ФНГ / РЭНГМ / Шпора по РЭНМ
(автор - student, добавлено - 21-02-2013, 19:04)
1. Клас-ция и назнач-е мет-ов повыш н-отдачи пластов и интенсиф-ции добычи неф
По Ибатуллину: МУН – это такие методы воздействия на пласт, которые позволяют получать дополнительные объёмы нефти по сравнению с базовыми вариантами разработки. Таким образом, применение МУН увеличивает извлекаемые запасы по сравнению с базовым вариантом разработки. На сегодняшний день предложено множество классификаций МУН. Наиболее часто используется классификация МУН по типу рабочего агента: 1. Гидродинамические МУН (waterflooding managment) – управление заводнением, включая нестационарное заводнение, изменение фильтрационных потоков… 2. Химические методы (ХМ) (chemical methods) – полимерное воздействие, ПАВ, щелочи, кислоты и т.д. 3. Тепловые методы (thermal methods) – закачка горячей воды, пара, внутрипластовое горение. 4. Газовые методы (gas methods) – закачка газа. 5. Микробиологические методы (microbial methods) – закачка или активация пластовой микрофлоры и (или) закачка метаболитов. 6. Физические методы (physical methods) – волновые методы, основанные на создании нелинейных волновых возмущений различных частот и амплитуд в пластовой среде и (или) закачиваемыми флюидами. В ряде случаев к методам увеличения нефтеотдачи относят и следующие виды воздействия на залежи и месторождения: - разукрупнение объектов разработки; - бурение горизонтальных скважин; - гидроразрыв пласта. Но эти воздействия нередко только интенсифицируют процесс добычи, и относить их к МУН можно только после специального анализа по итогам воздействия. 2. Общая хар-ка и виды ГД-мето¬дов увелич. н-отдач. пластов При благоприятн. геолого-физич. услов-х местор-ий завод-е нефтяных залежей мож.обес-ть нефтеотд.пл-ов до 60-65% и более. ГД-методы можно применять повсеместно, а другие – точечно. В этом смысле ГД-методы выигрывают. Виды ГД-методов: 1) нестационарное заводнение – эффективно в неоднородных пластах (циклическое воздействие (карбонатные коллектора разрабатывают-ся только с применением циклики), изменение направления фильтрационных потоков); 2) форсированный отбор жидкости – эффективен на линиях стягивания контуров нефтеносности; 3) ввод недренируемых запасов (бурение дополнительных скважин и оптимизация плотности сетки скважин, ОРЭ, разукрупнение и опти-мизация эксплуатационных объектов); 4) ТЕХНОЛОГИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ ВЫРАБОТКИ ПЛАСТА; 5) Геолого-физич. методы, связан. с комплексными техноло-ми раз-ки залеж. с ТИЗ (оптимизация Рнагнет, пластов.,забойн.; применение прогресс-ых мет-в первичн. и вторичн. вскрыт пл-в; прим-е нов.мет-в стимуляц.скв.); 6) Барьерное заводн. на газонефтяных скв. 1) Полнота охвата заводне¬нием и КИН резко снижается при увеличении неоднородности пласта (вследствие того, что неравномерно продвигающийся фронта пласта оставляет за собой непромытые зоны). В таких случаях применяют методы нестационарного заводнения. 2) форсированный отбор 3. Метод нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков Полнота охвата заводне¬нием и КИН резко снижается при увеличении неоднородности пласта (вследствие того, что неравномерно продвигающийся фронта пласта оставляет за собой непромытые зоны). В таких случаях применяют методы нестационарного заводнения. 4. Технология увелич. нефтеотд. пласта путём закачки теплоносителей (горяч. вода, пара). Разновидности технологии: площадная закачка, тепловая и циклическая тепловая ОПЗ, вытеснение нефти тепловой оторочкой. Одним из эффективных методов для разработки залежей высоковязкой нефти являются тепловые методы. Для реализации тепловых методов воздействия на пласт используют широко доступ-ные агенты - воду и воздух (окислитель). Применение этих методов не требует больших объемов химических реагентов, необходимых для внедрения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Важнейшее преимущество термических методов по сравнению с другими методами заключается в возможности достижения более высокой нефтеотдачи при различных геолого-физических условиях нефтяных месторождений. Механизм повышения нефтеотдачи при тепловом воздействии на пласт основан на снижении вязкости нефти при нагревании, увеличе-нии ее подвижности в пласте, изменении смачиваемости и поверхно-стного натяжения, теплового расширения породы и насыщающих ее жидкостей, испарении и конденсации легких фракций нефти. Повышение температуры пласта влечет за собой снижение вязкости и повышение подвижности нефти, тепловое расширение скелета породы и жидкости, изменение межфазного взаимодействия на границе нефть - вода, степени десорбции веществ, осажденных на стенках пор. При закачке горячей воды в пласте можно выделить три основные зоны (рис.7.2). Размеры прогретой зоны зависят от объема прокачан-ной нагретой воды. Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности, замедляют скорость распространения фронта воды, тем самым увеличивается добыча нефти за безводный период. Рис. 7.2. Схема распределения характерных зон, водона-сыщенности и температуры при вытеснении нефти горячей водой: 1 – зона вытеснения нефти горячей водой; 2 – зона вытеснения водой при пластовой температуре; 3 – незаводненная зона. При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар. Степень сухости пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем выше степень сухости пара, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 3090С, у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды. Пар нагнетают в пласт через паро-нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через добывающие скважины. В пласте можно выделить четыре основные зоны (рис. 7.3), которые различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта. Рис. 7.3. Схема вытеснения нефти паром При нагнетании пара нагревание пласта в первую очередь происходит за счет скрытой теплоты парообразования. По мере движения по пласту степень сухости пара постепенно снижается до полной конденсации пара. Дальнейший прогрев пласта и насыщающих его жидкостей происходит за счет теплоты горячей воды, что сопровождается снижением его температуры по мере удаления от скважины до начальной температуры пласта. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин Тепловое воздействие на ПЗС может быть осуществлено путем электропрогрева или закачки пара. За счет применения электронагревателей ввиду их малой мощности не удается нагревать пласт на значительные расстояния. Поэтому этот метод эффективен лишь для удаления АСПО из стенок насосно-компрессорных труб. Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в нефтяной пласт через добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин. Механизм повышения нефтеотдачи при тепловой обработке основан на тех же явлениях, которые действуют при площадной закачке пара в пласт. При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне добывающих скважин, наряду со снижени-ем вязкости нефти повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением. На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта за счет противоточной капиллярной пропитки происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои. Технология пароциклического воздействия на пласт состоит из 3х этапов. Этап 1. В добывающую скважину в течение двух - трех недель закачивается пар в объеме 30 - 100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте. Этап 2. После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течение двух - трех недель. За этот период происходит прогрев призабойной зоны и перераспределение нефти и воды в пористой среде под действием гидродинамических и капиллярных сил. Чем меньше пластовой энергии, тем меньше должна быть про-должительность этапа выдержки, чтобы эффективно использовать давление пара для добычи. Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора про-дукции, при этом скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита. В процессе эксплуатации скважин их дебиты постепенно уменьшаются. На этапе отбора продукции продолжается дальнейшая конденсация пара и снижение температуры нагретой зоны. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятого паром, возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону. После окончания эффекта паротепловую обработку повторяют. Вытеснение нефти тепловой оторочкой Использование тепловых оторочек позволяет получить несколько меньшую нефтеотдачу, чем при непрерывной закачке горячей воды в пласт. Но в таком случае затраты на подготовку и нагрев воды и, значит, удельные затраты на дополнительную добычу нефти значи-тельно меньше. Суть технологии непрерывной площадной закачки пара заключается в том, что он закачивается в нагнетательную скважину в течение продолжительного времени с расходом 50-200 т/сут при давлении нагнетания 6,0 МПа и темпера туре 300°С и воздуха - 4-45°С. Давление на устье добывающих скважин во времени изменяется от 1,5 МПа в начале до 0,1-0,2 МПа - на конечной стадии отбора битума. 5. Технология ВПГ. Основные параметры процесса ВПГ. Инициирование горения в пласте. Хар-ка зон в пласте. Разновид¬ности ВПГ. Метод состоит из следующих этапов: инициирование горения (создание очага горения); этап горения. Параметры: содержание остаточного топлива, которое показывает сколько образуется топлива для горения 1 м3 породы: уд. расход воздуха на выжигание 1 м3 пласта: Инициирование горения При инициировании горения на забой нагн. скважины спус¬кают эл. нагреватель, затем начинают закачку окислителя (воз¬духа), затем не прекращая закачку воздуха включают эл. нагрева¬тель. Далее посте-пенно уменьшают расход воздуха. Происходит прогрев ПЗ пласта. В этом случае температура достигает 200 С и более. Повышение температуры сопровождается усилением окислительных реакций (цепная реакция). Признаки инициирования горения: наблюдается повышение давления закачки воздуха; в добыв. скв. появляются продукты горения СО и СО2; образуются продукты реакции СО2 и Н2О. Влажное внутрипластовое горение: Процесс ВВГ заключается в том, что в пласт вместе с окислителем закачива¬ется в определенном соотношении вода, которая позволяет увеличить конвективный перенос тепла через фронт горения. За счет переброшенного тепла впереди фронта горения обра¬зуется обширная область пласта, охваченная тепловым воз¬действием. Сверхвлажное горение: Диапазон изменения соотношения закачи-ваемый в пласт объемов воды и воздуха колеблется примерно в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха. При увеличении водо-воздушного соотношения в закачиваемой смеси воды и воз¬духа тепловая энергия, выделяемая при горении остаточного топлива в пласте, становится недостаточной для испарения всей массы закачиваемой воды. Зоны пара 2 (позади фронта горения) и горения 3 все больше и больше сужаются и, наконец, исчезают полностью. Процесс высокотемпературного окисления переходит в процесс низкотемператур¬ного окисления остаточного топлива. 6. Закачка растворителей в пласт Причины неполного вытеснения нефти водой: 1) Н и В не смешиваются, между ними образуется поверхность раздела и происходит капил-ное явление; 2) гидрофобизация пород из-за адсорбции тяжёлых компонентов нефти на повер-ти зерен породы; 3) различные вязкости Н и В, кот-ое прив-т к г/динамич. неуст-ти контакта н-в, в рез-те чего в пласте проис-т явление языкообразования. Идеальным вытесняющим агентом является жидкость или газ, которая смешивается с нефтью растворяется в ней с образованием однофазной жидкости. При этом происходит полное вытеснение нефти из охваченных проц-ом участков пласта, т.е. коэф.вытесн. стре¬мится к 100%. К растворителям относятся: 1) углеводородные растворители (пропан-бутановые фракции, которые при P > 0,4 МПа и нормальных температурах находятся в жидком состоянии); 2) Газовый конденсат, бензин и пр. Растворители закачиваются в виде оторочки, которая проталкивается водой или сухим УВ-ным газом. На этапе закачки растворителя, в пласте образуется 3 зоны: растворителя, смеше¬ния и нефти. Смешивание растворителя происходит: 1) за счёт конвективного перемешивания частиц растворителя и нефти; 2) за счёт диффузионного проникновения молекул растворителя в нефть. 7. Физические основы применения тепло¬вых методов для увеличения нефтеот¬дачи нефтяных пластов. Одним из эффективных методов для разработки залежей высоковязкой нефти являются тепловые методы. Для реализации тепловых методов воздействия на пласт используют широко доступ-ные агенты - воду и воздух (окислитель). Применение этих методов не требует больших объемов химических реагентов, необходимых для внедрения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Важнейшее преимущество термических методов по сравнению с другими методами заключается в возможности достижения более высокой нефтеотдачи при различных геолого-физических условиях нефтяных месторождений. Механизм повышения нефтеотдачи при тепловом воздействии на пласт основан на снижении вязкости нефти при нагревании, увеличе-нии ее подвижности в пласте, изменении смачиваемости и поверхно-стного натяжения, теплового расширения породы и насыщающих ее жидкостей, испарении и конденсации легких фракций нефти. Повышение температуры пласта влечет за собой снижение вязкости и повышение подвижности нефти, тепловое расширение скелета породы и жидкости, изменение межфазного взаимодействия на границе нефть - вода, степени десорбции веществ, осажденных на стенках пор. В пласте теплопередача осуществляется двумя способами: кон-вективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счёт теплопроводности пористой среды). В результате этого в пласте формируется температурный фронт, который перемещается в направлении движения теплоносителя. Однако теплоперенос, т. е. движение теплового фронта, и массоперенос, т. е. движение са¬мого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по кот-му движ-ся теплоносителя, но и окр-щих пород. Вследствие расхода теплоты, содержащейся в теплоноси¬теле, на прогрев пласта и окружающих пород тепловой фронт отстает от фронта вытеснения (теплоносителя), причем чем меньше толщина пласта, тем отставание больше при прочил равных условиях. Это объясняется тем, что при малой толщине пласта доля потерь теплоты в кровлю и подошву пласта больше и охлаждение теплоносителя происходит быстрее. Однако такое отставание теплового фронта зависит еще и от теплофизических и коллекторских свойств пласта и теплоноси¬теля, а также от эффективности вытеснения нефти водой. При закачке пара также происходит отставание температур-ного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается в 3—5 раз (в зависимости от сухости на-гнетаемого пара и давления) по сравнению с закачкой горячей воды. В этом заключается одно из преимуществ использования пара по сравнению с горячей водой в качестве теплоносителя. При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воз-действием, происходит вытеснение нефти водой в изотерми¬ческих условиях, а в нагретой зоне, в которой температура из¬меняется от пластовой до температуры воды на забое сква¬жины,—в неизотермических. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличе¬нию нефтеотдачи. При закачке горячей воды в пласте можно выделить три основные зоны (рис.7.2). Размеры прогретой зоны зависят от объема прокачан-ной нагретой воды. Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности, замедляют скорость распространения фронта воды, тем самым увеличивается добыча нефти за безводный период. Рис. 7.2. Схема распределения характерных зон, водона-сыщенности и температуры при вытеснении нефти горячей водой: 1 – зона вытеснения нефти горячей водой; 2 – зона вытеснения водой при пластовой температуре; 3 – незаводненная зона. При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар. Степень сухости пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем выше степень сухости пара, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 3090С, у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды. Пар нагнетают в пласт через паро-нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через добывающие скважины. В пласте можно выделить четыре основные зоны (рис. 7.3), которые различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта. Рис. 7.3. Схема вытеснения нефти паром Объекты применения – залежи высоковязких нефтей и битумов. При увеличении температуры, вязкость снижается только при темп-рах до 6080 С, затем зависимость вязкости от температуры выполажи-вается. При закачке пара проявляется так называемая дистилляция (разгонка нефти на фракции, в результате чего более лёгкие из них проникают в холодную зону способствуя уменьшению вязкости вытесняемой нефти). Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты. Основ-ные виды потерь можно классифицировать так: 1) потери в трубопроводах; 2) потери в стволе скважины; 3) потери через кровлю и подошву пласта. 8. Проблема охлаждения пластов при внутриконтурном завод-нении на при¬мере Ромашкинского месторождения. Неоднородные по мощности и простиранию пласты горизонта Д1 вскрыты единым фильтром в нагнетательных и эксплуатацион¬ных скважинах. Вследствие более интенсивной выработки высоко-проницаемых пластов имеет место понижение температуры эксплуа-тируемых низкими темпами малопроницаемых пластов. При снижении температуры ниже температуры кристаллизации часть парафина выпадет в пористой среде в виде твердой фазы и может значительно ухудшить фильтрационные свойства пласта. В связи с этим проведены термогидродинамические исследования для совершенствования системы разработки Ромашкинского месторождения. В ходе исследований установлено: на устье нагнетательных скважин температура закачиваемой поверхностной воды изменяется в течение года от 1 до 27°С при среднем ее значении 110С; температура потока на забое нагнетательных скважин горизонта Д1 в течение года в зависимости от их приемистости колеблется от 5 до 29°С. Средневзвешенная величина её составляет 14°С; продолжительность восстановления температуры охлажденного пласта до начального состояния существенно превышает про-должительности нагнетания воды в скважины. При разработке месторождения изменение пластовой темпера¬туры может быть вызвано прохождением фронта начала охлажде¬ния (температурного фронта) и дроссельным процессом. В резуль¬тате измерений в скважинах ряда площадей Ромашкинского месторождения получено, что величина коэффициента Джоуля-Томпсона равна минус 0,04-0,046 °С/ат. Некоторыми исследователями предлагалось подогревать зака-чиваемую в пласты Ромашкинского месторождения воду с начала разработки. Результаты промысловых экспериментов на Ромаш-кинском месторождении по закачке горячей воды и расчеты показали, что для подогрева закачиваемой воды только до пласто¬вой температуры необходимо было бы израсходовать топливо, по объему значительно превышающее потери нефти в охлажденных зонах. Таким образом, было показано, что с топливно-энергетиче¬ской точки зрения заводнение на Ромашкинском месторождении является эффективным. 9. Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочета¬нии с ПАВ и полимером. Механизм повышения нефтеизвлечения при щелочном завод¬нении основан на взаимодействии щелочей с пластовой нефтью, водой и породой. В составе пластовой нефти имеются активные компоненты – органические кислоты. Их количество в разных нефтях разное. При контакте щёлочи с нефтью происходит взаимо¬действие щёлочи с орг. кислотами с образованием ПАВ в пласте. Образовавшиеся вещ-ва снижают межфазн. натяжение на границе нефть-раствор щелочи и увеличивают смачиваемость породы водой. Чем больше органич. кислот в нефти, тем сильнее снижается межфазное натяже¬ние при воздействии щёлочи. Для приготовления щелочных растворов применяются сл. реа-генты: Для приготовления щелочных растворов можно использовать: - каустическую соду (едкий натр)- NaOH; - кальцинированную соду Na2CO3; - силикат натрия (жидкое стекло) Na4SiO4; - гидрат окиси аммония (аммиак) NH4OH; - тринатрифосфат Na3PO4. Применение щелочных растворов яв-ся самым эффективным методом уменьшения угла смачивания породы водой, т.е. гидрофи-лизации пористой среды (на контакте нефть-вода угол с 60–70 может снизиться до 10–20). При применении метода также увели-чивается коэф-т вытеснения и отн. фаз. проницаемость нефти. В результате реакции щёлочи с минеральной пластовой водой происходит внутрипоровое осадкообразование. Данный эффект можно использовать для блокирования высокопроницаемых каналов, для выравнивания фронта и коэф. вытесн. нефти водой. Щелочь адсорбируется на поверхности зерен породы. При этом количество адсорбирующейся щелочи различно для разных пород. Раствор щелочи закачивают в виде оторочки, которая затем про-талкивается водой. Таким образом, в результате ОПР получен положитель¬ный техно-логический эффект Об этом свидетельствует: увеличение дебитов скв.; повышение уровня жидкости в скв.; снижение удельного расхода закачанной воды для под¬держания пластового давления; увеличение отборов нефти по участку. На основании примен-я щелочн. агентов на местор-ях РТ применяют и внедряют: 10. Осн. задачи и классификация методов контр. за РНМ. Геолого-промысловаы методы и лаб. исследования. Нефтяные месторождения представляют собой послойно- и зонально-неоднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, за степенью отмыва пластов, за техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи. Решение перечисленных задач осуществляется путём проведе¬ния исследований комплексом промыслово-гидродинамических исследо-ваний, лабораторных измерений и промыслово-геофизиче¬ских иссле-дований. Геолого-промысловые методы и лаб. исследования Добывающие скважины: замер дебита жидкости и газа; определение обводнённости; отбор глубин-х и поверхн-ых проб нефти и воды на хим.анализ; замер буферного и затрубного давления. Нагнетательные скважины: определение приёмистости; отбор и анализ проб воды; контроль за температурой закачиваемой воды. ГД-методы Добывающие скважины: исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности и коэф-та продуктивности; замер Pпл (Нст), Рзаб (Ндин); дебитометрия, влагометрия; определение Тпл; снятие индикаторных диаграмм. Нагнетательные скважины: исследования при уст. и неуст. режиме фильтрации; определение кривой падения давления; замеры Рпл, Рбуф, Тпл; расходометрия. Промыслово-геофизические методы 11. Осн. задачи и способы регулирования РНМ. Клас-сификация методов регули¬рования РНМ. Регулир-е без изменения и путём частичного изменения запроек¬тированной системы разработки. Регулирование процесса разработки – это целенаправленное управле-ние движением жидкости в пласте в соответствии с запроектирован-ной системой разработки и постоянное её совер¬шенствование с учётом: изменения представления о геологическом строении объекта, путём установления оптимального режима работы скважин; использование новейших научно-технических достижений для изучения ТЭП разработки за счёт сокращения добычи попутной воды и закачки агента; создание условий для долговременной эксплуатации скважин и оборудования в целях достижения проектной нефтеотдачи. На основе анализа РНМ и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проект-ным Совокупность этих мероприятий и является регулиро¬ванием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с небольшим частичным изменением системы разработки. Классификация методов регулирования 1) регулирование через пробуренные скв. без изменения запроек-ти¬рованной системы разработки. увеличение гидродинамического совершенства скважин (дост¬рел, ОПЗ, ГРП); ограничение притока попутной воды; выравнивание притока жидкости или расхода воды; бурение дублёров; одновременно-раздельная эксплуатация и закачка. 2) регулирование путём частичного изменения системы разр-ки 12. Полимерное заводнение. Разновидности и опыт примене-ния. Оказывает большое влияние на межфазное натяжение и соот-ношение вязкостей нефти и воды. Для уменьш.μ0= μн/ μв, след-но,уведич. Н-отдачи использ. водные раств.полимеров, чаще ПАА и биополимеры Молекула гидролизованного полиакриламида представляет собой цепочку мономеров. При этом молекулярная масса полимера опреде-ляет вязкость раствора, а содержание анионных компонентов (звеньев акриловой кислоты) определяет растворимость в воде.При наличии солей жесткости величина анионности определяет устойчивость к «высаливанию» полимера. К биополимерам, промышленно выпускаемым для процессов неф-тяной промыш-ти, относятся, в первую очередь, ксантановые. Они являются метаболитом (продуктом жизнедеятельности) бактерий. Отличительной особенностью биополимеров от ПАА явл-ся их большая соле- и термоустойчивость. При закачке полимерных растворов увеличивается давление нагнетания, поэтому в низкопроницаемые скважины полимер не закачивают. Полимерный раствор мало эффективен в высокопроницаемых пла-стах, а эффективен в слоисто-неоднородных. Модифицированные полимерные технологии 1. Среди модифицированных технологий полимерного воздействия следует отметить технологию на основе полимердисперсных систем (глинистый раствор и полиакриламид в качестве флокулянта), а также модификаций на ее основе. При реализации этой технологии полимерно-дисперсная система приобретает вязкоупругие свойства в процессе продвижения по пласту за счет образования полимерно-минеральных комплексов из дисперсных частиц глинистой суспензии и дисперсных частиц пласта. Существует множество модификаций этой технологии, включающих использование других реагентов (ПАВ, растворителей, щелочных составов), а также сшивателей (солей алюминия). 2. Разработанная в ТатНИПИнефть технология капсулированных полимерных систем (КПС) позволяет за счет образования микрогелевых частиц воды, стабилизированных сшитыми полимерными молекулами, резко снизить затраты на полимер, так как концентрация его в этом случае в 10 и более раз ниже, чем при СПС. Величины образующихся микрогелевых частиц могут быть с помощью подбора концентраций полимера и сшивателей адаптированы таким образом, чтобы превышать средние размеры поровых каналов и эффективно создавать фильтрац-ные сопротивления в необходимых зонах пласта. 3. Использование эфиров целлюлозы широко практиковалось в промывочных жидкостях в бурении – это карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Для целей увеличения нефтеотдачи были опробованы и применяются также и другие эфиры целлюлозы – метилметилцеллю-лоза, оксиэтил- и гидроксиэтилцеллюлоза. Для поздней стадии в качестве аналогов СПС и ВУС могут использоваться эфиры целлюло-зы со сшивателями, такими же, что применяются с полиакриламидами – соли поливалентных металлов: алюминия, хрома, железа. Рез-ты прим-я полимерного заводн. на первоочередных опытных участках ОАО «ТН» Месторождение Доп. добыча, т/т Залежь 5 (бобрик) 860 Залежь 1 (бобрик) 1310 Залежь 31 (бобрик) 432 К разновидности закачки полимеров относится закачка эфиров целлюлозы (ОЭЦ, МЦ, ММЦ). На ранней стадии ЭЦ можно закачивать без сшивателя, а на поздней – сшиватель требуется. 13. Понятие о науке РНМ и её связь со смеж¬ными дисциплина-ми. Краткая ис¬тория развития теории и практики РНМ. Решающую роль в создании разработки нефтяных месторожде¬ний как самостоятельной области науки и учебной дисциплины сыграла основополагающая работа А. П. Крылова, М. М. Глогов¬ского, М. Ф. Мирчинка, Н. М. Николаевского и И. А. Чарного Разработка нефтяных месторождений — интенсивно разви¬вающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использова-нием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера проте-кающих в них процессов на основе детерминированных моделей, реализуемых на мощных ЭВМ. Разработка нефтяных месторождений как учебная дисциплина при-надлежит к категории инженерных дисциплин. Во всех разде¬лах данного курса используются математические методы. Разра¬ботка нефтяных месторождений — одна из наиболее насыщенных матема-тическими методами инженерных дисциплин В курсе разработки нефтяных месторождений комплексно ис-пользуют многие важные положения геологии, геофизики, физики пласта, подземной гидрогазомеханики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин и систем добычи нефти, экономики и планирования. Первая скважина на территории нашей страны была пробурена ударным способом в 1864 г. в долине р. Кудако на Кубани русским предпринимателем А.Н.Новосильцевым. В 1871г. пробурили механическим способом скважину в Бакинском районе. С 70—80-х гг. XIX и особенно с начала XX в. быстро развивается механиче¬ское бурение скважин и происходит интенсивное увеличение добычи нефти в России. Однако, несмотря на бурный рост числа разведочных и добы¬вающих нефть скважин и объема добычи нефти, выработка недр в начале XX в. осуществлялась путем нерегулируемой разработки месторождений на естественных режимах. В те годы еще не существовало научных основ добычи нефти. Конец 40-х и 50-е гг. ознаменовались резким ростом числа ис-следований в области разработки нефтяных месторождений, развити-ем новых направлений в этой области. Было значительно продвинуто вперед решение проблемы разработки нефтяных месторождений при смешанных режимах — водонапорном и растворенного газа. В 50-е гг. возникли и стали развиваться новые модели нефтя¬ных пластов (трещиноватых и трещиновато-пористых), а также методы анализа и регулирования разработки нефтяных месторож¬дений. В конце 50-х и в начале 60-х гг. начали исследовать глубокоза-легающие нефтяные месторождения, разрабатываемые в условиях сильной, в ряде случаев неупругой деформации горных пород. В это же время заводнение стало в России основным методом воздействия на нефтяные пласты. Однако в эти же годы стало ясным, что таким способом нельзя полностью решить проблему максимального извле-чения нефти из недр, особенно при разработке высоковязких и высо-копарафинистых нефтей. Расчет сложных процессов разработки нефтяных месторожде¬ний потребовал учета не только многофазности потоков в пластах, но и их многокомпонентности, фазовых переходов, изменчивости свойств фильтрующихся в пластах веществ, т. е. использования теории многофазной многокомпонентной фильтрации. Разработка нефтяных месторождений — самостоятельная ком-плексная область науки и инженерная дисциплина, имеющая свои специальные разделы, связанные с учением о системах и техноло¬гиях разработки месторождений, планированием и реализацией основного принципа разработки, проектированием и регулирова¬нием разработки месторождений. 14. Объект разработки. Выдел-е объектов разработки. примеры Объект разработки — это искусственно выделенное в преде¬лах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возврат-ный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуа-тирующими в этот период другой объект. Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. Рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез кото¬рого показан на рисунке 1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разра-ботки (объект 1), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект П). Рис. 1: Разрез многопластового нефтяного месторождения Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно неве-лики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабатывать с примене-нием обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти паром, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового горения. Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существен¬ное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное решение о выделении объектов разработки принимают на основе анализа техно-логических и технико-экономических показателей различных вариан-тов объединения пластов в объекты разработки. На выделение объектов разработки влияют следую¬щие факторы. 4) Условия управления процессом разработки нефтяных месторож-дений (очень много пластов объединять в 1 объект нецелесообразно). 15.Классификация и хар-ка систем разра¬ботки и условия их применения. ПРИМЕРЫ Системой разработки нефтяного месторождения называют совокуп-ность взаимосвязанных инженерных решений, определяю¬щих объекты разработки; последовательность и темп их разбури¬вания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположе¬ние нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. На практике системы разработки нефтяных месторож¬дений различа-ют по двум наиболее характерным признакам: 1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлече¬ния нефти из недр; 2) расположению скважин на месторождении. 2) Параметр плотности сетки скважин SС, равный площади нефте-носности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если пло¬щадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то: Sс = S/n, [м2/скв] В ряде случаев используют параметр SСД, равный площади нефтенос-ности, приходящейся на одну добывающую скважину. 3) Параметр А. П. Крылова NKP, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении: NKP = N/n, [т/скв] (НИЗ на 1 скв 25 тыс.т/скв) 1. Системы разработки при отсутствии воздействия на плас¬ты: равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 1) или трех¬точечной (рис. 2) сетке. Рис. 1. Расположение скважин Рис. 2. Расположение скважин по по четырехточечной сетке: трехточечной сетке: 1 условный контур нефте¬носности; 2 добывающие сква¬жины. 2. Системы разработки с воздействием на пласты. 1)Законтурное НС пробурены в виде ряда, расположенного на опред.расстоянии (не > 800м) от внеш.контура нефтеносности. Это позволяет равномерно воздействовать на внеш.контур нефтенос-ти, предотвращать и минимизировать усл-я образ-я языков обводнения и прорывы воды в ДС. Расст-е от ряда НС до первого ряда ДС 1,5-2км. Усл-я применения: 1. Хорошая гидродинамич.связь нефтенасыщ-й области с областью искусственного питания. 2. Пласт однородный: наличие значит-х запасов нефти. 3. Рпл > Рнас. 4. Отсутствие газ.шапки. 5. Отсутствие тектонических нарушений. 6. Сравнит-но небольшие по размерам залежи нефти (отнош-е нефтенасыщенной площади к длине контура нефтеносности не превыш-т 2км) Недостатки: 1. невысокий КПД процесса (Рнагн д.б. достаточным д/преодоления фильтрац-х сопротивлений м/у рядоами НС и ДС). 2. повышенный расход воды за счет оттока ее в область питания. 3. вероятность образования языков и конусов обводнения (из-за неодно-родности строения пл-в) 2) Приконтурное зав-е. примен-ся, когда реализация законтур.зав-я невозможна. Н-р, если расст.от внеш.контура нефтеносности до ряда НС стан-ся существенно большим 800м. ряд НС располаг-ся м/у внеш. и внутр. контуром нефтеносности, ближе к внутр. контуру. Существует 2 самостоят-е зоны разработки: водонефтяная (м/у внеш.и внутр.контуром нефтенос.) и чистонефтяная (в пределах внутр.контура) Усл-я применения: 1. низкая гидродинамич.связь нефтенасы-щен.части залежи с областью питания, в т.ч. и при тектонических нарушениях области питания. 2. большие расстояния м/у внеш. и внутр. контуром нефтенос-ти. 3. малые размеры залежи. Достоинства: приближение искусственного контура питания к внутр. контуру нефтеносности (и ряду ДС) интенсифицирует выработку запасов за счет снижения фильтрационных сопротивл-й. Недостатки: 1. возрастает опасность образования языков и кону-сов обводнения. 2. закачка воды ведется не только в водонасыщ., но и в нефтенасыщ-ю часть залежи. 3) Внутриконтурное зав-е. м.б. реализовано с разрезанием и без разрезания на отдельные площади. Разрезание рядами НС на полосы, кольца. Выбор расположения разрезающих рядов зависит от геоло-гич. строения объекта, мат-х затрат, получаемого эффекта. НС бурят в зонах с улучшенными фильтрационными хар-ми. Разновидности ВЗ: блочное, избирательное, очаговое, пло-щадное. Блочное зав-е. целесообразно на крупных, слабо изученных, неоконтуреных мест-х (пробурены только развед-е скв). До оконча-ния доразведки и оконтуривания мест-я оно разрез-ся на отдельные блоки. Каждый блок м. иметь систему ДС в виде 3-5 рядов м/у двумя рядами НС. При полном изучении мест-я и его оконтуривании ранее введенные в разр-ку блоки объедин-ся в систему РМ. Т.о. реализ-ся поэтапная выработка запасов мест-я. Избирательное зав-е д/разр-ки сильно неоднородных объектов при хорошо изученном геологич. строении (на поздних этапах разр-ки дополнит-я система к основной системе зав-я). НС бурятся с учетом детального изучения геологич-х особенностей уч-ка, а также взаимо-связей м/у имеющимися на уч-ке скв-ми. НС располаг-ся в соответствии с естественной неоднородностью кол-ра на уч-ке (водоснабжение НС осложнено и более дорогостояще) Очаговое зав-е повыш-т эфф-ть выработки не только из отдельных линз, связанных с неоднородностью геологического строения, но и из застойных зон. В кач-ве НС использ-т одну из ДС, кот-я дренирует хорошо проницаемый объем и имеет хорошую г/д связь с окружающими ДС-ми. Д/ув-я охвата значительного нефтенасыщенного объема пласта м.б. пробурена спец. скважина (одна или несколько). При достаточной изученности мест-я ОЗ м. применяться в кач-ве самостоят. метода воздействия и регулир-я выраб-и запасов - площадное заводнение. Исп-ся в следующих вариантах: 1)с самого начала разработки месторождения; 2)как вторичный метод разработки месторождения. 16. Виды пластовой энергии. Режимы ра¬боты пластов Виды пластовой энергии: 1) напор подошвенных и краевых вод; 2) энергия сжатых газов газовой шапки; 3) энергия упругости сжатых горных пород и жидкостей; 4) капиллярные силы/давления; 5) силы гравитации; 6) энергия вытесняющих агентов. Энергии этих видов могут проявляться в залежи совместно, а энергия упругости наблюдается всегда. В нефтегазовых залежах в присво-довой части активную роль играет энергия газовой шапки, а в прикон-турных зонах — энергия напора или упругости пластовой воды. Наличие тех или иных видов пластовой энергии и характер их про-явления в процессе разработки определяет режим работы (дренирования) залежи. В зависимости от вида энергии, обуславливающего движение жидкости и газа к эксплуатационным скважинам, различают режимы напорные или вытеснения (водонапорный и упруговодонапорный, газонапорный) и режимы истощения пластовой энергии (растворенного газа, гравитационный). Чаще всего в нефтяных залежах проявляются одновременно различные виды энергии, в этом случае режим называют смешанным. Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и природными условиями. Тот или иной режим работы залежи можно устанавливать, поддерживать, контролировать и менять на другие режимы. Режим в большой степени зависит от количества и темпов отбора жидкости и газа, а также искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки. При водонапорном режиме поступающая в нефтяной пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ, контур нефтеносности непрерывно перемещается к центру и сокращается. Пластовое давление падает медленно, а дебит скважины длительное время остается постоянным. Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигнет забоя всех добывающих скважин, а вместо нефти из них будет извлекаться вода. Но в пласте остается значительное количество не извлеченной нефти. Это связано с тем, что в пласте одновременно движется нефть и имеющая меньшую вязкость вода, которая неизбежно опережает нефть. Кроме того, в большинстве случаев нефтесодержащие породы неравномерны по составу и жидкости движутся быстрее в пропластках с более проницаемой породой. Наличие в пластах трещин и участков повышенной проницаемости приводит к непредсказуемому движению жидкости по пласту, приводит к образованию «языков обводненности», что затрудняет планомерную эксплуатацию залежи . Интенсивный отбор нефти из скважин способствует прорыву воды к забоям скважин снизу, оставлению линз менее проницаемых пород насыщенных нефтью. При упруговодонапорном режиме сжатые пластовые жидкости и породы со снижением давления занимают первоначальные объемы, т.е. жидкость в силу упругости будет расширяться, объем порового пространства, вмещающего жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости вытесняться в скважину в зону наименьшего давления. Этот режим характерен значительным падением пластового давления в начальный период эксплуатации. При постоянном отборе жидкости падение в дальнейшем замедляется. При газонапорном режиме (режиме газовой шапки) нефть к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Режим растворенного газа обусловлен тем, что при понижении давления на забое скважины выделившийся из нефти газ расширяется и, двигаясь с большей скоростью, чем нефть, частично проталкивает ее, частично увлекает за собой. Пластовое давление снижается очень быстро. После полного истощения пластовой энергии единственной силой, заставляющей двигаться нефть по пласту, служит сила тяжести самой нефти. Нефть из повышенных зон пласта перетекает и скапливается в пониженных зонах. Режим работы таких пластов называют гравитационным (гравитация – сила тяжести). Нефтяная залежь редко работает на каком либо одном режиме в течение всего периода эксплуатации. По мере изменения условий меняются и режимы работы пласта. Для газоносных пластов основными источниками энергии явля-ются напор краевых (подошвенных) вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося газа, т.е. режимы вытеснения. В зависимости от преобладающего действия того или иного источника пластовой энергии режим работы газовых залежей может быть водонапорный, упруго газоводонапорный, газовый. Водонапорный режим газоносных пластов встречается редко. Снижение пластового давления в залежи зависит от текущего отбора газа. Упруго-газоводонапорный режим в газовых залежах встречается часто. Основной источник энергии – упругие силы воды, породы и расширяющегося газа. Снижение пластового давления вызывает расширение газа. Газовый режим - отбор газа обеспечивается за счет давления, создаваемого расширяющимся газом (режим расширяющегося газа). Так как внешние источники для поддержания пластового давления отсут-ствуют, снижение пластового давления прямо пропорционально отбору газа. (замкнуто-упругий – нефть выделяется из скелета горной породы при снижении давления и проявления упругих сил если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута); искусственно-водонапорный – проявляется, когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и по-ступлением в пласт краевых или подошвенных вод при пласто¬вых термодинамических условиях.) 17. Показатели РНМ и их хар-ки Технологией разработки нефтяных месторождений называ¬ется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. динамика накоплен. добычи нефти начальные балансовые запасы (НБЗ): где: К – пересчётный коэффициент; Sн – нефтенасыщенность; 8) темп отбора: Максимальный темп – 4-5%. 1) конечный КИН 2) КИН 3) темп отбора от ТИ3 4) темп отбора от НИЗ динамика измен. накоплен. доб.неф, % от НИЗ 17) давления нагнетания для нагн. скв. и забойные давления для добывающих скважин; 18) распределение скважин по способам эксплуатации. 19) распред. темпер. в пласте 18. Ввод месторождения в разработку. Ста¬дии РНМ. ПРИМЕРЫ Мест-е вводится в разработку не сразу, а постепенно согласно плану (ковру) бурения. При этом темп ввода месторож¬дения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количест¬венной оценки влияния этого темпа будем считать, что за проме¬жуток времени в разработку вводится некоторое число элемен¬тов системы nэ. Если в элементе извлекаемые за¬пасы нефти равны Nэ, а число скважин nэ, то параметр А. П. Крылова для одного элемента составит: Nэ кр = Nэ / nэ. Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через (). Имеем: () = nэ / . Получим: Nэ = Nэ кр nэ = Nэ кр (). Введем понятие о темпе разработки элемента zэ(t), равном от-ношению текущей добычи нефти из скважин элемента к из¬влекаемым запасам нефти в данном элементе, так что: Zэ() = qн э ()/Nэ. Темп разработки элемента изменяется во времени. Если за мо¬мент к некоторому моменту времени t в разработку было введено nэ элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выраже-ние: qн = Nэzэ (t - ) = Nэ кр () zэ (t - ) В формуле темп разработки элемента zэ берется средним за промежу-ток времени t - . Для того чтобы определить добы¬чу нефти из место-рождения в целом к некоторому моменту вре¬мени t, необходимо в формуле рассматривать ее измене¬ние за бесконечно малый отрезок времени d, а затем перейти к интегралу в пределах от = 0 до = t. Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t опреде¬лится следующим образом: Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максималь¬ного уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов). Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризу¬ется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрес-сирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режи-ме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации. Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характе-ризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. 19.Модели пластов и их типы. Числовые хар-ки послойной и зональной неоднар-ти пластов. Модель пласта — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения. Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и газа всегда характеризуются определенными математическими соотношениями. Типы моделей пластов Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Одна из основных особенностей нефте-газосодержащих пород — различие коллекторских свойств (пористо-сти, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов. Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов — наличие в них трещин, т. е. трещиноватость пластов. 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. Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. При расчете данных процессов разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению. Вероятностно - статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К ним относятся следующие: 1. Модель однородного пласта. В этой модели основные па¬раметры реального пласта (пористость, проницаемость), изме¬няющиеся от точки к точке, усредняют. Иногда пласт считают анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали. 2. Модель слоистого пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью mi и проницаемостью ki. При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах mi и проницаемостью в пределах ki, составляют часть hi 3. Модель трещиноватого пласта. Если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которых равны l*, разделенных щелями шириной b*.. Реальный пласт при этом может иметь блоки породы различной величины и формы, а также трещины различной ширины. 4. Модель трещиновато-пористого пласта. В реальном пласте, которому соответствует эта модель, содержатся промышленные запасы нефти как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницае-мых. Эта модель также может быть представлена в виде набора кубов с длиной грани l*, разделенных трещинами со средней шириной b*. Фильтрация жидкостей и газов, насыщающих трещиновато-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам Степень неоднородности пластов количественно выражают через коэффициенты песчанистости, расчлененности, распространения по площади, замещения и слияния, коэффициента вариации. Под коэффициентом песчанистости подразумевают среднее значение отношения эффективной нефтенасыщенной толщины к общей толщине пласта. Под коэффициентом расчлененности подразумевается отношение числа пластов, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин. Коэффициент распространения (прерывистости) по площади Кs равен отношению площади распространения коллекторов к площади залежи в пределах внешнего контура нефтеносности. Коэффициент замещения или отсутствия коллектора равен Кз=1- Кs Коэффициент связанности характеризует отношение площадей зон слияния между двумя смежными пластами-коллекторами к площади распространения коллекторов. Обычно коэффициент связанности определяется как отношение числа случаев слияния между двумя смежными пластами-коллекторами к количеству скважин, где эти два пласта присутству-ют. 20.Вероятностно-статистическое описание модели слоисто-неоднородных пластов Случайные величины _______________________откуда-то______________________________________ В этой модели неоднородный пл-т представлен в виде набора парал-лельно работающий цилиндрических (призматических) или кониче-ских трубок тока с неодинаковой прониц-ю, расположенных вдоль направления фильтрации и пересекающихся рядами добывающих и нагнетательных скв. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геоло-гического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по прониц-сти набору действительных трубок тока в пл-те. Распределение трубок тока по прониц-сти обычно устанавливают по результатам статистического анализа прониц-сти кернового материала или по геофизическим данным. Опыт показывает, что часто распределение прониц-сти образцов керна подчиняется логарифмически нормальному з-ну или же описывается гамма-распределением и различными модификациями распределения Максвелла, предложенными М. М. Саттаровым и Б. Т. Баищевым. Для простоты счета пористость, начальную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения в первом приближении принимают одинаковыми по всем трубкам тока. Прерывистость пл-та учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы - короткими трубками, соответст-вующими по длине их размерам. В вероятностно – статистических моделях реальный пл-т заменяют гипотетическим пл-том, имеющим такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. 21. КИН. Факторы влияния на КИН 22.Свойства горных пород и пластовых флюидов Определяются по данным ГИС и других исследований. Основные коллекторские свойства породы: гранулометрический состав; пористость; распределение пор по размерам; удельная поверхность порового пространства; проницаемость; коэф-т сжимаемости; теплофизические свойства. Гранулометрический состав – содержание в породе зёрен опреде-лённых размеров в процентах от общего числа зёрен. Наиболее мелкая фракция d=0; Если гидрофобна, то Рк <0 Для системы газ – вода Рк = Рг - Рв Кривые Рк в за¬висимости от Sн для гидрофильного пласта для гидрофобного пласта 1-дренирование (вода вытесняется нефтью) 2-впитывание (нефть вытесняется водой) Для кривой Рк Левертт предложил безраз¬мерную функцию J(s) (6) Относительные фазовые проницаемости. Относительные фазовые проницаемости за¬висят от разных факторов: насыщенности пористой среды, градиента давления, капиллярных характери¬стик, структуры порового пространства, от вяз¬кости фаз. Однако обычно принимают, что они являются однозначными функциями насыщен¬ности. Определение относительных фазовых про¬ница-ей производят по лабораторным опы¬там вытеснения в установив-ся режиме. Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородного линей-ного пласта при заданном расходе закачиваемой воды V. Жидкости несжи¬маемые, порода недеформируемая. Длина пласта L, поперечное сечение b*h=1. Закон Дарси: (1) (2) sв + sн =1, s=1- sн Уравнение неразрывности Vн +Vв = V= const (5) Сложив (1) и (2), с учетом (5), найдем гра¬диент давления и подставим в (1). Получим Vв = V f (s), (6) где (7) -функц Баклея Леверетта, показ-щая долю воды в потоке жидк;μо= μн/ μв 1) завис-ть f (S) – фкц Баклее-Лаверетта 2) завис-ть f ‘ (S) 3) распредел. Водонасыщ. для различн моментов времени 1) осредне. отн. фазов. прониц-ти 2) график завис-ти фкц Баклея-Лаверетта от осредн. водонасыщ 3) график зави-ти f ‘ (S) от оср. Водонасыщ 30. Основные уравнения процесса двухфаз¬ного течения в одно-родном линейном пласте (модель Баклея-Леверетта). Расчет распреде¬ления водонасыщ-ти в пласте и показа¬телей разработ-ки. Определение относительных фазовых про¬ница-ей производят по лабораторным опы¬там вытеснения в установив-ся режиме. Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородного линей-ного пласта при заданном расходе закачиваемой воды V. Жидкости несжи¬маемые, порода недеформируемая. Длина пласта L, поперечное сечение b*h=1. Закон Дарси: (1) (2) sв + sн =1, s=1- sн Уравнение неразрывности Vн +Vв = V= const (5) Сложив (1) и (2), с учетом (5), найдем гра¬диент давления и подставим в (1). Получим Vв = V f (s), (6) где (7) -функц Баклея Леверетта, показ-щая долю воды в потоке жидк;μо= μн/ μв По мере вытеснения нефти водой из прямо¬линейного пласта фронт вытесняющей нефть воды продвигается к концу пласта и водонасы-щенность в каждом сечении заводненной области непрерывно увели-чивается На рис. 78 приведен график, построенный с учетом кривых относи-тельных проницаемостей при в /н = 0,5. Рис 78. График зависимости f (s) от s Рис 79. График зависимости f '(s) от s Проведя касательную к кривой f (s) из точки s = sсв, по точ¬ке касания (рис. 78) определяем f (sв) и sв. Для того же, чтобы найти распределение во¬донасыщенности по длине пласта, необходимо построить кривую f'(s) (рис. 79). 31. Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных место-рождений на естественных режимах Во многих случ-х в НГЗ значит-ая часть запасов Н. сосредот-на под газ. шапкой (подгазовой зоне). В завис-ти от ширины эта зона подразд-ся на 3 типа: 1. узкий (1 ряд добыв-х с/н), 2. широкий (2 ряда добыв-х с/н,), 3. обширный (более 2 рядов).. Нефт-ые оторочки дел=ся на 2 типа:1)краевые (а)краевая оторочка с чисто нефт-ой зоной, где м/о выделить чисто газ-ую зону, газонефтяную зону, чнз и водонефт-ую зону; б)краевая отрочка без чнз, где м/о выд-ть чгз, гнз и внз) и 2)подошв-ые оторочки (а)подошв-ая оторочка с чгз, где м/о выд-ть чгз, чнз и гнз; б)подошв-ая оторочка сплошная, где выд-ся гнз и чнз). Чтобы предотвратить перемещ-ие ГНК в сторону газ. шапки либо не след-т отбирать газ из гаовой шапки, либо равном-но снижать Р в нефт-ой и газ. зоне. Величину безгазового дебита можно оценить по формуле: Q= 2π k hcp ∆γ ∆h/(μ ln(rк/rс)), (3.1) hcp = (hк-hс)/2, где: ∆γ= γн- γг разность удельных весов нефти и газа; ∆ h =hk– hc - неперфорированная нефтенасыщенная толщина ; hk, hc - среднее значение нефтенасыщенной и перфорированной толщин пласта. Расчет процесса разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт производится по методике расчета разработки нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой. Расчет процесса разработки нефтегазоконденсатного мест-ния Пусть имеется замкнутое однопластовое нефтегазоконденсатное месторождение. Для расчета процесса разработки воспользуемся формулой многокомпонентного материального баланса. Обозначим общую массу газа, конденсата и нефти в пласте через N1, N2 , N3. G1 , G2 - масса соответственно газа и конденсата в газовой фазе; L1 ,L2 - массы газа и конденсата, растворенные в нефти. Кажущуюся плотность их обозначим через ρ1к, ρ2к Тогда будем иметь следующие соотношения: N1= G1+ L1; N2 = G2+ L2 . (3.2) Запишем балансовое соотношение объемов компонентов в разрабатываемой части пласта: L1/ ρ1к + L2 / ρ2к+ N3/ ρн= sн Vпл (3.3) Масса растворенного газа в нефти определяется по закону Генри: L1=α N3 р. (3.4) где α – коэффициент растворимости газа; р – среднее давление. Уравнение состояния реального газа применительно к рассматри-ваемой залежи имеет вид: (1-sн) Vпл= (G1+ G2 )рат φ/( ρгат р). (3.5) Для замыкания системы необходимо записать соотношение для определения массы конденсата в газе в зависимости от давления. Отношение массы конденсата к массе газа ψ зависит при изотермическом процессе от давления. Такая зависимость называется изотермой конденсации, с использованием которой составляют зависимость: G2/ G1= f (p0- p). (3.6) Величины N1, N2, N3 известны по промысловому учету добываемой продукции. Для определения 6 неизвестных G1, G2, L1, L2, sн, р используют систему уравнений (3.2)-(3.6). На режиме истощения из газовых и нефтегазов |
|