Классификация и назначение МУН пластов

Классификация и назначение МУН пластов

В 80-х годах на месторождениях АО «ТН» проводились широ­комасштабные опытно-промышленные работы по применению физико-химических и тепловых методов разработки.

За период 1973-1994 гг. на Ромашкинском месторождении за счет гидродинамических МУН (нестационарное заводнение, форсированный отбор) добыто доп. 25,8 млн. т. нефти; за счёт физико-химических и тепловых – 12,4 млн. т.

Начиная с 90-х годов ХХ века начали широко применять гори­зонтальную технологию бурения скважин, (ГС, боковые стволы) и микробиологическое (микроорганизмы и бактерии за счет разложения части нефти выделяют газы и ПАВ) воздействия.

МУН – это методы, направленные на повышение степени из­влечения нефти из всего объёма пласта.

Все методы разделяют на:

1) гидродинамические (циклическое воздействие, изменение фильтрационных потоков, оптимизация давления нагнетания и способов эксплуатации скважин, системы разработки, размеще­ния скважин, выделение объектов разработки, совершенствова­ние методов вскрытия пластов);

2) физико-химические (применение ПАВ, полимеров, щелочей, эмульсий, кислот, воздействие на пласт физическими полями);

3) газовые (закачка углекислого газа и азота);

4) тепловые (закачка горячей воды, пара и метод ВПГ).

По целевому воздействию выделяют сл. группы МУН:

1) повышение охвата дренированием (размещение скважин, выделение объектов, вскрытие пластов);

2) выравнивание фронта вытеснения и повышение охвата заводне­нием (циклическая закачка воды, закачка водо-газовых смесей, щелочное заводнение, полимерное заводнение);

3) повышение коэф. заводнения и снижение ост. нефти в заводнён­ной зоне (методы снижения вязкости нефти (тепловые, микро­биологические, закачка улекисл. газа), снижения межфазого натяжения (применение щелочей, ПАВ), ослабления молеку­лярн. связей (воздействие физ. полями)).

Остаточные запасы нефти в пласте находятся в слабо завод­нённых зонах, слабопроницаемых, слабопромытых зонах и в зонах не охваченных заводнением: линзы и пропластки. МУН хар-ся воздействием, направленным на устранение 1 или 2 причин образования остаточной нефти.

 

2. Общая характеристика и виды ГД-мето­дов

С помощью ГД-методов можно увеличить КИН до 60%. ГД-методы можно применять повсеместно, а другие – точечно. В этом смысле ГД-методы выигрывают. Однако, полнота охвата заводне­нием и КИН резко снижается при увеличении неоднородности пласта (вследствие того, что неравномерно продвигающийся фронта пласта оставляет за собой непромытые зоны). В таких случаях применяют методы нестационарного заводнения.

Суть этих методов заключается в искусственном создании в пласте нестационарного давления. Это достигается отбором жидкости или изменением давления нагнетания. В результате в пласте проходят волны повышения и понижения давления. Мало­проницаемые участки пласта обладают низкой пьезопроводностью, поэтому скорость перераспределения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых. Поэтому между ними возникают различные по знаку перепады давления, обусловливая вытеснение.

Виды ГД-методов:

1) нестационарное заводнение – эффективно в неоднородных пластах (циклическое воздействие (карбонатные коллектора разрабатываются только с применением циклики), изменение направления фильтрационных потоков);

2) форсированный отбор жидкости – эффективен на линиях стягивания контуров нефтеносности;

3) закачка воды при повышенном давлении (выше горного) – добиваются того, что даже малопроницаемые пропластки начи­нают принимать воду;

4) бурение дополнительных скважин и оптимизация плотности сетки скважин;

5) применение горизонтального бурения;

6) разукрупнение и оптимизация эксплуатационных объектов для ввода в активную разработку недренируемых запасов нефти слабо вырабатываемых участков;

7) совершенствование системы заводнения.

 

 

Осн. задачи и классификация методов контр. за РНМ. Геолого-промысловаы методы и лаб. исследования.

Нефтяные месторождения представляют собой послойно- и зонально-неоднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, за степенью отмыва пластов, за техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи.

Решение перечисленных задач осуществляется путём проведе­ния исследований комплексом промыслово-гидродинамических исследований, лабораторных измерений и промыслово-геофизиче­ских исследований.

Геолого-промысловые методы и лаб. исследования

Добывающие скважины:

- замер дебита жидкости и газа;

- определение обводнённости;

- отбор глубинных и поверхностных проб нефти;

- анализ проб нефти и воды;

- замер буферного и затрубного давления.

Нагнетательные скважины:

- определение приёмистости;

- отбор и анализ проб воды;

- контроль за температурой закачиваемой воды.

ГД-методы

Добывающие скважины:

- исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности и коэф-та продуктивности;

- замер P_пл (Н_ст), Р_заб (Н_дин);

- дебитометрия, влагометрия;

- определение Т_пл;

- снятие индикаторных диаграмм.

Нагнетательные скважины:

- исследования при уст. и неуст. режиме фильтрации;

- определение кривой падения давления;

- замеры Р_пл, Р_буф, Т_пл;

- расходометрия.

Промыслово-геофизические методы

Выделяются 3 направления:

1) решение технических задач:

- выделение интервалов заколонной циркуляции и мест наруше­ния герметичности колонны методом термометрии, закачки радиоактивных изотопов.

2) контроль за вытеснением:

- за продвижением контуров нефтеносности и подъёмом ВНК методами электрометрии, радиометрии;

- контроль охвата пластов вытеснением (закачка радиоактивных изотопов, термометрия и др.);

- контроль за движением жидкости в пласте (определение К_сп, закачка меченых жидкостей и др.).

3) контроль за заводнением:

- закачка ж-тей с различными индикаторами;

- радиохимические методы.

 

 

11. Осн. задачи с способы регулирования РНМ. Классификация методов регули­рования РНМ. Регулир-е без изменения и путём частичного изменения запроек­тированной системы разработки.

На основе анализа РНМ и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным Совокупность этих мероприятий и является регулиро­ванием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими метода ми без изменения или с небольшим частичным изменением сис темы разработки.

Регулирование процесса разработки – это целенаправленное управление движением жидкости в пласте в соответствии с запроектированной системой разработки и постоянное её совер­шенствование с учётом:

- изменения представления о геологическом строении объекта;

- путём установления оптимального режима работы скважин;

- использование новейших научно-технических достижений для изучения ТЭП разработки;

- за счёт сокращения добычи попутной воды и закачки агента;

- создание условий для долговременной эксплуатации скважин и оборудования в целях достижения проектной нефтеотдачи.

Классификация методов регулирования

1) регулирование через пробуренные скв. без изменения запроекти­рованной системы разработки.

- увеличение гидродинамического совершенства скважин (дост­рел, ОПЗ, ГРП);

- ограничение притока попутной воды;

- выравнивание притока жидкости или расхода воды;

- изменение режимов работы скважин;

- бурение дублёров;

- одновременно-раздельная эксплуатация и закачка.

2) регулирование путём частичного изменения системы разработки

- оптимизация размеров экспл. объектов;

- оптимизация размещения и плотности сеток скважин;

- совершенствование системы заводнения;

- применение горизонтальных технологий.

 

 

Модели пластов и их типы

Модель пласта — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.

Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и газа всегда характеризуются определенными математическими соотношениями.

Типы моделей пластов

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород — различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.

Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов — наличие в них трещин, т. е. трещиноватость пластов.

При разработке месторождений эти особенности нефтегазо­носных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа.

Модели пластов с известной степенью условности подразде­ляют на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. При расчете данных процессов разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.

Вероятностно - статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К ним относятся следующие:

1. Модель однородного пласта. В этой модели основные па­раметры реального пласта (пористость, проницаемость), изме­няющиеся от точки к точке, усредняют. Иногда пласт считают анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали.

2. Модель слоистого пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью m_i и проницаемостью k_i. При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах Dm_i и проницаемостью в пределах Dk_i, составляют часть Dh_i

3. Модель трещиноватого пласта. Если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которых равны l_*, разделенных щелями шириной b_*.. Реальный пласт при этом может иметь блоки породы различной величины и формы, а также трещины различной ширины.

4. Модель трещиновато-пористого пласта. В реальном пласте, которому соответствует эта модель, содержатся промышленные запасы нефти как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницаемых. Эта модель также может быть представлена в виде набора кубов с длиной грани l_*, разделенных трещинами со средней шириной b_*. Фильтрация жидкостей и газов, насыщающих трещиновато-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам

 

 

Смешанный режим

Нефтяной пласт имеет круговую форму с ра­диусом R. Водоносная область бесконечна. Требуется определить дебит притока газирован­ной нефти к скважине при смешанном режиме.

Для дебита газированной нефти полу­чим аналог формулы Дюпюи

, (5)

- функция Христиановича.

Приближенная формула

(6)

где k_н=0,65k (И.Чарный);

k_н=(0,944 — 21,43αμ_г/ μ_н)k (Розенберг)

Режим газонапорный

Рассмотрим характер разработки пласта при образовании газовой шапки.

В процессе разработки такого пласта газ, выделя­ясь из нефти, всплывает под действием сил гра­витации в газовую шапку. Таким образом, неф­тяной пласт разрабаты­вается при газонапорном режиме. Месторождение разбуривается равно­мерной сеткой добывающих скважин. Вблизи каждой из них в процессе эксплуатации образу­ются воронки депрессии. Объем пласта V_oп, охва­ченный процессом разработки: (56)

где V_пл - общий объем пласта.

Будем считать, что разработка пласта нача­лась с того мо­мента времени, когда среднее пла­стовое давление р было рав­но давлению насыще­ния р_нас.

28. Расчет показателей разработки слои­стого неоднородного пласта на основе модели поршневого вытеснения нефти водой.

Вытеснение из слоистого пл-та при ∆Р = const. Распределение прониц-сти по слоям задано з-ном f(k). Слои расположены по мере возрастания прониц-сти, начиная снизу. Прониц. слоев меняется от 0 до ∞. Пусть в некоторой слой толщиной ∆h и прониц.ю k поступает в. с расходом ∆q. Для этого слоя запишем урав-е (9): (10) или в дифференциальном виде (11) В первую очередь обводняются высокопроницаемые пропл-тки. Пусть к моменту t=t* все слои с k≥k* обводнились и из них добывается только в., а из слоев с 0≤k≤ k* добывается Н.. (12) (13) Порядок расчета: Задать з-н распределения прониц-сти f(k) Задать время t*=1год по (8) определить k* по (12) и (13) определить дебит н. и в.. Повторить пп 2-4 для других t* =.2, 3, 4,…год.

29. Теория многофазного течения. Закон Дарси. Относительные Фазовые проницаемо­сти и капиллярное давление. Функция Бак­лея–Леверетта. Осредненные относительные Фазовые проницаемости.

Закон Дарси для однородной жидкости

q =

для двухфазного течения

где k - абсолютная проницаемость пористой среды,

k_в,k_н - относительная фазовая проницаемость воды и нефти.

Закон Дарси описывает движение жидкости в по­ристой среде в среднем. Число Рейнольдса для пористой среде Re= vργ_ж/μ.

v-модуль средней скорости течения; ρ – ха­рактерный размер пор. Движение жидкости в пористой среде даже при ничтожно малом числе Рейнольдса схоже с турбулентным тече­нием.

Капиллярное давление. Разность давлений между не смачивающей и смачивающей фазах называется капиллярным давлением. Для системы нефть-вода.

P_k = P_н - Р_в

Если порода гидрофильна, то Р_к >0

Если гидрофобна, то Р_к <0

Для системы газ – вода

Р_к = Р_r - Р_в

Кривые Р_к для гидрофильног о пласта.

1-дренирование (вода вытесняется нефтью)

2-впитывание (нефть вытесняется водой)

Кривые Р_к для гидрофобного пласта в за­висимости от S_н

Для кривой Р_к Левертт предложил безраз­мерную функцию J(s)

(6)

Относительные фазовые проницаемости. Относительные фазовые проницаемости за­висят от разных факторов: насыщенности, градиента давления, капиллярных характери­стик, структуры порового пространства, от вяз­кости фаз. Однако обычно принимают, что они являются однозначными функциями насыщен­ности.

Характерными точками кривых относитель­ных фазовых проницаемостей является точки

S = S_св, S = S_m =1-S , (11)

При S = S_св К_в(S_св) =0,

При S = S_m К_н(S_m) =0.

Определение относительных фазовых про­ницаемостей производят по лабораторным опы­там вытеснения в установившемся режиме.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородного линейного пласта при заданном расходе закачиваемой воды V. Жидкости несжи­маемые, порода недеформируемая. Длина пласта L, поперечное сечение b*h.

Закон Дарси:

(1)

(2)

s_в + s_н =1, s=1- s_в

Уравнение неразрывности

V_н +V_в = V= const (5)

Сложив (1) и (2), с учетом (5), найдем гра­диент давления и подставим в (1). Получим

V_в = V f (s), (6)

где

(7)

функция Баклея Леверетта; μ_о= μ_н/ μ_в

 

30. Основные уравнения процесса двухфаз­ного течения в однородном линейном пласте (модель Баклея-Леверетта). Расчет распреде­ления водонасыщенности в пласте и показа­телей разработки.

З-н Дарси:

 

(1)

(2)

 

sв + sн =1, s=1- sв

Урав-е неразрывности

Vн +Vв = V= const (5)

Сложив (1) и (2), с учетом (5), найдем grad Р и подставим в (1). Получим

Vв = V f (s), (6)

где (7)

функция Баклея Леверетта;

(12)

где хo – значение координаты с начальной насыщенностью so при t=0.

По мере вытеснения нефти водой из прямо­линейного пласта фронт вытесняющей нефть воды продвигается к концу пласта и водонасы­щенность в каждом сечении заводненной области непрерывно увеличивается

На рис. 78 приведен график, построенный с учетом кривых относительных проницаемостей при m_в /m_н = 0,5.

Рис 78. График зависимости f (s) от s

Рис 79. График зависимости f ' (s) от s

Проведя касательную к кривой f (s) из точки s = s_св, по точ­ке касания (рис. 78) определяем f (s_в) и s_в.

Для того же, чтобы найти распределение во­донасыщенности по длине пласта, необходимо построить кривую f' (s) (рис. 79). Определим те­перь длительность безводного периода добычи нефти, т. е. момент времени t = t_*, когда фронт вытеснения до­стигнет конца пласта и, следова­тельно, х_в будет равен l. Будем считать, что к этому моменту времени в пласт закачано Q_вз = Q_* (t_*) воды. Имеем (62)

Из (62) определим Q_* (t_*) и, следовательно, t_*.. Величина bhml равна объему V_п пор пласта. Так как режим жесткий водонапорный, объем зака­чанной в пласт воды к моменту времени t = t_* ра­вен объему добытой из пласта нефти Q_н* к этому же моменту времени, т. е. Q_* (t_*) = Q_н*. Безводная нефте­отдача h₀ = h₀₁ h₂, где h₀₁ - коэффициент вытеснения нефти во­дой, достигнутый в безвод­ный период. Поэтому

(63)

Дебиты нефти и воды в водный период разра­ботки пласта составят

(66)

Отсюда для определения текущей обводнен­ности продукции v получим фор­мулу (67)

 

31. Разработка нефтегазоконденсатных место­рождений на естественных режимах

НГЗ-это нефт-ые залежи с естест-ой газовой шапкой. Во многих случ-х в НГЗ значит-ая часть запасов Н. сосредот-на под газ. шапкой (подгазовой зоне). В завис-ти от ширины эта зона подразд-ся на 3 типа: 1. узкий (1 ряд добыв-х с/н), 2. широкий (2 ряда добыв-х с/н,), 3. обширный (более 2 рядов).НГЗ состоят из нефт-ой оторочки, газ. шапки и подошв-х или краевых вод. Нефт-ые оторочки дел=ся на 2 типа:1-краевые (краевая оторочка с чисто нефт-ой зоной, где м/о выделить чисто газ-ую зону, газонефтяную зону и водонефт-ую зону; краевая отрочка без чнз, где м/о выд-ть чгз, гнз и внз) и подошв-ые оторочки (подошв-ая оторочка с чгз, где м/о выд-ть чгз, чнз и гнз; подошв-ая оторочка сплошная, где выд-ся гнз и чнз).

Чтобы предотвратить перемещ-ие ГНК в сторону газ. шапки либо не след-т отбирать газ из газ. Шапки, либо равеом-но снижать Р в нефт-ой и газ. зоне. Вел-ну безгазавого дебита м/о оценить по ф-ле:

Q= 2ПKh_ср º h /µ ln (r_k/r_c)

hср=(hk-hc)/2

º = ºн - ºг

h = hk – hc – неперфорир-ая нефтенас-ая толщина

º и h в фор-ле соот-т Р в фор-ле Дюпюи. Расчет проц-са разраб-ки нефтегазового местор-ия без воздействия на пласт производ-ся по методике расчета разр-ки нефт-го местор-ия с вторичной газ-ой шапкой.

Разраб-ка нефтегазоконден-го местор-ия.

НГКЗ-это нефтегазовые залежи в газ.части кот-х содер-ся значит-ое кол-во жирного газа С₃-С₈. Если содер-ие ЖГ в газ.части менее 150-200 г/м3,, залежь относят к НГЗ, если более 200, то к НГКЗ. Пусть имеется замкнутое однопластовое НГКЗ. Д/расчета проц-са разр-ки воспольз-ся фор-ой многокомпон-го матер-го баланса.

Ведем обознач-ия: N1,N2,N3-общая масса газа, конден-та, Н; G1,G2-масса Г. в газовой фазе, масса конд-та в газ.фазе; L1,L2-масса Г. расв-го в Н, масса конден-та расв-го в Н.

N1=G1+L1; N2=G2+L2 (2). Баланс-ое соотн-ие объема компон-в в разрабатываемой части пласта:

L1/p1k+l2/ p2k+N3/pн=SнVпл (3)

p- кажущаяся плотность

Масса раствор-го г. в Н. согл-но з-ну Генри: L1=´N3P (4)

´-Корэф.расвор-ти г

Р-давление

Ур-е сост-ия реального г:

(1-Sн)Vпл=(G1+G2)Pатº/pг.атP (5) º=z/zат (6)- отнош-е коэф. Сверхсжим-ти г. при пласт-м и атмосф-м давлениях.

Вел-ны N1,N2,N3 изв-ны по промыс-му учету добыв-ой прод-ии. Д/опред-ия неизвест-х G1,G2,L1,L2,Sн,P исп-т сис-му Ур-ий 2-6.На режиме истощ-ия из газ-х и нефтегаз-х залежей м/о извлечь 92-95% зап-в г. Однако извлеч-ие зап-в жирных г. сост-т всего 45-80%, ост-ая часть в пористой среде выпад-т в конденсат и остается в пласте в виде связной неподв-ой фазы. При зак-ке в. в газоконденсатную часть пласта происх-т незначит-ый прирост добычи конден-та.

Смачиваемость горных пород

Смачиваемость – характеризует стремление жидкости распространяться по твердой поверхности или прилипать к ней в присутствии других несмешивающихся жидкостей. Рассмотрим пример системы вода-нефть-порода. (рис.1.). Поверхностные силы связаны уравнением вида

(5)

где σ_нп – сила поверхностного натяжения раздела нефть-порода; σ_вп – тоже - раздела нефть-вода; σ_нв - сила межфазного натяжения; θ_с – краевой угол смачивания, характеризующий смачиваемость.

Если θ_с < 90⁰, то порода лучше смачивается водой и называется гидрофильной. Если θ_с > 90⁰, то порода лучше смачивается нефтью и называется гидрофобной.

Встречаются как гидрофильные, так и гидрофобные пласты. Природа смачиваемости пласта обусловлена наличием или отсутствием в нефти полярных компонентов (асфальтенов, поверхностно-активных веществ).

1. в поровых каналах вода и нефть движутся каждая по своей системе связанных каналов.

2. эти каналы ограничены как поверхностями раздела нефти и вода, так и поверхностями раздела жидкость – твердое тело. Каналы, по которым движется нефть или вода, беспорядочно извиваются в пористой среде, диаметры их вдоль канала в каждый момент времени то увеличиваются, то сужаются.

Гидрофильная Гидрофобная Избирательно- смоченная

В процессе вытеснения нефти водой меняется геометрия каналов потока: с ростом водонасыщенности наблюдается увеличение количества водопроводящих каналов и сокращение количества нефтепроводящих каналов. Потоки ламинарные.

1. При вытеснении воды нефтью из гидрофильного пласта в конце процесса вода остается в виде тонких пленок на поверхности зернь породы.

2. Вытеснение нефти водой из гидрофильного пласта. В начале опыта связанная вода находится в виде пленки на поверхности зернь. В конце опыта остаточная нефть находится в виде изолированных глобул, которые не контактирует с поверхностью зернь породы.

3. Вытеснение нефти водой из гидрофобного пласта. Вытеснение нефти начинается с крупных пор. В конце опыта остаточная нефть находится в узких каналах, а так же в виде пленок на поверхности зернь, образующих большие каналы, заполненные водой.

КИН - это основной показатель, отражающий технологическую эффективность разработки нефтяного месторождения. Он зависит от многих факторов: геологического строения залежи; физико-химических свойств н. и вытесняющего агента; технологии и системы разработки. Различают фактический и прогнозный КИН. Фактический КИН определяется как доля извлеченной н. от вовлеченных в разработку НБЗ Qб η=Q_н/Qб где Qн - добыча н. с начала разработки, Qб ~(НБЗ на одну скв) х (число введенных скв). Прогнозный КИН рассчитывают при составлении технологических схем разработки. Обычно представляет его в виде произведения коэффициентов вытеснения Квыт и охвата пл-та разработкой: η0 (2) а в большинстве случаев в виде (3) Квыт – отношение максимально возможного объема извлеченной н. из участка залежи, охваченного воздействием закачиваемой водой, к первоначальным запасам таких участков.; К1- коэффициент охвата объема пл-та разработкой или доля дренируемого объема пл-та ко всему нефтенасыщенному объему объекта. В ТатНИПИ н. его называют коэффициентом сетки и определяют по формуле К2- доля извлечения подвижных запасов н., вовлеченных в разработку, часто называют коэффициентом заводнения.. В однородных пл-тах КИН выше, чем в неоднородных пл-тах. С увеличением вязкости н. КИН уменьшается. КИН из месторождений с неньютоновскими нефтями меньше, чем из месторождений с ньютоновскими нефтями. Охлаждение пл-та приводит к снижению КИН. В г-фильном пл-те конечный коэффициент нефтеизвлечения выше, чем в г-фобном пл-те. Вытеснение пл-товой водой обеспечивает более высокий КИН, чем при вытеснении пресной водой.

 

ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ, ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ И ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ ПО РНМ.

· Недра РФ согласно Конституции явля­ются общенациональным достоянием. Чтобы начать разведку на нефть и газ, и разработку месторождения необхо­димо получить на это разрешение (ли­цензию)

· Лицензия выдается Комитетом Госкомне­дра совместно с соответст­вующими управлениями субъектов РФ по согласованию Минтопэнерго РФ.

· Предприятия приобретают лицензию по конкурсу (тендору). После получения лицензии компания обя­зана утвердить запасы нефти.

Сначала составляют проект промышлен­ной разведки месторождения. Этот проект со­ставляют геологоразведочные предприятия со­вместно с НИИ по разработке нефтяных месторождений.

Цель промышленной разведки - подготовка исходных (геолого-промысловых) для подсчета запасов нефти и газа и проектирования разработки. ППР утверждает территориальным геологическим управлением, нефтедобывающей компанией, Минтопэнерго.

В ППР должны быть: - обоснованы этажи разведки;

· очередность бурения разведочных скважин;

· перечислены исходные геолого-промысл. данные для подсчета запасов нефти;

· предварительные сведения о начальной температуре и пластового давления;

· анализ результатов опробования, эксплуатации и ГдИС, физико-химических исследований нефти, газа и воды;

· обоснование пробной эксплуатации в процессе промышленной разведки;

· продолжительность, режимы и способы эксплуатации скважин;

· Вопросы техники добычи и временного обустройства скважин.

Уравнение неразрывности

Уравнение неразрывности при совместном движении двух фаз записывается для каждой фазы в отдельности.

(6)

(7)

s_в+s_н=1 (8)

Система уравнений (1), (2), (6)-(8) описывают совместные движение нефти и воды в пористой среде. Их можно привести к следующему виду для (9)-(10)

(10)

Здесь (11а)

(11б)

c(x,y,z)= (12)

Граничные условия

Для постановки конкретной задачи фильтрации нефти и воды в пористой среде кроме уравнений (9)-(10) необходимо сформулировать граничные и начальные условия.

Граничные условия:

- на непроницаемой границе (13)

где n- направление нормали.

На проницаемой границе надо задавать либо давление

, (13)

либо расход жидкости

Граничные условия по насыщенности задаются в зависимости от того, втекает или вытекает жидкость через эту границу. Если жидкость вытекает через границу, то граничные условия по насыщенности не требуется задавать. Если жидкость втекает через границу, то должно быть задано значение насыщенности на этой границе. Кроме границ залежи необходимо задавать условия на скважинах. Они могут иметь вид:

- на скважине задано давление Р_скв

- на скважине задан дебит жидкости q_скв

По насыщенности для добывающей скважины задание насыщенности не требуется. На нагнетательной скважине обычно задают максимальное значение водонасыщенности, которое входит в фазовую проницаемость.

4. Начальные условия:

При t=0 задаются начальное распределение давления и водонасыщенности во всех точках пласта. Постановка задачи сводится к определению функции насыщенности и давления в каждой точке пласта для любого момента времени, удовлетворяющие вышеприведенным уравнениям, начальным и граничным условиям.

 

 

39. Методы определения технологической эффективности применения МУН

1. Определение технологической эффективности МУН с использованием технологической схемы

При применении МУН с начала разработки нефтепромыс­лового объекта и при отсутствии или недостаточном количестве фактических данных об использовании базового варианта разработки, определение дополнительной добычи нефти осуществляется с помощью технологической схемы.

Если разработка месторождения (участка) с применением МУН осуще­ствляется в полном соответствии с технологической схемой (темпы разбу-ривания, закачки реагента в пласт и т.д.), дополнительную добычу нефти можно определять непосредственно по технологической схеме.

В случае, если при реализации технологической схемы имеются откло­нения от принятых в ней темпов разбуривания месторождения (участка), закачки реагента в пласт и др., необходимо осуществить корректировку технологической схемы, которая заключается в расчетах соответствую­щих дополнительных вариантов: базового и с применением МУН. В от­дельных случаях может использоваться приближенная методика расчета дополнительной добычи нефти с помощью имеющихся в технологической схеме вариантов. В технологической схеме расчеты добычи нефти за счет МУН проводят­ся различными методами: с использованием нормативной удельной техно­логической эффективности, методом сопоставления с эталоном, построением физически содержательных математических моделей процесса разработки, математических моделей процесса физико-химического воздействия на пласт.

Конечностно-разностный метод решения плоской задачи вытеснения нефти водой с учетом двухфазности потока. Моделирование скважин при численных методах решения. Подготовка сетки и расчет сеточных карт и параметров пласта.

Пусть пласт длиной L_x, шириной L_y разрабатывается с N_с скважинами в режиме заводнения. Требуется найти распределение давления и нефте-водонасыщенности в пласте, а также суточные, месячные и годовые технологические показатели разработки. Процесс фильтрации нефти и воды в пласте описывается системой уравнений (9)-(10)

(9)

(10)

Здесь (11а)

(11б)

c(x,y,z)=

Эта задача не имеет аналитического решения, поэтому применяют численный метод- метод конечных разностей.

1. Построение сетки. Пласт разбивается на прямоугольные ячейки. Центрам ячеек присваиваются номера: i – номер столбца, j – номер строки. Количество ячеек N_х* N_у

2. граница пласта и скважины сносятся к центрам ближайших ячеек.

3.в ячейки – скважины заносятся заданные параметры пласта: проницаемость, пористость, нефтенасыщенная толщина.

4. в межскважинных ячейках эти параметры вычисляются методом интерполирования. Таким образом, получают сеточные карты параметров пласта.

5. функции Р(x,y,t_n) и S(x,y,t_n) от непрерывных аргументов заменяются на функции p_{i j} и s _{i j} от дискретных аргументов (i, j), где n – номер временного слоя. P_{i j n} =P(x _i, y _j, t _n)

 

		i,j+1
	i-1,j	i j	i+1,j
		i,j-1
					j ↑

i →

6.Дифференциальные уравнения (9)-(10) для каждой ячейки, кроме ячеек со скважинами, заменяются разностными уравнениями.

Таким образом, получают систему

N_х* N_у – N_с

алгебраических уравнений. Решив эту систему, находят значения давления и водонасыщенности для каждой ячейки для заданного момента времени t = t _n.

Затем для этого момента времени вычисляются дебиты жидкости, нефти, величина обводненности каждой скважины.

Моделирование скважин

При разностном методе решения задачи шаги сетки приходится брать довольно большими ~ 100 м.. Обычно считается, что между скважинами надо брать не менее 3х ячеек.

Радиус скважины 0,1-0,15 м. В призабойной зоне давление меняется по логарифмическому закону. Поэтому, если в ячейках со скважинами ничего не менять, получаются завышенные дебиты