Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

У ході буріння свердловин відбирають взірці

гірських,

порід - керни,

а в процесі буріння сипких порід - шлам. У лабораторіях за взірцями

теригенних (осадових) і карбонатних порід вивчають речовинний склад,

текстуру, структури. Лабораторними методами за взірцями порід

визначають фізичні властивості колекторів:пористість і співвідношення

трьох основних видів пустот (тріщин, каверн, nop), проникність

(абсолютну і фазові), нафтогазоводонасиченість, коефіцієнт витіснення

нафти водою. Фізичні властивості пластових рідин досліджують у

лабораторіях за відібраними глибинними пробами. Методи лабора-

торного визначення властивостей порід і рідин вивчаються детально у

фізиці пласта

геології. Слід наголосити, що існують стандарти

галузеві

норми щодо визначення властивостей нафти, води,

порід

тощо.

У свердловинах проводять різні промислово-геофізичні, термо-

динамічні та гідродинамічні дослідження. За даними промислово-

геофізичних досліджень здійснюють детальне розчленування про-

дуктивних відкладів (встановлення літологічного типу порід), виділяють

колектори (теригенні, карбонатні); поділяють колектори на продуктивні

(нафтові, газові) і водоносні, визначають коефіцієнти пористості,

нафтогазоводонасиченості, проникності. У процесі термодинамічних

досліджень вивчають розподш температури вздовж стовбура

свердловини, визначають профіль припливу нафти або поглинання

нагнітальної води по розрізу пласта. Характеристику цих і

гідродинамічних методів викладено в главі 5.

За даними досліджень складають зведений (за видимими тов-

щинами пластів) і нормальний (за середніми дійсними товщинами

пластів у їх нормальному заляганні) геолого-фізичні розрізи,

здійснюють детальну кореляцію продуктивних відкладів

(прослідковування по простяганню продуктивних горизонтів, пластів

або пачок; встановлення їх неперервності на заданій площі;

оконтурення їх поширення). Методика виконання цих робіт вивчається

в геології. Отримана інформація використовується для геометризації

форми покладу і родовища. Геометризація форми покладу вміщує

побудову структурних карт по покрівлі і підошві продуктивного

пласта, геологічних профільних розрізів, визначення положення

поверхні ВНК і ГНК, проведення ліній зовнішнього і внутрішнього

контурів цих контактів на структурних картах, геометризацію об'єму по

карті товщин колектора. Для наочнішого відображення геологічної

будови родовища будують блок-діаграми (аксонометричні відображення

покладу в трьох площинах у косокутній або прямокутній проекціях) і

блок-схеми (просторове відображення кореляційних схем окремих

пластів між свердловинами).

Для поділу порід на проникні (колектор) і непроникні (неколектор)

обґрунтовують граничні, кондиційні значини ємнісно-фільтраційних

параметрів. Як правило, виділяють дві межі: абсолютну або фізичну -

значини параметрів, починаючи з яких породи мають нафтогазо-

насиченість, відмінну від нуля; нижню або технологічну - значини

параметрів, починаючи з яких породи мають таку нафтонасиченість, за

якої коефіцієнт фазової проникності для нафти (за відповідного режиму

витіснення, тобто за певної системі розробки родовища) стає більшим

нуля.

Єдина загальна методика встановлення технологічних кондиційних

значин колектора поки відсутня. Найпоширеніша методика базується на

визначенні мінімальних рентабельних дебітів, які зумовлюють

досягнення економічного ефекту від здійснення розробки родовища.

Згідно з цією методикою:

- спочатку визначають з виконанням гідродинамічних досліджень

свердловин коефіцієнт продуктивності і питомий коефіцієнт

продуктивності;

- за результатами лабораторного вивчення кернів визначають

коефіцієнт проникності і встановлюють статистичну залежність між

питомим коефіцієнтом продуктивності

коефіцієнтом проникності;

- за величиною рентабельного дебіту розраховують граничні значили

питомого коефіцієнта продуктивності

коефіцієнта проникності;

- за даними по цих же свердловинах визначають коефіцієнт відкритої

пористості і будують статистичну залежність між коефіцієнтами

проникності і пористості, а відтак за кондиційною значиною коефіцієнта

проникності встановлюють кондиційну значину коефіцієнта пористості.

Геометризація покладу, поділ порід на колектори та неколектори,

встановлення значин параметрів порід значно ускладнюються

неоднорідністю пластів.

Неоднорідність нафтового пласта

Усі реальні нафтові пласти неоднорідні за своєю геологічною

будовою і властивостями, що зумовлено зміною умов осадоутворення і

подальшого перетворення порід.

Під неоднорідністю розуміємо властивість нафтового пласта-

колектора, яка зумовлена зміною його структурно-фаціальних і літоло-

гічних властивостей, що впливають, в основному, на рух флюїдів до

вибоїв свердловин і підлягають урахуванню під час встановлення

потенційних властивостей нафтового пласта.

Розрізняють неоднорідність літологічну (гранулометричну, упаку-

вальну, цементаційну, мінеральну, порову), проникнісну, пористісну і

об'ємну (товщинну, площову). За її вираженнями можна назвати дві

групи показників

неоднорідності:

1) якісні - коефіцієнти відносної піщанистості, розчленованості,

літологічної зв'язаності, розподілу колекторів, переривчатості, витри-

маності, неоднорідності за Паласеком, Хатчинсоном, коефіцієнт

Лоренца

т.д.;

кількісні,

які використовуються для гідродинамічних розрахунків

згідно з різними методиками (коефіцієнт варіації коефіцієнта проник-

ності, неоднорідність за проникністю і товщиною, відносна піщани-

стість, коефіцієнт варіації коефіцієнта продуктивності

т.д.).

Неоднорідність нафтових покладів вивчають детермінованим або

ймовірнісним методами. Ці методи краще комплексно поєднувати.

У разі детермінованого (причинно-наслідкового, причинно-

зумовленого) методу, вважається, що явище (причина) в конкретних

умовах визначає інше явище (дію, наслідок); за даними досліджень

свердловин і пластів будують карти розподілу параметрів пластів по

площі (карти рівних товщин пласта - ізопахіт, коефіцієнтів проник-

ності, коефіцієнтів пористості, динамічних коефіцієнтів в'язкості

нафти; карти поширення зональних інтервалів або шарів і т.д.) та схеми

їх розподілу по розрізу, будують блок-діаграми. При цьому важлива

роль відводиться детальній кореляції продуктивного пласта, що дає

змогу точно визначити товщини пластів, детально розчленувати розріз,

вияснити переривчастість пластів по простяганню

ступінь незмінності

властивостей порід, виділити окремі шари (пропластки) по розрізу і

зони (лінзи) по площі родовища.

Імовірнісний метод зумовлений ось чим. Оскільки доступ у

поклад здійснюється за допомогою свердловин, то за

результатами проведених різних досліджень свердловин і пластів

локально (у межах відомих розмірів області пласта відповідно до

кожного виду дослідження) встановлюють параметри покладу.

Значини цих параметрів змінюються по об'єму пласта в широких

межах. Зміна, можна вважати, має випадковий характер. Тому

припускають, що результати дослідження - це вибірка з генеральної

сукупності параметрів покладу, а це дає підставу застосовувати апарат

математичної статистики, теорії ймовірностей і теорії випадкових

функцій. Відповідно до закону великих чисел у разі збільшення обсягів

вибірки, вибрані характеристики сходяться за ймовірністю до

генеральних, тобто їх надійність зростає, похибка зменшується.

Таке оброблення даних дослідження дає змогу побудувати модель

пласта. Залежно від застосованих методів отримаємо детерміновану

або ймовірнісну модель пласта.

За складністю геологічної будови, фазовим станом вуглеводнів,

умовами залягання і мінливістю властивостей продуктивних пластів

виділяються, незалежно від величини запасів родовища, такі поклади

або

експлуатаційні об

'єкти:

простої

будови,

що пов'язані з непорушеними або слабко поруше-

ними структурами; їхні продуктивні пласти містять однофазовий

флюїд і характеризуються витриманістью товщин і колекторських

властивостей у плані і в розрізі (коефіцієнт піщанистості більше 0,7 і

коефіцієнт розчленування менше 2,6);

складної

будови,

що мають одно- або двофазний флюїд і характери-

зуються значною мінливістю товщин і колекторських властивостей про-

дуктивних

пластів у плані і

розрізі,

літологічними заміщеннями колекторів

слабкопроникними породами або наявністю тектонічних порушень

(коефіцієнт піщанистості

менше

0,7

коефіцієнт розчленування

більше

2,6);

дуже

складної

будови,

для яких характерні як наявність багатофазних

флюїдів, літологічні заміщення, тектонічні порушення, так і невитри-

маність товщин

колекторських властивостей продуктивних пластів.

За геологічною будовою покладів, фільтраційно-ємнісними власти-

востями колекторів, пластовими флюїдами та іншими природними

факторами, що впливають на продуктивність свердловин, виділяють

важковидобувні

запаси

нафти.

Ступінь складності геологічної будови родовища встановлюється за

відповідними характеристиками основних покладів, які уміщують

переважну частину (понад 70%) запасів родовища.

§ 2.3 Моделювання процесів розробки нафтових родовищ

Процес розробки конкретного нафтового родовища одноразовий і

безпосередньому спостереженню "доступний" лише в обмеженій

кількості свердловино-точок. Це дало поштовх до розвитку методів його

моделювання як непрямих, посередникових методів наукового дослід-

ження. Моделювання і, як результат, модель процесу забезпечують

можливість за порівняно невеликих витрат у короткий термін багато-

разово (багатоваріантно) "програти" повільні процеси розробки в різних

технологічних умовах

цим самим вибрати раціональну технологію.

Під час створення моделей процесу розробки нафтових родовищ

моделюють геолого-фізичні властивості пласта, його геометричну

форму, флюїди і процес вилучення нафти і газу із надр.

Методи моделювання

Розрізняють фізичне і математичне моделювання. У разі фізичного

моделювання на моделі, яка є натурним або масштабно зменшеним

взірцем оригіналу (лабораторне, пілотне устатковання), відтворюють і

досліджують процеси, якісно однакові з процесами, які протікають у

реальному об'єкті. У зв'язку з трудністю створення повної подібності

пласта і вимірювання параметрів, гідравлічні моделі нафтових пластів

не знайшли застосування, хоч фізичне моделювання різних елементів

процесу розробки незамінне (наприклад, витіснення нафти водою).

Математичне моделювання полягає в дослідженні процесів

шляхом складання і розв'язування системи математичних рівнянь, які

відносяться власне до процесу і крайових умов. Математична модель

базується на спрощенні (ідеалізації

) складного реального процесу. Для

її створення природні умови відповідним чином диференціюють,

виділяють серед них головні, визначальні чинники і подають їх у

такому вигляді, який забезпечує можливість досягнення мети. При

цьому нафтоносний пласт розглядають як єдину гідродинамічно

зв'язану систему не лише по усій області нафтогазоносності, але в тому

числі й по навколишній водонапірній області. Переміщення флюїдів

всередині цієї єдиної системи визначається

початковими

(до початку

розробки) і граничними (на поверхнях, які обмежують пласт із

зовнішніх сторін і на стінках свердловин всередині пласта) умовами або

в сукупності крайовими умовами.

Граничні умови задаються у вигляді шуканої функції (тиск, витрата

рідин),

її похідної (градієнт тиску, швидкість) або в мішаному вигляді

(відповідно граничні умови першого, другого чи третього роду).

Початкова умова характеризує стан пласта до початку його розробки,

коли в процесі розробки неусталений рух флюїдів порад з

просторовими координатами визначається ще часом.

Системи математичних рівнянь розв'язують аналоговим і

обчислювальними методами.

Аналоговий метод математичного моделювання базується на

подібності явищ і процесів різної фізичної природи, тобто на широкій

фізичній аналогії. Можна назвати аналогії між полями фільтрації

рідини (закон Дарсі), електричного струму в провідному середовищі

(закон Ома), електричним у діелектрику (закон індукції), магнітним

(закон магнітної індукції") і температурним (основне рівняння

теплопровідності).

Електричне моделювання процесу розробки базується на

електрогідродинамічній аналогії (ЕГДА), тобто на аналогії між

рухом електричного струму в провідному середовищі і фільтрацією

рідин у пористому середовищі.

Обчислювальні методи підрозділяються на аналітичні, чисельні і

статистичні.

Аналітичні методи відповідають класичному підходу до

моделювання процесів, коли ставиться початкова задача, вводяться

спрощувальні припущення і на їх основі формулюється нова задача,

яка піддається розв'язанню у вигляді аналітичного виразу чи

формули, що забезпечує отримання значин функції для кожної

значини аргументу. Спрощувальні припущення іноді призводять до

значних похибок у результатах проектування, але без них задача в

аналітичній формі не розв'язується. До аналітичних методів, які

дають точні розв'язки задач розробки нафтових родовищ, тобто в

точності задовольняють початковим рівнянням, початковим і

граничним умовам, відносять методи: розділення змінних (метод

Фур'є),

теорії функцій комплексної змінної, інтегральних перетво-

рень і т.д. Наближені розв'язки отримують із використанням методів

еквівалентних фільтраційних опорів, послідовної зміни стаціо-

нарних станів, інтегральних співвідношень

т.д.

Похибку наближених методів порівняно з точними оцінено для

деяких випадків у підземній гідрогазомеханіці, і ми не будемо

розглядати її. Зазначимо лише, що з урахуванням точності вхідної

інформації і складності процесу розробки родовища вона інколи

повністю задовольняє практику.

Повніше врахування багатьох чинників можна виконати з вико-

ристанням чисельних методів - методів кінцевих різниць, кінцевих

елементів, граничних елементів на базі застосування ЕОМ,

як найефективніших і найуніверсальніших моделювальних пристроїв.

Основи використання чисельних методів математичного моделювання

для розв'язування задач розробки нафтових родовищ у наш час

достатньо розвинуте. У сучасному проектуванні розробки нафтових

родовищ найчастіше використовують чисельні методи.

Статистичні методи моделювання базуються на фактичних

статистичних даних розробки родовищ. Вивчаючи фактичні законо-

мірності розвитку процесу в покладах за пройдений період (ретро-

спективу), можна оперативно, без великих витрат часу і праці сформу-

лювати висновки про подальший розвиток основних технологічних

показників розробки (перспективу). Ці методи розглянуто в главі 4.

Електромоделювання процесу розробки родовищ

Електромоделювання

процесу розробки нафтових родовищ можна

здійснювати з використанням електричних моделей-аналогів.

Електрична модепь (електроінтегратор) може бути: суцільним

середовищем - рідинним (у вигляді електролітичної ванни), або

твердим (у вигляді листів електропровідного паперу чи фольги різних

металів); сіткою дискретних елементів - омічних опорів (R

сітки) або

омічних опорів і ємностей (RC

-сітки);

різних комбінацій перших двох.

Перевагу надають RC - сіткам.

Взагалі для дослідження фільтраційних потоків у покладі (в об'єм-

них пластах) електричні сітки мають бути тривимірними (просторо-

вими).

Товщина пласта

її зміна дуже малі порівняно із його розмірами

в горизонтальній площині вздовж осей х і у, тому вертикальною

складовою швидкості руху можна знехтувати. Це дає змогу обійтися

складанням плоских сіток і, відповідно розв'язуванням наближених

двовимірних рівнянь руху для дуже протяжних пластів із змінною

товщиною h

(x,y).

Наприклад, таке дифенціальне рівняння для пружного режиму (типу

рівняння Фур'є) стосовно однорідного пласта можна записати у

вигляді:

k(x,y)h(x,y) dp

а дх

k(x,y)h(x,y) dp

АМР*І£,(2.1)

де к, h - коефіцієнт проникності і товщина пласта; п, - динамічний

коефіцієнт

в'язкості

рідини;

р - тиск;

(З*

- коефіцієнт пружної ємності

насиченого пласта;

час.

Припустимо, що треба визначити зміну пластових і вибійних тисків

у замкненому покладі за таких крайових (початковій і граничних) умов:

р = р(х,у) = р заґ

Яі =

' k(x,y)h(x,y) dp

і =

2,...,

п;

Г;

V-

дгр_

дп

= 0,

(2.2)

(2.3)

(2.4)

де р

- початковий пластовий тиск у покладі; q, - дебіт г'-ої

свердловини; п - кількість діючих свердловин; п\,

п-і

- нормалі до

контурів

Г,-

свердловин

до зовнішньої непроникної

межі

покладу.

Електричні процеси в сітці, яка утворена омічними опорами R і

вміщує ємності Co, у довільний момент часу описуються аналогічним

диференціальним рівнянням:

дУе

1 dU

ду

ди_

(2.5)

де х

, уе - координати сіткової області електричної моделі;

U - електрична напруга; R

, R

- опори елементів сітки; Co - ємність

конденсатора; t

- тривалість протікання електричних процесів.