Анализ разработки залежей аномально-вязких нефтей.

 

В предыдущем параграфе было отмечено, что в процессе проектирования разработки залежей необходимо оценивать возможность проявления аномалий вязкости нефти путем расчета характеристических градиентов давления с последующим сравнением с ожидаемыми значениями градиентов пластового давления. Выбранные перепады давления между нагнетательными и эксплуатационными скважинами должны обеспечивать фильтрацию нефти в залежи без проявления аномалий вязкости. При решении этой задачи могут быть использованы расчетные зависимости, приведенные в настоящем пособии.

Однако на стадии проектирования разработки проектировщики не располагают достаточно подробной информацией о распределении по площади залежи компонентов нефти, влияющих на ее структурно-механические свойства, и о характере изменения коэффициента проницаемости пласта. Поэтому по мере появления новых сведений о пласте и о пластовой нефти будут вноситься коррективы в систему мероприятий по ослаблению структурно-механических свойств нефти. Таким образом, в комплекс вопросов по анализу разработки залежей аномальных нефтей должны входить дополнительные задачи, одной из которых является выявление зон проявления аномалий вязкости нефти.

Необходимость производства систематических анализов эффективности принятой системы разработки объясняется еще и тем, что процесс выработки залежи сопровождается перемещением нефти в пласте. Как показали исследования, состав и свойства нефти, добываемой одной и той же скважиной, существенно изменяются во времени. Обоснование наивыгоднейшего способа предотвращения или частичного ослабления аномалий вязкости нефти требует оценки характера распределения основных реологических характеристик нефтей по площади залежи.

С точки зрения исследования процессов фильтрации и вытеснения нефти из пласта на кривых зависимости объемной скорости фильтрации от градиента давления отмечаются две характерные точки:

1. Начало интенсивного роста объемной скорости фильтрации, которому соответствует градиент динамического давления сдвига – Н;

2. Переход к линейному закону фильтрации Дарси в точке, соответствующей градиенту давления предельного разрушения структуры в нефти – Н_m.

Если фактические градиенты пластового давления при разработке залежи меньше градиента динамического давления сдвига, то фильтрация происходит при больших гидравлических сопротивлениях, так как нефть движется с неразрушенной структурой. Вязкость нефти при этом может быть в несколько раз выше, чем при больших градиентах давления. В фильтрации участвуют не все поры пласта, а только те, которые имеют достаточно большие поперечные размеры. Это, в конечном счете, может привести к уменьшению коэффициента охвата пласта фильтрацией и снижению конечной нефтеотдачи залежей. Эти зоны условно могут быть названы «застойными».

Градиент давления предельного разрушения структуры в нефти определяет зону проявления аномалий вязкости нефти при разработке нефтяной залежи. В этих зонах пласта градиенты давления меньше градиента давления предельного разрушения структуры в нефти.

Для нахождения застойных зон и зон пласта, в которых проявляются аномалии вязкости нефти, необходимо сопоставить значения Н и Н_m с фактическими градиентами пластового давления. Значения Н и Н_m должны быть определены экспериментальным путем или рассчитаны по предельным динамическим напряжениям сдвига. Однако в условиях НГДУ в настоящее время не налажено массовое изучение реологических характеристик нефтей. Поэтому здесь мы приводим упрощенную методику оценки размеров и местоположения зон проявления аномалий вязкости нефти при анализе разработки пласта.

Для предотвращения образования «застойных» зон вследствие проявления структурно-механических свойств нефти в процессе разработки необходимо знать характер распределения граничных градиентов давления по площади залежи. Это возможно путем построения карт распределения граничных градиентов давления: карты градиентов динамического давления сдвига нефти и карты градиентов предельного разрушения структуры в нефти. Для построения этих карт нужно располагать следующими исходными данными, распределенными по площади:

- содержание в нефти асфальтенов и смол;

- содержание в нефти газовых компонентов (азота, метана, этана);

- температура и давление;

- коэффициент проницаемости пласта (карта проницаемости пласта).

Сущность метода построения указанных карт заключается в нахождении расчетным путем значений граничных градиентов давления в точках, равномерно распределенных по площади залежи, и проведением линейной интерполяции с последующим соединением плавной линией точек с одинаковыми значениями градиентов. Наиболее трудоемкой операцией является нахождение градиентов динамического давления сдвига и градиентов давления предельного разрушения структуры в нефти. На описании способов расчета этих градиентов остановимся подробнее.

В настоящее время о содержании асфальто-смолистых веществ в нефти судят в основном по единичным пробам нефти, взятым из нескольких, в основном разведочных, скважин. Как правило, в процессе разработки залежи такие определения не проводятся. Выполнение этих определений связано с дополнительными затратами труда и средств, так как они достаточно трудоемки. В связи с этим, для определения содержания в нефти асфальтенов и смол рекомендуется косвенный метод, основанный на измерении коэффициента светопоглощения нефти. Содержание асфальтенов может быть определено по графику рис.14, построенному по данным экспериментов, или по формуле

(69)

где А – содержание асфальтенов в нефти, % масс; К_сп – коэффициент светопоглощения нефти, см^-1.

Обычно смол по массе в нефти в несколько раз больше, чем асфальтенов, т.е., на одну массовую часть асфальтенов приходится несколько массовых частей смол. Обобщение многочисленных данных о содержании асфальтеносмолистых веществ в нефтях большого количества месторождений позволило предложить формулу для расчета отношения А/С в виде

(70)

где С – содержание в нефти смол силикагелевых, % масс.

По известному значению А отношение А/С может быть оценено и по графику рис.15.

Содержание газовых компонентов (азота, метана и этана) можно принять равным среднему содержанию их по залежи. Если же имеются существенные отклонения от среднего содержания, то определения должны вестись по каждой скважине.

По известным значениям структурообразующих компонентов нефти рассчитывается динамическое напряжение сдвига по формулам (16) и (26).

Результаты расчетов подписываются у каждой скважино-точки, и методом линейной интерполяции строится карта предельных динамических напряжений сдвига.

Рис.14. График зависимости между содержанием асфальтенов в нефти и коэффициентом светопоглощения.

 

Рис.15. График зависимости отношения А/С от содержания в нефти асфальтенов.

 

Как было показано выше, граничные градиенты давления зависят от проницаемости пористой среды. Поэтому для построения карт распределения этих параметров необходимо иметь карту распределения коэффициента проницаемости пласта. Карты предельных динамических напряжений сдвига нефти и проницаемости пласта, построенные в одинаковом масштабе, разбиваются на одинаковые квадраты. На вершинах квадратов по карте определяются значения предельных динамических напряжений сдвига и проницаемости пласта. По этим данным рассчитывается градиент динамического давления сдвига по формулам (22), (30) и (31),олученным путем обработки лабораторных исследований.

Приводится линейная интерполяция значений градиентов динамического давления сдвига. Точки с одинаковыми значениями градиентов соединяются между собой замкнутыми плавными линиями. Такую карту называют картой распределения градиентов динамического давления сдвига нефти. После построения следует дать подробное описание особенностей изменения параметра по площади залежи, обратив особое внимание на зоны с большими значениями ГДДС.

Карта распределения градиентов давления предельного разрушения структуры в нефти строится по этой же методике. Разница заключается в том, что на вершинах квадратов по значениям ГДДС определяются градиенты давления предельного разрушения структуры в нефти (ГДПРС) по формуле.

Н_m = 0,0078 + 1,21∙Н кгс/см²∙м (71)

Формула (71) справедлива для нефти месторождений нижнего карбона Башкирии. Для других нефтей постоянные коэффициенты формулы (71) должны быть уточнены, в частности, для нефтей месторождений Татарии следует пользоваться уравнением (32).

Построение карт завершается подробным описанием закономерностей распределения ГДПРС по площади залежи. Особое внимание следует обратить на зоны с повышенными значениями ГДПРС.

Для определения размеров и места расположения «застойных» зон и зон проявления аномалий вязкости нефти при разработке залежей необходимо знать характер распределения фактических значений градиента пластового давления. В настоящее время определение фактических градиентов пластового давления представляется возможным лишь по картам изобар.

Градиент давления в любой точке пласта определяется по формулам:

а) при плоско-параллельной фильтрации

(72)

где Р₁ и Р₂ – соответственно давления на изобарах 1 и 2 (рис.16), L – расстояние между двумя линиями (1 и 2) изобар по линии тока (л.т.);

б) при плоско-радиальной фильтрации

(73)

где Р₁ и Р₂ – соответственно давления на соседних изобарах 1’ и 2’; R₁ и R₂ - радиусы кривизны изобар; х < R₁ и находится между двумя изобарами.

Рис.16. К определению градиентов пластового давления по карте изобар:

1,2,1’,2’ – линии изобар, Л.Т. – линии тока.

 

По формулам (72) и (73) можно по карте изобар рассчитать значения градиентов пластового давления в любой точке пласта.

Построение карты распределения градиентов пластового давления производится в следующей последовательности.

1. На карту изобар, как показано на рис.16, наносится прямоугольная сетка, равномерная или неравномерная. Размеры сторон прямоугольника выбираются в зависимости от расстояния между изобарами. Чем гуще проведены линии изобар, тем меньшие размеры имеют длины сторон прямоугольников. Поэтому на одной и той же карте на участках, характеризующихся различной густотой линий изобар, следует строить разные прямоугольники.

2. На вершинах прямоугольников, оказавшихся между двумя линиями изобар, по формулам (72) и (73) вычисляются значения градиентов пластового давления.

3. Проводится линейная интерполяция полученных значений градиентов пластового давления. Одинаковые значения градиентов давления соединяются между собой плавной линией. На замкнутых линиях надписываются значения градиентов давления.

Карту, построенную по этой методике и отображающую распределение градиентов пластового давления, следует называть картой из градиентов пластового давления.

Границы зон проявления аномалий вязкости нефти и «застойных» зон определяются путем наложения соответственно карт распределения ГДДС и ГДПРС на карту изоградиентов пластового давления. Поэтому их следует строить на кальке. Решение о наличии «застойных» зон принимается, если

grad Р_пл ≤ Н

Зоны, характеризующиеся соотношением

grad Р_пл ≤ Н_m

следует отнести к зонам проявления аномалий вязкости нефти. Для определения границ характерных зон следует делать отсечки на одной из сопоставляемых карт в точке пересечения одинаковых изолиний.

После нахождения «застойных» зон и зон проявления аномалий вязкости нефти следует определить их размеры, выяснить причины образования их и оценить примерные запасы нефти в этих зонах. Выбор способов ослабления аномалий вязкости нефти в выявленных зонах является задачей технико-экономической.