Проектирование , анализ разработки и

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И

ОБУСТРОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

(ЧАСТЬ I)

КУРС

 

 

Литература:

В.С. Орлов Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М.”Недра” 1973г.

М.Л. Сургучев Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М “Недра” 1968г.

Ю.П. Борисов З.К. Рябинина, В.В. Войнов Особенности проектирования разработкинефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М “Недра” 1976г.

 

 

 

           Алфавит латинский

 

Aa – эй

Bb – би

Cc – си

Dd – ди

Ee – и

Ff – эф

Gg – джей

Hh – аш

Jj – и

Ii – йот

Kk – ка

Ll – эль

Mm – эм

Nn – эн

Oo – о

Pp – пэ

Qq – ку

Rr – эр

Ss – эс

Tt – те

Uu – у

Vv – вэ

Ww – дубльвэ

Xx – икс

Yy – игрик

Zz – зет

 

           Алфавит греческий

 

Αα – альфа

Ββ – бета

Γγ – гамма

Δδ – дельта

Εε – эпсилон

Ζζ – дзэта

Ηη – эта

Θθ – тхэта

Ιι – йота

Κκ – каппа

Λλ – лямбда

Μμ – мю

Νν – ню

Ξξ – кси

Οο – омикрон

Ππ – пи

Ρρ – ро

Σςσ – сигма

Ττ – тау

Υυ – ипсилон

Φφ – фи

Χχ – хи

Ψψ – пси

Ωω – омега

 

 

 

Лекция 1

Моделирование процесса разработки нефтяных месторождений.

Лекция 2

Вероятностно-статистическое описание моделей пластов.

Лекция 3

Метод Стайлса.

В дополнение к общим допущениям метод Стайлса предполагает, что:

1. добыча жидкости, нефти и закачка воды пропорциональны проницаемости и подвижности κ/μ;

2. коэффициент охвата до прорыва воды постоянен;

3. линейная система вытеснения;

4. в момент прорыва жидкости добыча из прослоя становится мгновенно равной добыче воды (поршневое вытеснения);

5. прослои имеют равную толщину;

6. отсутствует остаточная газонасыщенность.

Исходными данными для расчета показателей разработки служит профиль слоев различной проницаемости, начальная и конечная нефтенасыщенность, вязкость нефти и воды в пластовых условиях.

Данные о проницаемости слоев располагаются сверху вниз упорядоченно в убывающей последовательности. Для каждого пропластка вычисляются произведением проницаемости k на толщину                                    “производительность”.

Недостающие значения “производительности”, выраженные в долях единиц, в зависимости от нарастающий толщины изображаются в виде кривой.

С помощью этой кривой вычисляются значения доли воды в потоке жидкости     и нефтеотдачу R к моменту времени, когда по j - му      пропластку прорвалась вода в скважину и пласт в пределах толщины H_j      обводнен и дает воду;

                                       (1)
                                                                                            (2)

где:   H _Σ – общая толщина пласта,

H_j – толщина части пласта, заполненного водой,

J  – номер пропластка по которому вода прорвалась в скважину,

– общая производительность пласта,

– производительность части пласта толщиной H_j,

– отношение подвижностей воды и нефти с учетом коэффициента объемного расширения нефти в.

В уравнении (2) первый член правой части выражает нефтеотдачу полностью обводненных пропластков, а второй – характеризует нефтеотдачу пропластков, из которых продолжает поступать нефть.

Зная количество извлекаемой нефти (активные запасы), определяют для каждого пропластка дебиты нефти и воды, накопленное количество нефти и воды в пластовых условиях.

Накопленная добыча нефти подсчитывается из уравнения материального баланса:  

 

                        (3)
Время получения приращения накопленной добычи нефти определяется из соотношения:

                                                                                                     (4)

В уравнении (4) предполагается, что закачка воды равна добыче жидкости. Знаменатель этого уравнения представляет собой добычу нефти в пластовых условиях.

Накопленное время получают суммированием “приращений времени” Δt (4). Существует несколько модификаций метода Стайлса.

Лекция 6.

Расчеты обводнения неоднородных пластов по методике института Гипровостокнефть (В.С. Ковалев, М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов)

Этот метод расчета процесса обводнения нефтяного пласта является дальнейшим развитием изложенных методов Ю.П. Борисова и М.М. Саттарова.

В методике института ГВН предусматривается более полный учет неоднородности коллектора (по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту вытеснения). Метод также предусматривает учет начальных водонефтяных зон, которые характеризуются параметром W.

Где: L ₂, L ₁ – расстояние от эксплуатируемой галереи (или ряда эксплуатирующих скважин) до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.

W изменяется от 0 до 1.

Если водо – нефтяная зона отсутствует (“запечатанные” залежи), то W =0 для залежи по всей площади нефтеносности подстилаемой водой (массивные или водоплавающие залежи) W =1. (0; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; ……1)

При расчете процесса заводнения нефтяного месторождения используется следующая схема:

			- положение фронта                 обводнения

 

 

Пласт состоит из изолированных прослоев с различной проницаемостью, пористостью, начальной нефтенасыщенностью. При этом для каждого прослоя характерна своя величина коэффициента вытеснения нефти водой.

Истинная скорость перемещения фронта вытеснения, а следовательно и время обводнения каждого прослоя зависит от этих параметров.

 

 

где:

    m_i – пористость,

     S_i – начальная нефтесыщенность,

     η _i – коэффициент вытеснения нефти водой.

При обводнении одинаковых по объему пропластков с различной эффективной пористостью из них можно получить не одинаковое количество нефти. При характеристике неоднородности продуктивных пластов рассматривается их комплексная неоднородность выраженная параметрами.

Где: k_i – проницаемость i – го слоя.

   m_i, ρ _i, η _i – соответственно пористость, нефтенасыщенность и коэффициент

             вытеснения i – го слоя.

Начальные продуктивные характеристики эксплуатации скважин находятся в результате их исследования при установившихся режимах фильтрации. Учитывается изменение коэффициентов фильтрации сопротивления A и B в результате деформации пласта коллектора, т.е.   (коэффициенты увеличиваются), уравнение оттока воды для нагнетательной скважины имеет вид:

Где: q _в.с. – расход воды в нагнетательной скважине.

                                                                                              (2)

Где: Р_с – давление на забое нагнетательной скважины,

h _в; h _г – обводненная и газонасыщенная толщина пласта,

μ_в, μ_г – соответственно вязкость воды и газа.

Из уравнения (2) находится расход воды   q _в. по одной “средней” нагнетательной скважине (при заданной депрессии ΔΡ в пласте).

Необходимое количество нагнетательных скважин равно:

                                                                                                                   (3)

Соответственно определяются другие показатели разработки  на период ППД (поддержания пластового давления)

Зависимости между проницаемостью и другими параметрами пласта, установленные по изучению физико-геологических свойств продуктивных отложений Урало – Поволжья записываются в общем виде следующим образом:

k – проницаемость;

a_n, b_n – постоянные коэффициенты, определяемые для каждого месторождения в результате исследования кернов по геофизическим данным.

Распределение параметра ω количественно оценивается коэффициентом вариации и описывается гамма – распределением, плотность которой имеет вид:

                                             

Где: υ;ω_{ср .} – параметры распределения (коэффициент вариации и среднее значение ω,

   Г(в₁+1) – гамма функция

Для расчетов используется 15 распределений с коэффициентами вариации от 30,2 до 87,7%.

Расчеты также могут проводится и с применением логарифмически нормального закона распределения.

Плотность распределения которого имеет вид:

Где: σ; ω_ср – параметры распределения.

Соотношение для определения характеристик заводнения – доли нефти в потоке жидкости f _н (τ) и β(τ) разработаны как для поршневого, так и с учетом непоршневого характера вытеснения.

Для поршневого вытеснения расчеты ведутся по характеристикам вытеснения с учетом различия вязкостей   и скачкообразного изменения проницаемости в промытой зоне при условии наличия водо – нефтяной зоны.

Методика расчета полностью автоматизирована.

Расчеты проводятся в следующем порядке:

1. Изучается строение залежи и выбирается плотность сетки скважин в определенном диапазоне (например 400×400, 500×500, 600×600).

2. Определяется система разработки количество скважин, добывающих и нагнетательных для каждого из рассматриваемых вариантов.

3. Определяется средний дебит одной скважины по жидкости по результатам опробования скважин и гидродинамические исследования продуктивности залежи.

4. Рассчитывается параметр W.

5. Определяется соотношение вязкостей нефти и воды

6. Выбирается закон распределения.

7. Рассчитываются активные запасы.

8. По отдельной методике рассчитывается предельный дебит фонтанирования добывающих скважин.

9. Выбирается зависимость выбытия добывающих скважин при достижении предельной обводненности.

10. Принимается коэффициент компенсации объема добываемой жидкости закачкой.

11. Расписывается ввод добывающих и нагнетательных скважин по годам.

12. Проводится расчет для каждого варианта по выбранной кривой до предельной обводненности продукции (99 – 99,9%).

13. Определяются основные технологические показатели и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

Все рассмотренные методики расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений называются аналитическими.

Эти методики используются также для определения коэффициента нефтеизвлечения или нефтеотдачи. Прогнозирование роста обводненности продукции до 99,9% и определения соответствующих уровней добычи нефти, позволяет определить максимально возможное извлечение нефти, что составляет в итоге извлекаемые запасы залежи.

 

Лекция 7- 8.

Лекция 9.

Нефтяных месторождений.

Основным направлением развития методов проектирования разработки нефтяных месторождений является дальнейшее развитие трехмерных, трехфазных математических моделей (SUTRAH FLORA) создана на каком то определенном этапе разработке месторождения и будет отражать то состояние месторождения, в котором оно находится в текущий момент времени. Точность модели будет зависеть от количества исходной информации о пласте, свойствах нефти и газа, полученных к этому моменту времени. Получение дополнительной информации в процессе эксплуатации и дополнительного разбуривания залежи может существенно изменить математическую модель залежи или даже привести к созданию принципиально новой модели.

В настоящее время на базе трехмерных, трехфазных математических моделей созданы постоянно – действующие геолого – физические адресные модели нефтяных залежей. Такие модели позволяют вносить дополнительные данные по каждой конкретной точке пласта (узлу, скважине) не меняя модель в целом. При создании такой модели, возможен постоянный контроль за состоянием разработки залижи – так называемый авторский надзор.

Математическая модель такого типа позволяет проводить моделирование любого метода разработки: закачку воды в различные системы заводнения, горячей воды, пара (т.е. учитывается изменение температуры, фазовые переходы в пласте), закачку газа в имеющуюся газовую шапку; одновременную закачку воды в ВН зону и газа в газовую шапку и т.д..

Моделирование процесса разработки на таком уровне позволяет выбрать наиболее эффективный метод разработки рассматриваемой залежи в начальной стадии проектирования.

                                                                      

Такая модель позволяет построить не только карты остаточных нефтенасыщенных толщин, но и профили по любому разрезу пласта, что помогает составить объемное представление о местонахождении остаточной нефти и определить необходимость бурения дополнительных добывающих скважин.

Модель позволяет выявить обводненные пропластки при наличии так называемого послойного обводнения. Это позволяет провести изоляционные работы в скважинах с целью исключения этих пропластков из эксплуатации. Грамотно построенная трехмерная модель позволяет определить распределение объемов закачиваемой в пласт воды, выявить утечки воды за контур нефтеносности, выявить зоны, где не проявляется влияние заводнения и т.д.

В процессе доразведки и получения дополнительной информации действующая математическая модель совершенствуется, позволяя получать все более точные прогнозные показатели разработки.

Однако создание таких моделей - очень трудоемкий процесс, требующий специальной обработки большого количества исходного геолого – промыслового материала.

В идеале – НИИ должны иметь также модели по каждой находящейся в разработке нефтяной и газовой залежи.

На стадии составления проекта пробной эксплуатации и оценке добывных возможностей месторождения могут применяться приближенные, упрощенные методы гидродинамических расчетов, т.к. в этот период имеет сравнительно мало исходных геолого – промысловых данных, с недостаточной точностью отражающих реальные свойства пластов и флюидов.

На стадиях составления проекта разработки, проекта доразработки, контроля и регулирования процесса разработки применяются более сложные но и более точные методы гидродинамических расчетов процесса обводнения нефтяных залежей. Эти методики позволяют достигнуть наибольшего приближения к реальным условиям залегания пластов и фильтрации жидкостей и газов.

В настоящее время в нашей стране и за рубежом применяются гидродинамические методики расчета вытеснения нефти водой, позволяющие прогнозировать различные варианты динамики добычи нефти, воды и КИН во времени.

Эти методики разработаны как для условий однородных, так и для неоднородных пластов.

Один из первых методов учета неоднородности пластов в расчетах добычи нефти во времени был предложен М. Маскетом в 1949 г., в том же году появилась методика Стайлса и в 1950г. Дикстра и Парсонса – вытеснение нефти водой в слоистонеоднородном по проницаемости пласте.

ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ

Метод ИНФП.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И

ОБУСТРОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

(ЧАСТЬ I)

КУРС

 

 

Литература:

В.С. Орлов Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М.”Недра” 1973г.

М.Л. Сургучев Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М “Недра” 1968г.

Ю.П. Борисов З.К. Рябинина, В.В. Войнов Особенности проектирования разработкинефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М “Недра” 1976г.

 

 

 

           Алфавит латинский

 

Aa – эй

Bb – би

Cc – си

Dd – ди

Ee – и

Ff – эф

Gg – джей

Hh – аш

Jj – и

Ii – йот

Kk – ка

Ll – эль

Mm – эм

Nn – эн

Oo – о

Pp – пэ

Qq – ку

Rr – эр

Ss – эс

Tt – те

Uu – у

Vv – вэ

Ww – дубльвэ

Xx – икс

Yy – игрик

Zz – зет

 

           Алфавит греческий

 

Αα – альфа

Ββ – бета

Γγ – гамма

Δδ – дельта

Εε – эпсилон

Ζζ – дзэта

Ηη – эта

Θθ – тхэта

Ιι – йота

Κκ – каппа

Λλ – лямбда

Μμ – мю

Νν – ню

Ξξ – кси

Οο – омикрон

Ππ – пи

Ρρ – ро

Σςσ – сигма

Ττ – тау

Υυ – ипсилон

Φφ – фи

Χχ – хи

Ψψ – пси

Ωω – омега

 

 

 

Лекция 1