Разработка при упругом режиме

Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме - это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, давления и скорости продвижения нефти и воды насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.

Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих скважин или расходы воды нагнетательных скважин. Упругий режим с точки зрения физики — расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т. е. нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.

Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач по разработке нефтяных месторождений.

1. При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.

На основе теории упругого режима создан метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД). Технологически этот метод состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом до достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой опускают глубинный манометр, способный регистрировать изменение давления на забое скважины во времени . Закрывают исследуемую скважину. Давление на ее забое , начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважинами. В каждой исследуемой скважине давление может восстанавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления определяют на основе соответствующего решения задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопроводность пласта.

Изменение давления в самой скважине описывается известной формулой упругого режима:

, где

ΔP – изменение давления в скважине, ат;

Q - дебит пущенной в эксплуатацию (или остановленной) скв. см³/сек;

µ_н – вязкость нефти в пласт. условиях, (Па·сек);

h - толщина пласта в пределах которого осуществляется процесс фильтрации, см;

r_с – радиус скв., см;

t - время с начала пуска или остановки скв., сек;

k - проницаемость пласта, Дарси;

χ - пьезопроводность пласта, см²/сек.

- интегральная показательная функция (берется из таблицы)

,

β* - упругоемкость в ат ^–1, характеризует количество нефти в долях элемента объема залежи, вытекающей из этого элемента при снижении пластового давления в нем на 1 ат.

β* = (1 – S_в) mβ_н + S_вmβ_в + β_п , где

m – пористость пласта, доли ед.;

β_н, β_в, β_п – коэффициенты сжимаемости нефти, воды и пористой среды;

S_в – водонасыщенность пласта, доли ед.

Характерная динамика пластового давления в районе пущенной (или остановленной) скважины показана на рис.

Сначала давление в скважине изменяется быстро, затем все медленнее. Режим пласта становится установившимся или стационарным.

2. При расчетах перераспределения давления в пласте, т.е изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска или остановки или изменения режима работы других скважин.

Эти расчеты используют, для интерпретации данных «гидропрослушивания» пласта. Например в момент времени производят пуск в работу скв. А с дебитом (рис.). На забое остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного давления .

Рис.31. Кривая понижения давления в прослушиваемой скважине

-«волны» понижения пластового давления а справа — типичная кривая понижения давления в прослушиваемой скважине. По скорости понижения давления оценивают среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В. Если же в скв. В не происходит изменения давления, т. е. она не прослушивается, то считают, что между этими скважинами существует непроницаемый барьер

(тектонический сдвиг, участок залегания непроницаемых пород и т. д.). Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для определения охвата пласта воздействием и регулирования его разработки.

3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения.

Если нефтяное месторождение разрабатывается без воздействия на пласт и оно окружено обширной водоносной областью, то отбор нефти из месторождения и понижение пластового давления в пласте вызовут интенсивный приток воды из законтурной в нефтеносную область пласта.

Рассмотрим эпюру распределения давления на месторождении, разрабатываемого на естественном режиме.

Рис.32. Схема нефтяного месторождения и изменения пластового давления:

1-внешний контур нефтеносности; 2-внутренний контур нефтеносности;

3-добывающие скважины; 4-пьезометрические скважины; 5-изобары; 6-условный контур нефтеносности; 7-эпюра пластового давления вдоль разреза месторождения по линии А А¹

В процессе отбора из пласта вначале нефти, а затем нефти с водой пластовое давление изменится по сравнению с начальным , которое сохранится в водоносной части на некотором, постоянно увеличивающемся, удалении от контура нефтеносности. Бблизи внешнего 1 и внутреннего 2 контуров нефтеносности пластовое давление резко снижается в результате роста фильтрационного сопротивления при совместной фильтрации нефти и воды, затем плавно изменяется по площади. Вблизи добывающих скважин 3, возникают воронки депрессии и забойное давление в скважинах составляет . Построив изобары 5 (линии равного пластового давления), можно определить средневзвешенное пластовое давление , которое в процессе разработки месторождения на естественном режиме будет уменьшаться со временем. Если вблизи контура нефтеносности имеются пьезометрические скважины 4, то замеряют изменение давления на контуре считая, что пьезометрические скважины находятся на некотором условном контуре нефтеносности 6. Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средневзвешенного пластового давления или контурного . По отбору жидкости из нефтяной залежи можно определить изменение во времени отбора воды из законтурной части пласта,приближенно полагая, что темп отбора воды из законтурной области пласта равен темпу отбора жидкости из нефтяной залежи . Пусть, например, на месторождении имеются пьезометрические скважины и по глубинным замерам определено изменение в них давления за некоторый начальный период разработки месторождения , то изменение и за начальный период и за весь срок разработки будет иметь вид (рис ). Естественно, в начальный период разработки отбор жидкости возрастает, затем стабилизируется и по мере отбора жидкости в поздний период снижается.

Рис.33. Зависимость от времени

Рис.34. Зависимость от времени

1-фактическое (замеренное в скважинах) контурное давление за период ;

2- возможные варианты изменения при различных

Ээкстраполировать изменение по имеющейся зависимости за начальный период разработки нельзя, так как темп отбора жидкости изменится при . Изменение прогнозируют на основе решения соответствующих задач теории упругого режима.

4.С помощью компьютерного решения уравнения упругого режима можно рассчитать изменение давления во времени в каждой точке пласта. Однако при грубых оценках возможностей разработки нефтяных месторождений при упругом режиме используют понятие об упругом запасе месторождения, его части или законтурной области. Упругий запас — это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное, предельное ( т.е Р насыщения), исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения, значение. Упругий запас обычно определяют по формуле линейного закона сжимаемости пласта

; , (4.11)

где — изменение порового объема, т. е. непосредственно упругий запас пласта объемом ; , и — абсолютные величины.

Разработка нефтяных месторождений при естественном упруговодонапорном режиме весьма эффективна, так как при этом не нужно затрачивать большие средства на создание и осуществление системы поддержания пластового давления. Но осуществление полной выработки извлекаемых запасов только при такой системе возможно лишь на небольших залежах или при наличии мощной пластовой водонапорной системы.

Разработка месторождений при режиме растворенного газа

При снижении пластового давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. С увеличением газонасыщенности, в связи со снижением Рпл пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление – газовую шапку. которая называется вторичной. Опыт разработки при РРГ показывает, что почти всегда РРГ сменяется газонапорным. В нашем случае рассмотрим разработку пласта когда всплывание пузырьков затруднено из=за слоистости пласта, т.е РРГ в чистом виде. При РРГ процесс разработки пласта можно изучать по поведению одной скважины, т.к. при равномерном размещении скважин и одинаковых параметрах пласта все скважины имеют одинаковые области дренирования. Расчет эксплуатации залежи при РРГ сводится к рассмотрению неустановившегося процесса развития режима растворенного газа в пределах области, окружающей отдельную скважину. Для определения технологических показателей разработки необходимо иметь экспериментальные данные о зависимости вязкости µ_н и m_г, плотностей ρ_н и ρ_г, объемного коэффициента β и количества растворенного в нефти газа S от давления Р. Изменение показателей разработки дебита нефти, Р_к,( на контуре) Р_з,( на забое) и газового фактора можно определить по следующей методике.

Связь между дебитом q_н и перепадом давлений в заданный момент времени определяется по формуле:

, где

q_н – дебит скважины в м³/сек;

k - проницаемость пласта в м²;

h - толщина пласта в м;

r_к - радиус контура питания, м;

r_с - радиус скважины, м;

(H_к-Н_с) – разность обобщенной функции Христиановича, в Па при значениях давления на контуре питания Р_к и давления на забое скважины Р_с.

Далее методика расчетов показателей разработки залежи основывается на теории установившейся фильтрации газированной жидкости Христиановича, который ввел обобщенную функцию Н, определяемую как.

, где

- есть функция насыщенности нефтью порового пространства. которая определяется как отношение фазовой проницаемости для нефти к проницаемости пласта,

m_н – вязкость нефти, зависящая от давления, в Па·с.

в - объемный коэффициент, зависящий от давления.

Интеграл вычисляют приближенным методом, либо используются различные приближенные формулы. Кроме того, используются специальные таблицы относительных проницаемостей для нефти и газа. Зная данные о вязкости нефти и растворимости газа в нефти, строится зависимость Н от Н(Р). Затем определяют дебит скважины, задаваясь значениями забойного давления.

Разработка месторождений при режиме РРГ ведет к существенному росту газовых факторов и к снижению нефтеотдачи, поэтому разработку ведут с применением ППД. И в заключение можно сказать. что знание теории расчетов при естественных режимах необходимо прежде всего для определения эффективности разработки месторождений при заводнении по сравнению с разработкой на естественных режимах.