Лекция 8. Разработка нефтяных месторождений при упруговодонапорном режиме и режиме растворенного гпза

Если нефтяные месторождения разрабатываются без поддержания пластового давления 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 области в нефтяную часть разрабатываемого пласта. Источником энергии, вызывающим движение жидкости по пласту будут упругие силы, в основном водоносной области, т.к. ее размеры во много раз превышают размеры нефтяной залежи. При упруговодонапорном режиме давление в залежи поддерживается выше давления насыщения и в пласте фильтруется только нефть и вода.После пуска или остановки добывающей скважины изменение давления в самой скважине описывается известной формулой упругого режима:

, где

ΔP – изменение давления в скважине, ат;

q - дебит пущенной в эксплуатацию (или остановленной) скв. см3/сек;

μн – вязкость нефти в пласт. условиях, сnг (МПа•сек);

h - толщина пласта в пределах которого осуществляется процесс фильтрации, см;

Rс – радиус скв., см;

t - время с начала пуска или остановки скв., сек;

k - проницаемость пласта, Дарси;

χ - пьезопроводность пласта, см2/сек.

 

β* - упругоемкость в ат-1 характеризует количество нефти в долях элемента объема залежи, вытекающей из этого элемента при снижении пластовогр давления в нем на 1 ат.

β* = (1 – Sв) mβн + Sвmβв + βп , где

m – пористость пласта, доли ед.;

βн, βв, βп – коэффициенты сжимаемости нефти, воды и пористой среды;

– водонасыщенность пласта, доли ед.

Символ εi – интегральная показательная функция, табулированная во многих справочниках. При малых значениях рассматриваемой функции равно:

 

Характерная динамика пластового давления в районе пущенной (или остановленной) скважины показана на рис.1

 

 

Рис.1. Характерная динамика пластового давления в районе пущенной скважины

Сначала давление в скважине изменяется быстро, затем все медленнее. Режим пласта становится установившимся или стационарным.

Предел применимости формулы упругого режима для пласта с конечными размерами области питания можно установить по критическому значению параметра Фурье:

, где

χ – коэффициент пьезопроводности пласта;

– радиус контура питания;

t – время, прошедшее с начала разработки.

Одной из важнейших задач при проектировании разработки нефтяных месторождений при естественном упруговодонапорном режиме, которую необходимо решить, является прогнозированное изменение давления на контуре нефтяного месторождения. Решение этой задачи необходимо для определения возможности эксплуатации залежи без поддержания пластового давления, или времени, когда оно все же понадобится, чтобы не допустить возникновения малоэффективного режима растворенного газа, или времени прекращения фонтанирования скважин.

Для этого все скважины на нефтяной залежи и залежь в целом представляются как некоторая укрупненная скважина радиусом

, где

S - площадь залежи.

Для расчета используется та же формула упругого режима, только вместо обычного радиуса скважины r, берется радиус укрупненной скважины R. Так как упругие процессы происходят в окружающей нефтяную залежь обширной водоносной области, то при расчетах необходимо использовать вязкость воды μв, а величина к и h должны представлять среднее значение проницаемости и толщины пласта в водоносной части. Так как параметры законтурной области обычно не известны, то эти значения(k и h) принимают по нефтяной части залежи, что дает определенную погрешность при расчетах.

Результаты расчетов наносят на график, здесь же приводятся данные по фактической динамике Рпл . по скважинам, расположенным вблизи контура нефтеносности. В связи с неточным значением киh, между расчетной и фактической динамикой пластового давления всегда наблюдается разница. Из формулы упругого режима видно, что перепад давлений ΔР обратно пропорционален толщине h, поэтому можно записать:

, где

ΔP1 - фактическое снижение пластового давления от начального на контуре нефтеносности;

ΔР2- расчетное снижение пластового давления от начального, полученное расчетным путем при использовании толщины h2.

h1 - истинное значение толщины пласта в пластовой водонапорной системе.

 

 

Расчет повторяют, используя величину h при этом фактическая и расчетная динамика пластового давления совпадут. Такая процедура, когда для уточнения гидродинамических расчетов используется фактическая динамика пластового давления называется адаптацией. Разработка нефтяных месторождений при естественном уируговодонапорном режиме весьма эффективна, так как при этом не нужно затрачивать большие средства на создание и осуществление системы поддержания пластового давления, используется природная энергия пластовой водонапорной системы. Но осуществление полной выработки извлекаемых запасов только при такой системе возможно лишь на небольших залежах или при наличии очень мощной пластовой водонапорной системы.