63411

Управление режимами работы добывающих и нагнетательных скважин при заводнении

Лекция

География, геология и геодезия

Режимы работы скважин определяют скорость вытеснения нефти или депрессию давления в пласте градиенты давления в пласте. Оценка добывных возможностей скважин при заводнении При заводнении пласта закачиваемыми водами происходит снижение коэффициента продуктивности скважины.

Русский

2014-06-20

614 KB

5 чел.

Лекция 7

Тема: «Управление режимами работы добывающих и нагнетательных скважин при заводнении»

Особенности процесса вытеснения нефти водой

Совместное движение несмешивающихся фаз (нефть, вода) определяется комплексным влиянием гидродинамических, капиллярных, гравитационных сил, а также протекающими в пласте  техногенными процессами.  В свою очередь, капиллярные силы зависят от совокупности физических свойств и физико-химических характеристик системы пласт-флюид.

При гидродинамическом моделировании КИН оценивается произведением коэффициентов охвата и вытеснения. Поэтому зависимости ОФП, определяющие коэффициент вытеснения, являются основными адаптационными параметрами. Коэффициент охвата определяется макронеоднородностью коллектора, что требует применения технологий заводнения, направленных на  обеспечение выработки низкопроницаемых зон, слоев и т.п.

Кратко остановимся на роли капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред.

Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы капиллярной пропитки — вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть.

Для активизации капиллярной пропитки гидрофильного коллектора в ряде случаев необходимо уменьшение скорости продвижения водонефтяного контакта. Такой вывод получен в опытах с моделями трещинно-поровых коллекторов и слоистых пластов, сложенных однородными  пропластками различной проницаемости.

В гидрофобных пластах, где мениски в каналах противодействуют вытеснению нефти водой, нефтеотдача пластов под  влиянием  капиллярных сил уменьшается. Поэтому лучший результат можно получить, если нефть вытесняется водой с низкими значениями межфазного натяжения при повышенных градиентах давлений.

Режимы работы скважин определяют скорость вытеснения нефти или депрессию давления в пласте (градиенты давления в пласте).

Оценка добывных возможностей скважин при заводнении

При заводнении пласта закачиваемыми водами происходит снижение коэффициента продуктивности скважины. При этом дебит по нефти падает из-за снижения фазовой проницаемости по нефти, а дебит по воде - растет. Однако рост дебита скважин по воде, как правило, не компенсирует снижения отбора жидкости.

Семейство прогнозных индикаторных линий (с учетом деформационных процессов) может быть построено по следующему уравнению:

.        (1)

При выводе уравнения (1) принято, что давление на контуре питания скважины равно начальному пластовому РК=P0, что соответствует поддержанию пластового давления на уровне начального. Снижение коэффициента продуктивности от водонасыщенности для случая радиальной фильтрации в однородном пласте зависит от фазовых проницаемостей, а также свойств флюидов:

,                             (2)

Сравнение технологической эффективности 5-и и 9-и точечных систем площадного заводнения

Для сравнения эффективности использования того или иного расположения скважин необходимо рассмотреть различные системы разработки при оптимальных граничных условиях и равных параметрах. Например, элемент пятиточечной системы разработки (SC=12,5 га/скв, SЭ=25 га) и элемент девятиточечной системы разработки (SC=12,5 га/скв, SЭ/2=25 га),  рис 1. Естественно, что при площади сетки скважин 50 га/cкв для элемента 5-и точечной системы разработки – SЭ=100 га, для элемента 9-и точечной системы разработки – SЭ=200 га. Для остальных рядных систем заводнения могут быть проведены аналогичные расчеты, необходимые для сравнения их эффективности. Исключением является система разработки на основе семиточечных элементов симметрии  из-за более сложной геометрии. Поэтому здесь задается прямоугольный фрагмент, в который вписывается шестиугольник, а оставшиеся ячейки задаются непроницаемыми.

Исходные данные для проведения расчетов представлены в таблицах 1 – 5.

Для расчетов используется модель стандартного порового коллектора с фильтрационно-емкостными параметрами, осредненными по пустотному пространству. Вторичная емкость моделируется увеличением коэффициента сжимаемости, а также введением зависимости ФЕС от внутрипорового пластового давления. Определяющими фильтрационными параметрами являются функции модифицированных ОФП, которые расчитываются при адаптации гидродинамических моделей (или могут быть взяты по данным месторождений – аналогов). Модифицированные ОФП системы  “нефть-во-да” представлены в таблицах 1,2 для различных типов коллекторов – гидро-фильный, гидрофобный и смешанного типа. Зависимости пористости и проводимости от внутрипорового пластового давления приведены в таблице 3.

Характеристика секторной модели. Для 5-и точечной системы заводнения (SC=50 га/скв.) количество ячеек NX= NY =20; NZ=1, размер ячеек DX=DY=25 м,  DZ=15 м. Локальное измельчение гидродинамической сетки не проводится, поскольку секторная модель  является достаточно подробной: NY =28; NZ=1, размер ячеек DX=DY=25, 25 м,  DZ=15 м.

Задание граничных условий в скважинах. Забойные давления добывающих скважин устанавливаются на уровне давления насыщения; дебиты – исходя из данных гидродинамических исследований скважин. Максимальные забойные давления нагнетательных скважин – на уровне гидравлического разрыва пласта, что для данных условий соответствует 31 МПа (коэффициент бокового распора равен 0.5). Ограничения по приемистости могут быть заданы из следующих условий: обеспечения жесткого водонапорного режима, обеспечения режима поддержания пластового давления, активизация капиллярной пропитки. В данном случае обеспечивается жесткий водонапорный режим; при 9-и точечной системе разработки пластовое давление поддерживается на уровне 20 МПа.

Результаты расчетов, представленные на рис. 1-8 позволяют сделать следующие выводы.

  1.  При заводнении однородного пласта коэффициент извлечения нефти практически определяется зависимостями относительных фазовых проницаемостей. Коэффициент извлечения нефти для 9-и точечной системы заводнения оказывается выше на 4 %.

2. При сравнении  эффективности разработки на основе площадных элементов заводнения  необходимо рассматривать совокупность как минимум следующих технологических критериев: коэффициент извлечения нефти, срок разработки, количество скважин (плотность сетки скважин) и суммарная закачка. Так, при 9-и точечной системе при увеличении срока разработки приблизительно на 20 лет (до полного развития процесса) имеет место существенное снижение суммарной закачки.

Исходные данные для гидродинамического моделирования

Таблица 1 - Геологические особенности модели

Тип залежи

Пластовая (краевые воды не активны)

Тип коллектора

Карбонатный

№ п/п

Параметры

Значение

Размерность

1

Глубина кровли пласта

2500

м

2

Средняя эффективная толщина пласта

15

м

3

Средний коэффициент пористости

0.098

доли ед.

4

Средняя начальная нефтенасыщенность

0.75

доли ед.

5

Средняя проницаемость по простиранию

(kx=ky)

59)*10-3

мкм2

6

Средняя проницаемость в вертикальном направлении (kz)

5,9)*10-3

мкм2

7

Коэффициент расчлененности

2,9

доли ед.

8

Коэффициент песчанистости

0.62

доли ед.

9

Коэффициент сжимаемости коллектора

5,6*10-5

1/МПа

Таблица 2 - Физико-химические свойства нефти, газа и воды

1

Плотность пластовой воды при стандартных условиях

1044

кг/м3

2

Объемный коэффициент воды

1,01

3

Вязкость воды при пластовых условиях

0,71

мПас

4

Коэффициент сжимаемость воды

при пластовых условиях

4*10-5

1/МПа

5

Коэффициент сжимаемость нефти

при пластовых условиях

8,9*10-5

1/МПа

6

Коэффициент сжимаемости коллектора

5,6*10-5

1/МПа

7

Начальная пластовая температура

67

0С

8

Начальное пластовое давление

29,5

МПа

9

Глубина кровли пласта

2500

м

10

Давление насыщения пластовой нефти газом

12,6

МПа

11

Плотность нефти

-при давлении насыщения

-при стандартных условиях

740

833

кг/м3

12

Газосодержание

70

м3/ м3

13

Объемный коэффициент нефти

при давлении насыщения

1,225

-

14

Коэффициент сверхсжимаемости газа

-при давлении насыщения

-при стандартных условиях

0,75

1

-

15

Относительная плотность  газа (относительно воздуха)

0,9

-

16

Вязкость газа

-при давлении насыщения

-при стандартных условиях

0,0236

0,0122

мПа*с

 

Рис 3 - Изменение нефтенасыщенности для 9-точечного элемента секторной модели (через 10 лет после начала разработки)

Рис 4 - Зависимость КИН от обводненности продукции
(5-и точечный элемент, гидрофильный коллектор)

Т.о. за безводный период для гидрофильного коллектора получаем КИН выше, чем для гидрофобного. 

Рис. 5 - Зависимость КИН от обводненности продукции
(5-и точечный элемент, гидрофобный коллектор)

Рис. 6 - Динамика обводненности продукции скважин
(9-и точечный элемент разработки, гидрофильный коллектор)

Как видно из рисунка, скважины обводняются по разному, т.к. находятся на разном расстоянии от нагнетательной скважины.

Рис. 7 – Динамика КИН при различных зависимостях фазовых проницаемостей (5-и точечный элемент)

Рис. 8 – Сравнение КИН для 5-и  и 9-и  точечных элементов системы (гидрофобный коллектор)

Для 9 – точечного элемента КИН несколько выше и время разработки тоже больше.

 Однородный пласт имеет большой разброс проницаемостей (и пористостей ) относительно среднего значения.

Чтобы учесть вероятностно-статистический характер распределения проницаемости применяют слоистую модель однородного пласта (Желтов Ю.П.). Тогда получаются неравномерные профиля приемистости и притока, как видно на рис. 9. Для выравнивания профилей применяются потокоотклоняющие технологии (например, технология тампонирования).

Рис. 9 - Распределение нефтенасыщенности в слоисто-неоднородной модели пласта (через 10 лет с начала разработки)

Рис. 10 - Динамика КИН для однородного и слоисто неоднородного пласта (ОФП соответствуют гидрофобному коллектору)

Следует отметить, что фазовые проницаемости в слоях должны быть различными, тогда КИН будет еще более низким.

Рис. 11 - Зависимость связанной (остаточной)
водонасыщенности от абсолютной проницаемости (пласт
BK1 Красноленинского месторождения Западной Сибири)

При проведении гидродинамических расчетов необходимо задавать ограничения по забойным давлениям и дебитам добывающих и нагнетательных скважин, как указывалось выше. Ограничения по дебитам может задаваться исходя из результатов гидродинамических исследований (испытаний) скважин. Добывные возможности скважин определяются техногенными процессами, протекающим в пластах и в околоскважинных зонах. Ниже приведены примеры расчетов при различных фильтрационных сопротивлениях в призабойных зонах скважин, т.е. при различных значениях SKIN-фактора. Этот параметр задается по каждой скважине в файлах.

Рис 12 – КИН при упругом режиме

Рис 13 - КИН при заводнении при скин факторе добывающих скважин = 0.

Рис 13-  КИН при заводнении при положительном скин факторе добывающих скважин ( SKIN= 7).

Во всех расчетах пласт является гидрофобным с соответствующими относительными фазовыми проницаемостями. При  ограничении на дебиты добывающих скважин закачка может превышать отбор, что приводит к быстрому обводнению объема дренирования.  


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

22354. Примеры особых точек 2.06 MB
  Функции имеют в начале координат устранимую особую точку. Функции имеют начале координат существенную особую точку. Проверим справедливость теоремы Сохоцкого для функции . Целые функции.
22355. Бесконечно удаленная точка 682.5 KB
  Пусть функция аналитична в некоторой окрестности бесконечно удаленной точки кроме самой точки . В этом случае функция очевидно ограничена и в некоторой окрестности точки . Пусть функция аналитична в полной поскости. Но тогда функция ограничена во всей плоскости: для всех имеем .
22356. Приложение теории вычетов 797 KB
  Напомним что мероморфной называется функция fz все конечные особые точки которой являются полюсами. в любой ограниченной области такая функция может иметь лишь конечное число полюсов то все ее полюсы можно пронумеровать например в порядке не убывания модулей: Будем обозначать главную часть fz в точке т. Если мероморфная функция fz имеет лишь конечное число полюсов и кроме того является либо правильной регулярной ее точкой либо полюсом то эта функция представляется в виде суммы своих главных частей 3 и...
22357. Обращение степенных рядов 217.5 KB
  Выберем число столь малым чтобы в круге функция обращалась в нуль только в точке . Каждое значение из круга функция принимает в круге только один раз. В самом деле на окружности выполняется неравенство и по теореме Руше функция имеет в круге столько же нулей сколько и функция т. Итак пусть тот круг в котором функция принимает каждое значение ровно один раз а область плоскости ограниченная кривой кривая является простой кривой т.
22358. Аналитическое продолжение 680.5 KB
  Представляет большой интерес вопрос нельзя ли расширить область определения этой функции сохранив регулярность. Функцию регулярную в области содержащей и совпадающую с регулярной в области называют аналитическим продолжением функции на область . Если аналитическое продолжение регулярной функции в данную более широкую область определения возможно то оно возможно лишь единственным образом. В самом деле пусть существуют два аналитических продолжения и функции регулярной в области в одну и туже область .
22359. Римановы поверхности 55 KB
  Пусть дана многозначная аналитическая функция fz определенная в области D комплексной плоскости. Условимся рассматривать области Dk из которых в процессе аналитического продолжения строится область D как отдельные листы изготовленные в таком количестве экземпляров сколько значений имеет функция в данной области D. Пусть области D0 и D1 имеют общие части причем в одних из этих частей значения f0z и f1z совпадают а в других различны. Поверхность образованную из отдельных областей определения ветвей многозначной аналитической...
22360. Конформные отображения. Понятие конформного отображения 1.86 MB
  Предположим что задано непрерывное и взаимно однозначное отображение области D на некоторую область . Геометрически эта замена равносильна замене отображения отображением 3 которое называется главной линейной частью отображения 1. Отображение 3 можно переписать в виде 4 где: 5 не зависят от x и y. Отображение 4 представляет собой так называемое линейное аффинное преобразование плоскости .
22361. Преобразование Лапласа и ее доказательство 382 KB
  Это утверждение вытекает непосредственно из неравенства. Отсда следует, что, если, оставаясь внутри любого угла , где сколь угодно мало, причем эта сходимость равномерна относительно. Если, в частности, аналитическая...
22362. Свойства преобразования Лапласа 1.75 MB
  2 Изображения аналитичны не только в области но и всюду кроме . В дальнейшем будем обозначать через оригиналы их изображения: 3 Непосредственно из свойств интегралов получаем: I. линейное пространство функцииоригинала с показателем роста изоморфно пространству изображения. Переходя к изображениям и интегрируя по частям получим .