Желтов Ю.П., Стрижов И.Н., Золотухин А.Б., Зайцев В.М. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений

Подождите немного. Документ загружается.

случае

если обучающийся желает более глубоко изучить во-

прос

о повышении извлечения нефти из пластов путем очагового

заводнения,

ему рекомендуется самостоятельно подготовить про-

грамму расчета на ЭВМ процесса вытеснения нефти водой из изо-

лированных участков пласта различной формы.

Задача

3.26Н.

Провести на одном из реальных или вымыш-

ленных нефтяных месторождений, отличающихся неоднородным

строением продуктивного пласта, изучение влияния параметра

плотности сетки скважин s

на коэффициент

охвата

пласта завод-

нением

. Выявить в количественной форме зависимость η

от s

для изу-

чаемого месторождения.

Указание. Для решения поставленной задачи необходимо

провести следующее.

1. Использовать реальные или вымышленные карты зональ-

ного распространения по площади месторождения отдельных изо-

лированных пропластков, выявить или задать линзы, участки,

изолированные

от основной части дизъюнктивными нарушениями,

т. д.

2. Основываясь на проектируемой

схеме

расположения сква-

жин

на месторождении, провести наложение этой схемы на пло-

щадь разрабатываемого пласта, задаваясь различными значениями

параметра плотности сетки скважин s

. При этом если в пределах

какой-либо

линзы или иного изолированного участка пласта по-

мещается не менее одной добывающей и одной нагнетательной

скважины,

данная линза или участок считаются вовлеченными

разработку. Специально обосновываются значения коэффициен-

тов

охвата

и вытеснения.

Если

же на линзу или участок не

«попадает»

хотя бы одна на-

гнетательная или одна добывающая скважина, то запасы такой

линзы

или изолированного участка рассматриваются как нераз-

рабатываемые. Отношение вовлеченных в разработку запасов

нефти

месторождения к полным его геологическим запасам и пред-

ставляет собой коэффициент

охвата

месторождения разработкой η

Из

общих соображений

следует,

что при сгущении сетки сква*

жин

вероятность одновременного попадания и нагнетательной,

добывающей скважин на каждый изолированный участок место-

рождения возрастает. Поэтому и возникает зависимость η

от s

3. По результатам нескольких наложений схемы расположе-

ния

скважин при различных s

на площадь месторождения необ-

ходимо определить количественную связь η

и s

Рекомендуется обрабатывать полученную указанным выше спо-

собом зависимость η

от s

в виде η

= ае

. Тем не менее, мо-

гут быть использованы и иные формы зависимости η

от s

Задача

3.27Н.

Определить для длительно разрабатывае-

мого с применением заводнения обособленного участка месторож-

дения,

отдельного пласта или месторождения в целом зависимости

усредненных относительных проницаемостей для нефти k

(s) и

121

воды k

(s) как функции средней водонасыщенности s .используя

фактические

данные о зависимости средней обводненности ν про-

дукции от текущей нефтеотдачи η для рассматриваемого объекта.

Указание. Обозначим

0CT

— геологические запасы нефти,

содержащиеся в рассматриваемом объекте (участке, пласте, место-

рождении) в данный момент времени (остаточные запасы), a G

—

первоначальные геологические запасы.

Тогда

где V — объем объекта; т — пористость; γ,,— удельный вес нефти;

— насыщенность связанной водой.

Имеем

следующее выражение для текущей нефтеотдачи пласта:

I —· S

Усредненные относительные проницаемости представим в

следую-

щей

форме:

где s* — средняя по рассматриваемому объекту водонасыщенность,

при

которой проницаемость для нефти равна нулю.

Обозначим

1 _

Л —

Имеем

л S^ — S S-κ S т^св ^св

с __ с 1 с

B ^*" ^

Sr·

в l 1

Sr>

^c и ^j}: ^*CB

Тогда

£„·_·:

(1_αη)"',

йв-^η"

Для средней обводненности продукции ν, получаемой из объекта,

имеем следующее, выражение:

)

122

η»· +

JiJL.

βη)

Неизвестными

являются] а, п

и п

. По данным фактиче-

ской

разработки объекта в поздней стадии, когда можно считать,

что водонасыщенность s мало изменяется, по трем характер-

ным

точкам на кривой ν = ν (η) можно определить а, п

и п

Задача

3.28Н.

Изучить влияние остановки обводнившихся

скважин

на примере одного из реальных объектов (пласта, место-

рождения или его участка) на показатели его разработки. Устано-

вить следующее:

1) обводненность продукции и абсолютные значения дебитов

нефти

и воды, когда прекращается эксплуатация скважин;

2) расположение останавливаемых скважин в пласте, порядок

остановки

обводненных скважин, характер продвижения водо-

нефтяного

контакта;

3) влияние остановки обводнившихся скважин на

текущую

до-

бычу нефти, жидкости, обводненность продукции объекта, пласто-

вое давление, изменение характера закачки воды в объект при оста-

новке

скважин;

4) влияние остановки скважин при различной степени обвод-

ненности

продукции на конечную нефтеотдачу.

Если

обучающийся желает более глубоко, чем это предусмотрено

программой курса, изучить вопрос о влиянии отключения скважин

на

показатели разработки объекта, ему рекомендуется самостоя-

тельно решить

следующую

задачу.

Задача 3.27.HI. Разрабатываемый пласт месторождения

состоит из нескольких (не менее

трех)

не сообщающихся

между

со-

бой пропластков. Используется трехрядная схема расположения

скважин.

Вытеснение нефти водой в каждом из пропластков —

поршневое.

Перепады давления во

всех

пропластках одинаковые.

Пропластки

с более высокой проницаемостью

будут

обводняться

добывающих скважинах, расположенных в ряду, ближнем к на-

гнетательному, более быстро, чем низкопроницаемые пропластки.

Сч'итается, что селективная изоляция обводнившихся пропластков

не

применяется и при остановке скважины прекращается добыча

нефти

и воды из

всех

вскрытых ею пропластков. Закачка воды в

объект и отбор из него' жидкости остаются либо постоянными до

после остановки обводнившихся сважин, либо изменяются по

заданному закону.

Требуется, задаваясь различным значением обводненности про-

дукции останавливаемых скважин, определить показатели раз-

работки объекта —

текущую

добычу нефти, воды, обводненность

всей добываемой продукции,

текущую

и условную конечную нефте-

отдачу

(нефтеотдачу при определенном отношении накопленного

отбора жидкости к объему пор пласта).

Глава 4

РАЗРАБОТКА

НЕФТЕГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1. АНАЛИЗ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ

МЕТОДА МАТЕРИАЛЬНОГО

БАЛАНСА

Метод материального баланса применяют, в основном, для уточне-

ния

запасов углеводородов в пласте на основе промысловых данных

количестве добываемых жидкости и газа, а также характеристик

PVT пластовых жидкостей и газа. Этот метод с успехом используют

для прогнозирования показателей разработки нефтяных и газовых

месторождений и особенно нефтегазовых залежей, отличающихся

сложным проявлением различных режимов работы продуктивного

пласта.

В задачах

4.1—4.6

рассмотрены вопросы анализа разработки

нефтегазовых залежей на основе полученных соотношений метода

материального баланса.

Задача 4.1. Определить начальные запасы нефти нефтега-

зовой залежи при следующих исходных данных. Общий объем

нефтенасыщенной

части залежи V

= 13,8· 10

, а объем пласта,

занятого газовой шапкой, V

2,42-10

. Начальное пластовое

давление, равное давлению насыщения нефти газом, р

= 18,4 МПа;

объемный коэффициент нефти при начальном давлении Ь

н0

1,34 м

/м

; объемный коэффициент газа газовой шапки b

0,00627

/м

; начальное газосодержание нефти Г

= 100,3 м

/м

При

отборе из залежи Q

3,18-10

нефти (в стандартных ус-

ловиях) и воды Q

0,167·

среднее пластовое давление сни-

зилось и стало равным 13,6 МПа. При этом средний газовый фактор

Г = 125 м

/м

, объемный коэффициент нефти Ь

= 1,28 м

/м

а объемный коэффициент газа Ь

0,00849

/м

. Газосодержание

уменьшилось и стало Г = 75 м

/м

. Объемный коэффициент воды

1,028.

За рассматриваемый период разработки в залежь

вторглось пластовой воды W

1,84-1О

Реш

(ние. Используем метод материального баланса. Если

залежи при начальном пластовом давлении и температуре содер-

жалось

нефти, то в момент времени t разработки, когда дав-

ление снизилось до текущего значения р, объем нефти стал

—Q

)

Ь„. Тогда

AGH^GA-iGH-Q,,)^,.

(4.1)

Изменение

количества свободного газа в пласте подсчитаем

учетом

объема его, выделяющегося из нефти при понижении дав-

ления.

В начале разработки, когда пластовое давление больше

давления насыщения, количество свободного газа в пласте опреде-

ляется его содержанием в газовой шапке. Если

= Г

, то

124

объем свободного газа

пласте составит

НО

, а

общее коли-

чество газа

учетом

объема, растворенного

нефти,

о>

где

—

начальное газосодержание

нефти.

Если

за

рассматриваемый период разработки

из

залежи добыто

газа

(Г —

средний

за

этот период газовый фактор), объем

сво-

бодного газа

пласте

будет

где

Г —

газосодержание нефти

при

текущем давлении

залежи.

Уменьшение объема свободного газа

пласте определится

раз-

ностью

между

его

запасами

начальный момент времени

и при те-

'кущем давлении:

И0

- Г

Гш0

О„Г

- Q

T- (G

- Q

) Г~\Ь

•

(4.2)

Объем воды

залежи изменился

за

рассматриваемый период

разработки

на

№

—

(4.3)

Так

как

объем порового пространства

пределах нефтегазовой

: залежи неизменный

процессе разработки, сумма изменений

.объемов нефти, свободного газа

воды должна быть равна нулю.

:'С

учетом

(4.1),

(4.2) и (4.3)

получим

—

)

^г

Ьа

—

-Г

FuiG

+Θ

QnT-(G

-Q

)

r]b

=--W

-Q

(4.4)

Уравнение

форме

(4.4)

представляет собой обобщенное выра-

жение материального баланса

при

разработке нефтегазовой залежи

•^

«без

учета

изменения порового объема

от

давления.

Введем обозначение

В=Ь

+ (Г

Г)Ь

(4.5)

Этот коэффициент, зависящий

от

давления, характеризует

из-

менение

единицы объема нефти

газа

при

снижении давления

от

текущего пластового

до

атмосферного.

Его

можно условно назвать

двухфазным объемным коэффициентом. Очевидно,

что при

началь-

•яом

пластовом давлении, когда

Г = Г

значение

В — Ь

п0

Несложные преобразования уравнения

(4.4) с

учетом

(4.5) при-

водят

расчетной формуле:

_ Q

(T-r

]-(W

-Q

)

125

Подсчитаем начальные запасы нефти

по

полученной расчетной

формуле. Для этого вначале определим относительный начальный

объем газовой шапки

двухфазный объемный коэффициент по со-

ответствующим формулам:

2,42-107

ι ш — и,

/о;

13,8·10

1,28+

(100,3—75)0,00849

1,495;

тогда

запасы нефти

пласте составят

3,18-Ю

[1,495

— (125—

100,3)0,00849]

—

(1,84 —

0,167-1,028)

10»

1,495 — 1,34 _L

°'

°'''

(0,00849

0,00627;

0,00627

15,8· 10

За

рассматриваемый период разработки коэффициент нефтеот-

дачи при относительном снижении пластового давления

на

26,1

составил

3.18.10М00

15,8· 10

Задача 4.2. Подсчитать начальные запасы нефти

коэффи-

циент

нефтеотдачи при разработке нефтегазовой залежи, характе-

ризующейся отсутствием гидродинамической связи

пластовым

водонапорным бассейном примерно

по

границе нефтенасыщенной

части. Исходные данные взять

из

предыдущей задачи.

Указание.

По

условиям задачи напор воды законтурной

области не влияет

на

процесс разработки,

т. е.

количество вторг-

шейся

воды W

= 0.

Ответ. G,,

23,5·

;

η =

13,5

Задача

4.3.

Оценить влияние механизмов расширения

га-

зовой шапки, растворенного газа

вторжения воды

пределы

за-

лежи

на

добычу нефти при разработке нефтегазовой залежи

для

условий, описанных

задаче 4.1. При этом

15,8 -10

Решение.

Приведем уравнение (4.6)

следующему

виду:

(B-b

°"

&н0

-b

)

-Q

)

Разделив обе части предыдущего равенства на правую его часть:

ГшО

н0

О(ДЬ)

(?„

[θ +

(Γ

- Γ

) Μ

[В->-(Г-Г

)Ь

]

в—<?в

в .^j ^.'t

(Γ

) b

126

Числители слагаемых

левой части полученного равенства

ха-

рактеризуют соответственно изменение начального объема нефтя-

ной

части залежи, начальной газовой шапки

эффективный объем

поступившей

залежь воды. Общий знаменатель

всех

слагаемых

выражает пластовый объем суммарной добычи нефти

газа

при

текущем пластовом давлении. Очевидно, каждое слагаемое пред-

ставляет долю

общей добыче

из

залежи, получаемую

за

счет

раз-

личных механизмов.

обозначениях Пирсона, который впервые

получил уравнение (4.7), запишем

DDI-\-SDlA-WDI

DDI

(В

о)

Qi,[B~-(f-r

]

SDI

-- ^^ ; (4.8)

ОЛВ-г(Г-Го)Ь

]

\У/Г)1

Оп\В-'т{Т-Г

)Ь

]

По

приведенным формулам определим относительные количества

нефти,

добываемой

за

счет проявления различных режимов.

Растворенного газа:

DD1

15^10*^495^34)

3,1810

[1,495— (125

—

100,3)0,00849]

Расширения

газовой шапки:

0,175-15,8-10

1,34

(0,00849

—

0,00627)

0,00627'

3.18·

[1,495

—

(125— 100,3)0,00849]

Водонапорного:

WD1--,

(1,84-0,167-1,028)

3,18

•

[1,495

—

(125

—

100,3) 0,00849]

Видно,

что

сумма участия

трех

механизмов

добыче нефти

равна единице.

На

рассматриваемый момент времени разработки

залежи доминирующей формой пластовой энергии является

энер-

гия

выделяющегося

из

нефти растворенного

ней

газа.

За

счет

этого фактора добыто

нефти.

На

долю механизма вытеснения

нефти

водой приходится

31 %

добытой нефти,

за

счет расширения

газовой шапки

—

Задача

4.4.

Подсчитать начальные запасы нефти, нефтеот-

дачу

определить влияние режимов растворенного газа, газовой

шапки

поступления воды

пределы нефтегазовой залежи

для

"грех

моментов

ее

разработки

при

исходных данных, показанных

табл.

27.

Причем объемный коэффициент нефти

при

начальном

127

пластовом давлении 6

Н0

= 1,312 м

/м

, объемный коэффициент

газа газовой шапки Ь

г0

0,00637

/м

, газосодержание Γ

106,9 м

/м

. Относительный объем начальной газовой шапки.

0,224.

Таблица

Показатели

Количество отбираемой нефти Q

, млн.

Пластовое давление р, МПа

Средний

газовый фактор Г, м

/м

Объемный коэффициент газа Ь

у?/м

Двухфазный объемный коэффициент β,

ΜΎΜ

Эффективный

объем поступающей воды

№в—<?„*„,

млн. м

Время

1,442

14,6

290,3

0,00676

1,328

2,24

начала разработки залежи, сут

5,093

14,3

190,6

0,00691

1,337

4,75

7,67

14,2

177,2

0,00695

1,339

4,97

Вычисления выполняются самостоятельно с использованием:

расчетных формул, приведенных в задачах 4.1; 4.3.'

•Ответ.

Время

разработки,

сут

, млн. м

66,0

95,0

94,0

2,2

5,4

8,2

DDI

0,285

0,244

0,180

SDI

0,320

0,240

0,174

WDf

0,395

0,516

0,646

Задача 4.5. Определить объем законтурной воды, поступив-

шей

в нефтегазовую залежь, разрабатываемую в течение 40 мес

(104· 10

с) при наличии активной водонапорной области. Через

93,6-10

с (~ 36 мес) пластовое давление стабилизировалось на

уровне рст = 13,6 МПа против р

= 15,5 МПа в начале разра-

ботки.

Характер падения давления показан на рис. 48. К моменту

стабилизации давления добыча нефти из залежи также установи-

лась на уровне 7-Ю

/сут

при текущем газовом факторе Г

—•

152 м

/м

. Начальное газосодержание нефти составляло Г

106,9 м

/м

. Двухфазный объемный коэффициент при стабили-

зированном

давлении В — 1,34 м

/м

, объемный коэффициент газа

0,00693

/м

. Дебит воды составлял q

= 518

/сут

при

объемном коэффициенте воды Ь

1,028.

Решение.

Очевидно, что при стабилизации пластового дав-

ления

суммарный дебит нефти с растворенным в ней газом, свобод-

ного газа и воды компенсируется расходом воды из законтурной

области пласта, что можно представить в виде следующего равен-

ства:

-\-q

(4.9)

230 870

1160 έ сут

Рис. 48. График изменения давления от времени разработки залежи

/ — пластового давления; 2 — понижения давления относительно начального

другой стороны, расход воды, поступающей в залежь из во-

доносного бассейна, можно определить приближенно по формуле

где К — константа, характеризующая вторжение законтурных

вод или удельный расход воды на единицу падения давления. Она

также характеризует продуктивность законтурной области пласта.

Будем считать, что эта константа не изменяется в процессе разра-

ботки.

После

определения константы К можно подсчитать объем втор-

гающейся в залежь воды к любому моменту времени с начала раз-

работки по формуле

= K \

(Ро

— ρ)άτ. (4.10)

Подсчитаем расход воды в стабилизированных условиях раз-

работки залежи:

1,34-0,081+(152—106,9)0,081+

1,028-0,006^3,77

/с.

Константа

вторжения пластовых вод

К=-

3,77

1,984-ΙΟ"

/(с-Па).

Ро

—Рст

(15,5—13,6)

Для определения объема вторгающейся в залежь воды необхо-

димо вычислить интеграл в формуле (4.10). Для этой цели подсчи-

таем площадь, ограниченную кривой 2 (см. рис. 48), осью абсцисс

вертикалью со временем 1204 сут (104· 10

с). Эта площадь равна

133,27

см

Тогда W

1,984-Ю-

133,27-10

264,4-10'

5 Заказ № 1934 129

Задача 4.6. Подсчитать запасы газа в газовой шапке нефте-

газовой залежи и суммарный отбор газа из нее Q

, обеспечивающий

постоянный

объем газовой шапки при снижении среднего давле-

ния

в залежи от начального р

—• 22,1 МПа до ρ -- 16,1 МПа.

Пластовая температура Т

пл

= 101 °С. Состав газа, молярная доля

компонентов

и другие характеристики приведены в табл. 28.

Таблица

Компонент

Метан

Этан

Пропан

Бутан

Пентаны

СО

Итого

Молярная

доля

0,8500

0,0601

0,0360

0,0172

0,0050

0,0010

0,0207

1,000

Молекуляр-

ная

масса

16,04

30,07

44,09

58,12

72,15

44,01

28,02

Критическое

давление,

МПа

4,58

• 4,82

4,20

3,74

3,30

7,28

3,34

Критическая

температура,

190,7

305,5

370,0

425,4

470,2

304,2

126,1

Молярная

масса

воздуха

Λί

Μ3

28,97

кг/моль. Общий объем

пласта, занятый газовой шапкой, составляет 1/

22,04-10

Средняя

пористость m = 0,18, насыщенность порового объема свя-

занной

водой Sen = 0,16, а содержание рассеянной нефти в объеме

газовой шапки s

~ 0,06.

Решение.

Определим объем газа в газовой шапке по извест-

ному объему пласта, пористости и насыщенности:

= V

m (I —

—s

)

22,04-10

·0,18(1

—

0,16—0,06)

3,09·

Для подсчета относительной плотности газа определим моляр-

ную массу газа. С этой целью перемножим молярную долю каждого

компонента

на его молекулярную массу, а затем просуммируем

полученные результаты. Получим М

—•

19,012.

Тогда относи-

тельная плотность газа

19,012

Рг

28,97

0,656.

Определим критические давление и температуру газа. Для

этого перемножим молярные доли компонентов на соответственно

критические давление и температуру каждого из них и найдем

сумму. Псевдокритические давления при начальном и текущем

пластовых давлениях

будут:

(р

)-22,1/4,49-4,92;

(р):-16,1/4,49 = 3,59;

374/206,4

=1,8.

130