Рис. 67. Зависимость текущей добычи нефти qH, газового фак тора Г и среднего пластового давления р от t
|
Из условия задачи |
|
|
N2 = |
95,7- 10в— 1,5-104, |
|
|
N1 = |
6,50810е— 0,10210е/ при 0 < / < 2 , |
|
|
Nj = |
6,508• 10® — 0,102• 10®/ — 0,024-05 (/ — 2)®/* при 2 < |
* < 10. |
|
Следовательно, через 10 лет после начала разработки |
|
||
N2= |
95,7- 10е— 15-108 = 80,7.106 |
т; |
|
= 6 ,5 0 8 - 10е— 0,102-10е- 10— 0.02405-83/2 = 4,944-106 т. |
|||
Тогда а=2,286; Ь=112-106; с=5,236-1014; р=5,23 МПа. |
давление снизится на |
||
|
Таким образом, за 10 лет |
среднее пластовое |
|
2,77 МПа. На рис. 67 показано изменение текущей добычи нефти q„, газового фактора Г и среднего пластового давления р в процессе разработки место рождения при газонапорном режиме.
Газовая шапка будет занимать долю Я от порового объема пласта, охва ченного разработкой. При этом
^2_____Рятфср |
|
|
|
^оп |
PiaT^on |
4,944-100 |
80,7- Юв.8,5-10-9) 0,205. |
|
106.0,9 |
||
= 0,85-10-з.134,24-10о |
5,23-10» |
||
Таким образом, через 10 лет после начала разработки пласта газовая шап ка займет 20,5% от порового объема пласта, охваченного разработкой. Неф теотдача составит 12,6%.
Из рассмотрения основных закономерностей разработки нефтяных месторождений при естественных режимах, изложен ных в настоящей главе, а также соответствующих примеров следует, что такая разработка в большинстве случаев не мо жет быть эффективной. Так, разработка нефтяных месторож дений при упругом режиме во многих случаях приводит к зна чительному снижению пластового давления и, как следствие, к уменьшению перепадов давления и дебитов скважин. Под держание высоких темпов разработки в условиях падения пла стового давления требует бурения слишком большого числа скважин. Только в особых случаях разработки небольших ме сторождений при очень «активной» законтурной воде запасы месторождений могут быть выработаны при допустимом сниже нии пластового давления.
123
Разработка нефтяных месторождений при режимах раство ренного газа и вторичной газовой шапки ведет к существенно му росту газовых факторов скважин и месторождений в целом и в конечном счете к снижению нефтеотдачи. При режимах растворенного газа и газовой шапки вряд ли можно достичь конечной нефтеотдачи выше 35% даже в случаях разработки месторождений нефтей вязкостью 1—5-10-3 Па-с. Кроме того, разработка нефтяных месторождений при этих режимах свя зана, как правило, с низкими дебитами скважин.
Исключение из описанных закономерностей составляют случаи разработки месторождений в трещиноватых коллекто рах, где нефть подстилается огромным бассейном активных законтурных вод. Такие случаи характерны для месторожде ний Ирана, Кувейта и других стран.
Указанные недостатки разработки нефтяных месторождений при естественных режимах стали понятны нефтяникам уже в 30-х гг. этого века. К концу 40-х гг. разработка подавляющего числа месторождений, особенно содержащих маловязкие неф ти, стала осуществляться с воздействием на пласты, главным образом заводнением.
Однако знать теорию, методы расчета и технологические возможности разработки нефтяных месторождений при есте ственных режимах необходимо. Это нужно прежде всего для выявления эффективности разработки месторождений при за воднении или других методах воздействия на пласты по срав нению с разработкой при естественных режимах, которая при нимается за исходный, «базовый» вариант разработки.
Контрольные вопросы
1.Напишите дифференциальное уравнение упругого режима
врадиальном случае.
2.Напишите приближенную формулу притока воды из за контурной области пласта к нефтяной залежи круговой формы
вплане с постоянным дебитом и объясните методику расчета давления на контуре залежи.
3.Объясните принцип расчета притока воды к нефтяной залежи из законтурной области пласта при переменном дебите
сиспользованием интеграла Дюамеля.
4.Напишите формулу, выражающую зависимость средней насыщенности пласта жидкой фазой от среднего пластового давления при режиме растворенного газа.
5.Выпишите и объясните соотношения для расчета разра ботки нефтяного месторождения при режиме газовой шапки с использованием метода многокомпонентного материального баланса.
Г л а в а IV
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ
§1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вы теснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пла стового давления на заданном уровне.
В настоящее время заводнение — самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторож дений. В СССР свыше 90% всей нефти добывают из заводняе мых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.
Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также оча говое и избирательное заводнение.
Технологически заводнение осуществляется следующим об разом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высо кого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади неф теносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (закон турное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколь ко скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые
с целью осуществления заводнения |
нефтяных пластов, |
назы |
вают к у с т о в ы м и н а с о с н ы м и |
с т а н ц и я м и . К |
каче |
ству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие тре бования. В среднем принято, что количество взвешенных ча стиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.
Давление на устье нагнетательных скважин в процессе за воднения пластов поддерживают обычно на уровне 5—10 МПа, а в ряде случаев — 15—20 МПа. Так как проницаемости в при забойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различныескважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пла стов показывает, что расход qBс воды, закачиваемой в нагне тательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть про порциональным перепаду давления. Однако фактически, со гласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависи мость близка к линейной (рис. 68), но при некотором пере паде давления Арс* расход qBC начинает резко увеличиваться. Это происходит по тош причине, что при перепаде давления
125
P m . 68. Зависимость расхода воды, |
Рис. 69. Зависимость текущей нефте- |
|
эакачиваемой в нагнетательную сква- |
отдачи от |
QB/V a. Нефтеотдача: т]о— |
жнну, от перепада давления |
безводная; |
— конечная |
—Рк“ Дрс* в призабойной зоне скважины раскрываются трещины н эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.
При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают прак
тически |
чистую |
нефть, |
т. е. безводную продукцию, |
а затем, |
по мере |
роста |
объема |
закачанной в пласт воды, |
начинают |
вместе с нефтью добывать воду. Если <7„з— полный расход во ды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторожде ние в целом в единицу времени, q&— количество добываемой
из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), a q*— дебит нефти, то имеем следующие выражения.
1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к мо менту времени t
4
0) |
(IV.l) |
|
|
2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот |
|
же период времени |
|
4 |
|
Q n -Jfc © * » . |
(IV.2) |
В |
|
3. Накошенное количество добытой из пласта воды
4
(П О )
Текущую) пефягешдачу v^Q J/G при разработке заводняемых
мео^рошденнй выражают обычно в виде завпсжмосш тц от
m
Q B / V п и л и |
т] о т Q u a /V n ( V n — поровый объем пласта; G — гео |
логические |
запасы нефти). Типичная зависимость rj=rj { Q B/ V u ) , |
получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую»
нефть (вязкостью 1—5-10-3 МПа-с), |
с применением заводне |
||
ния показана на рис. 69. |
нефти в пласте или в месторождении |
||
в |
Извлекаемые запасы |
||
делом N определяют, |
естественно, |
следующей формулой: |
|
N |
= r\KG . |
|
( I V . 4 ) |
Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения QB3/Vn в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки ме сторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.
Текущая обводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит
Яв |
_ |
Яв |
Яж Яв~\~Яя' |
( I V . 5 ) |
Яв Л" Ян |
|
Яж * |
||
|
|
|
На рис. 70 показана типичная для месторождений маловяз ких нефтей зависимость текущей обводненности от Q B3/V n .
Как уже было указано в гл. I, коэффициент текущей нефте отдачи т) равен произведению коэффициента извлечения нефти, из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой т]1 на коэффициент т^г охвата пласта процессом вытеснения.
К о э ф ф и ц и е н т о м в ы т е с н е н и я нефти водой rii при* разработке нефтяных месторождений с применением заводне ния называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подвер
женной воздействию заводнением. Соответственно |
к о э ф ф и- |
1 2 J |
4 |
Рис. 70. Зависимость текущей нефте |
Рис. 71. Схема заводнения слоистого» |
|
отдачи и обводненности продукции от |
пласта |
|
< 2 в з / К ь |
|
|
/ — текущая нефтеотдача |
2 — текущая |
|
обводненность v |
|
|
127