Материальныи баланс

Системы разработки нефтяных залежей с применением заводнения

Законтурное заводнение

Приконтурное заводнение

Внутриконтурное заводнение

Системы разработки нефтяных залежей

• Система разработки месторождения – это совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение углеводородов и попутных компонентов из залежей, и управление этим процессом.
• Наиболее часто встречающиеся системы разработки – это системы с применением заводнения.
• Основные виды систем разработки с применением заводнения:
  • Законтурное
  • Приконтурное
  • Внутриконтурное

Основные недостатки законтурного и приконтурного заводнения

1. На крупных по площади месторождениях с числом рядов более 5 они оказывают слабое воздействие на центральную часть залежи.
2. Они не могут оказывать воздействие на отдельные участки пласта с пониженным давлением.
3. При применении этих заводнений значительная часть воды уходит за контур нефтеносности.
4. Не применимы для залежей неоднородных как по площади так и по пластованию.

Виды неоднородности

• По напластованию (толщине)
• По площади

Внутриконтурное заводнение

Из внутриконтурных систем заводнения нефтяных месторождений наиболее распространены:

• Блоковые (рядные) системы
• Площадные
• Очаговые
• Барьерные

При данных системах в отличии от предыдущих, закачка рабочего агента (воды) осуществляется в нефтяную часть залежи.

Интенсивность заводнения – отношение количества нагнетательных скважин к добывающим; показывает на какое количество добывающих скважин должна оказывать влияние одна нагнетательная скважина.

Блоковые (рядные) системы заводнения

При блоковой (рядной) системе заводнения нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.

• Закачка воды в пласт производится через нагнетательные скважины, расположенные параллельными рядами, которые называются разрезающими рядами.
• Ряды добывающих скважин располагаются параллельно разрезающим рядам.
• Отбор нефти из добывающих скважин достигается расширением полосы воды, созданной вдоль нагнетательного ряда, и перемещением ее границ в направлении к добывающим рядам.
• В зависимости от количества рядов добывающих скважин различают однорядную, трехрядную и пятирядную блоковые системы заводнения.
• Интенсивность (w) – систем составляет однорядных 1:1, трехрядных – 1:3, пятирядных – 1:5.

Блоковые (рядные) системы заводнения

Область применения блокового заводнения:

• Применяются при любых размерах залежей
• С любой связью с законтурной зоной
• С различным спектром изменений проницаемости коллектора и вязкости нефти

Чем меньше подвижность (отношение проницаемости залежи к вязкости фильтрующейся жидкости), тем меньше ширина залежи, т.е. применяют более интенсивную систему заводнения.

Применение на различных типах залежей

По залежам с более высокой гидропроводностью целесообразно осуществлять трехрядное заводнение, а затем дополнять очагами заводнения, при этом эффективность такого заводнения может приближаться к эффективности однорядной системы.

Для залежей с наиболее благоприятными ФЕС, часто применяют пятирядную систему, но и здесь нужно предусматривать дополнительное разрезание залежи, применение очагов заводнения.

При разработке сильно неоднородных по толщине залежей и возможности использования очаговых скважин для влияния на внутренние участки пласта.

Расположение нагнетательных скважин

При выборе расположения нагнетательных скважин необходимо учитывать геологическое строение месторождения и литологическую характеристику пластов. Нагнетательные скважины не следует закладывать на участках пласта с малой проницаемостью и мощностью из-за малой приемистости скважины.

Как правило расстояние между нагнетательными скважинами в ряду в два раза меньше, чем в добывающем ряду, так как закачиваемая вода должна влиять на два эксплуатационных поля.

Недостатки системы

Основным недостатком блоковой системы заводнения является невозможность ее применения на сильно прерывистых, линзовидных пластах из-за вероятности попадания при разбуривании рядов в неэффективную зону пласта (отсутствие коллектора). А также слабое влияние закачки на центральные ряды добывающих скважин при многорядных ситстемах.

Площадное заводнение

Помимо блоковых систем заводнения, широко используются внутриконтурные системы с площадным расположением скважин, которые являются более активными.

Скважины располагаются в соответствии с определенной геометрической схемой. Существуют различные типы площадного заводнения:

Пятиточечная система

Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная. Интенсивность W=1:1.

Семиточечная система

Элемент системы представляет собой правильный шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре, W=0,5 (на одну нагнетательную приходится две добывающие скважины).

Девятиточечная система

Элемент системы представляет собой квадрат с тремя добывающими скважинами на каждой стороне квадрата и нагнетательной скважиной в центре, W=0,33 (соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3).

Тринадцатиточечная система

Элемент системы представляет собою шестиугольник с тремя добывающими скважинами на каждой стороне и нагнетательной скважиной в центре. Интенсивность W=0,2, то есть 1:5.

Чем выше показатель W, тем выше интенсивность системы заводнения. Наиболее интенсивной является пятиточечная система площадного заводнения.

Обращенные площадные системы разработки

Площадное заводнение

Область применения площадного заводнения:

• В однородных залежах;
• В залежах, характеризующихся высокой неоднородностью по площади, т.е. прерывистых, линзовидных;
• В пластах с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью нефти, т.е. с коэффициентом подвижности <0,05.

Чем выше вязкость нефти, тем более плотная сетка скважин применяется. Воздействие залежей при площадном заводнении интенсивнее блоковой 5-рядной системы.

При площадной системе заводнения можно обеспечить более высокий темп отбора при меньшем количестве скважин. Преимущество по сравнению с рядной – возможность более рассредоточенного воздействия на пласт.

Очаговое заводнение

Очаговое заводнение применяется с начала разработки, в малых по размерам линзовидных или экранированных залежах с сложным геологическим строением.

Чаще всего в поздних стадиях разработки используется с целью добычи нефти в невыработанных участках залежи. При разработке залежей с внутриконтурным заводнением очаговое заводнение применяется дополнительно в случаях, когда на участках залежи происходит снижение пластового давления и отборов нефти из-за неоднородности залежей или изменений коллекторских свойств пласта.

Барьерное заводнение

При опережающей разработке нефтяной части пласта нефтегазовой залежи применяется особый вид заводнения – барьерное заводнение. Нагнетательные скважины барьерного заводнения отсекают газовую часть залежи от нефтяной. Препятствуют прорыву газа к забоям нефтяных скважин, смещению ГНК в нефтенасыщенную область. Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор в раза, по сравнению с разработкой без воздействия на пласт. Газодобывающие скважины используются для снижения давления в газовой шапке. Скважины барьерного заводнения размещаются на внутреннем контуре газоносности.

Забить и найти эксперта по НЕФТЕГАЗОВОМУ ДЕЛУ

Демьян Бондарь, эксперт по предмету Нефтегазовое дело, с опытом преподавания в течение 5 лет.

Виды заводнений

Заводнение – это способ восстановления и поддержания внутренней энергии пласта путем закачки агента с целью вытеснения нефти на поверхность земли.

Приконтурное заводнение

Приконтурная зона пласта представляет собой участок пласта между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Приконтурное заводнение используется, если между законтурной областью и залежью полезного ископаемого нет хорошей гидродинамической связи. Нагнетание воды производится в приконтурную часть пласта, с расположением нагнетательных скважин у краев залежи полезного ископаемого, в местах, где проницаемость выше.

Законтурное заводнение

Если между залежью полезного ископаемого и водонасыщенной частью пласта существует хорошая гидродинамическая связь, то для увеличения производительности скважин применяется законтурное заводнение. Нагнетательные скважины располагаются в водонасыщенной зоне пласта на определенном расстоянии от внешнего контура нефтеносности и используются для обеспечения неподвижности газонефтяного контакта. На одну нагнетательную скважину приходится около 5 добывающих. Данный вид заводнения при благоприятных условиях позволяет достигать нефтеизвлечения в 60-65%.

Внутриконтурное заводнение

Внутриконтурное заводнение используется при больших размерах залежи. Пласт разрезается на участки нагнетательными скважинами для последующей отдельной разработки. Это позволяет сократить сроки разработки залежи.

Таблица: Обоснование применения избирательного и очагового заводнений

Выбор типа заводнения обосновывается исходя из водонефтяного контакта – условной поверхности, разделяющей воду и нефть в залежи нефти.

Так как избирательное и очаговое заводнения являются разновидностями внутриконтурного заводнения, то обоснование их применения на месторождении нефти начинается с обоснования использования внутриконтурного заводнения. Данный вид заводнения применяется в случае, если залежь полезного ископаемого относится к пластовому типу, обладающему большой площадью нефтеносности. Еще одним условием его применения является повсеместное залегание пласта-коллектора, при этом обладающего высокой вязкости нефти, невысоким уровнем проницаемости, плохими условиями фильтрации у водонефтяного контакта.

После обоснования выбора внутриконтурного заводнения для применения на месторождении, начинается процесс обоснования конкретного его вида. Для этого проводят исследования однородности залегания пластов. В случае, если на участке, который должен быть подвергнут заводнению, наблюдается неповсеместное залегание коллекторов, то есть на участке присутствует несколько видов коллекторов, которые распределены неравномерно и обладают разной продуктивностью то оптимальным видом заводнения является избирательное. Еще одним условием применения избирательного заводнения является наличие дизъюнктивных нарушений. Данный вид нарушений выражается в наличии разрезов скважин с выпадением и повторением некоторых пластов и резких перепадах гипсометрических отметок кровли и подошвы пластов. Схема избирательного заводнения изображена на рисунке ниже.

Рисунок 1. Схема избирательного заводнения. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

1 – зона с высокой проницаемостью; 2 – зона с низкой проницаемостью; 3 – внешний контур нефтеносности; 4 – внутренний контур нефтеносности; 5 – нагнетательные скважины; 6 – добывающие скважины.

Очаговое заводнение представляет собой разновидность избирательного заводнения. Данный вид заводнения используется в качестве дополнения к другим видам, если они не обеспечивают влияния закачки по всей площади участка. Таким образом обоснованием для применения очагового заводнения является наличие участков, которые недостаточно испытывают (или не испытывают вообще) влияния заводнения после освоения. В настоящее время данный вид заводнения является одним из самых распространенных способ совершенствования уже используемой системы заводнения. Результатом его применения становится увеличение нефтеотдачи до 25 %.

Не понимаешь, как писать работу?

Осадочные бассейны, содержащие соленосные и нефтегазоносные бассейны мира представлены на рис. 1. В основном соленосные бассейны являются и нефтегазоносными. К настоящему времени открыто свыше ста соленосных бассейнов, из почти половина осложнена солянокупольной тектоникой, в силу чего они получили название солянокупольные бассейны. Солянокупольные бассейны содержат в себе мощные толщи солей от нескольких сотен до двух тысяч метров, из них четыре супергигантские – это Прикаспийский, Восточно-Сибирский, Мексиканского залива и Средиземноморский с объемом до 2,5 млн км3 солей, и содержащие свыше тысячи соляных структур, которые в основном привязаны к V2–Є2, P1-2 и N1 отложениям.

Различают два основных морфокинетических типа соляных отложений: солянокупольный и пластовый. Основные виды соляных тел, в зависимости от направления миграции солей бывают субвертикальные (диапировые и морфологически подобные им тела) и сублатеральные (покровные, покровообразные и другие субпластовые тела), см. рис.2. Галит или каменная соль представляет собой достаточно пластичный материал.

Моделирование разработки подкозырьковых залежей Каратобе Южное с использованием высокотехнологичных скважин

Под карнизом этого массива в терригенных отложениях казанского яруса верхней перми выявлено нефтяное месторождение Каратобе Южное: пластовое, литолого-стратиграфического плана, экранированная крутым склоном соли, см. рис. 4. Месторождение Каратобе Южное расположено в Байганинском районе Актюбинской области. Ближайший населенный пункт п. Жаркамыс находится в 5 км от месторождения Южное Каратобе. Расстояние до областного центра г. Актобе –330 км. Площадь горного отвода составляет 5,8 кв2. Утвержденные извлекаемые запасы в целом по месторождению Каратобе Южное составили: 5056 тыс. т. На месторождении Каратобе Южное выявлены нефтяные залежи верхнепермского возраста (продуктивные пласты – I, II, III, IV). В один эксплуатационный объект были объединены пласты I, II, III и IV.

Схема формирования подкозырьковых нефтяных залежей месторождения Каратобе Южное представлена на рисунке 5.

Общая высота составляет до 400 м, суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина в кровельной части достигает 125 м. ВНК установлен на отметке – 2739 м. Коэффициент нефтенасыщенности 0,67. Песчанные коллекторы поровые, терригенные с открытой пористостью 17,8%. Покрышкой залежи служат аргиллиты толщиной от 15 до 50 м. Начальное пластовое давление составляет 31 МПа, температура 71 0С. Дебит нефти от 12 до 72 м3/сут при восьмимиллиметровом штуцере и депрессии на пласт 13,9 МПа. Нефть легкая, плотностью 852 кг/м3, малосернистая (0,32%), парафинистая (5,4%), высокосмолистая (18,28%). Газонасыщенность пластовой нефти 128 м3/м3. Выход фракций до 300 0С составляет 42,3%. Пластовые воды представлены рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией до 320 г/л. Воды содержат значительные концентрации йода, брома и бора. Дебиты вод невысокие – 2,4 м3/сут. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов – 4,8%. Все четыре пласта разрабатываются на упруго-замкнутом режиме, т.к. влияние законтурной области не наблюдается, и воды в продукции скважин не обнаружено. На месторождении пробурено 23 скважин: из них в добывающем фонде состоит 14 скважин, в том числе 13 – действующих, 1 (№103) скважина переведена в нагнетательный фонд. Из действующего фонда добывающих скважин 1 (№101) скважина эксплуатируется фонтанным способом, остальные 11 скважин эксплуатируются механизированным способом с помощью ШГН. Фонд нагнетательных скважин составляет 4 скважин, в том числе 2 действующие и 2 (№55, 65) бездействующих. Содержание парафина в нефти месторождения Каратобе Южное составляет 2,2 – 4,2% по массе, поэтому при снижении температуры и давления в стволе скважины растворимость нефти по отношению к парафину уменьшается, что приводит к его выпадению в осадок на глубинном и устьевом оборудовании скважин.

Для сбора и промысловой подготовки продукции скважин месторождения Каратобе Южное реализована однотрубная лучевая напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Объем добычи нефти на месторождении Каратобе Южное составил в 2022 г. 254,232, тыс.т.

Изменение добычи высокотехнологичной скважины в зависимости от количества участков представлено на рисунке 7. Как видно из рисунка 7а, с увеличением количества горизонтальных участков высокотехнологичной скважины, огибающего соляной массив, возрастает годовая добыча со 100 до 280 тыс т, при этом возрастает средний дебит высокотехнологичной скважины и коэффициент нефтеотдачи увеличивается на 4,8 – 7,3%. Из рисунка 7б следует, процесс поддержания пластового давления обеспечивает существенный прирост дополнительной добычи нефти по сравнению с естественным режимом.

Изменение расстояния между двумя горизонтальными скважинами не оказало существенного влияния на прирост накопленной добычи нефти.

Результаты вычислительного эксперимента подтвердили высокую эффективность использования высокотехнологичных горизонтальных скважин для разработки сложнопостроенных подкозырьковых месторождений, приуроченных к солевым диапирам. Проведение численного моделирования помогает снизить риски ошибочных действий путем проверки работоспособности технологических решений по разработке сложнопостроенных месторождений на компьютерной 3D гидродинамической модели. Для созданной модели был определен оптимальный дебит для работы добывающей скважины, протяженность горизонтального участка, огибающего массив соляных пород. Проведено сравнение заводнения с режимом разработки без воздействия на залежь, определены интенсивность закачки, более подходящая для создания равномерного фронта вытеснения, и расположение скважин, способствующее наиболее эффективному вытеснению. Созданная модель позволяет оценить эффективность предложенного метода, влияние конкретных параметров на успех разработки и провести сравнение с другими решениями.

1. Беленицкая, Г. А. Соли и нафтиды: глобальные пространственные и кинетические взаимосвязи / Г. А. Беленицкая // Региональная геология и металлогения. – 2014. – № 59. – С. 97-112. – EDN SYCOUB.

2. Леворсен А. Геология нефти и газа. – М.: Мир, 1970. – 640 с.

3. Cramez C. (2006) Salt Tectonics. Short Course. Universidade Fernando Pessoa Porto, Portugal. Last modifica­tion: May. http://homepage.ufp.pt/biblioteca/SaltTectonicsNovo.htm.

4. Dribus D.R., Dzhekson M.P.A., Kapur D., Smit M.F. (2008) The prize beneath the salt. Neftegazovoe obozrenie, 20(3), 5-21. (In Russian).

5. Баймухаметов А.А., Мартынов Н.И., Танирбергенов А.Г. Математическое моделирование формирования соляных куполов в земной коре. Алматы, 2017. 242 с.

9. Обрядчиков О. С., Таскинбаев К. М. Особенности строения южной границы Прикаспийской впадины по геолого-геофизическим данным и перспективы поиска новых скоплений УВ // Bioscience Biotechnology Research Communications. 2019. Вып. 12 (сентябрь). № 5. С. 254–263

11. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра. – 1969. – 192 с.

12. Строительство скважин в солянокупольных структурах Актуальные проблемы / Н. А. Еремин, Е. А. Могучева, Н. Е. Лазуткина, М. А. Сребродольская // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2023. – № 2(134). – С. 92-95. – EDN AWLXUW.

13. Еремин, Н.А. Высокотехнологичные скважины с бионическим профилем для разработки месторождений с высоковязкой и битуминозной нефтью / Н.А. Еремин, П.В. Пятибратов, А.С. Скворцов // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2022. – № 2 (307). – С. 117–135.

14. Интеллектуальные системы предупреждения осложнений для безопасного строительства скважин / А. Н. Дмитриевский, Н. А. Еремин, А. Д. Черников, С. О. Бороздин // Безопасность труда в промышленности. – 2022. – № 6. – С. 7-13. – DOI 10.24000/0409-2961-2022-6-7-13. – EDN WSKHDO.

15. Н.А. Еремин, П.В. Пятибратов, А.С. Скворцов. Высокотехнологичные скважины с бионическим профилем для разработки месторождений с высоковязкой и битуминозной нефтью // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2022. – № 2(307). – С. 117-135.

16. Еремин Н.А. Горизонтальные технологии // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2009. № 3. С. 52–56. EDN KYDBTR.

17. Еремин, Н. А. Цифровые технологии извлечения запасов нетрадиционной нефти / Н. А. Еремин // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. – 2022. – № 2. – С. 255-270. – DOI 10.46689/2218-5194-2022-2-1-255-270. – EDN VFUWYW.

Статья «Разработка подкозырьковых месторождений нефти высокотехнологичными горизонтальными скважинами» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№6, Июнь 2023)

• МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС • Гарифуллин Айрат Шамилевич

Модель неустановившегося притока – Суперпозиция давления • Метод Ван Эвердингена и Хëрста требует постоянного давления на границе пласт – аквифер • Для решения требует суперпозиции давлений • Расчет без специального ПО или навыков программирования затруднен p0 p1 p2 p3 Пластовое давление Время Расстояние 2 Время Time

Модель неустановившегося притока – Картера и Трейси • Предполагает постоянный дебит с течением времени вместо постоянного давления • Аппроксимирует решение Ван Эвердингена и Хëрста • Не требует суперпозиции давления • Легче для программной реализации – безразмерная величина Фанчи (Fanchi) предложил аппроксимацию, коэф. которой зависят от Rd 3

Модель установившегося притока – Феткович • Предполагает постоянное давление как на границе пласта так и аквифера • Пренебрегает неустановившемся режимом и использует коэффициент продуктивности для описания аквифера – начальный приток воды из аквифера – коэффициент продуктивности аквифера (радиальная модель) 4

Выводы • Материальный баланс – работает • Сложность используемого уравнения должна зависеть от объема исходных данных • Как правило уравнение МБ содержит более чем одну неизвестную • Снижение неопределенности расчета МБ: – тщательная подготовка исходных данных – использование «физичной» модели аквифера – повышение «кратности» расчета 5 Почти все методы непрямые и их результаты содержат существенную погрешность Результаты интерпретации сильно зависят от задачи и от знания ситуации Сравнение одинаковых параметров полученных из разных исследований, позволяет поднять достоверность

МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС Закон сохранения материи – ничто не появляется и ничто не исчезает бесследно. Материальный баланс – в ограниченном пространстве извлеченный и привнесенный объем равен изменению первоначального (в пласте, например). Vпривнесенный – Vизвлеченный = ∆Vпервоначальный Закон сохранения массы — закон физики, согласно которому масса физической системы сохраняется при всех природных и искусственных процессах. Если первоначальный объем не меняется (давление постоянно), то соблюдается равенство: Vпривнесенный = Vизвлеченный

Элементарная ячейка • Границы элементарной ячейки условные

• Границы элементарной ячейки проницаемы • Возможны притоки и истоки жидкости через поверхности элементарной ячейки

• Поровое пространство в элементарной ячейке – разность между объемом элементарной ячейки и объемом самой породы • Под действием внешних сил происходит изменение объемов (деформация) породы и насыщающих поровое пространство жидкостей (нефти и воды).

• Коэффициент сжатия — это физическая величина, равная относительному изменению объема, деленному на изменение давления, которое вызывает изменение объема вещества • β=-(ΔV/V)/ΔP • Где β – коэффициент сжатия Δ V / V – относительное изменение объема Δ Р – изменение давления

Зависимость коэф сжатия от давления

В случае, если нет привнесенного и вынесенного объема, то изменение объема вызвано только сжатием (растяжением).

Объем пор можно вычислить через объёмы нефти и воды и их насыщенности Vпор0 = Vн0 / Sн0 = Vв0 / Sв0 = Vн / Sн = Vв / Sв (2) например: Vпор0=100, Vн0=60, V=40, Vпор0 = Vн0 + Vв0 = 60 + 40 = 100 Sн0=0.6, Sв0=0.4, Sн0 + Sв0 = 0.6 + 0.4 = 1 Vн0 / Sн0 = 60 / 0.6 = 100 = Vпор0 Vв0 / Sв0 = 40 / 0.4 = 100 = Vпор0 Vпор0=100, Vн0=50, Vв=50, Vпор = Vн + Vв = 50 + 50 = 100 Sн0=0.5, Sв0=0.5, Sн0 + Sв0 = 0.5 + 0.5 = 1 Vн0 / Sн0 = 50 / 0.5 = 100 = Vпор0 Vв0 / Sв0 = 50 / 0.5 = 100 = Vпор0

Вывод уравнения материального баланса при давлении выше давления насыщения Изменение объема воды Vв равно произведению объема воды Vв на сжимаемость воды Cв и на изменение давления P: Vв = Vв * Cв * P (3) Из уравнения 2 следует: Vв = Vн0 * (Sв / Sн0) тогда Vв = Vн0 * (Sв / Sн0)* Cв * P (4)

Вывод уравнения материального баланса при давлении выше давления насыщения Изменение объема нефти Vн равно произведению объема нефти Vн на сжимаемость нефти Cн и на изменение давления P: Vн = Vн * Cн * P (5) Объем нефти Vн равен произведению начального объема нефти Vн0 на коэффициент изменения насыщенности нефти Sн / Sн0: Vн = Vн0 * (Sн / Sн0) Следовательно, Vн = Vн0 * (Sн / Sн0) * Cн * P (6)

Вывод уравнения материального баланса при давлении выше давления насыщения Изменение объема пор Изменение объема пор равно изменению объема породы, только противоположно по значению. При увеличении объема породы объем пор уменьшается на туже величину, и наоборот. Тогда, Vпор равно произведению начального объема пор V пор0 на сжимаемость породы Cпор и на изменение давления P : Vпор = Vпор0 * Cп * P (7) Начальный объем пор Vпор0 можно выразить как отношение начального объема нефти Vн0 к начальной нефтенасыщенности Sн0: Vпор0 = Vн0 / Sн0 Следовательно, Vпор = Vн0 / Sн0 * Cпор * P (8)

Вывод уравнения материального баланса при давлении выше давления насыщения • Подставляя в правую часть уравнения 1 значения из уравнений 4, 6 и 8 получим: • Vн = Vн0 * (Sв / Sн0)* Cв * P + Vн0 * (Sн / Sн0)* Cн * P + Vн0 / Sн0 * Cпор * P • или • Vн = Vн0 * P * (Sв * Cв + Sн * Cн + Cпор ) / Sн0 • Обозначим • Сэфф = (Sв * Cв + Sн * Cн + Cпор ) / Sн0 (9) • Сэфф – эффективная сжимаемость • Тогда • Vн = Vн0 * P * Сэфф (10)

• Преобразуем уравнение 10 путем перевода объемных единиц в весовые: • Qн = Vн / Во * ρ • Qгеол = Vн0 / Во * ρ • Для условий безводной добычи нефти без газовой шапки и без притока воды в пласт при текущем давлении выше давления насыщения получим: • Qн = Qгеол * P * Сэфф • где Qн – накопленная добыча нефти, тонны Qгеол – геологические запасы нефти, тонны • Во – объемный коэффициент нефти, м3/м3 • ρ – плотность нефти в стандартных условиях, т/м3 (11)

Вывод уравнения материального баланса при давлении выше давления насыщения • В случае, если в пласт поступает вода и идет добыча нефти и попутной воды и закачка, то уравнение материального баланса имеет следующий вид: • ∑Vн+∑Vв=Vн0* P*Сэфф+(Vакв+Kэф зав*Vзак) (11) • где Vакв – объем воды поступившей в пласт из аквифера (законтурной зоны или из водонасыщенной подошвы пласта) • Vзак – объем закаченной воды в пласт • ∑Vв – объем добытой воды

Эффективность заводнения • Кэф.зав = Vзак выт нефти / Vзак • Причины уменьшения эффективности заводнения: • – уход закачиваемой воды в законтурную и/или подошвенную часть пласта • – негерметичность колонны и резьбовых соединений • – отсутствие индивидуального поскважинного учета закачиваемой воды

Работа аквифера в момент времени Т1

Работа аквифера в момент времени Т2

Анализ формулы 11 • – Имеется два неизвестных, одна формула. • Множество решений. • – При отсутствие аквифера теоретическую эффективность заводнения можно определить из уравнения 11. Сопоставив с фактическим объемом закачки оценить эффективность заводнения. Это будет максимально возможная эффективность заводнения • – При эффективности заводнения равной 1 можно оценить работу аквифера. • В расчетах ранее использовалась компенсация 120%.

Примерные значения сжимаемостей породы и флюидов Сжимаемость породы (Cf) 55 * 10-6 1/атм Сжимаемость воды (Cw) 45 * 10-6 1/атм Сжимаемость нефти (Co) 120 * 10-6 1/атм Эффективная сжимаемость (Ce) 300 *10-6 1/атм 34

Упражение 1. Расчет эффективной сжимаемости Cэфф = (Cпор + CнSн + CвSв)/Sн0 Дополнительные условия: – месторождение находится на начальной стадии разработки № п/п Параметр 1 Сжимаемость породы Ед. изм. 1/атм Значение 0,000056 2 Сжимаемость нефти 1/атм 0,000130 3 Сжимаемость воды 1/атм 0,000020 4 Начальная нефтенасыщенность доли ед. 0,72 5 Начальная водонасыщенность доли ед. 0,28 35

Упражнение 2. Определение текущего пластового давления Определите текущее пластовое давление по залежи № п/п 1 2 3 4 Параметр Накопленная добыча нефти Начальное пластовое давление Эффективная сжимаемость Начальные геологические запасы Ед. изм. Значение тыс. м3 атм 1/атм тыс.м3 11,3 83 0,000231 3549 Vн = Vн0 * P * Сэфф 36

Упражнение 2. Определение текущего пластового давления Чувствительность к объемному коэффициенту № п/п Параметр Ед. изм. Значение 1 м3 11352 11352 11352 11352 11352 1,015 1,015 1,015 1,015 1,015 1,004 1 1,011 1,012 1,014 4 Накопленная добыча нефти Начальный объемный коэффициент нефти Текущий объемный коэффициент нефти Начальное пластовое давление атм 83 83 83 83 83 5 Эффективная сжимаемость 1/атм 0,000231 6 Начальные геологические запасы м3 3549000 атм 69 2 3 ИТОГ Текущее пластовое давление 0,000231 0,000231 0,00023 0,00023 354900 354900 3549000 3549000 0 0 69 69 69 69 При текущем пластовом давлении выше давления насыщения расчет не чувствителен к изменениям объемному коэффициенту Можно принимать начальный объемный коэффициент за текущий 37

Упражнение 3. Определение пластового давления в пласте с закачкой и притоком из законтурной области № п/п Параметр Ед. изм. Значение 1 Накопленная добыча нефти м3 16052 2 Накопленная закачка воды м3 23943 3 Приток из законтурной области м3 1000 4 Накопленная добыча попутной воды м3 5037 5 Начальное пластовое давление атм 120 6 Объемный коэффициент нефти 1,054 7 Объемный коэффициент воды 1,006 8 Эффективная сжимаемость 1/атм 0,000211 9 Начальные геологические запасы м3 4949000 QнBн = Qнгз * Bн0 * P * Cэфф + Wконт + (Qзак – Qв)Bв 38

Упражнение 4. Определение притока из законтурной области № п/п Параметр Ед. изм. Значение 1 2 3 Накопленная добыча нефти Накопленная закачка воды Накопленнная попутная воды м3 м3 м3 16052 11943 5890 4 5 6 7 8 9 Текущее пластовое давление Начальное пластовое давление Объемный коэффициент нефти Объемный коэффициент воды Эффективная сжимаемость Начальные геологические запасы атм атм 116 120 1,054 1,006 0,000211 4949000 1/атм м3 39

Упражнение 5. Определение эффективности закачки Определите коэффициент эффективности закачки, который определяется как Кэфф.зак=Qполез/Qзак № п/п Параметр 1 Накопленная добыча нефти 2 Накопленная закачка воды 3 Накопленнная попутная воды 4 Текущее пластовое давление 5 Начальное пластовое давление 6 Объемный коэффициент нефти 7 Объемный коэффициент воды 8 Эффективная сжимаемость 9 Начальные геологические запасы 10 Приток из законтурной области Ед. изм. м3 м3 атм атм 1/атм м3 атм Значение 17052 16943 6890 117 124 1,054 1,006 0,000211 4949000 4179 40

Упражнение 4. Определение притока из законтурной области № п/п Параметр Ед. изм. Значение 1 2 3 Накопленная добыча нефти Накопленная закачка воды Накопленнная попутная воды м3 м3 м3 16052 11943 5890 4 5 6 7 8 9 Текущее пластовое давление Начальное пластовое давление Объемный коэффициент нефти Объемный коэффициент воды Эффективная сжимаемость Начальные геологические запасы атм атм 116 120 1,054 1,006 0,000211 4949000 1/атм м3 41

Методы поддержания пластового давления

Пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе, которое установилось в нем до начала извлечения на поверхность полезного ископаемого.

Целями поддержания пластового давления являются: снижение количества добывающих скважин, снижение затрат на добычу одной тонны полезного ископаемого, увеличение дебита скважин. Основным способом поддержания пластового давления является заводнение.

Заводнение – это технологический процесс, целью которого является поддержание внутрипластового давления и выталкивания нефти к скважинам с помощью закачки в нефтеносный пласт воды.

Заводнение бывает следующих видов:

Законтурное заводнение используется в том случае, если продвижение грунтовых вод в пласте не компенсирует объемы извлекаемого полезного ископаемого. Из-за этого процесса происходит снижение пластового давления и уменьшение дебита скважин. С целью компенсировать объемы извлеченного полезного ископаемого в пласт закачивается вода через нагнетательные скважины, которые располагают за внешним контуром нефтеносности.

Приконтурное заводнение применяется для пластов, где установилась низкая проницаемость в законтурной части. При этом способе нагнетательные скважины располагаются в водонефтяной зоне продуктивного пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Схемы законтурного и приконтурного заводнения изображены на рисунке.

Рисунок 1. Схемы законтурного и приконтурного заводнения. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

«Поддержание пластового давления» 👇

При внутриконтурном заводнении восстановление или поддержание пластового давления производится с помощью закачки воды в нефтенасыщенную часть пласта. Пример схемы внутриконтурного заводнения изображена на рисунке:

Рисунок 2. Пример схемы внутриконтурного заводнения. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

На территории Российской Федерации используется несколько видов внутриконтурного заводненения, среди которых:

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды по всей площади нефтеносности. Площадная система заводнения, в зависимости от количества скважино-точек каждого элемента может быть линейной, четырех-, пяти-, семи-, девятиточечной.

Методы контроля поддержания пластового давления

Применяемые методы поддержания пластового давления подвергаются обязательному контролю. В основном это решается геофизическими методами. В этом случае основными задачами контроля за поддержанием пластового давления являются: контроль технического состояния нагнетательных и эксплуатационных скважин, определение обводненных прослоев и слоев, оценка приемистости пластов, оценка притока пластовой жидкости из разных частей, определение параметров и свойств притекающей жидкости, контроль продвижения контура нефтегазоносности, контроль перемещения водонефтяного контакта и газоводяного контакта.

Геофизические исследования для контроля поддержания пластового давления проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: нагнетательных, контрольных, находящихся на ремонте, фонтанирующих, пьезометрических, а также тех, которые оборудованы глубинными насосами. Современны приборы позволяют проводить все необходимые измерения через колонны насосно-компрессорных труб во время фонтанирования или через зазор между штангами глубинного насоса и обсадными колоннами.

Требования к системам поддержания пластового давления

Система поддержания пластового давления должна обеспечивать рациональное и централизованное размещения всего оборудования, в зависимости от внешних условий (ландшафт, погода и т.п.). Система поддержания пластового давления должна обеспечивать: закачку воды в продуктивные пласты в соответствии с технологическими проектами; подготовку закачиваемой воды до необходимых кондиций (состав, свойства и т.п.); возможность проведения всех исследований; герметичность и надежность всего используемого оборудования и средств; возможность изменения режима работы скважин.

Также мощность систем поддержания пластового давления должна обеспечить максимальную закачку воды по каждом технологическому блоку.