Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

4.1. ПРОЯВЛЕНИЕ УПРУГОГО РЕЖИМА

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

Упругий режим проявляется в любых ситуациях, в то время, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин либо затраты воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Но кроме того при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, к примеру в ходе разработки месторождения, с применением законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Упругий режим с позиций физики – расходование либо пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске добывающей скважины давление в ней значительно уменьшается если сравнивать с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной территории значительно уменьшается, т. е. породы и нефть выясняются менее сжатыми, чем раньше. С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ, и режим пласта изменится – упругий режим сменится режимом растворенного газа либо газонапорным.

Теорию упругого режима применяют в основном для ответа следующих задач по разработке нефтяных месторождений.

1. При определении давления на забое скважины в следствии ее пуска, остановки либо трансформации режима эксплуатации, и при интерпретации результатов изучения скважин с целью определения параметров пласта.

Рис.29. Схема скважины при изучении способом восстановления давления: 1– ролик подъемного устройства; 2 – канат (кабель);3 – задвижка; 4 – скважина; 5 – глубинный манометр; 6 – пласт Рис.30. Кривая восстановления забойного давления в скважине: 1 – точки фактических измерений забойного давления глубинным манометром

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах
Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

На базе теории упругого режима создан самый известный в практике разработки нефтяных месторождений способ определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (способ КВД). Технологически данный способ пребывает в том, что исследуемую скважину сначала эксплуатируют с постоянным дебитом

до успехи притока в скважину, близкого к установившемуся. После этого на забой (рис.29) опускают глубинный манометр, талантливый регистрировать изменение давления на забое скважины во времени

. В некий момент времени, условно принимаемый за начальный (t = 0), 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 особенным образом. Снимая кривую восстановления забойного давления

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

, определяют на базе соответствующего ответа задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопроводность пласта. На рис.30 продемонстрирована обычная фактическая кривая восстановления забойного давления в виде зависимости

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

.

2. При расчетах перераспределения давления в пласте и соответственно трансформации давления на забоях одних скважин, в следствии пуска-остановки либо трансформации режима работы вторых скважин, разрабатывающих пласт.

Эти расчеты применяют, например, для интерпретации данных «гидропрослушивания» пласта, осуществляющегося следующим образом. В момент времени

создают пуск в работу скв. А с дебитом

(рис.31). На забое остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного давления

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

.

На рис. 31 слева продемонстрированы «волны» понижения пластового давления

, а справа — обычная фактическая кривая понижения давления в прослушиваемой скважине. По скорости и амплитуде понижения давления

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

возможно оценить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В.

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

Рис.31. Кривая понижения давления в прослушиваемой скважине

В случае если же в скв. В не происходит трансформации давления, т. е. она не прослушивается из скв. А, то уверены в том, что между этими скважинами существует непроницаемый барьер (тектонический сдвиг, участок залегания непроницаемых пород и т. д.). Установление гидродинамических связей между скважинами имеет серьёзное значение для определения охвата пласта

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

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

На рис. 32 продемонстрирована схема нефтяного месторождения с равномерным размещением скважин, разрабатываемого на естественном режиме. В ходе отбора из пласта сначала нефти, а после этого нефти с водой пластовое давление изменится если сравнивать с начальным

, которое сохранится в водоносной части на некоем, неизменно возрастающем, удалении от контура нефтеносности. В нижней части этого рисунка продемонстрирована эпюра пластового давления на протяжении разреза пласта по линии АА’. Как видно из данной эпюры, вблизи внешнего 1 и внутреннего 2 контуров нефтеносности пластовое давление быстро снижается в

Рис.32. Схема изменения и нефтяного месторождения 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 на протяжении разреза месторождения по линии А А1

Фактическое изменение

продемонстрировано на рис. 33, а на рис. 34 – изменение

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

за начальный период

и за целый период разработки месторождения. Конечно, в начальный период

разработки отбор жидкости из месторождений в связи с его вводом и разбуриванием в эксплуатацию скважин возрастает. За данный период и выяснено фактическое изменение давления на контуре

. При

отбор жидкости из месторождения изменяется в противном случае, чем в начальный период: он сперва стабилизируется, а в поздний период разработки понижается.

Рис.33. Зависимость

от времени

:

Рис.34. Зависимость

от времени

:

1– фактическое (замеренное в скважинах) контурное давление за период

;

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

2 – вероятные варианты трансформации при разных

Исходя из этого изменение

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

по имеющейся зависимости

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

за начальный период разработки

запрещено, поскольку темп отбора жидкости изменится при

. Изменение

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

прогнозируют на базе ответа соответствующих задач теории упругого режима.

4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта при перехода на разработку месторождения с применением заводнения либо при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, в случае если задано давление на контуре нефтеносности.

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться ответ задачи упругого режима, в то время, когда на контуре нагнетательных скважин (рис. 35) задано давление

, а требуется выяснить расход воды, утекающей в законтурную область пласта.

Рис.35. Схема разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения:

1– внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – добывающие скважины; 4 – нагнетательные скважины;

5 – контур нагнетательных скважин

5. При определении времени, за который в каком — или элементе совокупности разработки с действием на пласт посредством заводнения наступит установившийся режим.

Процессы вытеснения нефти водой происходят в большинстве случаев медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. Исходя из этого можно считать, что спустя некое время по окончании пуска нагнетательных последовательностей в пласте между добывающим и нагнетательным последовательностями наступит период медлительно изменяющегося распределения давления (при постоянстве затрат закачиваемой в пласт воды и отбираемой из пласта жидкости), т. е. упругий режим закончится и создается практически установившийся режим. Время существования упругого режима кроме этого определяют на базе теории упругого режима.

4.2. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЕ УРАВНЕНИЕ УПРУГОГО РЕЖИМА

Чтобы осуществлять расчеты процессов разработки нефтяных месторождений при упругом режиме, нужно, в первую очередь, взять дифференциальное уравнение этого режима, при выводе которого исходят из уравнения неразрывности массы фильтрующегося вещества, которое представим в виде:

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

. (4.1)

Пористость пласта

нелинейно зависит от среднего обычного напряжения

. Но в диапазоне трансформации

от доли единицы до 10 МПа связь между среднего и пористости обычного напряжения можно считать линейной, в частности:

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

. (4.2)

Тут

— сжимаемость пористой среды пласта;

– начальное среднее обычное напряжение.

Используем связь между горным давлением по вертикали

(

,

– удельный вес вышележащих горных пород, Н/м 3,

– глубина залегания пласта), средним обычным напряжением

и внутрипоровым (пластовым) давлением

, определяемую формулой:

. (4.3)

Из формулы (4.3) направляться, что при

:

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

. (4.4)

Учитывая (4.2) и (4.4), приобретаем:

Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

. (4.5)

Объекты разработки нефтяных месторождений, условия их выделения и виды


Похожие статьи:

Понравилась статья? Поделиться с друзьями: