Материал: Разработка нефтяных месторождений.

5. Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа от­ носительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтя­ ного месторождения. В процессе поддержания пластового дав­ ления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кри­ вой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного место­ рождения без воздействия на пласт, т. е. с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давле­

ние р станет меньше давления насыщения рнгс, насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча га­ за резко возрастает.

объема добываемого из скважины газа, приведенного к стан­ дартным условиям, к добыче в единицу времени дегазирован­ ной нефти. В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использовать в качестве технологической характеристи­ ки разработки нефтяного месторождения в целом. Тогда с р е д ­ ний г а з о в ы й ф а к т о р равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения.

6. Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных техно­ логических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических ре­ агентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ мо­ жет изменяться в процессе разработки месторождения. Эти ве­ щества могут добываться из пласта вместе с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показа­ телей.

7. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным. Так, вблизи нагне­ тательных скважин давление повышенное, а вблизи добываю­ щих скважин — пониженное (воронки депрессии). Поэтому, го­ воря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзве­ шенное по площади или объему пластовое давление. Средне­ взвешенное по площади месторождения пластовое давление

(1.42)

s

В формуле (1.42) интеграл берется по площади 5 месторожде­ ния.

36

8. Давление ру на устье добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

9. Распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность. Проницаемость нефтяных плас­ тов вследствие их неоднородности различна на отдельных уча­ стках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия нефтяных пластов при бурении скважин, их крепления и освоения. В результате продуктивность отдельных скважин, пробуренных на месторождении, оказывается резко различной. Тогда при одном и том же перепаде давлений Арс=Рн—Рс и одинаковом устьевом давлении ру в добывающих скважинах де­ биты их будут различными или же равные дебиты скважин мо­ гут быть получены при различных забойных давлениях. Указан­ ные обстоятельства приводят к применению в скважинах раз­ личных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность. Так, при высокой продуктивности (высо­ ком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут понадобиться механизированные способы подъема жид­ кости с забоя. Зная распределение коэффициентов продуктив­ ности добывающих скважин и области эффективного примене­ ния различных способов эксплуатации, можно найти вероят­ ностное статистическое распределение скважин месторождения по способам подъема жидкости из недр.

37

10. Пластовая температура. В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жид­ костей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в плас­ ты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в

пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового го­ рения. Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разра­ ботки и стать, как и пластовое давление, показателем разработ­ ки. При проектировании процессов разработки нефтяных место­ рождений, проведение которых связано со значительным изме­ нением пластовой температуры, необходимо рассчитывать рас­ пределение температуры в пласте в целом или в элементе си­ стемы разработки. Важно также прогнозировать изменение тем­ пературы вблизи забоев нагнетательных и добывающих сква­ жин, а также в других пластах, соседних с разрабатываемым.

Помимо описанных основных показателей разработки при осуществлении различных технологий извлечения нефти из недр определяют также особые показатели, свойственные данной тех­ нологии. Например, при вытеснении нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров или дву­ окисью углерода необходимо количественно прогнозировать сорбцию и связанную с ней скорость движения в пласте, реаген­ тов. При использовании влажного внутрипластового горения — определять водовоздушное отношение, скорость продвижения по пласту фронта горения и т. д.

Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие дан­ ной технологии извлечения нефти из недр при данной системе разработки нефтяного месторождения, взаимосвязаны. Нельзя, например, произвольно задавать перепады давления, пластовое давление, добычу жидкости и расход закачиваемых в пласт ве­ ществ. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Взаимосвязь показателей разработки следу­ ет учитывать в расчетной модели разработки нефтяного место­ рождения, и если одни из показателей заданы, то другие долж­ ны быть рассчитаны.

Контрольные вопросы

1. Дайте определение объекта и системы разработки нефтя­ ного месторождения.

2.Укажите главные параметры, которыми характеризуется система разработки месторождения.

3.Изложите классификацию систем разработки месторож­

дений.

4.Получите формулу, характеризующую взаимосвязь между темпами разработки от начальных извлекаемых запасов и оста­ точных извлекаемых запасов.

5.Дайте определение элемента разработки месторождения.

38

Г л а в а II

МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 1. МОДЕЛИ ПЛАСТОВ И ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ

Под моделью в широком научном смысле этого слова понима­ ют реально или мысленно созданную структуру, воспроизводя­ щую или отражающую изучаемый объект. Название модель происходит от латинского слова modulus, что означает «мера, образец». Моделирование принадлежит к числу основных мето­ дов познания природы и общества. Оно широко используется в технике и является важным этапом в осуществлении научнотехнического прогресса.

Создание моделей нефтяных месторождений и осуществле­ ние на их основе расчетов разработки месторождений — одна из главных областей деятельности инженеров и исследователейнефтяников.

На основе геолого-физических сведений о свойствах нефтя­ ного, газового или газоконденсатного месторождения, взглядов на его будущую систему и технологию разработки создают ко­ личественные представления о их разработке. Система взаимо­ связанных количественных представлений о разработке место­ рождения— модель его разработки, которая состоит из модели пласта и модели процесса разработки месторождения.

М о д е л ь п л а с т а — это система количественных представ­ лений о его геолого-физических свойствах, используемая в рас­

ных представлений о процессе извлечения нефти из недр. Вооб­ ще говоря, в модели разработки нефтяного месторождения мож­ но использовать любую комбинацию моделей пласта и процес­ са разработки, лишь бы эта комбинация наиболее точно отра­ жала свойства пластов и процессов. Вместе с тем выбор той или иной модели пласта может повлечь за собой учет в модели процесса каких-либо дополнительных его особенностей и наобо­ рот.

Модель пласта следует, конечно, отличать от его расчетной схемы, которая учитывает только геометрическую форму пла­ ста. Например, моделью пласта может быть слоисто-неоднород­ ный пласт. В расчетной же схеме пласт при одной и той же его модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейный пласт и т. д.

Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и га­ за всегда облечены в математическую форму, т. е. характеризу­ ются определенными математическими соотношениями.

39

Главная задача инженера, занимающегося расчетом разра­ ботки нефтяного месторождения, заключается в составлении расчетной модели на основе отдельных представлений, получен­ ных в результате геолого-геофизического изучения месторожде­ ния, а также гидродинамических исследований скважин.

По данным геолого-геофизических и гидродинамических ис­ следований, можно получить весьма пеструю картину месторож­ дения. В расчетной модели ее следует упорядочить, выделив главные особенности моделируемых пластов и охарактеризовав их количественно.

Обычно все многообразие пластов-коллекторов нефти и га­ за сводят к определенным типам моделей пластов, которые и будут рассмотрены.

§ 2. ТИПЫ МОДЕЛЕЙ ПЛАСТОВ

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма,разнообразными свойствами. Известно, что нефть может насыщать не только пористые песчаники, но и находиться в мик­ роскопических трещинах, кавернах, имеющихся в известняках, доломитах и даже в изверженных породах.

Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих по­ род— различие коллекторских свойств (пористости, проницае­ мости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называ­ ют л и т о л о г и ч е с к о й н е о д н о р о д н о с т ь ю п л а с т о в .

Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекто­ ров— наличие в них трещин, т. е. т р е щ и н о в а т о с т ь п л а с ­ тов.

При разработке месторождений эти особенности нефтегазо­ носных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа.

Модели пластов с известной степенью условности подразде­ ляют на детерминированные и вероятностно-статистические.

Д е т е р м и н и р о в а н н ы е м о д е л и — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактичес­ кое строение и свойства пластов. Другими словами, детермини­ рованная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. Напри­ мер, на рис. 25 показан в плане реальный пласт с отдельными участками пористостью т , и проницаемостью ki. В действитель­ ности строение пласта, показанного на этом рисунке, более сложное. Однако с определенной степенью точности схему этого пласта можно считать его расчетной моделью. Практическое применение детерминированных моделей пластов -стало возмож­ ным благодаря широкому развитию быстродействующей вычис­ лительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов разработки нефтяного месторож­ дения с использованием детерминированной модели всю пло­

40