книги / Разработка нефтяных месторождений

При нелинейной упругой и пластической деформациях пород в случае уменьшения пластового давления зависимость пори­ стости т от среднего нормального напряжения можно предста­ вить в следующем виде:

где рн — плотность нефти, Vn — поровый объем пласта; sCB— насыщенность пласта связанной, водой. Имеем для текущей до­ бычи нефти из месторождения в целом pH ( 0 следующее выра­ жение:

Зависимость плотности нефти от давления имеет вид:

Таким образом, по формуле (V.27), зная QH(t) и значения исходных параметров, можно рассчитать изменение во времени

201

вать зависимость проницаемости пород-коллекторов от средне­ го нормального напряжения. Для терригенных пород эту зави­ симость принимают обычно в следующем виде:

где ^нс — дебит скважины.

Интегрируя (V.29), получаем следующую формулу для де­ бита скважины, эксплуатирующей сильно деформируемый пласт:

Если задано изменение во времени текущей добычи нефти из месторождения в целом qH=qa{t), то после определения накоп­ ленной добычи нефти QH ( 0 в каждый момент времени можно по формуле (V.27) рассчитать изменение во времени средне­

тостью в случае значительного изменения пластового давления и, следовательно, сильной деформации пород происходит более резкое изменение продуктивности скважин вследствие смыка­ ния трещин, чем при разработке сильно деформируемых пла­ стов, сложенных терригеннымн породами.

Проницаемость kr пород с трещинной пористостью с изме­ нением пластового давления будет

В приведенных формулах Рт — коэффициент изменения трещин­ ного пространства пород с изменением внутрипорового давле­ ния р; т&т, fear — соответственно начальные значения трещин­ ной пористости и проницаемости.

202

Для разработки пласта с трещинной пористостью можно написать выражение, аналогичное (V.26): Имеем

Ян(0 = —РнО^от^пл {Эн [1 —Рт (Ро — Р)] +

Соответственно для радиального притока нефти к скважине, экс­ плуатирующей сильно деформируемый пласт с трещинной по­ ристостью, имеем

2РтРн Гс

Кратко рассмотрим иной случай разработки пластов с ано­ мальными свойствами пластов, содержащих неньютоновскую нефть. Чаще всего к числу таких нефтей относятся нефти с начальным градиентом сдвига, фильтрация которых происхо­ дит по закону, предложенному А. X. Мирзаджанзаде. Чтобы нефть, обладающая начальным градиентом сдвига, стала филь­ троваться в пористой среде, необходимо к этой среде приложить градиент давления, больший, чем это следует из закона Дарси. В тех областях пласта, где градиенты давления незначительны, нефть не будет двигаться и в этих областях образуются застой­ ные зоны. Такие зоны могут быть в неоднородных пластах, в областях с пониженной проницаемостью и даже в пластах с малой неоднородностью, где скорости фильтрации небольшие. Образование застойных зон ведет к уменьшению конечной неф­ теотдачи пластов.

На рис. 110 показана схема элемента пятиточечной системы разработки пласта, содержащего нефть, обладающую началь­ ным градиентом сдвига. При вытеснении такой нефти из плас­ та водой водонефтяной контакт по мере его продвижения будет последовательно занимать положения 1, 2, 3, 4. Как видно, во­ донефтяной контакт сильно деформируется и к добывающим скважинам подтягиваются языки обводнения, образуя целики нефти. В тех случаях, когда нефть является ньютоновской жид­ костью и справедлив обобщенный закон Дарси для фильтрации

203

нефти и воды, эти целики нефти в конце концов при так назы­ ваемой бесконечной промывке пласта, т. е. при прокачке через пласт больших объемов воды, многократно превышающих его поровый объем, будут вымыты из пласта. Если же нефть обла­ дает начальным градиентом сдвига, то целики нефти, образо­ вавшиеся в областях пласта, где градиент давления меньше начального градиента сдвига, так и останутся в пласте неизвлеченными.

Нефти некоторых месторождений даже в естественных гео­ лого-физических условиях, существовавших в пластах место­ рождений до начала их разработки, могут обладать начальным градиентом сдвига. В других случаях нефти, особенно обладаю­ щие значительным содержанием парафина, приобретают свой­ ства неньютоновских жидкостей в результате изменения фазо­ вого состояния углеводородов в пластах, например выделения газа из нефти и изменения температурного режима во время закачки в пласты воды с температурой ниже температуры кристаллизации парафина, растворенного в нефти.

Если месторождение, содержащее высокопарафинистую нефть, предполагается разрабатывать с применением только заводнения, то закачка воды в пласты с температурой ниже температуры кристаллизации парафина недопустима. В этом случае необходимо закачивать воду, подогретую до температу­ ры, превышающей температуру кристаллизации парафина.

П р и м е р V.3. В разработку вводится однопластовое месторождение, за­ легающее на глубине 2200 м, но с аномально высоким начальным пластовым давлением ро=50 МПа. Объем пласта, вводимого в разработку, составляет 1^=100-10* м3. Содержание связанной воды в пласте очень мало, так что можно полагать sCB» 0 . Пласт насыщен нефтью с начальной плотностью рно= =0,85 т/м3. Сжимаемость нефти р„=10-4 1/МПа. Пористость пласта изменяет­ ся с изменением пластового давления в соответствии с зависимостью (V.21), причем пъэ=0,33, рс=Ю -2 1/МПа, вязкость нефти р„=2-10-3 Па-с. Проницае­ мость изменяется с изменением пластового давления по формуле (Y.28). При этом fcs= 0 ,l мкм-, рк=2*10-2 1/МПа. Толщина пласта, охваченного разработ­ кой, Л =20 м. Гк=800 м, гс=0,08 м. Определим, сколько нефти будет извлечено из пласта, если средневзвешенное пластовое давление р снизится с 50 до 10 МПа, и каким будет дебит одной скважины по сравнению с первоначаль-

204

ным. При этом принимаем, что перепад давления Дрс=Рк—Рс остается посто­ янным, равным 5 МПа.

Используя формулу (V.27), получим

QH= 0,85-0,33-108 ( l -— е“ 10-2'40 + Ю-8-40е“ 10~2'40) = = 0,2805 • 108 (1 — 0,6703 — 0,00268) = 9,323 ■10« т.

Начальное содержание нефти в пласте

<?н0= т 0Удлрно = 0,33-10е-0,85 = 28,0510е т.

Следовательно, нефтеотдача за счет сжатия пористой среды

9,323-Ю8 *1 = 28,05-10е = ° > 332-

Дебит одной скважины определим по формуле (V.30). В начале разработ­ ки месторождения, т. е. при р=ро,

Как видно из данного примера, только за счет сжатия пород-коллекторов пла­ ста при снижении средневзвешенного пластового давления с 50 до 10 МПа из пласта будет «выдавлено» 9,323 - 106 т нефти и нефтеотдача составит 0,332. При этом дебит добывающих нефть скважин уменьшится более чем в 2 раза.

П р и м е р V.4. Пусть имеем пласт с чисто трещинной пористостью, обла­ дающий теми же параметрами, что и рассмотренный в примере V.3 пласт, сложенный терригенными породами. Будем считать (5т= р с. При снижении сред­ невзвешенного пластового давления с 50 МПа до 10 МПа из пласта будет извлечено количество нефти, вычисляемое по формуле (V.34), а именно:

Дебит добывающей скважины, эксплуатирующей пласт с трещинной пори­ стостью, определим по формуле (V.36).

Имеем в начале разработки пласта

При снижении средневзвешенного пластового давления до 10 МПа получаем

Как видно из приведенных результатов, количество извле­ ченной нефти из пласта с трещинной пористостью будет более высоким, чем из пласта, сложенного терригенными породами, при аналогичном снижении средневзвешенного пластового дав-

205

денсатоотдачу и нефтеотдачу, не всегда приводит к увеличению общей углеводородоотдачи, так как газоотдача при этом сни­ жается.

Количество извлекаемых углеводородов из нефтегазокон­ денсатных месторождений можно увеличить, используя методы комбинированного воздействия на газоконденсатную часть мес­ торождений путем.закачки в нее газа и воды. Однако проблема достижения наиболее полного извлечения конденсата при об­ щем повышении углеводородоотдачи все еще остается до кон­ ца не решенной.

Опыт разработки глубокозалегающих коллекторов с ано­ мально высоким начальным пластовым давлением, сильно де­ формирующихся в процессе извлечения из них углеводородов, еще невелик во всем мире. Однако число месторождений, про­ дуктивные пласты которых залегают на больших глубинах, воз­ растает, и поэтому проблема разработки сильно деформирую­ щихся пористых и трещиноватых коллекторов будет представ­ лять с каждым годом все больший интерес для нефтяной про­ мышленности.

Решение проблемы разработки месторождений нефтей с неньютоновскими свойствами во многом связано с использова­ нием физико-химических и особенно тепловых методов разработкш

Контрольные вопросы

1.В каких случаях при разработке нефтегазовых залежей ограничивают дебит скважин? Выведите формулу для опреде­ ления предельного безгазового дебита скважины.

2.Каким образом можно обеспечивать неподвижность газо­ нефтяного контакта при разработке нефтегазовых залежей?

3.Какие системы и технологические методы разработки ис­ пользуют при воздействии на пласты нефтегазовых и нефтега­ зоконденсатных месторождений?

4.Выведите и объясните систему уравнений для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения методом многокомпонентного материального баланса.

5.Выведите формулу для притока нефти к скважине из сильно деформируемого пласта при экспоненциальной зависи­ мости проницаемости от перепада давления.

6 . Какие осложнения возникают при разработке месторож­

дений, содержащих жидкость с неньютоновскими свойствами?

Г л а в а VI

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§1. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ РАСТВОРИТЕЛЯМИ

ИГАЗОМ ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

Главная причина невозможности достижения полного вытесне­ ния нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходят капиллярные явления.

Кроме того, неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пластов обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов нефти на поверхности зерен пород, а также различием вязко­ стей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к появлению гидродинамической неустойчивости контакта нефть — вода, обволакиванию водой в пористой среде оставленных за фронтом вытеснения скоплений нефти, образованию капель или

Если бы нефть вытеснялась из пласта смешивающейся с ней жидкостью, то в результате молекулярной диффузии веществорастворитель проникло бы в нефть, а углеводороды нефти — в растворитель и с течением времени нефть была бы полностью вымыта из пласта. Однако если применять в процессе разра­ ботки нефтяных месторождений метод вытеснения нефти пу­ тем закачки в пласты одних только растворителей, то послед­ ние, вымыв из пластов нефть, останутся в недрах. Ясно, что оставляемое в пластах вещество должно быть доступнее и де­ шевле нефти. В качестве растворителя, вытесняющего нефть из пластов, применяют спирты, эфиры, сероуглерод и др. Однако это дорогостоящие вещества. Дешевле использовать воздух, во­ ду и в определенных условиях природный газ и двуокись угле­ рода. При этом следует учитывать, что вода в обычных пласто­ вых условиях не смешивается с нефтью, закачка в пласт возду­ ха приводит к возникновению совершенно иного процесса из­ влечения нефти из недр — внутрипластового горения.

В 50-х и начале 60-х гг. было предложено в качестве ве­ ществ, смешивающихся с нефтью для ее вытеснения из пластов, применять углеводородные растворители — сжиженный пропан,

208

коэффициент вытеснения нефти по-прежнему остается высоким, но при этом наблюдается неустойчивость контакта газ — рас­ творитель, оторочка довольно быстро исчезает, а растворитель частично извлекается из пласта вместе с сухим газом. Таким образом, в случае применения сухого газа в качестве вещества, проталкивающего оторочку растворителя, фактически снижает­ ся коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

В наклонных пластах после вытеснения нефти оторочкой растворителя, проталкиваемой сухим газом сверху вниз, про­ рывы его становятся не столь существенными и процесс вытес­ нения нефти из пласта осуществляется более эффективно. Этопроисходит при обычных, недостаточно высоких пластовых давлениях. Если давления более высокие, процесс смешивания сухого газа и углеводородного растворителя происходит более интенсивно в определенных физических условиях — до неогра­ ниченной смешиваемости. Оказалось, что с дальнейшим повы­ шением пластового давления, опять-таки в определенных физи­ ческих условиях, оторочка растворителя вообще становится из­ лишней, так как между нефтью и газом возникает область полного смешивания сухого газа с углеводородами, выделив­ шимися из нефти, и затем углеводородов с самой нефтью. Вы­ теснение нефти из пластов сухим газом в области полной сме­ шиваемости его с углеводородами нефти получило название п р о ц е с с а в ы т е с н е н и я н е ф т и из п л а с т о в г а з о м в ы с о к о г о д а в л е н и я .

Если оторочка растворителя продвигается вследствие за­ качки в пласт воды, образуется область совместной фильтра­ ции растворителя и воды как двух несмешивающихся жидко­ стей, в результате чего оторочка размазывается по обводнен­ ной области пласта. В этом случае в пласте существует и об­ ласть смешения нефти и растворителя, и область несмешива­ ющихся жидкостей.

Процесс образования и роста области смешения нефти и растворителя как и в случае циклического нагнетания газа обуславливается молекулярной и конвективной диффузией. Однако в последнем случае жирный газ из пласта вытесняется сухим. Вязкости этих газов практически одинаковы. Если нефть вытесняется оторочкой растворителя, то вязкость нефти в ос­ новном более высокая, чем растворителя. Поэтому на характер процесса смешивания этих жидкостей в пласте и, следователь­ но, на образование оторочки необходимого размера будет ока­ зывать существенное влияние различие вязкостей нефти и раст­ ворителя.

Рассмотрим вначале процесс смешивания нефти и раство­ рителя, не учитывая вытеснения растворителя из пласта водой.

Уравнение вытеснения из прямолинейного пласта нефти ее растворителем отличается от уравнения (V.17) только коэффи­ циентом диффузии. Оно имеет следующий вид:

(VI.1)

где с — удельная концентрация растворителя в смеси нефть — растворитель; D — коэффициент диффузии; w = vlm (v — ско­ рость фильтрации; т — пористость).

и конвективную диффузии однородной жидкости в пористой среде, но и различие вязкостей вытесняющей и вытесняемой смешивающихся жидкостей.

Обработка результатов экспериментальных исследований вытеснения одной жидкости другой, смешивающейся с первой, при различии их вязкости показывает, что комплексный коэф­ фициент диффузии можно представить в первом приближении в следующем виде:

D = D£ (l-f/C^grad^ic);

Здесь jic — вязкость смеси двух жидкостей; D0— коэффициент молекулярной диффузии; DK— коэффициент конвективной диф­ фузии однородной жидкости; /Сш, /Сц — экспериментальные ко­ эффициенты, учитывающие соответствено конвективную диф­ фузию однородной жидкости и разновязкостную диффузию.

При движении смешивающихся жидкостей в прямолиней­ ном пласте концентрацию вытесняющей жидкости, т. е. раство­ рителя, в нефти можно получить по уравнению (VIЛ). Для этого, как и в случае циклического нагнетания газа, исполь­ зуем приближенный метод интегральных соотношений. Решение

210