Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ И ЕГО ОПРЕДЕЛЕНИЕ





При разработке залежей УВ одна из главных задач — возможно более полное вовлечение объема залежи в процесс дренирования, поэтому большое значение имеет контроль этого процесса. Степень вовлечения объекта в раз­работку характеризуется коэффициентом охвата залежи раз­работкой , представляющим собой отношение части эф­фективного объема объекта , включенной в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которы­ми она располагает, к общему эффективному объему залежи (объекта) :

(XIV.1)

При разработке газовых и газоконденсатных залежей, ко­торая осуществляется в условиях природных режимов, при незначительной макронеоднородности горизонта из-за боль­шой подвижности пластового газа приближается к еди­нице.

Разработка нефтяных эксплуатационных объектов, осо­бенно при больших площадях нефтеносности и вследствие повышенной вязкости нефти, характеризуется слабой гидро­динамической связью между отдельными их частями. В ре­зультате изменение давления в одной точке объекта может не оказывать видимого влияния на другие его точки. В связи с этим значение чаще намного меньше единицы.

Как уже отмечалось, нефтяные месторождения разрабаты­вают в основном с искусственным воздействием на пласт.

При этом важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти водой. Охваченными процессом вытеснения считают те части эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластово­го давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с ус­тойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной ха­рактеристике перфорированных пластов.

Коэффициент охвата вытеснением представляет со­бой отношение части эффективного объема залежи (эксплуатационного объекта) , участвующей в дрениро­вании под воздействием вытесняющего агента, к общему эф­фективному объему залежи (объекта) :

(XIV.2)

Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу (VII.7), используемую для прогноза коэффициента нефтеизвлечения. Его значение во многом определяет конечную неф­теотдачу.

Стремление к достижению возможно большего значения этого коэффициента играет решающую роль при выборе си­стемы разработки для новой залежи и является основной це­лью управления протекающими в пластах процессами на протяжении всего периода разработки.

При изучении степени охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения различают коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по площади. Коэффициент охвата вытеснением по толщине определяют как от­ношение нефтенасыщенной толщины, подвергающейся воз­действию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной толщине объекта. В нагнетательных скважинах подвергаю­щимися воздействию считают те пласты и прослои, в кото­рые поступает нагнетаемая вода, а в добывающих скважинах — пласты и прослои, активно отдающие нефть в условиях ста­бильного или даже возрастающего пластового давления.

Коэффициент охвата вытеснением по площади определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он принимается равным отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей пло­щади распространения пласта-коллектора в пределах залежи.

Величины , и зависят в первую оче­редь от геологической характеристики эксплуатационного объекта. Большое влияние оказывают также степень соответ­ствия принятой системы разработки геологической характе­ристике объекта и уровень ее реализации.

Рассмотрим особенности охвата процессом вытеснения для случая, когда эксплуатационный объект представлен мо­нолитным пластом. При нагнетании в такой пласт воды можно считать равным единице. На охват этого объекта процессом вытеснения по площади в первую очередь влияют фильтрационные свойства пласта. При прочих равных усло­виях расстояние, на которое по горизонтали воздействует закачка воды, возрастает с увеличением проницаемости плас­та и уменьшением вязкости нефти. Для характеристики фильтрационной способности пласта используют отношение этих параметров , называемое подвижностью нефти в пластовых условиях или проводимостью пласта. Как показы­вает опыт разработки, при пониженной подвижности нефти ( < 0,1 м4(Н-с)) влияние от разрезающего ряда нагнета­тельных скважин распространяется не далее 1 — 1,5 км в каж­дую сторону от него. Поэтому в таких условиях принимают, что ширина полос между разрезающими рядами не более 2 — 3 км. При высокой подвижности нефти ( > 0,1 м4(Н-с)) влияние нагнетания воды распространяется на большее рас­стояние, поэтому ширину полос между линиями разрезания можно принимать большей — до 4 —5 км. Выбор оптималь­ной ширины полосы между разрезающими рядами (определение возможности применения законтурного завод­нения, выбор расстояния между очагами заводнения и т.д.), соответствующей фильтрационной характеристике пласта, обеспечивает охват залежи воздействием по всей ее площади. Завышение ширины полос при разрезании залежей или при­менение законтурного заводнения при большой ширине за­лежи приводит к тому, что внутренняя, удаленная от нагнета­тельных скважин часть площади не испытывает воздействия.

Большое влияние на степень охвата пласта вытеснением по площади оказывает его микро- и макронеоднородность. Наличие локальных участков отсутствия коллекторов, участ­ков с низкой проницаемостью, дизъюнктивных нарушений приводит к низкой приемистости или ее отсутствию в части нагнетательных скважин, отсутствию взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами и в результате ограничивает распространение влияния закачки на отдельные части площади.

Значение коэффициента охвата воздействием зонально-неоднородного пласта зависит от расположения нагнетатель­ных и добывающих скважин. Их расположение без учета характера неоднородности увеличивает количество и размеры участков, не испытывающих влияния закачки. Кроме того, вне процесса вытеснения оказываются локальные участки вдоль границ распространения коллекторов, за добывающими скважинами, хотя на них распространяется влияние закачки (рис. 93). На этапах проектирования разработки учесть при размещении проектных скважин неоднородность во всех ее деталях не удается, так как она бывает изучена еще не в полной мере. Сокращение размеров не охваченных вытеснением зон залегания коллекторов возможно за счет бурения скважин резервного фонда.

 

 

Рис. 93. Охват процессом вы­теснения прерывистого про­дуктивного пласта:

1 — границы распространения коллекторов; зоны пласта:

2 — охваченная процессом вытеснения, 3 — не охвачен­ные процессом вытеснения; скважины: 4 — добывающие, 5 — нагнетательные

 

Значение коэффициента охвата вытеснением по площади тесно связано также с соотношением объемов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из него жидкости (в пластовых условиях). Если это соотношение меньше единицы, т.е. за­качка меньше отбора, удаленные от нагнетательных скважин участки площади испытывают недостаточное воздействие или не испытывают его вовсе. Соответствие объема нагнетаемой воды объему добываемой из пласта жидкости является, таким образом, одной из важнейших предпосылок увеличения ко­эффициента охвата вытеснением.

При разработке многопластового эксплуатационного объ­екта явления, рассмотренные для однопластового объекта, могут быть свойственны каждому из пластов в отдельности. При этом на разных участках объекта в плане могут совмещаться зоны пластов как с примерно одинаковой, так и с существенно различающейся характеристикой охвата вытеснением. Следует иметь в виду, что выполняемое из экономи­ческих соображений объединение неоднородных пластов для совместной их разработки объективно приводит к снижению в той или иной мере степени охвата каждого из них процес­сом вытеснения. Это обусловлено особенностями приемисто­сти пластов в нагнетательных скважинах. Установлено, что при совместной перфорации в нагнетательных скважинах пластов с различной проницаемостью воду принимают плас­ты с повышенной проницаемостью, в то время как в менее проницаемые пласты и прослои вода не поступает.

На рис. 94 показана особенность охвата воздействием объекта разработки, состоящего из двух пластов. В скв. 1 воду принимает только нижний пласт ■, который на этом участке более проницаем, чем пласт а, в результате в запад­ной части объекта воздействием охвачена только его нижняя часть. В скв. 2 воду принимает лишь верхний (более прони­цаемый на этом участке) пласт и, следовательно, в восточной части объекта воздействием охвачена лишь его верхняя часть.

На Ромашкинском нефтяном месторождении в разрезе горизонта Д разрабатываемого в виде единого эксплуатаци­онного объекта, выделяют семь пластов-коллекторов. В усло­виях прерывистого залегания по площади каждого из них, постепенного уменьшения числа нефтенасыщенных пластов к периферии залежи и наличия мест слияния пластов в разре­зах скважин часто встречается два — четыре пласта. Анализ приемистости пластов при давлении нагнетания воды 12 МПа показал, что при наличии в разрезе нагнетательных скважин двух пластов они оба принимают воду только в 50 % сква­жин, а в остальных скважинах в один из пластов вода не по­ступает. В скважинах, в разрезе которых три изолированных пласта, в 50 % случаев воду принимает только один пласт, в 30 % случаев — два пласта и лишь в 20 % все три пласта.

Рис. 94. Охват вытеснением объекта разработки, состо­ящего из пластов а и б.

Скважины: 1 — добываю­щие, 2 — нагнетательные; 3 — интервал перфорации; коллекторы: 4 — малопро­ницаемый, 5 — высокопро­ницаемый

 


Среди скважин, имеющих в разрезе четыре пласта, не выяв­лено таких, где все пласты принимают воду. Связано это с тем, что для освоения под закачку пластов с разной проница­емостью требуются разные репрессии — меньшие при высо­ких значениях проницаемости и большие при низких. При совместном освоении пластов с резко различающейся прони­цаемостью вода поступает только в те пласты, для которых применяемое давление нагнетания воды оказывается доста­точным. Это обстоятельство необходимо учитывать при обосновании выделения эксплуатационных объектов на мно­гопластовом месторождении, а также при обосновании и вы­полнении комплекса мероприятий по управлению процессом разработки, в том числе включению в работу возможно большей части нефтенасыщенной толщины объекта.

Методика оценки коэффициента охвата эксплуатационно­го объекта процессом вытеснения основана на использова­нии карт охвата пластов вытеснением, характеризующих размеры площади зон вытеснения. Для однопластового эксплуатационного объекта строят одну такую карту, для много­пластового объекта их количество соответствует числу плас­тов в объекте. Указанные карты строят на основе карт рас­пространения коллекторов. На них указывают местоположе­ние нагнетательных и добывающих скважин, границы рас­пространения коллекторов с разной продуктивностью (наиболее часто выделяют две группы коллекторов — с вы­сокой и низкой продуктивностью), дизъюнктивные наруше­ния, границы зон вытеснения. По карте охвата находят и , которые определяют в соответствующих грани­цах как произведение средней толщины пласта на величину площади.

 

По многопластовому объекту в целом коэффициент охва­та вытеснением может быть определен как среднее взвешен­ное по толщине из значений этого коэффициента, получен­ных для отдельных пластов:

(XIV.3)

Где и соответственно коэффициент охвата вы­теснением и нефтенасыщенная толщина i-го пласта объекта.

Различают прогнозный и фактический коэффициенты ох­вата вытеснением.

Прогнозный коэффициент охвата вытеснением обосновы­вают при подсчете запасов и проектировании разработки месторождения для определения технологического коэффи­циента нефтеизвлечения.

Поскольку данных о неоднородности пластов, полученных по разведочным скважинам, бывает недостаточно, при со­ставлении первого проектного документа значение можно принять равным идентичных пластов более изу­ченных ближайших залежей его же горизонта.

При составлении второго проектного документа, когда имеются данные бурения скважин основного фонда, могут быть использованы карты распространения коллекторов, сос­тавленные непосредственно по изучаемым пластам. Границы зон воздействия при этом наносят на карты предположитель­но, исходя из особенностей макронеоднородности пластов.

Известно несколько способов выделения таких зон при прогнозе коэффициента охвата вытеснением.

Широко используется способ прогноза , предложен­ный Ю.П. Борисовым, В.В. Воиновым, З.К. Рябининой. Спо­соб основан на разделении всего нефтенасыщенного объема пласта на непрерывную часть , полулинзы и линзы . На карте распространения коллекторов к непрерывной части пласта относят участки залегания коллекторов, имеющие не менее чем два выхода к контуру питания (нагнетания), т.е. получающие воздействие с противоположных сторон. К по­лулинзам относят участки коллекторов, прилегающие лишь к одной линии нагнетания, вследствие чего воздействие на них может осуществляться только с одной стороны. К линзам относят изолированные участки пласта-коллектора, окружен­ные со всех сторон непроницаемыми породами и не выхо­дящие на линии нагнетания.

При прогнозировании исходят из следующего допу­щения. Непрерывные части пласта, где вытеснение нефти водой происходит по встречным направлениям, будут охваче­ны этим процессом полностью. В полулинзах вытеснение происходит только в одном направлении со стороны нагне­тательных скважин. При этом между последним рядом добы­вающих скважин и границей распространения коллекторов будут оставаться участки, не вовлекаемые в разработку, по­этому полулинзы окажутся охвачены вытеснением не полно­стью. В линзах вытеснение происходить не может, поэтому они остаются вне границ охвата вытеснением.

В соответствии с этим прогнозный коэффициент охвата воздействием определяется по формуле

(XIV.4)

где — полный объем нефтенасыщенного пласта; α — коэффициент, определяемый исходя из длины полулинз в направлении, соответствующем общему направлению вытес­нения.

 

На рис. 95, а показано определение , и на соот­ветствующих участках прерывистого продуктивного пласта при законтурном (приконтурном) заводнении. Прогнозный коэффициент охвата в целом по этому пласту

(XIV.5)

 

 

Рис. 95. Выделение объемов непрерывной части пласта , полулинз и линз для определения коэффициента охвата вытеснением:

а – законтурное заводнение, б – внутриконтурное заводнение. Штрихпунктирными линиями показано положение рядов нагнетательных скважин.


Важно подчеркнуть, что доли объемов , и в общем объеме залежи во многом зависят от системы заводнения (или другого вида воздействия). На рис. 95, 6 показано , и для того же пласта, но в случае применения наряду с законтурным заводнением еще и разрезания тремя рядами нагнетательных скважин.

В результате разрезания существенно увеличилась площадь и соответственно объем непрерывной части пласта, к кото­рому теперь стали относиться объемы и , . Сокра­тился объем полулинз, в котором остались небольшие участ­ки , , Упд3, , , , уменьшился объем линз, по­скольку в новых условиях линзы представлены лишь объе­мами и на соответствующих участках пласта.

Прогнозный при этом значительно повышается и составляет

(XIV.6)

Из приведенного примера видно, что при прерывистом строении пласта, меняя положение и количество нагнетатель­ных скважин, можно увеличивать охват залежи воздействием.

При залегании прерывистых пластов преимущественно в виде полос сложной конфигурации М.М. Саттаров и другие исследователи предлагают использовать иной способ опреде­ления . Он основан на предпосылке, что при заводне­нии подобных пластов в процесс вытеснения не включаются в работу окраины полос коллекторов вдоль границ их рас­пространения, имеющие в среднем ширину, равную половине расстояния между добывающими скважинами при принятой сетке их размещения (см. рис. 93).

При этом прогнозный коэффициент охвата пласта вытес­нением определяется по формуле

(XIV. 7)

где L — общая длина границ распространения коллекторов изучаемого пласта в пределах залежи; α — принятое расстоя­ние между добывающими скважинами; F — площадь распро­странения коллекторов в пределах залежи; Lα/2F — коэффи­циент потерь за счет неполного охвата пласта воздействием.

Применение этого способа определения прогнозного позволяет количественно оценивать влияние на его величину плотности сетки добывающих скважин.

В процессе разработки эксплуатационного объекта перио­дически (обычно на конец года) составляют карты фактичес­кого охвата процессом вытеснения каждого пласта эксплуа­тационного объекта и объекта в целом. Это делается для оценки эффективности принятой системы и процесса разра­ботки — для выяснения соответствия фактического охвата проектному, выявления частей объекта, недостаточно участ­вующих в дренировании, а также для обоснования техноло­гических мероприятий, направленных на активизацию их разработки.

Для построения карт фактического охвата вытеснением используют комплекс данных, характеризующих работу скважин и пластов в целом.








Date: 2015-04-23; view: 1320; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.013 sec.) - Пожаловаться на публикацию