книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

нефтеотдачи пласта, полученных во время проведения опытно-промышленных работ. По своему содержанию и объему комплексная технологическая схема должна быть полнее и содержательнее, чем технологическая схема по испыта­ нию метода на опытном участке (первая стадия). Здесь должны быть даны четкие

рекомендации по контролю и регулированию за процессом вытеснения нефти агентом.

На т р е т ь е й с т а д и и уточняют проект разработки месторождения или группы месторождений на основе опыта испытания метода, данных пара­ метров пластов и отработки техники и технологии применения метода; дают ре­ комендации по внедрению метода в широких промышленных масштабах; соста­

вляют технико-экономическое обоснование применения метода на месторождениях страны.

§ 4. ВЫБОР РАСЧЕТНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Базовый вариант

Базовым вариантом является естественный режим разработки без примене­ ния какого-либо метода воздействия. Если до применения нового метода раз­ работки применялся метод заводнения, то базовым вариантом является метод заводнения.

Для определения технологических показателей при базовом варианте для водонапорного, упруго-водонапорного, модификаций газонапорного режима и режима растворенного газа применяют расчетные модели, изложенные в пре­ дыдущих разделах книги. Для залежей, характеризуемых трещиноватыми кол­ лекторами, рекомендуются расчетные методы, изложенные в гл. XVIII.

Основные показатели процесса разработки определяют с учетом опыта экс­ плуатации аналогичных залежей. При обосновании расчетной модели учитывают реальные условия эксплуатации скважин, значения и колебания коэффициентов продуктивности, состояния призабойных зон, характер профилей притока и при­ емистости, режим залежи и другие специфические особенности разработки место­ рождения. Применяемая расчетная модель должна быть построена по факти­ ческим данным разработки за прошедший период, т. е. основные расчетные и фактические показатели добычи жидкости и нефти, обводненность, давление за период с начала разработки и до даты составления проекта или технологи­ ческой схемы должны совпадать.

Для определения предельной обводненности продукции данного пласта, когда он должен отключаться из эксплуатации, используют зависимости об­ водненности и себестоимости добычи нефти от текущего и конечного коэффициента

нефтеотдачи.

Все технологические показатели разработки при базовом варианте и при вариантах с применением каких-либо различных методов воздействия на пласт вначале рассчитывают для одного элемента пласта, а затем при известном плане ввода скважин из бурения в эксплуатацию определяют динамику технологиче­ ских показателей разработки месторождения (опытного участка), с учетом по­ следовательности ввода объектов в разработку.

Технологический эффект от применения новых методов пластов определяют при сопоставлении технологических показателей разработки с применением и без применения метода. Для определения коэффициентов охвата пласта и воздействия различных систем и сеток скважин используется зависимость этих коэффициен­ тов от плотности сеток. При построении такой зависимости согласно [6] следует знать данные о степени прерывистости пласта и предполагаемых систем разра­ ботки. Показатель проницаемости неоднородности принимают согласно исполь­

зуемой методике [6].

Варианты с применением метода

Для технико-экономических расчетов и последующего выбора рациональ ного варианта разработки с применением метода принимают следующие ва­

рианты.

273

По м е т о д у увеличения нефтеотдачи пластов для технико-экономиче­ ского анализа можно принять один или два варианта. Предполагается, что метод увеличения нефтеотдачи выбирают в соответствии с критериями их применимости по табл. XIV.1.

По м о д и ф и к а ц и и или по технологии применения метода могут быть приняты два-три варианта разработки, которые отличаются размерами оторочки и концентрацией агента. Так, например, при методе вытеснения нефти раство­ рами полимеров можно использовать для расчетов два варианта по размерам оторочки раствора (20 и 30 % от объема пор пласта); при методе вытеснения нефти мицеллярными растворами — два варианта по размеру оторочки (5 и 7,5 % от объема пор пласта) и по содержанию углеводородной основы (50 и 20 % — это так называемые углеводородные и йодные мицеллярные растворы); при ме­ тоде вытеснения нефти двуокисью углерода — три варианта Тю технологии нагне­ тания С02 (закачка оторочки С02 объемом 15 % от объема пор пласта, закачка чередующихся малых оторочек С02 и воды и закачка карбонизированной воды). Можно принимать варианты разработки также и по возможностям использова­ ния имеющихся технических средств для реализации метода.

По с и с т е м е р а з м е щ е н и я и плотности сетки скважин можно принять также один-три варианта разработки. Предпочтительнее использовать площадные системы разработки, а из площадных систем — семиточечные. По плотности размещения скважин варианты выбирают с учетом поставленной цели. Если необходимо испытать новые варианты в пластовых условиях, то плотность размещения скважин должна быть порядка 1—3 га/скв. Часто возникает необ­ ходимость испытания химреагентов на месторождении с уже сложившейся плот­ ностью сетки скважин. Тогда плотность сетки скважин может быть от 5 до 40 га/скв.

Основные параметры для расчетов по варианту с применением метода

Для определения технологических показателей разработки с применением физико-химических методов необходимы следующие специфические исходные данные.

1. Кривые относительных фазовых проницаемостей, снятых для различных концентраций раствора химреагента. По этим данным подбирают аналитические зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности раствором и от его кон­ центрации.

2.Изотерма адсорбции, полученная для всех химреагентов по общеприня­ той методике.

3.Зависимости коэффициента подвижности от градиента давления для ряда химреагентов (полимерных, мицеллярных, щелочных и др.), описываемые фор­ мулами и используемые в расчетах.

Другие возможные специфические исходные данные представлены при изло­ жении математических моделей, описывающих процессы вытеснения нефти раз­ личными химреагентами.

§ 5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Математическое описание каждого из названных процессов нефтеизвлече­ ния — несравненно более трудная проблема, чем описание обычного заводне­ ния.

Выделение минимально необходимого числа факторов, определяющих наи­ более существенные черты моделируемых процессов, приводит к постановке но­ вых задач теории фильтрации. К настоящему времени построен ряд математи­ ческих моделей и соответствующих им методик расчета технологических пока­ зателей, отражающих современные представления о механизмах полимерного заводнения, заводнения с применением ПАВ и щелочей, мицеллярного завод­ нения.

274

Сложность рассматриваемых процессов нефтевытеснения обусловливает неединственность возможного математического описания. Однако при прогно­ зировании технологических показателей для проектов разработки наиболее приемлемыми оказываются достаточно простые модели, построенные на единой основе. Они позволяют корректно проводить сравнительный анализ различных методов увеличения нефтеотдачи, осуществлять многовариантный счет для вы­ бора оптимального варианта разработки, систематизировать исходную инфор­ мацию.

Схематизация процессов заводнения с применением поверхностно-активных агентов и полимеров

Усовершенствование процесса заводнения при использовании загущающих и поверхностно-активных примесей выражается главным образом в повышении относительной фазовой проницаемости для нефти за счет присутствия поверхно­ стно-активных компонент и в снижении подвижности воды водорастворимыми полимерами. Количественная мера при этом определяется конкретными харак­ теристиками агентов, нефтей, пластовой воды, коллектора. В частности, иногда раствор полимера проявляет поверхностно-активные свойства, а раствор ПАВ загущает вытесняющую фазу в связи с эмульгированием в ней части нефти. Здесь представлена единая модель процесса нефтевытеснения с поверхностно-актив­ ными и загущающими примесями.

За основу модели принимают уравнения двухфазной фильтрации, при этом в вытесняющую фазу вводят одну или две активные компоненты, концентрации которых в растворенном и сорбированном состоянии влияют на относительные проницаемости фаз, абсолютные подвижности, а также капиллярные скачки давления. Кроме того, возможно влияние присутствия активной компоненты на эффективную пористость коллектора. Речь идет о факторе недоступного объ­ ема пор — объема, в который вследствие большого размера агрегатов молекул не может внедряться нагнетаемый агент (например, водорастворимый полимер). В этом случае агент, минуя занятые водой мелкие поры, вытесняет нефть из крупных. Для простоты принимают только одну дополнительную компоненту, которая может быть поверхностно-активной, загущающей или тем и другим одно­ временно.

Система уравнений, описывающих рассматриваемый процесс нефтевытесне­ ния, состоит из уравнения неразрывности фаз и компонент, соотношения, харак­ теризующего потери активной примеси в породе пласта, и уравнений закона движения фаз и связь между давлениями в фазах.

фазе; а — функция, характеризующая потери агента в породе пласта (в частно­ сти, сорбция, принимаемая здесь для простоты равновесной); Pi, р2 — давления в фазах; Щ, р2 —~ вязкости воды и нефти; рь р2 — плотности; g — гравитацион-

275

ное ускорение; k — абсолютная проницаемость; Ff — относительные фазовые проницаемости.

Введенная в законе Дарси для водной фазы величина R — функция кон­ центрации, сорбции, градиента давления — характеризует фактор сопротивле­ ния (отношение подвижности воды к подвижности раствора агента), а зависи­ мость R от С — увеличение вязкости водной фазы, от а —возможное уменьшение абсолютной проницаемости в связи с сорбированием активной примеси в породе

пласта, от grad р — реологические свойства раствора агента.

Если сорбция хотя бы частично необратима, подвижность воды, следующей за раствором, может не совпадать с подвижностью воды, движущейся впереди

оторочки раствора агента, (R (0, а, | grad р |) = R0 — фактор остаточного со­ противления). В простейшем случае, когда раствор агента — ньютоновская жидкость и сорбция не влияет на проницаемость породы, фактор сопротивления характеризует зависящее от концентрации отношение вязкостей раствора и воды: R = Pj (C)/pi (0), а фактор остаточного сопротивления R0 равен единице.

С псиифические для процесса вытеснения с применением активных агентов

функции Fi (зх, С), F2 (si, С), R (С, а, | grad р |), а (зь С), рк (slt С) следует определять экспериментально. Обычно для растворов ПАВ наиболее существенны относительные фазовые проницаемости по нефти F2 (slt С), зависящие от насы­ щенности и концентрации; изотерма сорбции а (зх, С), а также капиллярное давление рк (зь С). При использовании водорастворимых полимеров важно определить фактор сопротивления наряду с сорбционной характеристи­ кой a (sj, С).

Процесс нагнетания в пласт мицеллярных растворов (МР) можно также моделировать с помощью уравнений вида (XIV.1). При этом мицеллярный рас­ твор считается частью вытесняющей фазы, содержащиеся же в нем поверхно­ стно-активные вещества (вместе с растворителями) выделяются в отдельную ком­ поненту этой фазы.

Концентрация ПАВ существенно влияет и на вязкость, и на фазовую про­ ницаемость вытесняющей жидкости, а также на разность давлений в фазах. Все это, очевидно, учитывается уравнением (XIV. 1). Потери поверхностно-активного вещества за счет сорбции, удержания частиц породой пласта, выпадения осадков при взаимодействии МР с солями пластовой воды описываются с помощью функ­ ции a (flj, С). Здесь термин «сорбция» — условно обобщающий.

Возможно выделение дополнительных компонент в водной фазе — таких, например, как соли кальция и магния, содержащиеся в пластовой воде.

Щелочное заводнение также с большей или меньшей степенью адекватности может быть имитировано системой (XIV.1). При взаимодействии с органическими кислотами нефти раствора щелочи образуются поверхностно-активные вещества. Часть нефти эмульгируется в растворе. В итоге повышается относительная фазо­ вая проницаемость для нефтяной фазы, снижается подвижность водной фазы.

Применение моделей двух- и трехмерной фильтрации

Система (XIV. 1), дополненная соответствующими начальными и граничными условиями, может реализовываться в численную модель двумерного по толщине или по простиранию пласта течения.

Возможно и трехмерное моделирование, при котором одновременно учиты­ вают эффекты, связанные с толщиной, неоднородностью пласта по толщине (гра­ витационная сегрегация, капиллярная пропитка, гидродинамический массообмен между связанными слоями разной проницаемости) и по площади.

Однако практическое применение сложных двумерных и трехмерных моделей для описания процесса заводнения с применением ПАВ (в виде водных или ми­ целлярных растворов), щелочей, водорастворимых полимеров целесообразно только для небольших месторождений или участков с хорошо изученным геоло­ гическим строением при условии удовлетворительной обеспеченности этих мо­ делей необходимой лабораторной информацией. Вообще же недостаток информа­ ции о распределении проницаемостей и насыщенностей в пласте, а также об отно­ сительных фазовых проницаемостях, подвижностях, сорбционных характери­ стиках может привести к тому, что результаты расчетов, проведенных на основе

276

двумерных или трехмерных уравнений многокомпонентной фильтрации системы, окажутся только качественными.

Следует отметить, что существенные черты процессов заводнения в случае применения химреагентов четко проявляются, если для пласта, разделенного на изолированные слои, расчеты проводят с помощью одномерных уравнений трех­ компонентной фильтрации. Это прежде всего увеличение доли нефти в потоке вытесняющей жидкости в связи с зависимостью относительной проницаемости для нефти и подвижности водной фазы от концентрации активной примеси, вы­ равнивание фронта вытеснения в слоях разной проницаемости за счет фактора сопротивления, отставание фронта концентрации от фронта вытеснения в связи с потерями агента в пласте и, наоборот, сближение этих фронтов за счет фактора недоступного объема пор и т. п. Не учтенные таким моделированием явления (гравитационное разделение фаз, капиллярная пропитка и др.) имеют, во всяком случае, не более высокий порядок значимости, чем при обычном заводнении. Более конкретный анализ показывает, что гравитационные эффекты при исполь­ зовании загущающих агентов менее существенны, чем при заводнении без при­ месей. Эффекты пропитки становятся незначительными при использовании агентов, сильно снижающих поверхностные натяжения (высококонцентрирован­ ные ПАВ, мицеллярные системы, щелочи).

Численная модель квазиодномерной фильтрации для процессов заводнения с активными примесями

В настоящее время широко применяют схему сведения пространственного течения жидкостей в пласте, вскрытом системой нагнетательных и добывающих скважин, к одномерному течению. Используемая при этом модель неоднородного по толщине пласта представляет собой набор несообщающихся слоев разной

проницаемости.

Вся область фильтрации по простиранию пласта условно делится на не­ сколько расчетных элементов, в пределах которых течение в каждом слоев одно­

мерное.

В случае многорядных (линейных и круговых) и регулярных площадных систем разработки ряды скважин заменяют галереями, соответственно линей­ ными или концентрическими, между которыми фильтрация принимается плоско­

одномерной.

Для описания течения в окрестности скважины выделяют внутренние об­ ласти — круги некоторого радиуса, в которых осуществляется одномерное тече­ ние с цилиндрической симметрией (плоско-радиальная фильтрация). На границе внутренней и внешней областей выполняются условия сопряжения. В качестве расчетного элемента обычно выбирают участок, вскрытый одним нагнетательным и несколькими рядами добывающих скважин.

Система уравнения (XIV.1) в рамках предлагаемой одномерной схематиза­ ции течения представляется в виде

277

Здесь х — координата по длине пласта; / — время; I — номер фазы (1 — водная, 2 — нефтяная); у — номер ряда (0 — нагнетательный ряд); gt-v — удельные рас­ ходы (дебиты) фаз галереи с номером у; б (дс) — функция источника. Остальные обозначения соответствуют (XIV.1).

Для нагнетательных рядов дебиты положительны, для добывающих — отрицательны.

Все расходы в (XIV.2) отнесены к площади поперечного сечения потока, равной произведению толщины слоя на длину галереи.

Закон Дарси для водной фазы отражен включением фактора сопротивле­ ния, зависящего от концентрации, сорбции, градиента давления.

Суммарный расход жидкости на всех скважинах галереи и расходы фаз

ц = рх/рг! fp — радиус внутренней области, принимаемый обычно равным поло­ вине расстояния между скважинами ряда d, деленному на я; га — приведенный радиус скважины; ра.у — давление на забое скважины; ppv — пластовое давление на галерее.

Фактор сопротивления Ry в выражении Фу соответствует максимальному градиенту давления, поскольку значения градиентов в зоне скважин достаточно велики.

Далее вводятся безразмерные переменные. Координаты относятся к длине

пласта L; время — к масштабу Т = m^L2 (/e0Po)_1i давления — к р0 (р0 — давление нагнетания или характерный перепад); проницаемости — к максималь­ ному для слоев данного пласта значению /г0; расходы соответственно к k^pJ^L. Систему (XIV.2) представим в форме, соответствующей уравнению Баклея — Леверетта:

задание величин забойных давлений рау или расходов (дебитов) qy. Если заданы Рауу давления определяются с точностью до произвольной постоянной.

278

Вначале из первого уравнения (XIV. 11) определяется насыщенность

более просто при линейной (или кусочно-линейной) зависимости адсорбции а

от произведения зхС. В численных расчетах чаще всего используется следующее представление:

Для учета слоистой неоднородности должны быть рассмотрены Hq — отно­ шение толщины пропластка с номером 0 к толщине пласта Н (для простоты толщины предполагаются не зависящими от х) и /г©— отношение проницаемости пропластка с номером G к максимальной из проницаемостей слоев пласта.

Забойные давления считаются одинаковыми для всех пропластков. Далее принимается упрощенное допущение, что нагнетаемая в пласт жидкость распре­ деляется по пропласткам пропорционально их проводимостям х0 = /е0//0. Оче­ видно, все входящие в уравнения величины типа скоростей, дебитов, расходов необходимо умножить на х0 и затем для получения итоговых величин суммиро­ вать их по индексу 0. В результате определяются технологические показатели процесса вытеснения нефти оторочками активных примесей из слоистого пласта.

281

П р и м ер р а с ч е т а . В качестве примера применения расчетного метода с использованием численной модели квазиодномерной фильтрации рассматри­ вается случай последовательной закачки в однородный пласт с проницаемостью 1 мкм2 и толщиной 1 м оторочки раствора высококонцентрированного поверх­ ностно-активного вещества (типа мицеллярной системы) и оторочки водного раствора полимера. Объем первой оторочки составляет 0,1 от порового, второй — 0,5. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей галереями, рассто­ яние между скважинами составляет 400 м, приведенный радиус скважины — 0,03 м; скорость закачки — 0,05 м/сут.

Фазовые проницаемости в зоне мицеллярного раствора приняты линейными функциями насыщенностей, а в зоне раствора полимера — такими же, как при обычном заводнении. Концентрации активной примеси в зонах первой и второй оторочек обозначаются через С и Ср соответственно. Функции Fi и F2 удобно

щенности при обычном и 3мю*3д|20 при мицеллярном заводнениях. Вязкости воды

и нефти принимаются равными 1 и 5 мПа-с соответственно. Фактор сопротивле­ ния не зависит ни от сорбции, ни от градиента давления для обеих оторочек.

в пласт. Перед зоной мицеллярного раствора формируется водонефтяной вал — область постоянной нефте- и водонасыщенностй, в которой з2 = 0,68.

На рис. XIV.2 показана соответствующая описываемому примеру зависи­ мость текущей нефтеотдачи т) от безразмерного объема закачиваемого агента т.

Абсолютный прирост на момент закачки одного порового объема жидкости составляет 22 %.

Представленная методика весьма удобна для исследования (в том числе и сравнительного) влияния на процесс нефтеизвлечения таких факторов, как режимы нагнетания и отбора, размеры оторочек, показатели неоднородности пласта, начальная обводненность, свойства нефти и нагнетаемого агента и др.

На рис. XIV.3 даны некоторые результаты численного исследования про­ цесса полимерного заводнения. Показано влияние вязкости нефти на текущий

282