Что такое воронка депрессии в нефтяной скважине

При взаимодействии нескольких скважин воронки депрессии каждой из них накладываются одна на другую. [32]

РАДИУС ПИТАНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИВЕДЕННЫЙ-при асимметричной воронке депрессии — радиус кругового ( симметричного) контура питания, при котором обеспечивался бы фактически наблюдаемый дебит скважины. РАДИУС ПОР ЭФФЕКТИВНЫЙ — радиус фильтрационных каналов в модели пористой среды, которая имеет одинаковые с реальной горной породой значения пористости и проницаемости. [33]

Кроме того, при достаточно крутых воронках депрессии может оказаться неправомочной предпосылка об абсолютной податливости кровли водоносного пласта. [34]

Из сопоставления видно, что воронка депрессии для газовой скважины оказывается более крутой и падение давления вблизи скважины происходит более интенсивно, чем в нефтяной скважине. [36]

До момента 11, когда воронка депрессии доходит до границы линзы, давление постоянно, а затем начинает падать. [37]

В нешироких долинах, когда воронка депрессии в меженный период достигает бортов долины, наблюдательные скважины размещаются вкрест всей долины ( см. рис. 2, б) минимум по две скважины на каждом луче от центра до бортов долины. Если долина вложена в менее проницаемые, но обводненные отложения, дополнительно закладывается по одной скважине в коренные породы. Продольный ( вдоль долины) ряд также целесообразно продлить в обе стороны от водозабора минимум по две скважины на расстояниях 0 5 / и / от крайних скважин ряда. [38]

Пусть в пласте радиуса Rk воронка депрессии дошла до переменного радиуса r — R ( фиг. [39]

Пусть в некоторый момент t воронка депрессии достигла точки А и имеет форму ОА, отвечающую установившемуся движению. [40]

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии , что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. [41]

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии . Это существенно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. Однако в этом случае уменьшается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. [43]

В четвертом слое образуется одна общая воронка депрессии в северо-восточной части залежи, которая обусловлена, с одной стороны, работой скважин, вскрывающих первые два слоя, а с другой — работой скважин, расположенных по линии с координатой / 5 и вскрывающих этот слой. Центр этой воронки расположен в районе скв. В центре воронки падение давления достигает 1 14 МПа. Среднее падение давления по слою равно 0 73 МПа. Отбор из этого слоя составляет около 13 % от общего отбора нефти по залежи в целом. [45]

Воронка депрессии в северо-восточной части залежи еще более расширяется. Появляются локальные воронки в районе работающих скважин: до 0 9 МПа около скв. Прослеживается также понижение давления до 1 12 МПа в районе скв. [1]

Воронка депрессии будет расширяться с разной скоростью в высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластках, а именно с большей скоростью в обводненных высокопроницаемых пропластках и с меньшей скоростью в нефтяных малопроницаемых. [2]

Воронка депрессии вследствие логарифмического закона распределения давления имеет большую крутизну вблизи скважины. [4]

Воронка депрессии от разрабатываемой залежи, распространяясь по водоносной части нефтегазоносного пласта, вовлекает в зону действия и другие залежи, вызывая в них изменение пластового давления, наклон контакта и перетоки УВ из одних залежей в другие. Поэтому, приступая к разведке или разработке новых залежей, необходимо учитывать возможность их взаимосвязи с уже разрабатываемыми залежами. [5]

Если воронка депрессии , образовавшаяся в результате пуска залежи в эксплуатацию, за рассматриваемое время не достигает внешней границы, то водоносный пласт считается бесконечным по протяженности. В противном случае водоносный пласт ограничивается окружностью с радиусом RK. Расчеты проводят по методу последовательных приближений с использованием решения для неустановившегося притока воды к укрупненной скважине, описанного в гл. [6]

Если воронка депрессии , образовавшаяся в результат пуска залежи в эксплуатацию, : — а рассматриваемое время не достигает внешней граничь /, то водочмчп. [9]

Радиус воронки депрессии , обозначаемый обычно Нк, является границей внешней зоны. Радиус Лк условно называют контуром питания. [10]

Радиус воронки депрессии , обозначаемый обычно Ик, является границей внешней зоны. Радиус Нк условно называют контуром питания. [11]

Я-радиус воронки депрессии ; / о-радиус водоприемной трубы скважины1; — мощность водоносного пласта; S0 — понижение уровня воды в скважине при откачке. [12]

Наличие воронки депрессии давления приводит к различным величинам пластового давления по отдельным группам скважин. Наиболее сниженное пластовое давление наблюдается в центральной части разрабатываемой площади. От этой части площади по направлению к периферии залежи пластовое давление от ряда к ряду возрастает. [13]

При отсутствии воронки депрессии , что бывает, когда газ из залежи не извлекается, давление во всех точках газовой залежи одинаково ( действием силы тяжести вследствие малой плотности газа обычно можно пренебречь) и равно давлению рк на контуре. [14]

После подхода воронки депрессии к границам разрабатываемой линзы или при соединении воронок депрессии, происходит снижение дебита данной скважины. Высокодебитные скважины попадают в большие, хорошо дренируемые линзы, и снижение деби-тов у скважин эксплуатационного фонда скорей всего связано с их интерференцией, а более и длительная устойчивая работа скважин разведочного фонда — с ее отсутствием. [15]

1 ? Газ; 2 ? нефть; 3 ? вода; 4 ?заводненная зона пласта; 5 ? точка замера давления в скважине; h ? расстояние от точки замера до условной плоскости

Распределение приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис.3.3. горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по пощади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости к ней, и вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой.

Рис.3.3. Профиль приведенного пластового давления залежи при естественном водонапорном режиме: а — залежь; б—интервал перфорации. Давление: 1-начальное пластовое (приведенное), 2-возле первых введенных в разработку скважин, 3 —приведенное динамическое пластовое (после ввода всех скважин); Р_заб — забойное давление; ВНК- контур питания

При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально контрольных скважинах. Замеренное в оставленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Давление в пласте у забоя скважины при установившемся режиме ее работы называют забойным давлением (Р_заб).

Забойное давление в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 минут фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, манометр регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис.3.4. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

Контроль за изменением пластового давления в пласте в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.

Рис.3.4. Кривая восстановления давления в остановленной скважине: а — добывающей; б — нагнетательной. Давление: Р_пл.д — пластовое динамическое, Р_заб — забойное

Распределение давлений в пласте отображается при помощи изобар – линий, соединяющих точки с одинаковыми давлениями. Основой для нанесения линий изобар является схема размещения скважин по площади залежи, включая как нефтеносную, так и законтурную водоносную зоны.

Чертеж с линиями равных давлений (изобар), нанесенными на схему размещения скважин, называется картой изобар.

Карты изобар строятся регулярно на определенные даты по результатам исследования скважин. Для построения карт используются данные замеров пластовых давлений на глубине спуска манометра в ствол исследуемой скважины, приведенные далее на условную плоскость.

Обычно данные замеров давлений пересчитывают на плоскость (уровень ВНК). Таким образом, линии изобар отображают не истинное давление в зонах залежи, а условное, пересчитанное на ВНК. Приведение текущих давлений к одному уровню позволяет сравнивать их между собой и проводить наблюдение за изменением распределения давления в залежи во времени.

Распределение давлений в пласте, изображаемое при помощи карт изобар, обусловлено свойствами самого пласта и данными его разработки.

Зная данные разработки и имея карту изобар, принципиально можно судить о распределении такого свойства пласта, как проницаемость. Чем выше проницаемость пласта между двумя зонами залежи, тем выше здесь пьезопроводность, и изменение давления в одной скважине приведет к скорому изменению давления в другой, вплоть до полного их выравнивания.

Карты изобар являются одним из основных средств при решении задач анализа, контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений.

При построении карт изобар на схеме размещения скважин точки забоев скважин подписываются в виде дроби, глее в числителе стоит номер (имя) скважины, а в знаменателе – величина текущего давления в данной скважине, пересчитанная на ВНК.

Кроме того, на схему расположения скважин переносятся со структурных карт начальные положения контуров нефтеносности, а также все тектонические, литологические и прочие установленные к этому времени границы залежи.

Рис.3.5. Пример построения карты изобар

Одним из методов построения карты изобар может быть принят метод треугольников, использующийся при построении структурных геологических карт. Для этого на карте выбираются три соседние скважины и на условных отрезках, соединяющих вершины полученного условного треугольника, в соответствии с градиентами давлений между скважинами, отмечают места возможного прохождения изобар с определенным значением давления.

При этом количество линий изобар, проходящих через отрезок между двумя скважинами будет равно отношению разности текущих давлений в этих скважинах, деленной на «цену деления» одной изобары.

Расстояния между линиями изобар, пересекающих отрезок между скважинами, должны быть равны между собой, а сами линии изобар перпендикулярны данному отрезку.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Рассмотрение карт изобар на различные даты позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и прогноза поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.

Приток жидкости и газа в скважины, вскрывшие однородный пласт, происходит по всем радиально сходящимся к скважинам направлениям. Жидкость, поступающая в скважину, должны проходить последовательно как бы через ряд концетрически расположенных цилиндрических поверхностей между непроницаемыми кровлей и подошвой; площади этих поверхностей поступенно уменьшаеются по мере приближения к скважине.

При постоянной мощности фильтрационного слоя и его однородности скорость фильтриции движущейся к скважине жидкости должна в этих условиях непрерывно увеличиваться и достигать максимальной на стенках скважины. При увеличении скоростей возрастают гидравлические сопротивления, а значит, на перемещение единицы объема жидкости в направлении скважины непрерывно должны возрастатть затраты энергии на единицу длины пути или связанные с этим градиенты давления

Для выяснения зависимости дебита скважины от градиентов давления вокруг нее можно воспользоваться законом линейной фильтрации Дарси, согласно которому, как мы видели, скорость линейной фильтрации пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся жидкости.

Площадь фильтрации F при радиульном потоке будет уменьшаться по направлению к скважине. При неизменной мощности залежи h на расстоянии ri от оси скважины эта площадь будет равна 2*3.14*ri*h. Тогда, относя перепад давлений dp к бесконечно малому участку пути dr выражение (предыдущее) можно переписать в виде

Интегрирую это уравнение в пределах от rc(радуис скважины) до R(радиус контура питания скважины) и от Pзаб до Pпл, получим

Задаваясь различными произвольными значениями R и решая уравнение (предыдущее) относительно Pпл (при Рзаб=конст), получим характер изменения давления в любом направлении вокруг скважины при установившемся притоке

Как видно из русунка, в процессе эксплуатации скважины вокруг нее образуется воронка депрессии, в пределах которой градиенты давления, а значит, и расходы энергиина единицу длины пути резко возрастают по мере приближения к скважине. Нетрудно подсчитать, что значительная доля общего перепада давления в пласте расходуется в непосредственной близости от скважины; по мере удаления от нее кривые градиентов давления значительно выполаживаются, что указывает на резкое уменьшение скоростей фильтрации с удалением от скважины.

Решив уравнение (предыдущее) относительно Q получим так называемое уравнение Дюпюи для радиального установившегося притока однородной жидкости в скважину

Если вместо жидкости к скважине притекает только газ, то на основании того же закона Дарси формула для притока газа будет иметь вид

Приведенные выражения справедливы лишь для условий плоско-параллельной фильтрации в скважину по всей вскрытой мощности пласта, т.е. для так называемых гидродинамических совершенных скважин.

В промысловых условиях большинство скважин далеки от совершенства. Если скважины вскрывают лишь часть пласта, они называются несовершенными по степени вскрытия. Чаще всего скважина сообщается с пластом через ограниченное число перфорационных отверстий в коленне. Такие скважины, если они вскрывают пласт по всей мощности, называются несовершенными по характеру вскрытия. Нередко скважины бывают несовершенные и по степение и по характеру вскрытия одновременно.

Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме — это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.

Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например в процессе разработки месторождения, с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Упругий режим с точки зрения физики — расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т. е. нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.

С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ, и режим пласта изменится — упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.

Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач по разработке нефтяных месторождений.

Рис.23. Схема скважины при исследовании

методом восстановления давления

1- ролик подъемного устройства; 2-канат

(кабель); 3- задвижка; 4-скважина; 5-глу-

1. При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.

На основе теории упругого режима создан наиболее известный в практике разработки нефтяных месторождений метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД). Технологически этот метод состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом до достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой (рис.23) опускают глубинный манометр, способный регистрировать изменение давления на забое скважины во времени . В некоторый момент времени, условно принимаемый за начальный (t =0), закрывают исследуемую скважину. Давление на ее забое , начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважинами. В каждой исследуемой скважине давление может восстанавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления определяют на основе соответствующего решения задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопроводность пласта. На рис.24 показана типичная фактическая кривая восстановления забойного давления в виде зависимости .

Рис.24. Кривая восстановления забойного давления в скважине:

1-точки фактических измерений забойного давления глубинным манометром

2. При расчетах перераспределения давления в пласте и соответственно изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.

Эти расчеты используют, в частности, для интерпретации данных «гидропрослушивания» пласта, осуществляющегося следующим образом. В момент времени производят, например, пуск в работу скв. А с дебитом . На забое остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного давления .

На рис. 25 слева показаны «волны» понижения пластового давления , а справа — типичная фактическая кривая понижения давления в прослушиваемой скважине. По скорости и амплитуде понижения давления можно оценить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В. Если же в скв. В не происходит изменения давления, т. е. она не прослушивается из скв. А, то считают, что между этими скважинами существует непроницаемый барьер

Рис.25. Кривая понижения давления в прослушиваемой скважине

(тектонический сдвиг, участок залегания непроницаемых пород и т. д.).

Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для определения охвата пласта воздействием и регулирования его разработки.

3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения.

Рис.26. Схема нефтяного месторождения и изменения пластового давления:

1-внешний контур нефтеносности; 2-внутренний контур нефтеносности;

4-пьезометрические скважины; 5-изобары; 6-условный контур нефтеносности; 7-эпюра пластового давления вдоль разреза месторождения по линии А А1

Если нефтяное месторождение разрабатывается без воздействия на пласт и это месторождение окружено обширной водоносной областью с достаточно хорошей проницаемостью пород в этой области, то отбор нефти из месторождения и понижение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из законтурной в нефтеносную область разрабатываемого пласта.

На рис. 26 показана схема нефтяного месторождения с равномерным расположением скважин, разрабатываемого на естественном режиме. В процессе отбора из пласта вначале нефти, а затем нефти с водой пластовое давление изменится по сравнению с начальным , которое сохранится в водоносной части на некотором, постоянно увеличивающемся, удалении от контура нефтеносности. В нижней части этого рисунка показана эпюра пластового давления вдоль разреза пласта по линии АА’. Как видно из этой эпюры, вблизи внешнего 1 и внутреннего 2 контуров нефтеносности пластовое давление резко снижается в результате роста фильтрационного сопротивления при совместной фильтрации нефти и воды, затем плавно изменяется по площади. Вблизи добывающих скважин 3, естественно, возникают воронки депрессии и забойное давление в скважинах составляет . Построив изобары 5 (линии равного пластового давления), можно определить средневзвешенное пластовое давление (см. рис.26), которое в процессе разработки месторождения на естественном режиме будет уменьшаться со временем. Если вблизи контура нефтеносности имеются наблюдательные (пьезометрические) скважины 4, то замеряют изменение давления на контуре в этих скважинах, при этом считая, что пьезометрические скважины находятся на некотором условном контуре нефтеносности 6.

Рис.27. Зависимость от времени Рис.28. Зависимость от времени

1-фактическое (замеренное в скважинах) контурное давление за период ;

2- возможные варианты изменения при различных

Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средневзвешенного пластового давления или контурного . По отбору жидкости из нефтяной залежи с корректировкой на изменение упругого запаса можно определить изменение во времени отбора воды из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из законтурной области пласта равен темпу отбора жидкости из нефтяной залежи . Пусть, например, на месторождении имеются пьезометрические скважины и по глубинным замерам определено изменение в них давления за некоторый начальный период разработки месторождения .

Фактическое изменение показано на рис. 27, а на рис. 28 — изменение за начальный период и за весь период разработки месторождения. Естественно, в начальный период разработки отбор жидкости из месторождений в связи с его разбуриванием и вводом в эксплуатацию скважин возрастает. За этот период и определено фактическое изменение давления на контуре . При отбор жидкости из месторождения изменяется иначе, чем в начальный период: он сначала стабилизируется, а в поздний период разработки снижается.

Поэтому просто экстраполировать изменение по имеющейся зависимости за начальный период разработки нельзя, так как темп отбора жидкости изменится при . Изменение прогнозируют на основе решения соответствующих задач теории упругого режима.

4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.

Рис.29. Схема разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения:

1- внешний контур нефтеносности; 2- внутренний контур нефтеносности; 3- добывающие скважины; 4- нагнетательные скважины; 5-контур нагнетательных скважин

Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного заводнения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтурной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С повышением давления на линии нагнетания приток воды в нефтенасыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода начнет утекать в законтурную область.

При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться решение задачи упругого режима, когда на контуре нагнетательных скважин (рис. 29) задано давление , а требуется определить расход воды, утекающей в законтурную область пласта.

5. При определении времени, в течение которого в каком — либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.

Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с применением внутриконтурного заводнения при однорядной системе разработки. Пусть в какой-то момент времени были остановлены первый и второй ряды нагнетательных скважин, а в момент времени их вновь включают в эксплуатацию.

Процессы вытеснения нефти водой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. Поэтому можно считать, что спустя некоторое время после пуска нагнетательных рядов в пласте между добывающим и нагнетательным рядами наступит период медленно меняющегося распределения давления (при постоянстве расходов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из пласта жидкости), т. е. упругий режим закончится и создается почти установившийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима.

Для того чтобы осуществлять расчеты процессов разработки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо использовать прежде всего дифференциальное уравнение этого режима ; (5.1)

Здесь и — соответственно пьезопроводность и упругоемкость пласта (по предложению В. Н. Щелкачева).

Решение уравнения упругого режима позволяет рассчитывать изменение давления во времени в каждой точке пласта.

5.2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ РЕЖИМАХ

При уменьшении давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Когда насыщенность порового пространства свободным газом, выделившимся из нефти, еще мала, газ остается в нефти в виде пузырьков. С увеличением же газонасыщенности в связи с прогрессирующим снижением пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление — газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднородность.

В отличие от первичных газовых шапок нефтегазовых месторождений, существовавших в них до начала разработки, газовая шапка, образовавшаяся в процессе разработки, называется вторичной.

Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, называют режимом растворенного газа. Если произошло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется газонапорным.

Опыт разработки нефтяных месторождений и теория фильтрации газонефтяной смеси с учетом сил гравитации показывают, что почти всегда режим растворенного газа довольно быстро переходит в газонапорный. Часто режим растворенного газа может существовать в нефтяном пласте в сочетании с упругим режимом в его законтурной области или даже в сочетании с водонапорным, если пластовое давление близко к давлению насыщения. Тогда вблизи добывающих скважин возникает режим растворенного газа, а вблизи нагнетательных — водонапорный. Такие режимы пластов называют смешанными.

Рис.30. Схема нефтяного месторождения круговой формы в плане, разрабатываемого при смешанном режиме:

1- условный контур нефтеносности; 2- аппроксимация условного контура нефтеносности окружностью радиусом R; 3 – добывающие скважины.

Рассмотрим разработку пласта при смешанном режиме— упругом в его законтурной области и растворенного газа — в нефтенасыщенной части пласта. Пусть разрабатываемый пласт имеет форму, близкую к кругу (рис. 30). Его законтурная водоносная область достаточно хорошо проницаемая и простирается очень далеко («до бесконечности»). Она разрабатывается при упругом режиме. Давление на контуре нефтенасыщенной части пласта можно определить по методике, изложенной в предыдущем разделе.

Пусть нефтяной пласт разрабатывается с использованием равномерной сетки добывающих скважин. Радиус контура питания каждой добывающей скважины можно считать равным половине расстояния между скважинами. Если , пластовое давление ( — давление насыщения). При приближенном расчете дебитов добывающих скважин можно принять , где — некоторый постоянный коэффициент.

Итак, при смешанном режиме давление на контурах добывающих скважин определяют с учетом контурного в нефтяной залежи, которое, в свою очередь, вычисляют на основе теории упругого режима, если задано изменение во времени текущего поступления воды из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта .

Если близко к давлению насыщения, но ниже его и, следовательно, насыщенность пласта свободным газом незначительна, то можно приближенно считать текущий объем поступающей воды в нефтенасыщенную часть пласта из законтурной области равным текущей добыче пластовой нефти, т. е. .

Если известна текущая добыча пластовой нефти из нефтяной залежи в целом, то необходимо лишь вычислить дебиты скважин с тем, чтобы определить, сколько скважин необходимо пробурить на залежи для обеспечения указанной текущей добычи нефти.

Определим дебиты скважин при режиме растворенного газа. Перераспределение давления вблизи скважин происходит значительно быстрее, чем изменение контурного в нефтяной залежи и соответственно давления на контуре питания скважин . Поэтому распределение давления при можно считать установившимся в каждый момент времени, т. е. квазистационарным.

На характер течения газированной нефти в пористой среде влияет растворимость в ней газа. Для количественного определения растворимости газа в нефти в теории разработки нефтяных месторождений обычно используют закон Генри. Однако в зависимости от свойств конкретных нефтей и газов представляют этот закон различным образом. Для расчетов разработки пластов при режиме растворенного газа используют формулу закона Генри обычно в следующем виде:

где — объем газа, растворенного в нефти, приведенный к стандартным (атмосферным) условиям; — коэффициент растворимости; — объем нефти в пластовых условиях вместе с растворенным в ней газом; — абсолютное давление.

Для реального газа необходимо учитывать коэффициент его сверхсжимаемости . При изотермическом процессе уравнение состояния реального газа можно представить в виде

где соответственно плотность и коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовом и атмосферном давлениях.

Для массовой скорости фильтрации свободного газа , на основании обобщенного закона Дарси имеем выражение

Для массовой скорости фильтрации растворенного в нефти газа имеем

И, наконец, скорость фильтрации нефти выражается следующим образом:

Найдем отношение суммарного расхода фильтрующегося в пласте газа (свободного и растворенного в нефти), приведенного к атмосферным условиям, к объемной скорости фильтрации нефти, называемое пластовым газовым фактором Г. При установившейся фильтрации значение Г остается постоянным в любом цилиндрическом сечении пласта при ( — радиус скважины).

Из (5.7) следует, что есть связь между давлением и насыщенностью пласта нефтью (жидкой углеводородной фазой) . Таким образом, при установившемся движении газированной жидкости

В то же время, согласно обобщенному закону Дарси, относительная проницаемость для нефти

На основе (5.8) и (5.9) заключаем, что должна существовать зависимость относительной проницаемости для нефти от давления

Теперь можно получить аналог формулы Дюпюи для притока газированной нефти к скважине с дебитом . Имеем

Для интегрирования (5.21) необходимо ввести функцию Христиановича Н, определяемую как

Интегрируя (5.11) с учетом (5.12), получаем формулу для определения дебита нефти

где — значения функции Христиановича соответственно на контуре питания ( ) и на скважине ( ). Имея зависимости относительных проницаемостей для нефти и газа конкретного пласта, данные о вязкости нефти и растворимости газа в нефти, можно построить зависимость Н=Н(р), а затем по формуле (5.13) определить дебит скважины, задаваясь значением забойного давления в скважине. Зная общую текущую добычу из нефтяной залежи на основе решения задачи упругого режима в законтурной области пласта и дебит одной скважины, определяем число скважин, которые необходимо пробурить для разработки пласта при смешанном режиме.

В приведенных расчетах предполагалось, что законтурная область пласта обладает достаточно высокими фильтрационными свойствами. Но даже в случае такого предположения давление на круговом контуре пласта падает весьма интенсивно. Если же проницаемость в законтурной области в несколько раз ниже, чем в самом пласте, или пласт выклинивается за контуром нефтеносности, что часто бывает, то приток воды в нефтенасыщенную часть пласта становится незначительным и можно считать, что нефтяная залежь замкнутая, а законтурная вода неактивная.

Будем считать, что в рассматриваемом случае выделение пузырьков газа из нефти затруднено из-за слоистости пласта. В этом случае в пласте разовьется в чистом виде режим растворенного газа.

Для упрощения расчета разработки пласта при этом режиме можно считать, что течение газа к каждой скважине, ограниченной контуром радиуса , квазистационарное — установившееся в каждой линии тока, но изменяющееся во времени.

Рассматривая массовый приток нефти к каждой скважине, будем в кривых относительных проницаемостей учитывать насыщенность жидкой углеводородной фазой в каждой точке пласта , а при рассмотрении разработки элемента пласта в целом (при ) введем некоторую среднюю насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой, равную . Пусть эта насыщенность существует в некотором сечении пласта, близком к контуру при давлении в этом сечении, равном .

Тогда для массового дебита нефти , притекающей к скважине, имеем выражение

Для газового фактора в элементе пласта в целом получаем выражения

Имеем следующие выражения для масс нефти и газа в пласте радиусом :

где — объемы соответственно нефти и газа.

На основе уравнения материального баланса получим следующее выражение для газового фактора:

Процесс разработки пласта считается изотермическим. Так как не учитывается сверхсжимаемость газа, из (5.13)

Тогда из (5.21) и (5.22), устремляя и к нулю, получим

Дифференциальное уравнение (5.23) совпадает с известным уравнением К. А. Царевича, выражающим связь между насыщенностью жидкости и давлением на контуре скважины, эксплуатируемой в условиях режима растворенного газа.

Решая уравнение (5.23), получим зависимость средней насыщенности жидкостью от среднего давления и затем — все остальные показатели разработки. При этом, поскольку в случае режима растворенного газа плотность нефти в пластовых условиях в процессе разработки значительно увеличивается вследствие выделения из нефти газа, во время подсчета нефтеотдачи следует учитывать изменение плотности нефти.

Пусть — масса дегазированной нефти, а — масса газа растворенного в нефти. Объем нефти в пластовых условиях равен . Тогда

где — кажущаяся плотность растворенного в нефти газа;

— плотность дегазированной нефти.

Тогда плотность нефти в пластовых условиях

Начальные запасы нефти в области пласта, охваченной разработкой:

где — плотность нефти при давлении насыщения; — пористость; — насыщенность связанной водой; — объем пласта. Остаточные запасы нефти в пласте, охваченном разработкой:

Из (5.26) и (5.27) для текущего коэффициента вытеснения получим выражение

Умножив на коэффициент охвата разработкой, получим текущую нефтеотдачу в зоне, приходящейся на одну скважину. Зная число скважин, можно определить текущую нефтеотдачу по месторождению в целом в каждый момент времени, а также среднее пластовое давление . Рассмотрим характер разработки пласта при образовании газовой шапки.

Рис.31. Схема нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой:

1 – нефть; 2 – газовая шапка; 3 – законтурная вода.

В процессе разработки такого пласта газ, выделяясь из нефти, всплывает под действием сил гравитации в газовую шапку (рис. 31). Таким образом, нефтяной пласт разрабатывается при газонапорном режиме. Месторождение разбурено равномерной сеткой добывающих скважин. Вблизи каждой из них в процессе эксплуатации образуются воронки депрессии. Однако на условном контуре питания скважин при давление равно . Введем понятие среднего пластового давления , которое будем считать близким к давлению на контуре питания , поскольку воронки депрессии занимают незначительную долю в распределении давления в пласте в целом. Объем пласта охваченный процессом разработки:

где — общий объем пласта. Будем считать, что разработка пласта началась с того момента времени, когда среднее пластовое давление было равно давлению насыщения .

Приток нефти и газа к отдельным скважинам можно вычислять по формуле Дюпюи или по формуле безнапорной радиальной фильтрации. Изменение же среднего пластового давления определим, используя соотношения, вытекающие из уравнения материального баланса веществ в пласте в целом.

Для этого введем следующие обозначения: — полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти; — полная масса дегазированной нефти в пласте; — масса газа, растворенного в нефти; — полная масса свободного газа.

Имеем следующие соотношения материального баланса:

где , так же как и ,— полная масса дегазированной нефти. Используем формулу закона Генри в том же виде, что и при рассмотрении фильтрации газированной нефти, а именно

Для получения замкнутой системы соотношений материального баланса применим соотношение для суммы объемов компонентов в пласте в виде

где и — плотность соответственно газа в пласте и дегазированной нефти; — кажущаяся плотность растворенного в нефти газа. К соотношениям (5.30) — (5.32) необходимо добавить уравнение состояния реального газа (5.3), которое в рассматриваемом случае принимает вид

В итоге имеем полную систему соотношений для определения . Будем считать процесс разработки пласта при газонапорном режиме изотермическим. Для некоторого упрощения задачи усредним также отношение коэффициентов сверхсжимаемости газа , положив .

Будем считать, что и известны в каждый момент времени . Эти величины определяют следующим образом:

где и — начальные массы соответственно газа и дегазированной нефти в пласте; — текущая объемная добыча газа, замеренная при атмосферных условиях; — текущая добыча дегазированной нефти.

Подставляя (5.30), (5.31) и (5.33) в (5.32), получим для определения следующее квадратное уравнение:

Решение этого уравнения имеет два корня, а именно

Для того чтобы узнать, какой из корней справедлив, проведем исследования квадратного уравнения (5.35). Обозначим

Поскольку — величина всегда положительная, то ветви параболы (5.36) направлены в сторону возрастания . Величины и также всегда положительные. Поэтому оба корня уравнения (5.34) положительные. В самом деле, подкоренное выражение (5.35) всегда меньше и в любом из случаев положительное. Чтобы определить, какой же из корней (меньший или больший) справедлив, продифференцируем (5.36). Имеем

Если , то производная — отрицательна и функция убывает. В этом случае справедлив меньший корень . При соответственно справедлив больший корень . Таким образом, вообще говоря, необходимо в каждом конкретном случае определять численное значение величины с тем, чтобы найти справедливый корень уравнения (5.34).

Масса свободного газа в пласте

Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта

Из рассмотрения основных закономерностей разработки нефтяных месторождений при естественных режимах, изложенных в предыдущих разделах, а также соответствующих примеров следует, что такая разработка в большинстве случаев не может быть эффективной. Так, разработка нефтяных месторождений при упругом режиме во многих случаях приводит к значительному снижению пластового давления и, как следствие, к уменьшению перепадов давления и дебитов скважин. Поддержание высоких темпов разработки в условиях падения пластового давления требует бурения слишком большого числа скважин. Только в особых случаях разработки небольших месторождений при очень «активной» законтурной воде запасы месторождений могут быть выработаны при допустимом снижении пластового давления.

Как снять комнату в коммунальной квартире здесь

При взаимодействии нескольких скважин воронки депрессии каждой из них накладываются одна на другую. [32]

Пусть в пласте радиуса Rk воронка депрессии дошла до переменного радиуса r — R ( фиг. [39]