Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

2.4.2

Оценка

коэффициента извлечения

Основным

показателем, определяющим эффективность применяемого ме-

тода разработки, является коэффициент извлечения, представляющий со-

бой отношение количества добытой нефти к геологическим ее запасам в

разрабатываемой оторочке (участке). При разработке с использованием

процесса вытеснения коэффициент извлечения (К„) может быть представ-

лен как произведение коэффициента вытеснения (т|) на коэффициент ох-

вата Р:

= Л • Р.

Коэффициент

вытеснения

Коэффициент

вытеснения представляет собой отношение объема вытес-

ненного

углеводорода к его начальному объему в зоне пласта, охваченной

вытеснением. При вытеснении нефти в условиях неограниченной смесимо-

сти с растворителем коэффициент вытеснения может достигать 100 %. До-

стоверные сведения о величине коэффициента вытеснения получают в ре-

зультате

экспериментальных исследований с реальными углеводородными

смесями

на моделях пористых сред [9, 27, 28].

По

данным экспериментальных исследований строится зависимость

изменения

насыщенности р порового объема модели пласта вытесняющим

агентом от безразмерного объема закачки V = V/V

(рис.

2.39),

где V —

объем порового пространства всей модели; V

— объем порового прост-

ранства модели при х = I. До прорыва растворителя коэффициент вытес-

нения

т) = V, в момент прорыва т|' = V*.

Коэффициент

вытеснения к любому моменту времени после прорыва

растворителя определяется численным интегрированием кривой р (V) по

формуле

лМ

(2.14)

Рис.

2.30.

Изменение

коэффициента

вы-

теснения

зависимости

от

безразмерного

объема

закачки при

различной

длине

образца

V=V/V

161

Общий

характер кривых r\(V) и r\(V) указывает, что коэффициент

вытеснения

взаиморастворимых жидкостей различной вязкости сущест-

венно

зависит от размера образца пористой среды и от соотношения вяз-

костей ц

= ц

/ц

Данные экспериментов [12] показали, что для того, чтобы ошибка в

определении т]* не превышала 5 % (по отношению к максимальному значе-

нию),

следует

пользоваться моделями примерно следующей длины:

> 4 м при Цо = 1;

> 20 м при Цо = 2,5;

> 30 м при Цо = 5.

Объем закачки до полного вытеснения V,,., также зависит от длины

модели. Анализ зависимостей коэффициента вытеснения до прорыва (л*) и

объема нагнетания до полного вытеснения

.,)

показывает, что с увели-

чением длины образца

т\'

возрастает, а

V",,..,

уменьшается. Однако полной

стабилизации кривых

T|'(V)

И V

даже

на длине L = 50 м не наблюдает-

ся.

В промысловых условиях расстояния

между

скважинами обычно боль-

ше 50 м. Поэтому J» однородном пласте значения коэффициента л."

будут

выше,

а значения V,,=i ниже величин, полученных в

ходе

экспериментов.

Коэффициент

охвата

Коэффициент

охвата

пласта определяется отношением объема порового

пространства, охваченного вытеснением, к полному объему порового про-

странства разрабатываемой оторочки (участка).

Коэффициент

охвата

зависит от объема закачанного вытесняющего

флюида, расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин, на-

чального положения водонефтяного и газонефтяного контакта, характера и

степени неоднородности коллекторских свойств пласта. В первом прибли-

жении

коэффициент

охвата

(Р) может быть представлен как произведение

коэффициентов

охвата

по разрезу (Р,) и по площади (р^) пласта.

Первый

из них представляет долю пласта, охваченную процессом вы-

теснения,

при условии, что ряды скважин заменяются галереями.

Коэффициент

площадного

охвата

((У учитывает дополнительные по-

тери нефти, связанные с образованием застойных зон, и зависит от при-

нятой

схемы расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин

от коэффициента подвижности М:

=VjiH.

(2.15)

где £„ и к

— фазовые проницаемости вытесняющего агента и нефти со-

ответственно;

\ij,

и щ, — вязкости вытесняющего агента и нефти соответст-

венно.

На

рис. 2.40 показаны значения коэффициента

охвата

по площади,

полученные разными исследователями для элемента пятиточечной системы

[28].

Следует

отметить, что в большинстве случаев удовлетворительное со-

ответствие получается при коэффициенте подвижности М < 1. Однако при

> 1 обнаруживается большое расхождение

между

приведенными данны-

ми.

На рис. 2.40 приведены четыре кривые при М > 1. Эти кривые отве-

162

Г* '

в»

- -

д д

0,1 1,0 10 100 М

Рис. 2.40.

Зависимость

коэффициента охвата

по

площади

от коэффициента

подвижнос-

ти М при

прорыве

жидкости

для

регулярной

пятиточечной

системы

(по

Крейгу)

Рис. 2.41.

Зависимость

конечной

нефтеотдачи

от

объема

закачанного

вытесняющего

агента

(по Заксу):

- закачка воды; 2 — закачка пропана и

газа; 3 — последовательная закачка пропана,

газа и воды; 4 — прорыв

12 3

Суммарное

значение

рабочего

агента,

поровые объемы

чают различным данным, полученным экспериментально в указанном ин-

тервале изменения коэффициента подвижности. Замеренные значения ко-

эффициента

($2 по площади при прорыве для М = 3, например, лежат в ди-

апазоне 0,52+0,66.

Несмотря на чрезвычайно высокую степень вытеснения нефти из пор,

в которых движется растворитель (пропан), нефтеотдача, как это видно из

рис.

2.41, обычно бывает почти такая же, как и при вытеснении нефти

водой. Объясняется это тем, что, хотя вытесняющая способность воды на-

много ниже, чем у пропана, коэффициент охвата пласта при вытеснении

нефти водой выше, чем при вытеснении пропаном [28].

Для определения коэффициента охвата по площади можно использо-

вать графики (рис. 2.42

—

2.45) для различных площадных систем заводне-

ния,

приведенных в работе [28].

Коэффициент

охвата по разрезу пласта в значительной степени опре-

деляется характером и степенью неоднородности коллектора. Очевидно,

что пласт-коллектор может быть неоднороден по всем важнейшим свойст-

вам, таким как проницаемость, пористость, содержание связанной воды,

163

Рохв

1,0

Соотношение

вязкостей

10,0

Рис.

2.42. Коэффициент охвата по

площади

„ в

скошенной

четырехточечной

системе.

Bar

— вытесняемый объем, равный объему закачанной жидкости, деленному на произведе-

ние

объема пор элемента и коэффициента вытеснения

0,1

240

\160

со.

1,0 10 100 М

•?

•a .

—• • ii

А—

А I

0,1 1,0 10 100 М

i(W M «£ 0,7 J,0 70 Л/

1,0 10 М

Рис.

2.43. Зависимость Р

ОЖ1

по

площади

при про-

рыве

от коэффициента

подвижности

М для:

а — регулярного лобового рядного заводнения

при

1/2о = 1; б — регулярной шахматной рядной

системы при 1/2о = 1; в — нормальной (/) и

обращенной (2) пятиточечной системы; г —

регу-

лярной

нормальной семиточечной системы; 3 —

регулярной обращенной семиточечной системы

0,2 0,3

0,40,5

0,7 1,0

Рис.

2.44.

Зависимость

„ от

коэффициента

подвижности

М для

девятиточечной

систе-

мы

при

разных

вытесняемых

объемах

IUT

Рис.

2.45.

Зависимость

(5 для

различных

систем

заводнения

от Via при

коэффици-

енте

подвижности

М= 1:

—

лобовое линейное рядное заводнение

по

Маскету; шахматное рядное заводнение:

— по

Маскету;

3 — по

Пратсу

3 4 5678

ЮМ

охв

,долиед.

3,2

1Ла

распределение размера

пор,

свойства насыщающих пласт флюидов

и т.п.

Наиболее важный

из

этих параметров

—

проницаемость.

Неоднородность пласта

по

проницаемости обычно описывается

с по-

мощью вероятностного распределения. Распределение задается плотностью

распределения:

f{k)dk,

(2.16)

где

f{k) —

плотность распределения;

da —

доля пласта, имеющего прони-

цаемость

интервале

[к, к + die].

Плотность

распределения удовлетворяет нормировочному соотноше-

нию

f{k)dk = 1,

(2.17)

где

—

минимальное

максимальное значения проницаемости.

Функция

плотности распределения может быть задана

как в

аналити-

ческой,

так и в

табличной форме. Существуют различные виды распреде-

лений,

применяемых

для

описания неоднородности пласта

по

проницаемо-

сти,

способы восстановления распределения

по

геологическим данным

[27,

28, 30]. При

оценке коэффициента

охвата

предпочтительно использо-

вать

то же

распределение проницаемости, которое было использовано

при

подсчете запасов

для

данного месторождения. Важными количественными

характеристиками распределения проницаемости являются: математическое

165

ожидание

(к),

среднеквадратичное отклонение

(о) и

вариация проницаемо-

сти

(V):

к= \ k

f(k)dk;

(2.18)

*тах

(к-к?-

f(k)dk;

(2.19)

V = a/k.

(2.20)

При

расчетах коэффициента

охвата

пласт аппроксимируется полосо-

образной

залежью (рис. 2.46) и разбивается на расчетные фрагменты пря-

молинейными

галереями.

Для

учета

невертикальности газонефтяного и водонефтяного контак-

тов пласт разбивается на М равных по толщине пропластков.

Каждый пропласток разбивается еще на N пропластков различной

проницаемости,

что позволяет

учесть

неоднородность коллектора (рис.

2.47).

Таким

образом, расчет проводится по М х N гидродинамически не

связанным

трубкам тока.

Проницаемость

пропластков задается в соответствии с вероятностным

законом

распределения проницаемости, построенным по данным исследо-

вания

кернов.

В каждой трубке тока предполагается поршневое вытеснение нефти,

характеризующееся соответствующей каждому агенту остаточной нефте-

гнк

e^t-^sJ:':'>Т?

(

•

Ч.У,\'•

Галереи

III

///////j

Рис.

2.46.

Пример

аппроксимации

нефтяной

оторочки.

Штриховкой

обозначены

непроницаемые

границы

166

Рис.

2.47.

Схема

расчета

вытеснения

нефти:

ABCD

— нагнетательная галерея; EFG — эксплуатационная галерея; ВСН

OMN

—

начальное

текущее положение контакта агента

нефти.

В = 1

„ —

расстояние

между

нагнетательной

эксплуатационной галереями;

—

начальная координата фронта вытеснения;

—

прони-

цаемость пропластка

насыщенностью

за

фронтом вытеснения,

где

нефть предполагается непо-

движной.

За

фронтом вытеснения вводится фазовая проницаемость

для

вытесняющего агента

соответствии

остаточной нефтенасыщенностью

(рис.

2.48).

5' = / — л (т] —

коэффициент вытеснения, зависящий

от

свойств агента).

При

вытеснении

ограниченным смешиванием необходимо

учитывать

растворение вытесняющего агента

остаточной нефти

за

фронтом вытес-

нения:

ДМ

= Дх

•

(2.21)

где ДЛГ — масса растворенного агента

элементе длины

Ах

пропластка;

F — площадь поперечного сечения пропластка;

—

коэффициент раство-

римости;

0 —

пористость.

Для оценки изменения остаточной нефтенасыщенности

результате

растворения агента

нефти

первом приближении предполагается,

что

плотность нефти при этом остается постоянной.

(2.22)

Объем вытесняющего агента, растворяющегося

единицу времени

при

единичной площади поперечного сечения пропластка,

указанных предпо-

ложениях равен

V;=x-a-S'-0-K

(2.23)

где

х —

скорость продвижения фронта вытеснения

данном пропластке.

Поскольку при жестком режиме фильтрации плотности флюидов (р

) принимаются постоянными,

использованием формулы

(2.23)

несложно

167

Рис. 2.48. Схема расчета

движения

флюидов

каждом

пропластке:

= 1, 2, ..., М; п = 1, 2 N; р„, р

, р

— давление нагнетания, отбора и на фронте вытесне-

ния

соответственно; В — расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями;

х%,

„ — начальная координата фронта вытеснения; Х

т Л

— текущая координата фронта

вытеснения; к

— проницаемость пропластка; /

, /, — относительные фазовые проницаемос-

ти агента; р,, р„ — плотности агента и нефти; ц

, ц

— вязкости агента и нефти; к

—

коэф-

фициент

растворимости агента в нефти; S* — остаточная нефтенасыщенность с учетом рас-

творения агента

получить соотношения

между

скоростью продвижения фронта вытеснения

(х) и скоростями фильтрации нефти (V

) и вытесняющего агента (VJ:

=i--0(l-S').

Или,

что то же:

0(1- S')'

= A

•

V.,

(2.24)

(2.23)

Для скоростей фильтрации в линейном

случае

справедливы соотноше-

р.-дг-8Шф1

(2.26)

(2.27)

ния

k. \р„ - р

а ~~

где ф —

угол

наклона пласта.

168

Исключая

неизвестное давление р

из (2.26), получаем основное урав-

нение

движения:

Рн

- Ро + Рн

•

В- д•

sin<p

+ (р

- р„)• д•

siixp

•

(2.28)

Средняя

фазовая проницаемость агента в зонах вытеснения газа или

воды

(0—х°)

и нефти [х° — х) вычисляется по формуле

*.=

(1-А)

(2.29)

где А = х°/х.

Численным

интегрированием системы уравнений, задаваемой соотно-

шением

(2.24), (2.25), (2.29), определяем скорости фильтрации флюидов и

скорости

продвижения фронта вытеснения в каждом пропластке.

Коэффициент

охвата

Р, определяется как доля первоначально нефте-

насыщенной

части объема фрагмента, охваченной процессом вытеснения.

Расход вытесняющего агента (QpJ и добыча флюидов (О

и О

) в еди-

ницу

времени определяются суммированием по всем трубкам тока:

/(Af-N)(l-o

где F

— эффективная площадь поперечного сечения дренируемого

участ-

ка

пласта; а

тп

= 1 — для пропластков, в которых фронт вытеснения до-

стиг эксплуатационной галереи; о

тп

= 0 — для остальных пропластков;

— площадной коэффициент

охвата.

Рис.

2.49. Зависимость коэффициента ох-

вата

ох

. от

вариации

проницаемости

соотношения

вязкостей ц

0,6 0,8 1,0

охв

,долиед.

169

Необходимый для проведения расчетов при вытеснении нефти с огра-

ниченной

растворимостью коэффициент растворения либо определяется в

предварительных физических экспериментах, либо рассчитывается по ме-

тодике [28] с использованием констант равновесия.

При

отсутствии геолого-промысловой информации, необходимой для

проведения данного расчета, более грубая оценка коэффициента

охвата

по

разрезу (Р,) может быть проведена по

методу

Дикстра и Парсонса. По зна-

чению вариации проницаемости и соотношению вязкостей коэффициент

охвата

по разрезу определяется по графику, приведенному на рис. 2.49.

2.4.3

Пример

расчета параметров разработки

нефтяной

оторочки газоконденсатной залежи

Для примера рассмотрим сводовую пластовую газоконденсатную залежь с

нефтяной

оторочкой. Принципиальная схема и схематический профиль

залежи приведены на рис. 2.50. Глубина залегания продуктивных отложе-

ний

1300-1800

м.

Характерные особенности залежи следующие:

низкая

проницаемость пласта-коллектора;

низкая

пластовая температура;

сравнительно малая вязкость нефти в пластовых условиях;

значительная по объему газовая шапка;

сравнительно большие

утлы

падения пласта;

сравнительно малая молекулярная масса пластовой нефти (=100

г/моль).

В зоне нефтяной оторочки выбран опытный участок, характеризую-

щийся

близкими к средним геолого-промысловыми характеристиками,

приведенными в табл. 2.11.

По

данным исследования кернового материала, неоднородность неф-

тенасыщенной зоны пласта характеризуется следующим вероятностным

законом распределения проницаемости:

Таблица 2.11

Геолого-промысловые

характеристики

опытного

участка

Параметр

Средняя глубина залегания

Общая толщина

Эффективная

нефтенасыщенная толщина

Средняя проницаемость

Пластовая температура

Пластовое давление

Давление насыщения

Вязкость нефти в пластовых условиях

Средняя пористость

Запасы нефти опытного участка

Запасы газа газовой шапки

Газонасыщенность нефти

Плотность нефти в пластовых условиях

Абсолютная отметка ГНК

Абсолютная отметка ВНК

Размерность

10"

•

°С

МПа

мПа

•

тыс.

млрд.

MVM

кг/м

Значение

1723

8,3

20,3

18,5

1,7

2280

150

135

740

1690

1760

170