Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Нафтогазові поклади є практично в усіх нафтовидобувних

районах, вони містять великі запаси нафти. Більшість нафтогазових

покладів відноситься до багатопластових родовищ, які мають як

нафтогазові, так

чисто нафтові і чисто газові поклади.

Наявність газових шапок, а також підошовної води істотно

ускладнює розробку нафтогазових покладів. Труднощі розробки

нафтогазових покладів головним чином пов'язані із взаємним

впливом газової шапки і нафтової частини покладу. Розробка таких

покладів з витісненням нафти газом газової шапки внаслідок поганої

витіснювальної здатності і низького охоплення витісненням

малов'язким агентом характеризується вкрай низьким нафтовилу-

ченням. Розробка ж на водонапірному режимі (точніше мішаному

режимі витіснення водою) характеризується втратами нафти, що

зумовлено її вторгненням у газову шапку. Тому основний принцип

розробки нафтогазових покладів — це обмеження взаємовпливу

газової шапки і нафтової частини з одночасним створенням умов для

витіснення нафти водою. Залежно від геологічних умов цей принцип

реалізується різними шляхами.

Для невеликих покладів у високопроникних колекторах, які

містять малов'язку нафту і мають активні пластові води, з успіхом

застосовується

система розробки

нерухомим

ГНК. У ході розробки

таких покладів тиск у зоні відбирання і в законтурній зоні змінюється

практично так, як і на пружноводонапірному режимі, з дещо меншим

темпом зміни за рахунок додаткового витіснення нафти розчиненим

газом, що виділяється із нафти. Пропорційно темпу падіння тиску і

початковому об'єму газової шапки з неї здійснюється потрібне

(контрольоване) відбирання газу.

151

У практиці розробки нафтогазових покладів допускались випадки

необмеженого відбирання газу внаслідок недостатньої розвіданості

покладів, одночасного відбирання нафти і газу з переміщенням ГНК у

сторону їздової шапки або нафтової зони у зв'язку з потребою в газі

або в разі аварійного фонтанування свердловин, а також відбирання

нафти з розширенням газової шапки в початковий період розробки з

метою оцінки активності вод і пружного запасу газу. Відомо також

застосування законтурного і приконтурного заводнення для підтри-

ування пластового тиску на рівні початкового пластового тиску в зоні

відбирання або з його зниженням чи з метою перетворення

нафтогазового покладу в нафтовий за великої значини співвідношень

порових об'ємів нафтової

газової частин.

Основний недолік систем розробки з нерухомим ГНК - тривала

консервація вільного газу газової

шапки.

Найефективнішим способом розробки є діяння на нафтогазовий

поклад водою, що подається в нагнітальні свердловини на лінії

внутрішнього контура газоносності

{бар'єрнезаводнення).

Водяний бар'єр

" розділяє основні запаси нафти і вільного газу і дає змогу одночасно

відбирати нафту із нафтової облямівки і газ із газової шапки.

Ьар єрне заводнення можна успішно застосовувати на покладах

і першого типу з великими газовими шапками і з порівняно вузькою

газонафтовою зоною. Бар'єрне заводнення можна доповнювати

законтурним заводненням, при цьому запобігається можливий відплив

нафти в законтурну зону. Можливі також інші варіанти розробки

конкретних нафтогазових покладів. Для підтримування тиску в

покладах з підошовною водою може застосовуватися або законтурне

заводнення, або нагнітання води під водонафтовий контакт.

152

У ході розробки нафтових покладів з газоконденсатною

шапкою (нафтогазоконденсатні поклади), до яких відносять

поклади з вмістом конденсату в газі понад 200 см /см

, ставиться

задача повного вилучення конденсату з покладу; тому із

системами розробки нафтогазових покладів мають раціонально

поєднуватися методи розробки газоконденсатних покладів.

Багато нафтогазових і нафтогазоконденсатних покладів

мають великі підгазові зони та малу нафтонасичену товщину за

поганих колекторських властивостей, а в підгазових зонах таких

покладів можуть міститися значні запаси нафти. Вилучення

нафти з таких зон значно ускладнюється проривами газу з

газової шапки і проривами підошовної води. Ці зони внаслідок

порівняно поганих колекторських властивостей не можуть

розроблятися з застосуванням розглянутих систем. Способи

розробки гаких покладів ще досліджуються; обмірковується

питання про наявність і рухомість залишкової нафти в газових

шапках. Від відповіді на нього істотно залежить напрямок

вирішення проблеми розробки великих, малої товщини

підгазових зон. Вивчається доцільність зміщення нафтових

облямівок у газову частину покладу.

Істотна різниця є в розміщенні нафтових свердловин на

покладі і встановленні технологічних режимів їх роботи. На

нафтогазових покладах з крайовою водою розміщення

свердловин аналогічне розміщенню на нафтових покладах. Для

нафтогазових покладів з підошовною водою характерно

розміщення свердловин по порівняно густій рівномірній сітці

(не більше 300-400 м).

153

Технологічний режим

роботи

свердловин призначається залежно

від

'їх

місцезнаходження на покладі. Для свердловин у нафтових зонах можна

задати режим роботи, характерний для звичайних нафтових покладів.

У решті випадків свердловини мають працювати за умови запобігання

передчасних проривів води (водонафтові зони), газу (газонафтові зони),

або води

і^азу

(двоконтактні і^азоводонафтові зони).

Шфіа

Газ

—~^5

/ .»,

Вода

-«^

- '

гнк

•*

внк

Рисунок 2.5

—

Схема конусоутворення під час відбирання нафти із газонафтового

пласта з підошовною водою

Принципи розрахунку

безводних

безгазових

дебітів свердловин у

газонафтових зонах однорідного пласта зводяться до наступного.

Конуси води і газу, як результат деформування ВНК і ГНК,

утворюються під час відбирання нафти із нафтогазового покладу

свердловиною з інтервалом перфорації в (рис. 2.5) за рахунок

створення градієнта тиску dpldz вздовж вертикальної осі z. Якщо

водяний і газовий конуси досягли інтервалів перфорації, але ні газ, ні

вода не надходять у свердловину, співвідношення між висотами

газового у

і водяного у

конусів у першому наближенні

/у

= 0,2,

тобто висота газового конуса завжди менша висота водяного конуса.

154

Дебіт свердловини, в такому разі, називають оптимальніш

(граничним

безводним і безгазовим) дебітом. Оскільки зміна відношення e/h

від 0 до 0,2 мало впливає на граничний дебіт, то беруть e<0,2h,

де

- нафтонасичена товщина пласта.

Аналіз траєкторії руху частинок рідини у вертикальній площині

показує, що у верхній частині вони мають нахил униз, а у нижній,

навпаки, викривлені вверх. У деякому проміжному положенні вони

є горизонтальною лінією. Ця лінія збігається з серединою інтервалу

перфорації. Положення інтервалу перфорації задають відстанню /г

від горизонтальної площини ГНК до його середини.

Аналіз показує, що А

= (0,2-0,4) h (якщо

0,2/?,

~0,35h), тобто

інтервал перфорації має розміщуватися ближче до ГНК.

Зі зменшенням коефіцієнта проникності k

у вертикальному напрямку

збільшується коефіцієнт анізотропії проникності пласта к =

^Jk/k

внаслідок чого збільшується граничний дебіт свердловини,

де

А:-

коефіцієнт проникності в горизонтальному напрямку.

Наведений аналіз справедливий для однорідного анізотропного

пласта. Він допомагає зрозуміти лише процеси конусоутворення газу і

води. Фактичні граничні дебіти значно відрізняються від розрахун-

кових внаслідок шарової будови пласта і наявності в колекторі

лінзоподібних непроникних прошарків, що перешкоджають потоку

води (газу) до вибою свердловини. Така неоднорідність враховується

коефіцієнтом анізотропії проникності к. Оцінити його можна за даними

фактичної експлуатації свердловин.

За наявності в нафтонасиченому розрізі непроникних прошарків

інтервал перфорації доцільно періодично переносити відносно контак-

тів:

спочатку розташовувати ближче до ВНК під першим непроникним

прошарком, а потім послідовно здійснювати перфорацію під

155

черговими вищезалеглими непроникними прошарками після повного

обводнення діючих інтервалів, ізолюючи останні (наприклад,

цементними пробками у стовбурі свердловини). Це забезпечує

пошарове витіснення нафти водою і досягнення більшого

коефіцієнта нафтовилучення. Штучно збільшити коефіцієнт нафто-

вилучення можна створенням непроникних екранів на межі

контактів. Збільшити дебіт нафти можна ще зміщенням інтервалу

перфорації до ВНК і форсуванням відбирання рідини без прориву

газу, що, однак, призводить до необхідності видобування великої

кількості води. Доцільність такої експлуатації повинна бути

доведена техніко-економічним аналізом.

У процесі розробки покладу контакти переміщуються, товщина

нафтового шару зменшується, тому положення інтервалу

перфорації, яке встановлено на початковій стадії експлуатації, вже

не буде оптимальним. Зміщення інтервалу перфорації в бік будь-

якого контакту призводить до зменшення граничного дебіту,

причому в разі зміщення його до ГНК зниження дебіту більше, ніж

у разі зміщення до ВНК. Якщо інтервал розкриття змістився в

сторону одного контакту, то граничний дебіт буде визначатися

граничним стійким станом конуса цього контакту в той час, коли

протилежний конус ще не доходить до граничного стійкого стану.

Для розв'язування задачі визначення технологічних показників

розробки нафтогазових покладів було запропоновано кілька набли-

жених аналітичних методик, які, в основному, базуються на вико-

ристанні рівнянь матеріального балансу для нафти, газу, води або

рівнянь матеріального балансу і рівнянь одновимірного руху в

системі галерей. У наш час для цієї мети застосовують чисельні

методи моделювання, зокрема методику ВНДІ-2.

156

Значна частина запасів нафти (від 20 до 50%) нафтових родовищ

зосереджена у

водонафтових

зонах.

Як і в разі нафтогазових покладів,

відмінна особливість розробки водонафтових зон полягає в тому, що

течія нафти і води носить складний просторовий характер, практично з

початку експлуатації видобувається обводнена нафта. Ефективність

розробки водонафтових зон менша, ніж нафтових - об'єм видобутої

води набагато більший, а кінцеве нафтовилучення значно нижче.

У практиці розробки покладів з водонафтовими зонами взято напрям

на системи з активним діянням, який забезпечує розвиток пошарової

течії, особливо за умов неоднорідних колекторів. Промисловим

досвідом було доведено, що найефективнішою є система розробки

великих водонафтових зон самостійною сіткою свердловин з

автономним внутрішньоконтурним заводненням, ніж система із

законтурним заводненням.

§ 2.7 Особливості розробки покладів неньютонівських нафт

Неньютонівськими

або аномальними рідинами називаються рідини,

що не підлягають закону в'язкого тертя Ньютона:

т = Ц^, (2.126)

де х - дотичне напруження зсуву;

п.

- динамічний коефіцієнт в'язкості

рідини; duldy - градієнт швидкості зсуву - зміна швидкості в

напрямку, перпендикулярному

до

потоку.

Для них залежність

х від du

/dy (реологічна крива) може мати різний

вигляд (рис. 2.6). Усі аномальні рідини поділяються на три групи:

а) стаціонарно реологічні (які не змінюються в часі) - в'язко-пластичні,

псевдопластичні, дилатантні; б) нестаціонарно реологічні;

в) в'язкопружні рідини. Властивості та фільтрацію деяких аномальних

рідин вивчають у фізиці пласта

підземній гідрогазомеханіці.

157

Коефіцієнт ефективної (уявної) в'язкості аномальних рідин, що

визначається на реограмі котангенсами куга нахилу до осі х прямих, які

з'єднують початок координат з точками кривої потоку (точки А

А%,

Аз,

на рис. 2.6), є змінною величиною.

Аномалія в'язкості здебільшого зумовлена утворенням у рідині

більш або менш стійкої просторової структури. У нафтах просторову

структуру утворюють асфальтени, смоли та парафіни. Під час

зниження температури нижче температури насичення нафти

парафіном розчинені парафіни кристалізуються і їх кристали надають

нафті аномальних (структурно-механічних) властивостей.

Рисунок

2.6

—

Залежність дотичних напружень зсуву т від градієнта швидкості зсуву

duldy (реологічна крива) для різних рідин: 1 - дилатантна;

2 -

ньютонівська; 3 - ньютонівська тиксотропна (тіло Освальда);

псевдопластична (тіло Шведова); 5 - в'язкопластична (загальний

випадок); 6 - в'язкопластична (тіло Бінгама); 7 - тиксотрогшо-

пластична

рідина

158

Нафти володіють в'язкопластичними, в'язкопружними і тискотроп-

ними властивостями. Найбільш вивченими є нафти з в'язкопластичними

властивостями. Реологічні залежності для в'язкопластичних нафт у

загальному випадку можуть бути подані кривою 5 (див. рис. 2.6),

а криві 4

6 можна розглядати як граничні частинні випадки, де 9] і

статичні напруження зсуву, в разі перевищення яких припиняється

пластична деформація і починається в'язка течія.

Для тіла Бінгама справедливе рівняння

т =

+ ц'—, (2.127)

де (і' - динамічний коефіцієнт пластичної або структурної

в'язкості.

Для аномальної в'язкопластичної рідини (або псевдопластичної)

можна ввести апроксимаціину величину TQ, ЩО називається

динамічним напруженням

зсуву,

і тоді потік описати рівнянням (2.127),

якщо 9 =

Т.

Ототожнюючи неньютонівські нафти з в'язкопластичною

рідиною, А.Х. Мірзаджанзаде в 1953 р. запропонував записати

узагальнений закон Дарсі у вигляді:

v =

;

',_ н ^

gradp, якщо |grad p\ > у; (2.128)

jgrad/?|

v = 0, якщо |grad/?| < у.

159

Тут у - початковий (граничний) градієнт тиску, що

витрачається на подолання напруження зсуву То і зв'язаний із То

та коефіцієнтом проникності к співвідношенням:

= «

^r, (2-129)

де сс

- безрозмірний (структурний) коефіцієнт, залежний від

структури порового простору (а

= 0,0162-0,018). Дослідження

показали, що у= 0,0012 -0,015 МПа/м.

Проявлення граничного градієнта тиску (нелінійні ефекти)

можливе за взаємодії заповнювальної пористе середовище

рідини зі скелетом, а також під час фільтрації газу через глинисті

пласти, що вміщують залишкову воду. Неньютонівські власти-

вості пластових систем у цілому проявляються лише за малих

швидкостей фільтрації і в середовищах з малою проникністю.

У пористому середовищі з широким спектром розподілу nop

(мікрокапілярів) за радіусами в разі збільшення градієнта тиску

рух починається спочатку в найбільших порах, а в міру

збільшення градієнта тиску рухом охоплюються щораз менші

пори. Чим більша зміна розмірів nop, тим більше відрізняється

фактична фільтрація від ідеалізації згідно з рівнянням (2.128).

Під час фільтрації з граничним градієнтом тиску дебіт

свердловини можна подати узагальненою формулою

Дюпюї:

2nkh(Ap-A

(2130)

ц'іп^

160