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 < p2 <p3), а справа - типичная фактическая кри­вая понижения давления в прослушиваемой скважине. По ско­рости и амплитуде понижения давления рсв = рсв(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 рко, 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 рс. 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 ркон 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 pкон = pкон (t). По отбору жидкости из нефтяной залежи с кор­ректировкой на изменение упругого запаса можно определить изменение во времени отбора воды qзв из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из законтурной области пласта равен темпу отбора жид­кости из нефтяной залежи qж= qж(t). Пусть, например, на ме­сторождении имеются пьезометрические скважины и по глу­бинным замерам определено изменение в них давления ркон = ркон (t) за некоторый начальный период разработки место­рождения ∆t1.

Фактическое изменение ркон = ркон (t) показано на рис. 5, а на рис. 6- изменение qж = qж(t) за начальный период ∆t1 и за весь период разработки месторождения. Естественно, в начальный период ∆t1 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 ркон. При t > t1 отбор жидкости из месторождения изменяется иначе, чем в началь­ный период: он сначала стабилизируется, а в поздний период разработки снижается.

 

 

Рис. 5. Зависимость ркон от времени t:

1- фактическое (замеренное в пьезомет­рических скважинах) контурное давление pкон за период t1 ; 2 - возможные вари­анты изменения ркон при различных qж (t < t1)

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

 

 

 

Рис. 6. Зависимость qж от време­ни t:

1 - фактическое изменение qж за период t1

2 - возможные варианты изменения qж 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 ркон , 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 βс - сжимаемость пористой среды пласта; σ0 - началь­ное среднее нормальное напряжение.

Используем связь между горным давлением по вертикали pr 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 βж - сжимаемость жидкости; ρ0 - плотность жидкости при начальном давлении pо.

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