Расчеты показателей разработки залежи при жвнр работы пласта

 

 

6 Расчет процесса обводнения  по методике БашНИПИнефть

 

При разработке залежи надо уметь определять, когда и сколько воды и нефти мы будем добывать. При расчетах процесса обводнения мы не ставим задачу определения количества той или иной жидкости по конкретным скважинам, а определяем среднее количество воды и нефти по рядам, а, следовательно, по залежи.

Существует несколько методов расчета процесса обводнения, каждый из них имеет различные методики расчета:

- методы, основанные  на поршневой теории вытеснения,

- методы, основанные  на непоршневой теории вытеснения,

- статистические  методы,

- адаптационные  геолого-промысловые методы.

При расчете процесса обводнения данной залежи используем теорию поршневого вытеснения нефти водой – методику Саттарова М.М.

Так как поровые каналы имеют различные проницаемости, то по наиболее проницаемым из них вода подойдет к галерее скважин раньше, а по менее проницаемым – позже. Для учета этого явления Саттаров предложил:

-  он представил  пласт как набор трубок тока  различного диаметра, следовательно и различной проницаемости,

- стенки  трубок имеют бесконечно малую  толщину, но перетока между ними нет,

- вытеснение  из каждой трубки носит поршневой  характер.

Согласно этой методике, вводится такое понятие, как km – проницаемость, при которой в данный момент времени вода подошла к галереи скважин. По всем трубкам тока, у которых проницаемость больше km уже поступает вода, а для трубок тока, у которых проницаемость меньше km, еще поступает нефть. Таким образом, мы знаем долю трубок тока, по которым движется вода или нефть и их среднюю проницаемость. На основе этого мы можем вычислить количество поступающей воды и нефти. Зная количество добываемой нефти и жидкости, можно вычислить и долю нефти в добываемой продукции. Чтобы можно было просчитать показатели разработки в динамике, необходимо знать когда и по какой трубке тока вода подойдет галереи, то есть увязать количество добываемой воды со временем. Для этого Саттаров предложил понятие безразмерного времени, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к активным запасам [1].

Доля нефти в добываемой продукции:

                                                                                                                                    6.1

 

или                                                                                       6.2

    где       -    коэффициент подвижности воды.

 

Если мы знаем средние проницаемости трубок тока, по которым поступает нефть, вода, то можно легко вычислить долю нефти в добываемой продукции. При вычислении kн и kв (средние проницаемости всех трубок тока, по которым поступает соответственно нефть и вода) считают, что распределение трубок тока, по которым поступает нефть, и трубок, по которым поступает вода, подчиняется тому же  закону, что и распределение проницаемости всего пласта.

                                                                                                6.3

                                                                 6.4

    Где  f(k) – функция распределения проницаемости.

 

                                                                                                                                6.5

 

где     ;  Km – задаемся.

Если km = ¥, то Þ – средняя проницаемость по пласту.

Если km =0, то Þ kн =0.

Отсюда можно сделать вывод: 0 < kн < k..

 Для  увязки процесса обводнения со  временем и в целом с показателями  разработки введено понятие безразмерного  времени t, которое представляет собой отношение накопленной добычи жидкости к активным запасам.

 

                                  

                                                                          6.6

                              

                                                    6.7

 

 

По выше приведенным формулам можно заключить, что доля нефти в добываемой продукции  fн=¦( km). В то же время  t=¦(km). Если две величины зависят от одного и того же параметра, то между ними должна существовать связь.

                                             fн=¦ (t)                                                          6.8

  Расчет приведен в таблице 14 и приведена графическая зависимость на рисунке 2.

 

 

 

 

 

Расчёт зависимостей fн=¦ (t) и bОХВ=f(t)

               Таблица 14

N п/п	ki=km	km/k0	(km/k0)0,5	e-km/k0	erf(km/k0)0,5	F(km)	kн	kв	fн	t	bохв
1	0,05	0,312	0,559	0,732	0,5716	0,110	0,003	0,237	0,002	4,808	0,959
2	0,15	0,936	0,967	0,392	0,8299	0,402	0,032	0,208	0,023	1,603	0,814
3	0,25	1,560	1,249	0,210	0,9229	0,627	0,077	0,164	0,066	0,962	0,680
4	0,35	2,184	1,478	0,113	0,9837	0,796	0,126	0,115	0,141	0,687	0,563
5	0,45	2,808	1,676	0,060	0,9825	0,868	0,157	0,083	0,222	0,534	0,481
6	0,55	3,431	1,852	0,032	0,9911	0,924	0,185	0,056	0,333	0,437	0,413
7	0,65	4,055	2,014	0,017	0,9923	0,953	0,204	0,037	0,453	0,370	0,360
8	0,75	4,679	2,163	0,009	0,9962	0,974	0,217	0,023	0,582	0,321	0,316
9	0,85	5,303	2,303	0,005	0,9981	0,985	0,226	0,015	0,699	0,283	0,281
10	0,95	5,927	2,435	0,003	1	0,993	0,232	0,009	0,799	0,253	0,251

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2. Зависимость доли нефти и коэффициента охвата от безразмерного времени. 

 

 

Достоинства и недостатки методики расчета процесса обводнения         БашНИПИнефть

Достоинства:

1 Учитывает неоднородность пластов и распределение проницаемости в объеме пласта.

  2  Дает достаточно хорошую сходимость с фактическими показателями разработки.

Недостатки:

1 Применяется расчетная модель пласта (в природе таких моделей не существует).

2 В расчетах мы принимаем, что граница раздела фаз нефть-вода носит вертикальный характер. Обычно же она лежит на горизонтальной плоскости.

3 Не в полной мере учитывает макро-неоднородность пласта.

4 Вытеснение  принято поршневым (на самом деле  это не так, нефть из поровых  каналов вытесняется не сразу  и полностью, а постепенно).   

 

 

6.1 Расчет  первого этапа разработки

Расчет разработки первого этапа продолжается до тех пор, пока доля нефти в добываемой продукции первого ряда не станет меньше 0,03; обводнённость продукции при этом достигнет 97%. После этого первый ряд отключается и переводится под нагнетательный. Процесс разработки переходит на второй этап. Расчет первого этапа по каждому ряду приведен в таблицах 15-17. Дополнительно вводится условие ввода месторождения в разработку – все скважины включаются в работу постепенно равномерно и за 4 года.

 

 

 

 

 

6.2 Расчет  второго этапа разработки

 Расчет  аналогичен расчету первого этапа, только при этом нет первого  ряда и разработка ведется до тех пор, пока обводнённость продукции второго ряда не достигнет 97%. После этого второй ряд тоже отключается и переводится под нагнетание, наступает третий этап разработки. Расчет по работающим второму и третьему рядам приведен в таблицах 18 и 19.

 

 

6.3 Расчет  третьего этапа разработки

Этот этап самый большой по продолжительности и характеризуется тем, что работает только один третий ряд. При достижении обводненности продукции этого ряда 97%, разработка залежи заканчивается. Расчет приведен в таблице 20.

По окончанию разработки гипотетической залежи  основные суммарные показатели разработки представлены в сводной таблице 21.

По результатам сводной таблицы 21 строим графики изменения основных показателей разработки во времени (рисунки 3 – 6).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 Расчёт показателей разработки  с учётом аномалии вязкости

 

Расчёт ведётся по той же методике, только вместо вязкости нефти с полностью разрушенной структурой используется эффективная вязкость, которая вычисляется по следующей формуле[2]:

 

                                     7.1

где μЭФ – эффективная вязкость нефти;

         μ0 – вязкость нефти с не разрушенной структурой;

        μm - вязкость нефти при полном разрушении структуры.

Получили μЭФ= 41 мПа*с.

Результаты расчётов показателей разработки и изменение их во времени приведены в таблице 22 и рисунках 7 – 10.

 

 

 

 

 

Выводы и рекомендации

 

В данной работе я провёл расчёт показателей разработки гипотетической залежи с учётом и без учёта аномалии вязкости и получил следующие результаты.

При вязкости нефти с полным разрушением структуры срок разработки составил 54 года при конечной обводнённости продукции 97%. Конечный коэффициент нефтеотдачи составил 23,22%. За это время было добыто жидкости – 39633874,4 м3, воды – 26973093,9 м3, нефти – 12660780,5 м3. Получили водонефтяной фактор равный 2,13 м3/м3.

С учётом аномалии вязкости нефти получили следующие результаты. Срок разработки – 130 лет при той же конечной обводнённости продукции. Конечный коэффициент нефтеотдачи – 14,38%. За это время было добыто жидкости – 23890487,1 м3, воды – 16048865,1 м3, нефти – 7841622,0 м3; водонефтяной фактор – 2,13 м3/м3.

Сравнивая эти результаты, видим, что не учитывать аномалии вязкости нефти при проектировании разработки реальной залежи нельзя, так как при этом получим неточные результаты. Структурообразование в аномально-вязкой нефти вызывает ряд отрицательных последствий, которые приводят к существенному ухудшению показателей разработки. Мы наблюдаем уменьшение дебитов эксплуатационных скважин в результате фильтрации нефти с высокой вязкостью. Возможно также уменьшение коэффициента охвата пласта фильтрацией, так как при градиентах давления, меньших градиента давления предельного разрушения структуры в нефти, нефть движется в основном по высокопроницаемым пропласткам, оставаясь малоподвижной в слабопроницаемых. Возможно образование застойных зон, в которых нефть движется с практически неразрушенной структурой, если фактические градиенты пластового давления меньше динамического давления сдвига для данной нефти. Если не будут приняты меры по ослаблению аномалий вязкости нефти или увеличению градиентов пластового давления, то это приведёт к уменьшению конечного коэффициента нефтеотдачи пласта.

Характер распределения зон, где проявляются аномалии вязкости нефти зависит от распределения по площади залежи градиентов пластового давления, которое в свою очередь зависит от системы размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также режима их работы.

Таким образом, система размещения эксплуатационных и нагнета-тельных скважин, расстояние между ними, режим их работы должны обеспечивать разработку залежи при градиентах пластового давления, превышающих градиент давления предельного разрушения структуры нефти. Если же этого достичь невозможно без существенного ухудшения экономических показателей разработки, то необходимо проектировать мероприятия по ухудшению реологических свойств нефти. Это частичная дегазация пластовой нефти или использование тепловых методов воздействия на пласт, поверхностно активные вещества и полимерное заводнение.   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

1. Желтов Ю.П.,  Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1986.
2. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М., Аномальные нефти. – М.: Недра, 1971.
3. Кабиров М.М., Теоретические основы и проектирование разработки нефтяных месторождений. – Уфа.: 1985.