Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Для врахування

подальшої експлуатації свердловин

багаторядних

системах беруть, що залежність насиченості s від координати х після

проривання води в 1-й ряд свердловин має такий же параболічний

характер, як і до проривання води в перший ряд. Вершина цієї

параболи буде перемішуватися до лінії розміщення рядів свердловин

залежно від положення фронту витіснення (рис. 2.3). Тоді розрахунки

виконують аналогічно, лише внутрішні і зовнішні опори у водонаф-

товій зоні домножують на коефіцієнт

Оф,

який визначають за насиче-

ностями

2ф

на лініях

рядів.

Останні розраховують залежно від сумарної

кількості рідини, яка пройшла через

лінію

даного ряду.

Рисунок 2.3 - Криві розподілу насиченостей пласта

багаторядній системі свердло-

вин на моменти часу

t\,

tj,

ty.

I, II,

III

ряди

свердловин

Для визначення

коефіцієнта нафтовилучепня

будують функцію

(k)= \[\-<b{k)}dk, (2.117)

де

Ф(

k) - частка кількості трубок течії, які мають коефіцієнт

проникності від

до k , від загальної кількості трубок:

141

\№)dk

Ф(*) =

-9

(2.118)

сю

\Mk)dk

Для визначення вмісту нафти

води

потоці,

який проходить

через заданий переріз, будують функцію

\f\(k)kdk

(k)=® ,

(2.119)

оо

\A(k)kdk

яка характеризує поточну витрату рідини через сукупність трубок течії

з коефіцієнтом проникності від

до

у частках від загальної поточної

витрати рідини (через усі трубки течії).

Функція F2(k) безпосередньо виражає частку нафти в продукції:

(k)

Qli

=0*-,

Qn+Q*

а тоді частка води п

= 1

- F^ k

)

Видобуток нафти із кожного працюючого в момент

часу

/ряду

Q«j{t)

{l)\Q

{t), (2120)

Off) -

дебіт рідини даного ряду

момент часу

ґ,

к ,(t) =

F\(°°)

£—'—, Fj(oo)

значина допоміжної функції

,=і

F\(k),

якщо к=с°,

V,-

об'єм порового простору, який розмішується

142

між перерізами г'-го та (г-І)-го рядів,

Q,(t)

- уся кількість рідини, яка

пройшла від початку розробки до моменту

/ через

переріз

7-го

ряду,

&(0

\Qx(t)dt.

Потім визначають частку води в продукції

видобуток води в часі

Якщо задаються вибійні тиски, то необхідні для розрахунків дебіти і

відбори визначають із рівнянь інтерференції для однорідного пласта,

при цьому середній коефіцієнт ефективної проникності цього

розрахункового однорідного пласта

оо

\kf(k)dk

. (1121)

оо

\f(k)dk

За допоміжною функцією F\{k) визначають коефіцієнт

нафтовилучення

із

пласта

ч =

г ,

т 77Г^

(

2122

)

де кft) і

F\(kj),

kj.\{t) і F(kj.\) - значини аргументу і функції в

момент часу / дляу-і

о і

(/-1)-і

о перерізів ділянки, ц

(І -s

b-s

J/(l -

) - потенційно иожмівий коефіцієнт нафтовилучення із малого

взірця даного пласта, який досягається в процесі нескінченно тривалого

йоі о

промивання водою

зумовлений мікронеоднорщністю породи, він

близький до коефіцієнта витіснення, який дістаємо в лабораторних

умовах у випадку достатньо тривалої

промивання

143

Якщо порівняти формули (2.122) і (1.9), то встановимо, що другий

множник у формулі (2.122) враховує неповноту промивання водою

макронеоднорідного (за проникністю) продуктивного пласта, можливе

утворення малопромитих застійних зон у неоднорідному неперервному

пласті

дорівнює

коефіцієнту охоплення пласта заводненням

%•

Для переривчастого пласта розподіл трубок течії по покладу

визначають за картами поширення шарів, прошарків або зональних

інтервалів. "Склавши" карти за всіма шарами, будують розрахункову

модель переривчастого пласта. Для неї у врахуванням частки кожного

шару в загальному об'ємі визначають коефіцієнт

Ап

охоплення пласта

процесом витіснення, який зумовлений переривчастістю і

лінзовидністю. Тоді коефіцієнт нафтовилучення

ч=ч

чо^п- {2.\П)

Під час розрахунку нагнітання води визначають об'єм води,

приймальність нагнітальних свердловин і їх кількість. Об'єм

нагнітальної води залежить від запроектованого відбору рідини і

середнього тиску ру, на лінії нагнітання, під яким розуміють середній

інтегральний тиск вздовж цієї лінії, що забезпечує заміну фактичної

системи нагнітальних свердловин розташованою на її місці

рівнодебітною нагнітальною галереєю.

Під час законтурного або приконтурного заводнення тиск р

може бути більшим або меншим (дуже рідко зустрічається) від

початкового пластового тиску (/>"°

= р

) або дорівнювати йому

(найчастіше зустрічається на практиці). Тоді сумарну витрату

нагнітаїьної води Q

за усталеного процесу нагнітання можна

записати з балансового співвідношення відповідно для цих випадків:

144

Єзв = їй

+Є

ВТ

;

Єзв = Xfi- -Є

пр

; Єзв = Х&-.

г=1

/=1 і=1

де Q - дебіт свердловин /-го ряду, визначений із рівнянь інтерференції;

N - кількість рядів видобувних свердловин; £?m> Q

- витрата

відтікання нагнітальної води в законтурну область і витрата припливу

законтурної пластової води в поклад.

Витрата відтікання води в законтурну область залежить від

перепаду (репресії) тиску (/L -рк), колекторських і пружних

властивостей порід, будови пласта в законтурній області. Якщо за

лінією нагнітання в стороні, що протилежна покладу, є тектонічне

порушення або літологічне заміщення колектора непроникними

породами, то (2вт

0. Втрату (чи приплив) води можна оцінити за

формулами для пружноводонапірного режиму

(див.

§ 2.3).

Якщо задано графік запомповування води в часі, що може бути

зумовлено спорудженням і розширенням системи ППТ, то визначають

тиск р

(t),

замінюючи нагнітальні свердловини нагнітальною гале-

реєю і усі працюючі ряди видобувних свердловин еквівалентною

видобувною галереєю.

Середня приймальність нагнітальної свердловини

2nk'

h(p

-p^

де к^ - коефіцієнт фазової проникності для води у привибійній

зоні нагнітальної свердловини (під час внутрішньоконтурного

заводнення, звичайно, беруть

к'

=(0,5 - 0,6)

к;

- коефіцієнт, який

враховує забруднення привибійної зони нагнітальної свердловини

(визначається за данини дослідного нагнітання або за

промисловими даними, що отримані на аналогічних родовищах);

145

- радіус нагнітальної свердловини; 0

- половина відстані між

нагнітальними свердловинами; р

вн

нас

+ Hp^g - р

- тиск на вибої

нагнітальної свердловини;

вас

- тиск на викиді насосів; Н - середня

глибина

свердловин;

- втрати тиску на тертя у водоводах і в стовбурі

свердловини.

У рівнянні (2.124) невідомими є q

і а

. Оскільки ^н^^нв/яно

2о

лн

/п

но

то рівняння (2.124) набуває вигляду

QHBP-B

1п-лн_-1пл

нс

2пг

(2.125)

2пЩр

вн

-р

)

звідки фафоаналітичним методом або шляхом послідовних наближень

знаходять кіпькість

нагнітальних свердловин

ис

, де В^ - довжина

лінії нагнітання. Потім визначають q

2 О

Технологічні показники спільної роботи рядів видобувних і

нагнітальних свердловин під час законтурного і приконтурного

заводнення можна розрахувати також за рівняннями інтерференції

типу (2.45), додатково враховуючи в схемі опорів нагнітальні

свердловини і вводячи зовнішній фільтраційний опір між лінією

нагнітання

умовним контуром живлення з радіусом

(t).

Під час внутрішньоконтурного заводнення

= 0, а для визначення

технологічних показників роботи видобувних і нагнітальних радів

складають систему рівнянь інтерференції (зручніше за аналогією з

першим законом Кірхгофа).

Досвід розробки багатьох родовищ і результати теоретичних

досліджень підтвердили обгрунтованість принципу організації системи

заводнення з метою підтримування пластового тиску на рівні,

близькому до початкового пластового тиску, з самого початку введення

146

родовища в промислову розробку. Проте, якщо початковий пластовий

тиск р™

= р

і дорівнює тиску насичення р

або незначно його

перевищує, то в разі зниження вибійного тиску р

нижче тиску р

покладі неминуче розвивається режим розчиненого газу, який пізніше

переходить у мішаний режим витіснення газованої нафти водою.

Лабораторними і теоретичними дослідженнями для ідеальних умов

було встановлено, що з позицій отримання прийнятих коефіцієнтів

нафтовилучення поточний пластовий тиск допустимо знижувати до

(0,8 - 0,9)

рн,

а вибійний тиск/?

- до 0,75

Ці особливості належить

враховувати під час розрахунку показників розробки родовищ.

Із підземної гідрогазомеханіки відомо, що розрахунок усталеної

фільтрації газованої нафти можна звести до розрахунку усталеної

фільтрації нестисливої рідини введенням функції Христиановича або

динамічного коефіцієнта фіктивної в'язкості нафти. Тоді розрахунки

виконують аналогічно з використанням методу еквівалентних опорів,

лише до них замість динамічного коефіцієнта істинної в'язкості нафти

|і

вводять динамічний коефіцієнт фіктивної в'язкості

Цф =

[і

(р

)в

(р

)

/А

НГ

, коефіцієнт збільшення фільтраційного опору в

зоні витіснення f(\i'o,s

), а також під час розрахунку тривалості

розробки замість коефіцієнта використання об'єму nop

записують

коефіцієнт середньої водонасиченості в зоні витіснення

(

ц о, s

). Тут

Цн(Рн),

(р

)

позначають динамічний коефіцієнт в'язкості та об'ємний

коефіцієнт нафти як функції тиску насичення р

;

М-о

М-в/Цн ~ відношення динамічних коефіцієнтів в'язкостей води і

нафти; А

- коефіцієнт, який залежить від властивостей нафти і газу

(розглядається у підземній гідрогазомеханіці).

147

Розрахунки паралельно виконують стосовно до режиму розчине-

ного газу і режиму витіснення газованої нафти водою. За критерій

переходу з режиму розчиненого газу на режим витіснення газованої

нафти водою беруть рівність дебітів за заданих вибійних тисків або

рівність вибійних тисків за заданих дебітів. Спочатку припускають,

що усі ряди, окрім першого, працюють в умовах режиму

розчиненого газу. Для свердловин цих рядів розрахунки ведуть

стосовно до режиму розчиненого газу, а для першого ряду

свердловин із рівнянь інтерференції (з урахуванням особливостей

розрахунку витіснення газованої нафти водою) визначають його

дебіт під час переміщення ВНК від початкового положення до лінії

першого ряду.

Потім припускають, що в умовах напірного режиму витіснення

працює вже два ряди і для них аналогічно ведуть розрахунки. Дебіти

свердловин в умовах обох режимів роботи змінюються в часі. Після

того,

як дебіт свердловин другого ряду в умовах режиму

розчиненого газу стане меншим за дебіт в умовах напірного режиму,

вважають, що другий ряд перейшов на роботу в умовах напірного

режиму. Проектну тривалість розробки до переходу другого ряду на

роботу в умовах напірного режиму розраховують за дебітом одного

першого ряду.

Далі припускають, що в умовах напірного режиму працює три

ряди свердловин, визначають момент переходу третього ряду на ро-

боту в умовах напірного режиму, проектну тривалість розробки до

переходу третього ряду на роботу в умовах напірного режиму розра-

ховують за дебітом перших двох рядів і т.д. Аналогічно виконують

розрахунки вибійних тисків за заданих дебітів, порівнюючи вже

вибійні тиски.

148

§ 2.6 Принципи розробки нафтових родовищ з газовою шапкою,

підошовною і крайовою водою

Нафтові поклади з газовою шапкою називають газонафтовими

(рис.2.4). На вибір системи і технології розробки газонафтового

покладу впливають умови залягання нафти і газу, відношення об'ємів

нафтогазової облямівки і газової шапки, товщина нафтової облямівки,

ширина (на площі) нафтової облямівки, чисто нафтової, газо- і водо-

нафтової

зон,

структурна форма пастки, активність пластової води.

а б в

Рисунок 2 4— Нафтогазові поклади з крайовою (а), підошовною (в) водою і

проміжного типу (б) Контури 1 - зовнішній водонафтовий,

2 - внутрішній водонафтовий, 3 - зовнішній газонафтовий,

4 - внутрішній газонафтовий, зони І - водонафтова, II - нафтова,

III - газонафтова,

газова,

V - газоводонафтова

За активністю пластової води можна виділити поклади, які мають

достатньо активний напір пластових вод (з урахуванням темпів від-

бирання вуглеводнів), і замкнені поклади. У замкнених покладах,

в яких пластові води малоактивні або зв'язок із законтурною областю

утруднений чи взагалі відсутній, головне джерело енергії - це енергія

розчиненого газу і газу газової шапки. У покладах з активною пласто-

вою водою нафту можна видобувати за рахунок використання енергії

напору води при підпорядкованій ролі енергій розчиненого газу і

газової шапки.

149

За умовами залягання нафти, газу і води можна виділити два

основних

типи газонафтових

покладів:

1) поклади першого типу - поклади з крайовою водою або з

криловою нафтовою облямівкою

(рис.

2.4,

а);

2) поклади другого типу - поклади з підошовною водою або із

склепінною нафтовою облямівкою

(рис.

2.4, в).

покладах першого типу

поверх газоносності більший

від

товщини

продуктивного пласта; виділяються два контури нафтоносності і два

контури газоносності (зовнішній і внутрішній), між якими роз-

міщуються водонафтова, нафтова, газонафтова і газова зони. Замість

нафтової зони може бути двоконтактна зона - газонафтова, яка

розміщена між поверхнями газонафтового і водонафтового контактів

(ГНК

ВНК). Для цих покладів відношення сумарної площі ГНК

ВНК

(поверхонь) до загальної площі покладу, обмеженої зовнішнім

контуром нафтоносності, становить

менше кількох

десятих (близько 0,1).

У покіадах другого типу по усій площі покладу вода підстиляє

нафту, яка, у свою чергу, підстиляє газову шапку. Для них характерні

всього два зовнішні контури: газо- і нафтоносності, що оконтурюють

водонафтову і газонафтову зони. Площа ГНК приблизно дорівнює

загальній площі нафтоносності (площі ВНК).

Між цими двома крайніми типами можна виділити проміжний

(третій) тип покладів (рис. 2.4, б) з трьома контурами (один

газоносності, два нафтоносності), що в разі наближення ВНК і ГНК під

час розробки покладу може перейти в перший або другий типи.

Іноді, стосовно до кожного типу газонафтових покладів за

відношенням газо- і нафтонасиченого об'ємів (%) виділяють нафтові

поклади з газовою шапкою (25), нафтогазові (25 - 50), газонафтові

(50

75)

і газові з нафтовою облямівкою (75).

150