ФНГ / РЭНГМ / Практическое занятие №3. Управление процессом выработки запасов
(автор - student, добавлено - 22-01-2013, 22:46)
Практическое занятие №3.
Управление процессом выработки запасов По мере извлечения углеводородов из залежи естественная энергия, под действием которой флюид течет в добывающие скважины, уменьшается. При этом уменьшаются и дебиты добывающихся скважин. Темп снижения энергии в залежи зависит не только от режима дрениро-вания, но и от извлекаемых запасов нефти и темпов их от бора. В свого очередь, количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород в флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д. Если использовать только естественные энергетические источники, то возможно, во-первых, получить невысокие коэффициенты нефтеотдачи или, во-вторых, в значительной степени растянуть сроки разработки месторождения. Именно поэтому в настоящее время широко применяются методы искусственного воздействия на залежи углеводородов (методы управления процессом выработки запасов). Принципиально эти методы делятся на методы, реализация которых приводят к искусственному воздействию на залежь в целом (интегральное воздействие), и на методы, реализация которых приводят к воздействию только па призабойную зону каждой конкретной скважины (локальное воздействие). Остановимся на рассмотрения параметров, управление которыми позволяет реализовать как интегральное, так локальное воздействия. 4.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ УПРАВЛЯЕМОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ В ЦЕЛОМ ИЛИ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ Совершенно очевидно, что управление процессом выработки запасов углеводородов связано с искусственным воздействием на определенные параметры, которые мы будем называть управляемыми параметрам. Основное уравнение притока флюидов в обобщенном виде таково (см. главу 3): В частном случае, когда n= 1, уравнение записывается в виде: Проанализируем приведенные выражения. Дебит скважины Q зависит от следующих параметров: —коэффициента пропорциональности к; — пластового давления Рпл; — забойного давления Рзаб; — показателя степени n, характеризующего режим фильтрации флюида; — проницаемости системы k; — вязкости флюида μ; — радиуса контура питания Rk; — физического радиуса скважины rс; — коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С, связанных с изменением геометрия течения флюида в скважину. Вышеперечисленные параметры являются управляемыми, хотя их влияние на дебит скважины неодинаково. Рассмотрим параметры, управление которыми может быть реализовано в пределах всей залежи, в пределах ПЭС или в пределах в ПЭС, и всей залежи. К управляемым параметрам для всей залежи относятся: — пластовое давление Pпл; — проницаемость области дренирования вязкость флюида k; — вязкости флюида μ; — радиус контура питания Rk; для ПЗС: — коэффициент пропорциональности к; — показатель степени n; — забойное давление Рзаб; — проницаемость ПЗС k; — вязкость флюида μ; — радиус контура питания Rk — радиус скважины rс; — коэффициент С. 4.3. ВЛИЯНИЕ СВОЙСТВ ПРОДУКЦИИ И ПЛАСТА НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАМЕЩЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ. Рассматривая замещение нефти водой при любой системе заводнения, принимаем, что закон Дарси остается справедливым. По определению, обводненность В добываемой продукции скважины такова: (4.34) где Qв, QН – соответственно объемный дебит скважины по воде и нефти, м3/с. Используя уравнение Дюпюи, запишем: (4.35) (4.36) где kН, kв – соответственно фазовые проницаемости для нефти и воды, зави-сящие от насыщенности, м2; вН, вв – соответственно объемные коэффициенты нефти и воды; μН, μв – соответственно вязкость нефти и воды в пластовых условиях, Па∙с. Подставляя (4.35) и (4.36) в (4.34), получим или (4.37) Анализ данного выражения позволяет установить влияние отдельных параметров пласта и жидкости на эффективность замещения нефти водой. Рассмотрим для примера влияние соотношения вязкости нефти и воды. Примем . Тогда выражение (4.37) будет: (4.38) т.е. соотношение вязкостей воды в нефти определяет процесс обводнения до-бывающих скважин; при этом чем меньше вязкость нефти в пластовых условиях, тем медленнее обводняется добывающая скважина и эффективнее процесс замещения нефти водой. Оценим максимально возможный (теоретический) коэффициент нефтеотдачи при замещении нефти водой, для чего рассмотрим кривые относительных фазовых проницаемостей на рис. 4.1. Рис. 4.1. Зависимости относительных фазовых проницаемостей от водо-насыщенности. Принимаем: начальная водонасыщенность Sв.нач. = 0,20; конечная водонасыщенность Sв.кон. = 0,84. Объем извлеченной нефти при замещении нефти водой Vн.изв.: (4.39) а балансовые запасы Vн.бал: (4.40) Принимая коэффициент охвата ηохв = 1, коэффициент нефтеотдачи η выразим так: (4.41) Подставляя в (4.41) значения , получим: т.е. теоретически возможный коэффициент нефтеотдачи при замещении нефти водой (при бесконечной промывке пласта) не превышает 80%. |
|