЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ

РАСЧЕТЫ

ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОПАРАФИНИСТОЙ

НЕФТИ ХОЛОДНОЙ

И ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ В НЕОДНОРОДНОМ ПЛАСТЕ

Нефти некоторых месторождений

имеют

специфические

осо­

бенности, состоящие в том, что они содержат много п а р а ф и н а

с вы­

сокой температурой н а ч а л а

кристаллизации

(температурой

насы­

щ е н и я ) , п р и б л и ж а ю щ е й с я

к начальной

пластовой

температуре .

К категории таких месторождений относится

в С С С Р большое

месторождение Узень. Р а з р а б о т к а

месторождений

типа

Узень

пературой

ниже пластовой)

может

существенно

осложниться,

а технико-экономические показатели

ухудшиться.

З а к а ч к а

холодной воды

приводит

к снижению

пластовой тем­

пературы

ниже температуры

насыщения

и выпадению

кристалллов

парафина

из раствора в нефти.

При

снижении

пластовой

температуры ниже

определенного

предела в условиях неоднородного пласта фильтрация

нефти мо­

жет существенно

ухудшиться

вплоть

до

загустевания

(«замерза ­

быча

нефти и нефтеотдача

и в

особенности

конечная

нефте­

отдача.

При закачке горячей воды, обеспечивающей поддержание на­

чальной

пластовой

температуры,

гидродинамические

расчеты по

оценке

технологических

показателей

разработки

не

представля ­

ют значительных трудностей. В

этом

случае

гидродинамические

расчеты

проводятся

по тем ж е

методам, что и для

нефтей с

обыч­

ными

свойствами.

При

внутриконтурной

ж е з а к а ч к е

холодной

воды

в неоднород­

ный по проницаемости и прерывистости пласт,

с о д е р ж а щ и й

высо -

копарафинистую « з а м е р з а ю щ у ю »

нефть, возникает

р я д трудно ­

стей при термогидродинамических

расчетах.

холодной

водой чіз неоднородного

пласта .

В

результате

исследований,

проведенных во В Н И И

и Л а т в и й ­

ским

госуниверситетом,

установлено,

что тепловой

фронт

(тем­

пературный

фронт)

отстает

от фронта

вытеснения

(от скачка на ­

сыщенности)

в 4—5 раз, а

иногда

и в 8—10 раз в

зависимости

от

характера

теплообмена

пласта

с о к р у ж а ю щ и м и

породами, т. е.

объем порового пространства, ограниченный температурным

фрон­

том

с

заданным

скачком

температуры

( Ѵ Т . Ф ) ,

В (4—5)-г-(8—10)

раз

меньше объема

пор, ограниченного

линией

нагнетания

(в част­

ности, окружностью, радиус которой равен радиусу

нагнетатель ­

ной

скважины)

и

фронтом

вытеснения

(Ѵф.п)

— Ѵт.ф =

(-

Тогда

при плоскопараллельном

термогидродинамическом

по­

токе

соотношение

между

расстоянием от источника

изменения

д а в л е н и я

и температуры

(линейной

нагнетательной

галереи) /т .ф

и

расстоянием до

фронта

вытеснения

/ф.„ будет /т .ф =

— -f- у

/ф.в ,

а

при

плоскорадиальном

потоке • — г т . ф =

— +

^ - ^

Г ф . в .

Следовательно, в слоистонеоднородном по проницаемости

пла ­

сте при плоскопараллельном потоке в пропластках,

проницаемость

которых

в ( 4 — 5 ) ч - ( 8 — 1 0 )

раз ниже,

а при плоскорадиальном —

в 2—3 раза ниже проницаемости контактируемых

с

ними

про-

пластков, подвижность нефти ухудшится, а в

некоторых — наиме­

нее

проницаемых

снизится

до

нуля

(нефть

«замерзнет») .

При

схеме

вероятностного

распределения

прослоев

различной

прони­

цаемости

можно

считать,

что фильтрация

прекратится

во

всех

прослоях, проницаемость

которых

в п или ] / я

раз ниже

средней

^ ß ; <

— Ç k i <

^ = j '

г Д е

11 — условный

(расчетный)

показатель

отставания теплового фронта от фронта

вытеснения] .

Если

принять,

что

«замерзают»

прослои

с k<kR,b

или

тем

более

с k<kcv,

то

получим

своеобразный

з а п а с

прочности,

т. е.

ухудшим

характеристику

процесса

вытеснения

нефти

холодной

водой из слоистонеоднородного по проницаемости

непрерывного

пласта.

Итак, принимаем, что нефть не

фильтруется

(«замерзает»)

лишь

в прослоях,

проницаемость

которых р а в н а и

меньше

kcp/n

при

плоскопараллельном

потоке и kcp/V

п при плоскорадиальном .

Д а л е е , расчетная

схема

предполагает,

что все прослои

равнове­

и кривая распределения проницаемости д о л ж н ы

быть преобразо ­

ваны, а именно в исходной кривой распределения

проницаемости