Геологические процессы и документы

Рассмотрим случай радиального  притока в скважину при произвольно  изменяющейся вдоль радиуса гидропроводности.

Проинтегрируем в (2.8) правую часть  и перепишем результат следующим  образом:

.                                                                    (2.15)

Подынтегральная функция

.                                                                               (2.16)

может быть построена графически по заданным значениям ε для различных радиусов и проинтегрирована в пределах от r_с до R_к любым методом приближенного интегрирования или измерением планиметром площади под кривой у(r)   в заданных пределах.

В некоторых случаях добывающая скважина дренирует одновременно несколько  пропластков с различными проницаемостями, толщинами, вязкостями нефти, а также пластовыми давлениями. Однако приток в такой сложной системе будет происходить при одинаковом забойном давлении (приведенном). При этом некоторые пропластки с меньшим пластовым давлением, чем на забое скважины, способны поглощать жидкость. В любом случае общий приток такого многослойного пласта будет равен алгебраической сумме притоков из каждого пропластка:

.                                                       (2.17)

Формулы радиального притока, вследствие их простоты, часто используются в инженерных расчетах. При этом погрешности в оценке исходных параметров, таких как k, h, μ, (P_к - P_с), непосредственно влияют на величину q. Что касается величин R_к и r_с, то, поскольку они находятся под знаком логарифма, в отношении их допустимы значительные погрешности.

Пример. Допустим истинное значение Rк = 100 м, а в расчете по ошибке было принято Rк = 1000 м, т. е. допущена 10-кратная ошибка. Тогда истинный приток

,                                                                  (2.18)

где r_c = 0,1 м.

Расчетный приток

.                                                                  (2.19)

Сравнение производим при прочих равных условиях, деля (2.18) на (2.19):

.                                                                       (2.20)

Откуда q_расч = 3/4 q_ист. Т. е. расчетный дебит будет составлять 75% истинного дебита.

При применении формулы  радиального притока для скважины, расположенной среди других добывающих скважин, за Rк принимают половину расстояния до соседних скважин или  средневзвешенную по углу величину этого расстояния. Формула радиального притока часто используется для определения гидропроводности по известным дебиту и давлениям.

Поскольку формулы описывают  радиальную фильтрацию в пласте, то в них необходимо подставлять  значение вязкости нефти при пластовых условиях, то есть при пластовых температуре и давлении с учетом соответствующего количества растворенного газа. Вычисленный дебит q (объемный расход жидкости) также получается при пластовых условиях. Для перевода дебита к нормальным поверхностным условиям необходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости.

2.3. Режимы разработки  нефтяных месторождений

Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин  -  к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет пластовой энергии. Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения, как правило, пластовое давление падает. Поэтому важно извлечь запасы нефти из пласта, до того как давление снизится и станет невозможно поддерживать необходимые депрессии.

За изменением пластового давления постоянно следят и при  быстром его снижении применяют  искусственные методы воздействия  на залежь и, в частности, методы поддержания  пластового давления. Темп снижения пластового давления, характеризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления. Это искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных - естественных факторов:

• наличия газовой шапки, энергия расширения которой используется при разработке месторождения;
• запаса упругой энергии в пластовой системе;
• содержания растворенного в нефти газа, энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоям скважин;
• наличия источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти;
• гравитационного фактора, который эффективно может способствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами падения.

Перечисленные факторы, определяющиеся природными условиями, связаны с процессом формирования месторождения и не зависят от технолога. Одни из этих факторов могут иметь определяющую роль в процессах разработки, другие подчиненную роль.

Капиллярно-поверхностные  силы особенно существенны в пористых средах с большой удельной поверхностью способствуют, а чаще тормозят фильтрацию пластовой жидкости и поэтому в совокупности с перечисленными факторами определяют интенсивность притока жидкости к забоям скважин.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов:

• водонапорный (естественный и искусственный),
• упругий,
• газонапорный (режим газовой шапки),
• режим растворенного газа,
• гравитационный.

От правильной оценки режима дренирования зависят технологические  нормы отбора жидкости из скважин, предельно  допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-математического  аппарата для прогнозирования гидродинамических показателей разработки, определения объемов добычи жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин, а также и тех мероприятий по воздействию на залежь, которые необходимы при разработке для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи.

Однако определить режим  залежи не всегда просто, так как  в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно.

Рассмотрим идеализированные условия, когда тот или иной режим  проявляется в «чистом виде», т. е. когда изменения в залежи в процессе ее разработки обусловлены действием только одного режима, а проявление других режимов либо отсутствует вовсе, либо столь незначительно, что им возможно пренебречь.

 

 

2.4. Водонапорный режим

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин.

Условие существования  водонапорного режима

,

где Pпл - среднее пластовое  давление, Pнас - давление насыщения.

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется  только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис. 2.3) обеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти 1 с областью питания 3, которой может служить естественный водоем  -  русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины 4. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. Это и обусловливает активность законтурной воды.

Как правило, пластовое  давление в подобных залежах равно  гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания  пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2 - 8 % от извлекаемых запасов в год).

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаются ее замещением законтурной или нагнетаемой  водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин,

Рис. 2.3. Схема геологических  условий существования

естественного водонапорного  режима

 

пластовое давление и  газовый фактор. Стабильность газового фактора обусловлено еще и  тем, что при Pпл > Pнас выделения  газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в ней растворено при пластовых условиях (рис. 2.4). Обводнение скважины происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой неоднородности пласта обводнение скважин может растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым прослоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым - медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.

Рис. 2.4. Изменение во времени  основных

характеристик водонапорного  режима

 

В отличие от естественного  водонапорного режима при искусственном  непрерывный напор воды, вытесняющей  нефть, создают ее нагнетанием с  поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно должен иметь выход на дневную поверхность для получения непрерывного питания.

При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях.

Перераспределение давления в пласте, которое происходит при  изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить  быстро (теоретически мгновенно), поэтому  этот режим еще называют жестким. Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

2.5. Упругий  режим

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием  упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования  этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (Pпл > Pнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.

Объемный коэффициент  упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении давления на единицу, т. е.

,                                                                                              (2.43)

где ΔV  - приращение объема (за счет упругого расширения);

ΔP - приращение давления (понижение давления); V - первоначальный объем среды.

Поскольку отрицательному приращению давления соответствует  положительное приращение объема, то впереди ставится знак минус.

Твердый скелет пористого пласта при изменении внутреннего давления деформируется вследствие изменения объема самих частиц оседания кровли пласта при уменьшении внутрипорового давления, что приводит к уменьшению пористости и к дополнительному вытеснению жидкости. Из экспериментальных данных известно:

для воды    ;

для нефти   ;

для породы .

Обычно для оценки сжимаемости пласта пользуются приведенным  коэффициентом сжимаемости, который  называют коэффициентом упругости  пласта. Это усредненный коэффициент  объемной сжимаемости некоторой фиктивной среды, имеющей объем, равный объему реального пласта с насыщающими его жидкостями, совокупное упругое приращение которых равно упругому приращению объема фиктивной среды.

Согласно определению  можно найти упругие приращения объемов воды, нефти и породы для единичного элемента объема пласта

.                    (2.44)

где V -  объем фиктивной среды, равный сумме объемов воды, нефти и твердого скелета пласта; V_п, V_в, V_н - общие объемы твердого скелета пласта и насыщающих его воды и нефти соответственно; β* - приведенный коэффициент упругости пласта.

Обозначая m, α_в, α_н соответственно пористость, водо- и нефтенасыщенность пласта, можем вместо (2.44) записать

,       (2.45)

или

.                                              (2.46)

Это и будет наиболее общее выражение для приведенного объемного коэффициента упругости  пластовой системы.

Упругий режим, относящийся  к режиму истощения, существенно  неустановившийся. Давление в пласте по мере отбора жидкости падает. Для  него характерны непрерывно разрастающаяся вокруг скважины воронка депрессии, систематическое падение дебита во времени при сохранении постоянства депрессии или систематическое увеличение депрессии во времени при сохранении дебита. Однако во всех случаях при упругом режиме газовый фактор должен оставаться постоянным по тем же причинам, что и при водонапорном режиме. Темп падения среднего пластового давления может быть различным в зависимости от общего запаса упругой энергии в пласте (от размеров окружающего залежь водного бассейна).