Разработка нефтяных залежей в условиях упругого режима

Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме - это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.

Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например в процессе разработки месторождения, с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Упругий режим с точки зрения физики — расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т. е. нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.

С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ, и режим пласта изменится — упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.

Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач по разработке нефтяных месторождений:

1. При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.

2. При расчетах перераспределения давления в пласте и соответственно изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.

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.

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.

8 Гидродинамические расчёты по определению основных показателей разработки при водонапорном режиме

Гидродинамические расчеты процесса обводнения при упругом режиме и последующем жестком водонапорном режиме с учетом ввода скважин целесообразно выполнять на электромодели или на АЦВК типа Сатурн с учетом геометрии фильтрационного потока.

При гидродинамических расчетах процесса обводнения и определении нефтеотдачи реальные, неоднородные по параметрам и свойствам газожидкостных смесей пласты необходимо схематизировать расчетной схемой - моделью с той или иной степенью приближения к реальным условиям фильтрации неоднородных смесей в неоднородной пористой среде. В первую очередь необходимо схематизировать следующее.

Для выполнения гидродинамических расчетов процесса обводнения и нефтеотдачи реальные, неоднородные по параметрам и свойствам флюидов пласты схематизируют с той или иной степенью приближения к реальным условиям фильтрации неоднородных флюидов в неоднородной пористой среде. При этом следует выделить условия схематизации геолого-промыслового и гидродинамического порядка.

Однако существующие методы гидродинамических расчетов процесса обводнения водонефтяных зон и водоплавающих залежей не позволяют с достаточной строгостью решать весьма важные и сложные задачи разработки.

Таким образом, при гидродинамических расчетах процесса обводнения и определении нефтеотдачи реальные, неоднородные по параметрам и свойствам флюидов пласты заменяют расчетной схемой. Процесс составления расчетной модели пласта принято называть схематизацией условий разработки залежи.

Как правило, при гидродинамических расчетах процесса обводнения нефтяной залежи коэффициент фл не учитывается, но при построении расчетной схемы-модели пласта принимается во внимание нижний предел проницаемости. В этом случае при построении расчетной схемы слоисто-не-однородного по проницаемости непрерывного пласта, сложенного прослоями различной проницаемости, разделенных непроницаемыми перемычками бесконечно малой мощности, из общей эффективной нефтенасыщенной мощности вычитается суммарная мощность прослоев, проницаемость которых меньше нижнего предела проницаемости. Коэффициент фл и значение нижнего предела проницаемости - величины статистические, которые можно определить по данным обработки результатов исследований скважин глубинными расходомерами и дебитомерами при различных перепадах давления.

Как правило, в гидродинамических расчетах процесса обводнения нефтяной залежи охват по мощности не принимается во внимание или же учитывается частично при построении расчетной модели пласта путем ввода понятия о нижнем пределе проницаемости. В этом случае при построении расчетной схемы слоисто неоднородного по проницаемости непрерывного пласта, состоящего из серии прослоев различной проницаемости, отделенных друг от друга непроницаемыми разделами бесконечно малой мощности, из эффективной нефтенасыщенной мощности вычитается мощность прослоев, проницаемость которых меньше нижнего предела проницаемости. Коэффициент охвата по мощности и нижний предел проницаемости - величины статистические и могут быть определены по данным статистической обработки результатов исследований скважин глубинными расходомерами н дебитомерами при различных перепадах давления.

Разработанные к настоящему времени методы гидродинамических расчетов процесса обводнения можно подразделить на следующие категории в зависимости от степени учета реальных условий фильтрации жидкости.

Исходные данные, необходимые для выполнения гидродинамических расчетов процесса обводнения, следующие.

Расчетная схема 2 предусматривает следующую Последовательность гидродинамических расчетов процесса обводнения.

В настоящей работе не ставится цель усовершенствовать существующие методы гидродинамических расчетов процесса обводнения нефтяной залежи с учетом последовательности ввода скважин в эксплуатацию, а предпринимается лишь попытка оценить влияние темпа ввода скважин в эксплуатацию на технологические, технико-экономические показатели и выбор рационального варианта разработки нефтяного месторождения по сравнению с вариантами разработки того же месторождения при одновременном (мгновенном) вводе всех скважин в эксплуатацию.

Логарифмически-нормальный закон распределения, широкоприменяемый в настоящее время в практикегидродинамических расчетов процесса обводнения, как и всякий любой закон (кроме некоего универсального), под который исследователь вынужден подгонять имеющееся эмпирическое распределение случайного признака, имеет недостаток. В большинстве случаев он неудовлетворительно описывает фактические распределения и, требуя разбивки одного распределения на несколько распределений, не дает возможности сравнивать геологические объекты между собой по степени неоднородности.

Для залежей нефти с запасами более 50 млн. т коэффициент нефтеотдачи определяют гидродинамическими расчетами процесса обводнения неоднородных пластов при различных системах воздействия и схемах размещения скважин. Или же пользуются методами оценки оптимального варианта разработки, изложенными в данной работе.