Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 321

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

коллектора в анализируемой скважине (/ — имеется, 0 — не имеется);

Иц< —

 

1-}-tii

сумма толщин t-ro прослоя (интервал-коллектора) по анализируемой и окружаю­ щим скважинам; п — число пластов, вскрытых скважиной.

В табл. Х.4 приведен пример определения коэффициента связанности по скважине Л, которая рассматривается в качестве предполагаемой нагнетательной.

Коэффициент связанности Св =

14,4

0,29.

 

 

49,6

 

Для удобства коэффициент связанности записывается у каждой скважины на

карте общей толщины коллекторов продуктивного горизонта. Там же приводится

значение

коэффициента продуктивности.

 

3.

Под нагнетание выбирают скважины с лучшими коэффициентами продук­

тивности. При существенной зональной неоднородности пласта, когда на одну нагнетательную приходится несколько добывающих скважин, реализация этого

условия способствует значительной интенсификации процесса разработки за­ лежи.

ГЛАВА XI.

УЧЕТ НЕОДНОРОДНОСТИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТАХ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

§ 1. ОБЩИЙ ПОДХОД к РЕШЕНИЮ ПРОБЛЕМЫ

Указывалось, что для проведения гидродинамических расчетов реальные продуктивные пласты идеализируются: форма их принимается геометрически правильной, а сами пласты условно считают однородными по основным геолого­ физическим характеристикам. Указанное упрощение не мешает достаточно пра­ вильно определять такие основные показатели разработки, как срок отбора основ­ ных запасов нефти, дебит нефти по залежи на различных этапах разработки, сред­ ние дебиты скважин (особенно в начальный период), изменение пластового давле­ ния и средних забойных давлений. Однако для качественного определения других весьма важных показателей (полнота извлечения нефти — нефтеотдача, добыча попутной воды, диапазон изменения дебптов отдельных скважин) необходим опре­ деленный минимум сведений о степени неоднородности коллекторов, слагающих продуктивный пласт. С помощью специальных электроинтеграторов, а также аналитических методов с применением современных вычислительных машин можно предсказывать ход процесса разработки в неоднородных пластах, основные свойства которых изменяются от точки к точке. Однако эти методы могут дать ка­ чественные результаты лишь при наличии достоверных исходных данных, доста­ точно полно характеризующих детали геологического строения в виде подробных карт изменения основных геолого-физических параметров. Когда такие карты мо­ гут быть построены, то указанные методы успешно применяются. К .сожалению, это возможно, как правило, лишь для решения задач анализа процесса разра­ ботки и его регулирования, когда основной фонд скважин уже пробурен и нахо­ дится в эксплуатации. На стадии же проектирования разработки детали строения пласта и изменения основных параметров, особенно проницаемости пласта, по площади и по вертикальному разрезу обычно выявлены быть не могут. На этой стадии невозможно указать конкретные значения мощности, проницаемости, по­ ристости для любой точки пласта, так как на протяжении прямой, соединяющей две соседние скважины, указанные параметры пласта могут неоднократно изме­ няться. В результате интерполяция значений параметров между соседними сква­ жинами не отражает фактической картины их изменения на этом участке. Поэтому» за редким исключением, на стадии проектирования невозможно сказать, по каким еще непробуренным скважинам дебит будет больше, а по каким меньше; против каких скважин водонефтяной контакт (ВНК) будет двигаться быстрее и против каких медленнее и Тт Пт

№

Единственную возможность в выявлении параметров пласта между скважи­ нами дают гидродинамические методы исследования нефтяных пластов — гидроРазведка пластов. При полном использовании всех средств гидроразведки в про­ цессе подготовки геологических данных для проектирования качество их, несом­ ненно, может быть значительно повышено. В свою очередь, это повышает качество проектов разработки. Однако и при полном использовании возможностей гидро­ разведки не удастся получить достоверных карт изменения параметров пласта между скважинами, так как гидроразведка позволяет в большинстве случаев по­ лучать средние значения определенных комплексов параметров на определенной площади, примыкающей к исследуемым скважинам.

Тем не менее нефтеотдача, добыча попутной воды и некоторые другие пара­ метры зависят в значительной мере от указанных деталей геологического строения пластов, т. е. от изменчивости основных параметров или степени неоднородности эксплуатационного нефтяного пласта.

Не зная деталей геологического строения, при проектировании систем разра­ ботки нефтяных месторождений нефтеотдачу пласта можно наметить лишь по Данным о режиме пласта на основании лабораторных экспериментов с небольшими образцами керна, а также на основании опыта разработки сходных месторожде­ ний.

Добыча попутной воды определяется при этом грубо ориентировочно, исходя из предполагаемого процента обводнения эксплуатационных скважин в различ­ ных рядах к моменту их выключения, или на основании эмпирических кривых обводнения сходных и уже значительно обводнившихся залежей. Понятно, что таким путем нельзя учесть нефтеотдачу и добычу попутной воды при разных схе­ мах размещения нефтяных скважин, различных расстояниях между ними и в за­ висимости от других особенностей возможных систем разработки, рассматривае­ мых при проектировании. Между тем различие в этих показателях может быть су­ щественным, а порой и решающим в вопросе выбора схемы и варианта разработки, расстояний между эксплуатационными скважинами, порядка и режимов их ра­ боты.

Итак, с одной стороны,, при проектировании разработки необходимо опреде­ лить различие в нефтеотдаче и добыче попутной воды при неодинаковых системах и вариантах разработки. Причем различие в этих показателях зависит от неодно­ родности продуктивных пластов. С другой стороны, детали геологического строе­ ния пластов — полную картину неоднородности пласта в виде подробных досто­ верных карт основных геолого-физических параметров — нельзя получить на стадии проектирования.

Выход из этого положения, очевидно, заключается в том, чтобы:

1) получить при проектировании данные о неоднородности коллектора самого общего порядка, т. е. в целом по зележи, опуская конкретные подробности о строении пласта на отдельных участках;

2) выразить эти данные в форме каких-то количественных показателейкритериев, объективно характеризующих коллекторы рассматриваемой ■за­ лежи;

3) рассчитать на основании этих показателей процесс разработки при исполь­ зовании различных технологических схем и разных сеток скважин.

Для решения этой проблемы предложена расчетная схема-модель неоднород­ ного пласта [6 и др. ], по которой продуктивный пласт любой залежи представ­ ляется набором параллельно работающих призматических или конических тру­ бок тока, ориентированных вдоль основного направления фильтрации и пересе­ кающихся рядами добывающих и (если они есть) нагнетательных скважин. Раз­ меры трубок данной системы (их длина и поперечные сечения) и их основные пара­ метры, в первую очередь проницаемость, берутся на основании конкретного гео­ логического изучения рассматриваемой залежи или сходных с ней более освещен­ ных залежей с использованием методов математической статистики. При этом трубки, простирающиеся от начала до конца залежи, моделируют непрерывную часть пласта, а более короткие трубки — линзы и полулинзы соответствующего размера. Трубки имеют разную проницаемость, причем полный их набор по воз­ можности соответствует по проницаемости набору действительных трубок тока Пластовых жидкостей в процессе разработки,

т

Безусловно, такая модель-схема еще не соответствует полностью действи­ тельной картине работы залежи, но в отличие от расчетной схемы, в которой пласт считается монолитным и однородным, она позволяет учесть характер и степень неоднородности продуктивного пласта и их влияние на нефтеотдачу, добычу попутной воды и некоторые другие важные параметры разработки для слу­ чаев применения различных технологических систем.

§ 2. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАСЧЕТОВ И ПОСТРОЕНИЕ ОСНОВНЫХ РАСЧЕТНЫХ ЗАВИСИМОСТЕЙ

ДЛЯ НЕОДНОРОДНОГО, НО НЕПРЕРЫВНОГО ПЛАСТА

Как показано рядом работ, спектр распределения проницаемости по труб­ кам тока значительно уже спектра распределения проницаемости по объему пласта. Поэтому, имея на основании обработки кернового и (или) геофизического материала спектр (гистограмму) проницаемости по объему пласта, необходимо каким-то образом построить спектр распределения проницаемости по трубкам тока. Поскольку вероятностно-статистического решения в общем виде еще не получено, а найти наиболее вероятное распределение проницаемости по труб­ кам тока на основании данных о распределении по объему пласта для каждого конкретного случая (например методом Монте-Карло) весьма трудоемко, то обычно пользуются следующим приближенным приемом.

Берется квадрат ABCD и принимается, что две его стороны АВ и CD — линии равного давления (галереи), а две другие стороны — АС и BD — линии тока (непроницаемые границы). Квадрат разбивается на ряд более мелких (обычно 100) квадратов. Ячейки (малые квадраты) нумеруются в направлении диагонали большого квадрата, например, от Л к D. И в порядке их нумерации в ячейки записываются значения фильтрационных сопротивлений, вычисленные на основании предварительно ранжированного ряда распределения проницае­ мости по объему. Сумма фильтрационных сопротивлений всех участков той или иной трубки тока даст полное фильтрационное сопротивление данной трубки тока. Средняя эффективная проницаемость этой трубки будет обратно пропор­ циональна этому сопротивлению. Совокупность средних эффективных проницае­ мостей этих трубок тока даст нам спектр трубок тока, который и рекомендуется использовать в расчетах неоднородного пласта. Более подробно последователь­ ность всех операций и пример расчета приведены в [6, с. 70—79, гл. VI].

Выполнив схематизацию формы рассматриваемой залежи и имея спектр распределения проницаемости по трубкам тока, можно в принципе рассчитать перемещение водонефтяного контакта (ВНК) по каждой трубке тока и тем са­ мым определить на любой момент времени количество воды, добываемой вместе с нефтью, и среднюю текущую нефтеотдачу по залежи в целом или по крупным ее участкам.

Для существенного упрощения расчетов целесообразно принять, что расход жидкости через каждую трубку тока всегда пропорционален средней эффективной проницаемости этой трубки (при условии равенства размеров и перепада давле­ ния на концах трубки).

Строго говоря, это верно лишь в начале процесса, когда все трубки целиком заняты нефтью; в дальнейшем ввиду разности скорости перемещения ВНК по разным трубкам эта пропорциональность нарушается. Как показали специальные исследования, погрешность при этом невелика, упрощение же расчетов весьма большое. Благодаря такому предположению, зная суммарное количество жидко­ сти, прошедшей через то или иное сечение пласта с начала разработки и до дан­ ного момента времени, легко найти количество жидкости, прошедшей через любую трубку тока, а следовательно, определить местоположение ВНК по этой трубке тока. Это в свою очередь позволяет определить содержание нефти и воды в по­ токе, проходящем через данное сечение, нефтеотдачу в среднем на участке между какими-либо двумя сечениями.

Учитывая, что в действительности мы имеем дело не с поршневым вытесне­ нием нефти водой, а с постепенным ее отмывом после быстрого (скачкообразного) изменения насыщенности при прохождении ВНК через данное сечение, с цедпю

198

Упрощения дальнейших расчетов целесообразно перестроить полученный спектр проницаемости по трубкам тока. Для этого вытеснение нефти из заданного неодно­ родного пласта с последующей промывкой его водой заменяют поршневым вы­ теснением из преобразованного пласта. В итоге получают те же результаты, но расчеты значительно упрощаются.

Расчеты проводят по формуле

/ , ( * ) - / < » ) [ '- I -

Р1в-Рон ] +

Т(1 -р*в-Рон> Х

* 7 l Jk W

d t-

 

( х м >

где hk — преобразованный

спектр, учитывающий способ промывки пласта;

/ (k) — исходный

спектр

проницаемости;

k = k!kBB — нормативное значение

проницаемости, взятое как отношение истинной проницаемости к ее наиболее вероятному значению. В формуле (XI. 1) первый член отражает процесс фрон­ тального вытеснения нефти водой, а второй — ее отмывку.

Далее определяют число трубок тока,

имеющих проницаемость от 0 до k,

в долях от общего числа трубок Ф (6):

 

к

 

j / i (b)dk

 

Ф (* )= ± ------------

(XI-2)

О

Физический смысл зависимости Ф (k) можно интерпретировать таким образом: 1) отложим по оси абсцисс объем трубок тока в направлении фильтрации от начального положения ВНК; 2) сложим мысленно эти трубки («штабелем» снизу вверх друг на друга), начиная с трубок с минимальной проницаемостью и далее продолжая складывание по мере увеличения проницаемости. Так как в процессе разработки ВНК по каждой трубке тока продвинется на величину, пропорциональ­ ную ее проницаемости, то, соединив ВНК по разным трубкам тока, получим

кривую Ф (£).

Таким образом, эта кривая отображает перемещение ВНК по трубкам тока, преобразованного для расчетов неоднородного пласта, уложенным снизу вверх в порядке нарастания их проницаемости.

Для определения нефтеотдачи строится функция

к

 

F i(* )= .j[l - Ф (*)]<«.

(XI.3)

О

 

Для определения содержания нефти и воды в потоке, проходящем через

заданное сечение, строится

функция

к

 

j /1 (*> k iik

 

F, (*)=-£;--------------

(XL4>

J h (*) td k

 

0

 

Кривая F2 (k) характеризует текущий расход жидкости через совокупность тру­ бок тока с проницаемостью от 0 до £, в долях от общего текущего расхода жидкости (через все трубки тока).

199

Если в данный момент к рассматриваемому сечению вода подошла по трубке тока с проницаемостью k, то во всех трубках с более высокой проницаемостью в этом сечении будет фильтроваться вода, а во всех трубках с меньшей проницае­ мостью — нефть. Таким образом, зависимость F2 (£) характеризует содержание нефти в потоке, проходящем через данное сечение.

§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОБЫЧИ ПОПУТНОЙ ВОДЫ

Добыча попутной воды рассчитывается на основании аналитической или графической зависимости (XI.4). Добыча нефти по каждому ряду (из числа работающих в данный момент времени t)

<7н/ (0 = ^ 1*1 (01 ч\ (0.

(XI.5)

где qj (t) — дебит жидкости этого ряда в момент времени t. При этом аргумент функции Fn (kj) находится по формуле

1~!

Vi

 

(XI.6)

k; (0 = bFX(ОО). 2

 

Qi (t)

’

i=1

 

где б — средний коэффициент

использования пор

в водонефтяной зоне (6 —

2

\

— объем порового

пространства, заключенный

= 1— Sen — Son----з"гФ)’

между сечениями i-го и i—1-го рядов; Qi (t) — полное количество жидкости, прошедшей с начала разработки к моменту t через сечения t-ro ряда,

Q,«> = Е J я%(t)dt.

(XI .7)

1=1Г

 

Наиболее просто добыча попутной воды определяется в случае, когда заданы во времени дебиты жидкости, добываемой из каждого ряда нефтедобывающих скважин. В этом случае сначала по (XI.7) определяют значения Qi (t) для каждого ряда и нескольких моментов времени. Затем, подсчитав предварительно значе­ ния Vi, по (XI.6) находят для каждого момента t для каждого ряда значения kj(t). После чего по (XI.4) или по заменяющей ее графической зависимости опре­ деляют содержание нефти (воды) в продукции каждого ряда в момент t. В за­ ключение строится итоговый график изменения добычи нефти и попутной воды во времени.

Если в процессе разработки меняются режимы работы отдельных рядов

(в результате выключения одних рядов и

вступления в работу других или же

в результате перераспределения отбора между отдельными рядами), то необхо­

димо учитывать, что переломы кривой

ВНК будут не только на линиях ра­

ботающих в данный момент рядов, как это следует из (XI.6). Расчет надо вести

последовательно по этапам разработки,

начиная с первого.

Несколько сложнее расчет при заданном перепаде давления, так как в этом случае по мере перемещения ВНК дебиты рядов скважин меняются. В таком случае следует рассчитать сначала для серии значений времени t всех рядов скважин значения текущего q (t) и накопленного Q (() отборов жидкости. До­ бычу нефти и попутной воды затем находят точно так же, как и при заданных дебитах (как было описано). Зависимости q (t) и Q (t) можно определить по расчетным формулам водонапорного режима для однородного пласта, изложен­ ным в гл. VII.

200

Смотрите также файлы