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

66506. Тестування моніторів та відеоадаптерів 136 KB
  Крізь металеву маску або грати вони потрапляють на внутрішню поверхню скляного екрану монітора яка покрита різнокольоровими люмінофорними точками. Причини виходу монітора з ладу: Порушення втрата вакууму Часта причина відмови монітора особливо на початку експлуатації походить від того що...
66507. СИНТЕЗ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ С ОБРАТНОЙ СВЯЗЬЮ 539.92 KB
  Построим переходные и частотные характеристики непрерывной и дискретной модели: Рис. Переходная характеристика непрерывной системы Рис. Переходная характеристика дискретной системы Рис. Частотные характеристики непрерывной системы...
66509. Проектирование и расчет гидропривода. Элементы гидропривода и гидроавтоматики 327 KB
  Пластинчатый нерегулируемый насос БГ1222М Рабочий объем 16 см3 Номинальная подача 194 л мин Давление на выходе из насоса: номинальное 125 МПа предельное 14 МПа Частота вращения: номинальная 1500 об мин максимальная 1800 об мин минимальная 1200 об мин Мощность: номинальная 565 кВт...
66510. ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ И ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ 29.59 KB
  Какие инструментальные методы применяют в акушерстве Из наиболее применяемых методов следует указать: наружную кардиотокографию КТГ кардиография механогис терография актография; ультразвуковое сканирование; допплерографию определение скорости кровотока...
66511. Проектирование баз данных Access 1.36 MB
  Перед созданием реляционной базы данных Access пользователь должен определить, из каких таблиц должна состоять база данных, какие данные автоматизируемой предметной области нужно поместить в каждую таблицу, как связать таблицы.
66512. Логические элементы в Workbench 149.78 KB
  Нарисуем моделируемую схему в программе ElectronicsWorkbench После запуска схемы в логическом анализаторе получили следующее Составим таблицы истинности по 4 значения из логического анализатораи по ним определим название логических элементов...
66513. ДИНАМІЧНІ МАСИВИ 96.5 KB
  Визначити добуток позитивних елементів кожного стовпця матриці А її розмір вводити з клавіатури а елементи розмістити в пам’яті динамічно. Визначити добуток елементів парних стовпців матриці її розмір вводити з клавіатури а елементи розмістити в пам’яті динамічно.