Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Лекция№15
Особенности разработки нефтяных месторождений со сложнопостроенными карбонатными коллекторами.
В современной принципиальной классификации коллекторов нефти и газа по условиям их аккумуляции и фильтрации выделяют простые коллекторы (поровые, трещинные) и сложнопостроенные, где выделяют два или даже три вида пустотного пространства: пора, трещины, каверны, особенностью сложнопостроенных коллекторов является наличие двух фильтрационных путей – через трещины и через пористые блоки. Трещина – это поверхность по которой прошло нарушение целостности (сплошность) или потеря сцепления материала.
Есть трещины, которые связаны с геометрией структуры т.е. имеют постоянную ориентацию по площади. Имеются трещины и не связанные с геометрией структуры. Это неправильные и изогнутые разрыва при отсутствии закономерности в (оползни, осадки и т.д.)
Простые коллекторы представлены в основном терригенными отложениями, где имеющиеся трещины носят подчиненный характер. Сложные коллекторы представлены карбонатными породами.
Известно, что породы – коллекторы характеризуются такими основными параметрами, как:
Межзерновая пористость горной породы – это изначальный крон. Вторичная пустотность (трещины, каверны) являются результатом постседиментационных процессов, но главным образом гидрохимических и может быть открытой или закрытой.
По особенностям геолого-физической информации и системам разработки залежи нефти в сложнопостроенных коллекторах выделяется три типа залежей:
Тип 1 – в карбонатных коллекторах порового-трещинного типа, емкостные и фильтрационные параметры которых в основном определяются пористой средой и разработка их осуществляется либо при упруговодонапорном режиме либо при внутриконтурном заводнении;
Тип 2 – в трещинно-пористых коллекторах; среди залежей имеются примеры успешного применения приконтурного заводнения и объекты в изолированных рифовых массивах с закачкой газа в повышешенные части залежей;
Тип 3 – в высокопродуктивных трещинно- кавернозных коллекторах, которые разрабатывают с ППД, обычно с приконтурным заводнением, либо на естественном упруговодонапорном режиме.
К первому типу относятся залежи в отложениях среднего и нижнего карбона Урало-Поволжья, в Паннонских, Миоценовых и Мезозойских отложениях (Югославия, Польша).
Ко второму типу относятся залежи триаса в Венгрии (м-е Надьлендел), Перми (рифовые массивы Башкирии).
Третий тип составляют верхнемеловые залежи Северного Кавказа (Чеченская республика, Ингушетия) и Среднего триаса месторождения горни Дыбник (Болгария). Общая характеристика залежей Чеченской республики (грозненские месторождения) приведенные в табл.1.
Одной из важных задач разработки залежей нефти в сложнопостроенных коллекторах на начальном этапе является установление наличия и степени гидродинамической связи залежей с законтурной областью и особенностей фильтрации пластовых флюидов, что обуславливает последующие проектные решения.
В первую очередь основным источником информации являются гидродинамические исследования скважин.
При гидродинамических мсследованиях методом установившихся отборов более чем 100 скважин ряда грозненских месторождений (Карабулак-Агалуна) . Было выявлено 4 вида индикаторных диаграмм (рис.1): Линейные (тип 1), с уменьшением выпуклости к оси дебитов (тип 2), с увеличением выпуклости к оси дебитов (тип 3) и с одинаковой кривизной.
Геолого-промысловые характеристики и параметры залежей с трещинно-поровыми карбонатными коллекторами грозненских месторождений, Россия.
|
Характеристики и параметры |
Значения параметров |
|
Тип структур |
Антиклинальные складки |
|
Тип залежей |
Массивные, массивно-пластовые |
|
Тип коллектора |
Трещинно-кавернозные |
|
Естественный режим дренирования |
Замкнуто-упруговодонапорный |
|
Нефтесодержащие породы |
Известняки, мергели |
|
Глубина залегания, м |
до 500 м и более |
|
Размеры залежей, км: Длина Ширина Высота |
30-40 и более 1.5-3.5 0.6-1.0 |
|
Свойства матрицы: Пористость Проницаемость, 10-3 мкм2 Водонасыщенность |
менее 0.06 менее 0.01-0.001 1.0 |
|
Свойства трещино-кавернозных коллекторов: Вторичная пустотность Проницаемость, мкм2 Нефтенасыщенность |
менее 0.01 0.5-1.0 и более 0.85 |
|
Начальное пластовое давление (в своде залежей), МПа |
до 45-70 и более |
|
Пластовая температура, 0С |
90-170 и более |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
до 20-36 |
|
Вязкость нефти, мПа с |
0.2-04 |
|
Начальное газосодержание нефти, м3/т |
220-550 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 |
810-840 |
|
Превышение начального пластового давления над гидростатическим |
1.6-1.8 раза |
|
Дебит скважин, т/сут |
500-1000 и более |
|
Коэффициент продуктивности скважин, (т/(сут МПА) |
100-200 и более |
Вид индикаторных диаграмм указанных типов показан на рис.1.
Рис.1. Типы индикаторных диаграмм скважин грозненских нефтяных месторождений.
Обработка данных исследований по двучленной формуле:
, (1)
где - коэффициент продуктивности скважины,
B – коэффициент, характеризующий свойства пласта и пластового флюида.
показала, что она удовлетворяет большинству скважин.
Результаты обработки в координатах , выявили наличие на диаграммах линейных участков (рис.2):
Рис.2. Результаты обработки индикаторных диаграмм в координатах
Все это указывает на проявление значительного влияния при движении жидкости инерционных сопротивлений и в некоторой степени изменение проницаемости пласта вследствие деформации.
При установившемся режиме работы единичной скважины ее дебит (типы 3 и 4) характеризуется параболой:
, (2)
где - коэффициент, учитывающий изменение проницаемости пласта от давления.
При линейной зависимости проницаемости от давления, дебит скважины будет равен:
. (3)
Уменьшение коэффициента продуктивности добывающей скважины по мере падения давления в залежи при линейной и экспоненциальной зависимости проницаемости от давления, учитывается нижеследующими формулами:
, (4)
, (5)
где А и А1- коэффициенты продуктивности, соответствующие пластовому давлению P (при ).
При экспоненциальной зависимости проницаемости от давления для обработки индикаторной диаграммы скважины можно использовать и такое уравнение:
Величина А0 определяется по фактической индикаторной кривой. Для этого из начала координат проводят касательную к кривой и вычисляют .Затем, зная А0 для двух произвольных точек составляют систему из двух уравнений и находят значения В0, а затем методом подбора величину . В конечном итоге получается закон изменения дебита скважины в трещинно-поровом пласте.
помимо экспоненциальной зависимости изменение проницаемости от давления представляют в виде степеней зависимости вида:
,
где n – показатель степени равный 1,2 или 3.
ak – коэффициент изменения проницаемости. имеются и другие зависимости, например СургутНИПИнефть.
Следует отметить, что месторождения нефти в сложнопостроенных коллекторах так же как и в порового типа могут разрабатываться при различных режимах: водонапорном, УВНР, упругом, РРГ, газонапорном и т.д. Особенностью является то, что закачку воды или газа обычно осуществляют на поздней стадии разработки залежей так как она мало эффективна на начальной. Впервые в мировой практике эффективность карбонатов была показана в СССР на Покровском месторождении.
Начальные запасы нефти обычно определяют методом материального баланса:
, (6)
Vзап – объем нефти,
,
,
- коэффициенты объемной упругости воды и нефти, - количество добытой жидкости,
- количество внедрившейся в пласт воды,
- средневзвешенная по объему величина снижения давления,
Vзал – объем залежи;
Величину mнг можно определить и другими методами.
Влияние законтурной водоносной области на эффективность процесса разработки залежей оценивают по характеру зависимости .
Экспериментальные исследования и опубликованные материалы указывают на определенные особенности принципов разработки залежей с трещинно-поровым коллектором. Так, в случае проектирования ППД технологию осуществляют на поздней стадии, а закачку воды ведут в пониженные участки пластов. В отличие от залежей в поровых коллекторах в случае образования тупиковых зон имеет место гравитационное разделение фаз и капиллярная пропитка нефтесодержащих пород, что способствует выработке таких зон.
Впервые задача о ламинарном движении вязкой несжимаемой жидкости в щели была рассмотрена Буссиненском в 1868г., им практически было получено уравнение для скорости фильтрации в виде:
,
где b – ширина трещины.
Позже эта формула была подтверждена экспериментально.
Скорость капиллярной пропитки пористых блоков согласно Э.В.Скворцова и Э.А.Авакян равна:
, (7)
где - количество воды, впитывающиеся в удельный объем породы (блок) из трещины в единицу времени,
а – экспериментальный коэффициент,
, [1/сут]- комплексный параметр; ;
- угол смачивания породы водой.
С учетом капиллярных и гидродинамических эффектов:
, (8)
Так как скорость продвижения фронта пропитки равна:
, (9)
то расход впитывающейся воды в единицу объема пористого блока будет определяться следующим интегральным уравнением:
, (10)
где - начало пропитки блока с координатой .
Решение этого интегрального уравнения получено с использованием преобразования Лапласа.
Положение фронта капиллярной пропитки равно:
, (11)
где - нефтеотдача блока при его пропитке водой.
Отсюда, приравнивая , время безводной эксплуатации составит:
. (12)
Выполнение технологических расчетов показателей разработки залежей с трещинно-поровыми коллекторами на инженерном уровне, во-первых, представляет собой весьма трудоемкую задачу, а во-вторых, прогноз добывных возможностей залежей выполняется с помощью современных программных комплексах гидродинамического моделирования.
Проблема конусообразования при разработке залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах
Осложнение эксплуатации добывающих скважин и самого процесса разработки залежи при наличие подошвенной воды и газовой шапки происходит за счет образования водяных и газовых конусов (либо отдельно каждого, либо обоих вместе). В результате прорыва воды или газа нефтяная добывающая скважина переходит в другую категорию – газодобывающую или водозаборную с последующим освоением под нагнетание воды. Явление конусообразования существенно осложняет процесс выработки запасов т.к. скважины должны работать при низких перепадах давления, обеспечивающих безгазовые и безводные дебиты скважин. Увеличивается и продолжительность разработки месторождений.
В случае трещинно-порового коллектора проблема еще больше усугубляется, и процесс разработки залежей требует постоянного контроля за технологическими и энергетическими параметрами залежей. Наличие системы трещин способствует более быстрому продвижению фронта воды, образованию целиков нефти за фронтом, изменению свойств нефти при длительном контакте с водой и т.д.
Проблеме конусообразования посвящено много работ как отечественных, так и зарубежных авторов (И.А.Чарный, Х.Мейер и А.Гарден, Телков и Стклянин, П.Шульта, В.Козлов, М.Маскет и др.)
Рассмотрим задачу об образовании водного конуса в залежи с подошвенной водой (рис.3)
Целью является определения предельного безводного дебита скважины Q, соответствующего положению вершины водяного конуса у забоя скважины. Полагали, что имеет место инерционное движение жидкости в недеформируемом пласте.
Неподвижное состояние водяного конуса определяется условием:
, (1)
а давление в точках нефтеносной области пласта P равно:
, (2)
Вычитая одно уравнение из другого, полагая и дифференцируя, получаем:
, (3)
Двучленная формула для градиента давления в дифференциальной форме в нелинейной области фильтрации жидкости имеет вид:
, (4)
где - скорость фильтрации, а b – постоянные коэффициенты, зависящие соответственно от параметров пористой среды, вязкости и плотности фильтрующейся жидкости.
Скорость фильтрации в круговом пласте равна:
, (5)
тогда , (6)
где k, cж – коэффициенты проницаемости для вязкой и весомой жидкости соответственно.
Искомое дифференциальное уравнение будет иметь вид:
, (7)
При учете только инерционных сил частное решение уравнения имеет вид:
, (8)
Аналогичным образом для залежи с газовой шапкой (рис.4) получаем формулу для безгазового дебита (подошвенная вода отсутствует). Различие состоит только в том, что вместо вводится разность .
В случае деформируемого пласта при линейном законе фильтрации и экспоненциальной зависимости проницаемости от давления:
, (9)
где Pп – начальное давление на подошве пласта,
kп – значение проницаемости при давлении Pп.
Подставляя это выражение, и формулу для скорости фильтрации в уравнение закона Дарси и учитывая, что получаем искомое дифференциальное уравнение:
, (10)
После интегрирования в соответствующих пределах Rc-Rk, l, (толщина вскрытого интервала дренирования), hн формула для безгазового дебита имеет вид:
, (11)
Для сравнения ниже приведена формула для безгазового дебита при фильтрации по закону Дарси в недеформируемом пласте:
, (12)
Расчеты показывают, что как и в случае с подошвенной водой инерционные сопротивления и деформируемость пласта приводят к уменьшению предельного дебита скважины по сравнению с фильтрацией по закону Дарси в недеформируемом пласте, хотя абсолютные значения безгазовых дебитов являются достаточно высокими.
В случае возможности образования одновременно двух конусов предельный безводный и безгазовый дебит скважины Q определяют как сумму двух дебитов: безводного из части пласта ниже условной непроницаемой границы MN (рис.5), которая делит пласт на две части и где векторы скорости являются перпендикулярными оси скважины.
При фильтрации по закону Дарси в недеформируемом пласте предельный безводный и безгазовый дебит скважины равен:
. (13)
Плотность сетки и нефтеотдача.
При разработке залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах в соответствии с отечественной и зарубежной практикой применяются редкие сетки – от 70 до 140 га/СКВ и больше. Причем обычно имеет место уплотнение сетки от центра к своду структуры.
Нефтеотдача таких залежей в большинстве случаев является несколько меньше, чем в терригенных коллекторах, что, по-видимому, указывает на проявление ряда пока еще неизвестных факторов.
Из статических моделей известны модели ТАТНИПИнефти Гипровостокнефти.
Модели ТАТНИПИнефти
Модель института Гипровостокнефть
, [доли ед.]
где S – плотность сетки скважин для всей площади, м2/скв,
Sр – плотность сетки скважин в зоне разбуривания, м2/скв.
Остальные обозначения являются общепринятыми.
Основные рекомендации при разработке
При разработке залежей нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах обычно практикуют:
PAGE 1