Л. 3. Разработка месторождений при режимах

Рис. 7. Схема разработки нефтяного месторождения

Рис. 3. Кривая понижения давления в прослу­шиваемой скважине

На рис. 3 слева показаны «волны» понижения пластового давления (p₁ < p ₂ < p ₃), а справа - типичная фактическая кри­вая понижения давления в прослушиваемой скважине. По ско­рости и амплитуде понижения давления р _св = р _св(t) можно оценить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В. Если же в скв. В не происходит изменения давления, т. е. она не прослушивается из скв. А, то считают, что между этими скважинами существует непрони­цаемый барьер (тектонический сдвиг, участок залегания непро­ницаемых пород и т. д.). Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для опреде­ления охвата пласта воздействием и регулирования его разра­ботки.

3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по пло­щади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтур­ной области месторождения.

Если нефтяное месторождение разрабатывается без воздей­ствия на пласт и это месторождение окружено обширной во­доносной областью с достаточно хорошей проницаемостью по­род в этой области, то отбор нефти из месторождения и пони­жение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из законтурной в нефтеносную область разрабатываемого пласта.

На рис. 4 показана схема нефтяного месторождения с рав­номерным расположением скважин, разрабатываемого на есте­ственном режиме. В процессе отбора из пласта вначале нефти, а затем нефти с водой пластовое давление изменится по срав­нению с начальным р _ко, которое сохранится в водоносной части на некотором, постоянно увеличивающемся удалении от конту­ра нефтеносности. В нижней части этого рисунка показана эпюра пластового давления вдоль разреза пласта по линии АА '. Как видно из этой эпюры, вблизи внешнего 1 и внутрен­него 2 контуров нефтеносности пластовое давление резко сни­жается в результате роста фильтрационного сопротивления при совместной фильтрации нефти и воды, затем плавно из­меняется по площади. Вблизи добывающих скважин 3, естественно, возникают воронки депрессии и забойное давление в скважинах составляет р _с. Построив изобары 5 (линии равного пластового давления), можно определить средневзвешенное пластовое давление р (см. рис. 4), которое в процессе разра­ботки месторождения на естественном режиме будет умень­шаться со временем. Если вблизи контура нефтеносности имеются наблюдательные (пьезометрические) скважины 4, то замеряют изменение давления на контуре р _кон в этих скважи­нах, при этом считая, что пьезометрические скважины находят­ся на некотором условном контуре нефтеносности 6.

Рис. 4. Схема нефтяного ме­сторождения и изменения пла­стового давления:

1- внешний контур нефтеносности: 2 - внутренний контур нефтеносно­сти;

3 - добывающие скважины; 4 - пьезометрические скважины; 5 - изобары;

6 - условный контур неф­теносности; 7 - эпюра пластового давления вдоль разреза месторож­дения по линии АА'

Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средне­взвешенного пластового давления = p (t) или контурного p _кон = p _кон (t). По отбору жидкости из нефтяной залежи с кор­ректировкой на изменение упругого запаса можно определить изменение во времени отбора воды q _зв из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из законтурной области пласта равен темпу отбора жид­кости из нефтяной залежи q _ж= q _ж(t). Пусть, например, на ме­сторождении имеются пьезометрические скважины и по глу­бинным замерам определено изменение в них давления р _кон = р _кон (t) за некоторый начальный период разработки место­рождения ∆ t ₁.

Фактическое изменение р _кон = р _кон (t) показано на рис. 5, а на рис. 6- изменение q _ж = q _ж(t) за начальный период ∆ t ₁ и за весь период разработки месторождения. Естественно, в начальный период ∆ t ₁ разработки отбор жидкости из место­рождений в связи с его разбуриванием и вводом в эксплуата­цию скважин возрастает. За этот период и определено фактическое изменение давления на контуре р _кон. При t > t ₁ отбор жидкости из месторождения изменяется иначе, чем в началь­ный период: он сначала стабилизируется, а в поздний период разработки снижается.

Рис. 5. Зависимость р_кон от времени t:

1- фактическое (замеренное в пьезомет­рических скважинах) контурное давление p_кон за период ∆ t₁; 2 - возможные вари­анты изменения р_кон при различных q_ж (t < t₁)

Поэтому просто экстраполировать изменение p_кон (t) по имеющейся зависимости p _кон = p _кон (t) за начальный период раз­работки ∆ t ₁ нельзя, так как темп отбора жидкости изменится при t > t₁. Изменение р _кон = p _кон (t) прогнозируют на основе ре­шения соответствующих задач теории упругого режима.

Рис. 6. Зависимость q_ж от време­ни t:

1 - фактическое изменение q_ж за период ∆ t ₁

2 - возможные варианты изменения q_ж при t >t₁

4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторож­дения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.

Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного завод­нения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтур­ной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С по­вышением давления на линии нагнетания приток воды в нефте­насыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода нач­нет утекать в законтурную область.

При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться решение задачи упругого режима, когда на кон­туре нагнетательных скважин (рис. 7) задано давление р _кон , а требуется определить расход воды, утекающей в законтур­ную область пласта.

с применением законтурного заводнения:

1 - внешний контур нефтенос­ности; 2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины;

5 - контур нагне­тательных скважин

5. При определении времени, в течение которого в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.

Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с приме­нением внутриконтурного заводне­ния при однорядной системе разработки. Пусть в какой-то момент времени были остановлены первый и второй ряды нагнетательных скважин, а в момент времени t = 0 их вновь включают в эксплуата­цию.

Процессы вытеснения нефти во­дой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. По­этому можно считать, что спустя некоторое время после пуска нагне­тательных рядов в пласте между добывающим и нагнетательным ря­дами наступит период медленно меняющегося распределения дав­ления (при постоянстве расходов закачиваемой в пласт воды и от­бираемой из пласта жидкости), т. е. упругий режим закончится и создается почти установив­шийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима.

Для того чтобы осуществлять расчеты процессов разработ­ки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо прежде всего получить дифференциальное уравнение этого ре­жима, при выводе которого исходят из уравнения неразрыв­ности массы фильтрующегося вещества, которое представим в развернутом виде:

(1)

Пористость пласта m, как было отмечено в предыдущей гла­ве, нелинейно зависит от среднего нормального напряжения σ. Однако в диапазоне изменения а от доли единицы до 10 МПа зависимость пористости от среднего нормального напряжения можно считать линейной, а именно

(2)

Здесь β_с - сжимаемость пористой среды пласта; σ₀ - началь­ное среднее нормальное напряжение.

Используем связь между горным давлением по вертикали p _r средним нормальным напряжением σ и нутрипоровым (пластовым) давлением р

(3)

Учитывая (2) и (3), получим

(4)

Плотность фильтрующейся в пласте жидкости в первом приближении линейно зависит от давления р, т. е.

(5)

где β _ж - сжимаемость жидкости; ρ₀ - плотность жидкости при начальном давлении p _о.

Из (5) имеем

(6)

Используя закон Дарси и считая проницаемость k и вяз­кость жидкости μ не зависящими от координаты, имеем

(7)

Подставим (4), (6) и (7) в (l). В результате получим следующее выражение:

(8)

Учитывая незначительную сжимаемость жидкости, в фор­муле (8) можно положить ρ ≈ ρ_о. Тогда окончательно по­лучим дифференциальное уравнение упругого режима в сле­дующем виде:

(9)

Здесь χ и β - соответственно пьезопроводность и упругоемкость пласта

Решение уравнения упругого режима позволяет рассчиты­вать изменение давления во времени в каждой точке пласта. Однако при грубых оценках возможностей разработки нефтя­ных месторождений при упругом режиме используют понятие об упругом запасе месторождения, его части или законтурной области. Упругий запас - это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное, предельное, исходя из условий разработки и эксплуа­тации месторождения, значение. Упругий запас обычно опре­деляют по формуле линейного закона сжимаемости пласта

(10)

где ∆ V_п - изменение порового объема, т. е. непосредственно упругий запас пласта объемом V; ∆ V_п и ∆ р - абсолютные ве­личины.