Практическое занятие 12. Расчет показателей разработки трещинно-поровых коллекторов

Цель работы:Определить показатели разработки трещинно-поровыхколлекторов.

Трещиновато-пористые пласты обычно характеризуются низкой проницаемостью блоков пород и сравнительно высокой проницаемостью системы трещин. В случае «активной» воды, поступающей в нефтяную залежь из законтурной области пласта, или при разработке месторождений с использованием заводнения вода за счет капиллярной пропитки входит в блоки пород, вытесняя из них нефть в трещины. По трещинам нефть вместе с водой поступает в добывающие скважины.

Задача 16.В разработку вводится нефтяное месторождение,продуктивныйпласт которого сложен породами-коллекторами явно выраженного трещиновато-пористого типа. Так, проницаемость ц ликов (блоков) пород

_{пласта составляет} ^kп ^{=10-11 м2}_{,а пористость блоков} ^mп ^=0,15_{.В то же время}общая проницаемость пласта составляет ^{k = 0.5*10-12 м2} . При этом чисто тре-

щинная пористость ничтожно мала, состав яя ^mТ ^{= 0,13*10-4} . На основе формулы, связывающей трещинные пористость и проницаемость, а также густоту трещин, и затем глубинных исследований профилей притока, поглощения и температуры в скваж нах было определено, что средняя густота

трещин составляет ^ГТ ^{= 10-11/ м} , т. е. средний размер блока породы -^l* ^{= 10м} . Начальная нефтенасыщенность блоков пород ^sНО ^{= 0,8} . Вязкость нефти в

пластовых условиях ^mн ^{= 2мПа × с} . Поверхностное натяжение между нефтью и водой, в пластовых условиях ^{s = 34,4 *10-3 Па × м} .

Угол смачивания пород водой ^{cosq = 0.6} .

При разраб тке месторождения решено применить воздействие на пласт путем обычн го заводнения. Считается, что вода, закачиваемая в пласт, будет за счет капилля ных сил впитываться в блоки породы, вытесняя из них нефть в систему рещин, по которым нефть перемещается по пласту к добывающим скважинам. Лабораторные исследования при капиллярной пропитке образцов пород и теоретический анализ показали, что скорость капиллярной пропитки

б ока породы, который можно представить в виде куба с длиной грани можно выразить зависимостью [10].

ae-bt

36s cosq

k

j(t) =

b =

m

l*

2 mН

bt

,

(*)

где а — коэффициент, подлежащий определению с учетом того, что конечная нефтеотдача блока породы составляет^h* ^{= 0,4} .

Система разработки месторождения - однорядная. При этом расстояние между рядом добывающих и нагнетательных скважин ^l = 700 м, расстояние между добывающими скважинами в рядах, как и расстояние между нагнетательными скважинами, b=500 м. Общий коэффициент охвата пласта

воздействием принимается равным ^h2 = 0,75 при исходной толщине пласта

h₀ = 20 м, так что охваченная заводнением толщина пласта составляет ^{h = 15м} . В каждую нагнетательную скважину будет закачиваться вода с расходом

q_Э =1,12 *10^-2 м³/ с =1000м³/ сут _.

Месторождение вводится в разработку в течение 5 лет. При этом ежегодно намечается вводить в эксплуатацию 25 добывающих и 25 нагнетательных скважин.

Требуется рассчитать добычу нефти из элемента пласта к моменту подхода фронта вытеснения к линии отбора для одного элемен а пласта.

Решение. Определим прежде всего коэффициент а, входящий в формулу

(*).

Обозначим

t = bt _.

Поскольку в условии задачи указана конечная нефтеотдача блока при

капиллярной пропитке ^h* = 0.4, то за бесконечное время из блока будет получено 40 % от первоначально содержавшейся в нем нефти, объем которой

^VH *^{= ml}*^{3 S}HO .В соответствии со сказанным имеем

¥

ò j(t)dt = h_*ml_*³ S_HO

Отсюда

aò0¥

e

-bt

dt =

a

ò0¥

e-t

dt =

ap 12

b

b .

bt

t

Тогда

a = p -12 bh*ml*3 SHO

(**)

Вычислим значение b .

10-14

36s cosq

k

36 * 34.4 *10

-3

* 0.6

m

0.15

-6

b =

=

= 0.9593*10

1/ c = 0.082881/ сут

l*2 mН

102 * 2 *10-3

Подставляя в формулу (**) значения входящих в нее величин, получаем

а = 3,14^-12 • 0,08288 • 0,4 • 0,15 • 10³ • 0,8 = 2,244 м³/сут.

Рисунок 21. Модель трещинно-порового пласта

Движение фронта капиллярной пропитки в трещиновато-пористом пласте описывается следующим интегральным уравнен ем [4].

		bh	t
qЭ	=		ò0	j(t -t )uФ (t )dt
l*3	(***)
		,

где ^uФ ^{(t )}— скорость движен я фронта капиллярной пропитки (рис. 46). В соответствии с формулами (*) и (**) из (***) получаем

		-b (t-t )
qЭ = bhbh*mSHO ò0t		e			u Ф (t )dt
pb	(t -t )
			,

Решение урав ения (***), получаемое с использованием преобразования Лапласа, имеет вид

dxФ

qЭ

é

e

-bt

ù

uФ (t )=

-

= ê

+ erf (

bt )ú

pbt

dt

bhh*mSHO

ê

ú

(****)

ë

û .

Обучающемуся предлагается самому получить это решение.

Из (****) находим, что

qЭ

t

é

e-bt

ù

xФ (t)=

ò0

ê

+ erf (

bt )údt

pbt

bhh*mSHO

ê

ú

ë

û .

Подстановка в подынтегральное выражение значений входящих в него величин показывает, что уже при t = 50 сут это выражение близко к единице. Поэтому для больших значений времени можно положить

xФ (t)»	qt
bhh*mSHO .

Отсюда,

хФ	(t )»	1000t	= 2.778t
500 *15* 0.4 * 0.15* 0.8
		,

Фронт ^хФ дойдет до линии добывающих скважин за время

t = t_*=₂⁷⁰⁰⁰_.778=252сут _.

За это время из элемента пласта будет добыто всего Q_H3 = 1000*252 = 252*10³ м³ нефти.

Практическое занятие 13. Химические и тепловые МУН Цель работы:Расчет параметров при реализации МУН

МУН – это такие методы воздействия на пласт, которые позволяют получать дополнительные объёмы нефти по сравнению с базовыми вариантами разработки. Таким образом, применение МУН увеличивает извлекаемые запасы по сравнению с базовым вариантом разработки.

Классификация МУН по типу рабочего агента:

1. Гидродинамические МУН - управление заводнением, включая нестационарное заводнение, изменение фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости.

2. Химические методы– полимерное воздействие, П В, щелочи, кислоты и т.д.

3. Тепловые методы– закачка горячей воды, пара, внутрипластовое

горение.

4. Газовые методы– закачка газа.

5. Микробиологические методы – закачка или активация пластовой микрофлоры и (или) закачка метаболитов.

6. Физические методы– волновые методы.

Задача 17.С целью повышения коэфф ц ента нефтеизвлечения нанефтяной залежи, включающей 3 очаговые нагнетательные скважины, закачивается водный раствор полимера. Закачка производится в первом году в скв. 1, во втором – в скв. 2 и в третьем - в скв. 3.

Подсчетные параметры участков, безразмерный объем водного раствора полимера в долях от порового о ъема участков, весовая концентрация полимера в объеме растворе и дополнительная добыча за счет применения метода приведены в таблице.

Требуется рассчит ть по каждому участку расход полимера, объем закачиваемого вод ого раствора полимера, дополнительную добычу нефти по годам, удельную эффективность, прирост КИН.

По опыту применения метода продолжительность эффекта на участке можно принять авным 5 лет.

	Скв. 1	Скв. 2	Скв. 3
Объем оторочки, д.ед	0,1	0,136	0,146
Концентрация ПАВ, д.ед	0,00034	0,00063	0,00049
Площадь, кв.м
Ср. нефт. толщина, м	5,3	5,4	5,4
Пористость, д.ед	0,21	0,21	0,22
Нефтенасыщенность	0,75	0,78	0,8
Доп. добыча, т
Плотность нефти, г/см3	0,892	0,895	0,895
Пересч. коэфф, кпер	0,96	0,965	0,965

Обосновать распределение дополнительной добычи нефти по годам в течение срока проявления эффекта. В первом приближении можно считать, она распределяется равномерно.

Указания к решению.

1) Определить объем пор пласта V_пор и НБЗ нефти по каждому участку;

2) Найти объем водного раствора полимераV_р в м³ и расход полимера в тоннах для каждого участка Q_п .

3) Найти удельный технологический эффект, равный дополнительной добычи нефти в расчете на одну тонну закаченного полимера по каждому участку q;

4) Найти дополнительную добычу нефти по годам для каждого участка: на первом участке 10700:5=2120(т) – ежегодно, на втором участке 84900:5=16980(т) – ежегодно, на третьем участке 39400:5=7880(т) – ежегодно.

5) Составить таблицу

В первой строчке таблицы–годы, во второй – дополнительная добыча нефти от закачки в первую скважину, в третьей строчке - дополнительная

добыча нефти от закачки во вторую скваж ну,	т.д. В нижней строчке–
суммарная дополнительная добыча нефти по годам	з участка в целом.
	1-
	участок
	2-
	участок
	3-
	участок
	По
	залежи

Задача 18.С целью повышения нефтеотдачи в пласт закачиваетсягорячая вода с темпом q=700 м3/сут; толщина пласта 15 м; температура горячей воды на забое Т_з= 200 ⁰С.; начальная пластовая температура 20 ⁰С; тепло мкость пласта с_пл =1,1 кДж /(кг · К) и окружающих пород с_ок=1,1 кДж /( кг · К); плотность воды ρ_в =1000 кг/м³, окружающих пород и пласта ρ_ок = ρ_пл =2500кг/м³; теплопроводность пласта λ_пл = 1,75 Вт/(м· К); теплопроводность окружающих пород пласта λ_ок = 1,75 Вт/(м· К).

Требуется определить:

1) распределение температуры в пласте через 2 и 5 лет после начала нагнетания в него горячей воды;

2) количество накопленного в пласте тепла и коэффициент полезного использования тепла через 5 лет после начала нагнетания в него горячей воды.

Под коэффициентом полезного использования тепла понимается отношение накопленного в пласте тепла к суммарному количеству закачанного тепла.

Указание. Распределение температуры в пласте определить по формуле Ловерье

где

=1 при

при

Формула Ловерье получено по «схеме неполной сосредоточенной емкости», т.е. при следующих допущениях:

-в пласте передача тепла происходит за счет теплопроводности и конвекции в плоскости фильтрации;

-по толщине пласта температура распределена равномерно;

-в окружающих пласт породах теплопроводность по вертикали конечна, а

в горизонтальном напр влении равна нулю. Порядок реше ия з дачи:

1) из уравнения

определить радиус прогретой зоны r_пр;

2) разбить прогретую площадь на кольцеобразные ячейки с шагом r=20

м;

3) при r=20 м вычислить t и ξ , х и Т.

4) определить среднюю температуру в области r_с ≤ r ≤ 20 м

Т_ср= (Т_з+Т(r = 20 м))/2;

5) Определить количество накопленного тепла в области r_с ≤ r ≤ 20 м:

Далее расчеты по пунктам 3) - 5) повторить для r=40 м и т.д.

6) Суммируя Q_т по всем зонам, найти общее количество накопленного

тепла в пласте Q_{т нак}.

7) Найти общее количество закачанного тепла:

Q_{т зак} =q c_в ρ_в(T-T₀) t

8) Найти Q_{т нак}/ Q_{т зак}.

Задача 19.С целью повышения нефтеотдачи в пласт закачиваетсяводяной пар с темпом q=240 т/сут; степень сухости пара на устье скважины X_у= 0,8; глубина залегания пласта H=900 м; радиус скважины r_с= 0,1 м; скрытая теплота парообразования r_п= 1250 кДж/кг; толщина пласта h=15 м; температура пара Т_п= 300 ⁰С; начальная пластовая температура Т_о= 20 ⁰С; теплоемкость горячей воды с_в =4,2 кДж /( кг · К); теплоемкость пласта с _пл =1,1 кДж /( кг · К) и окружающих пород с_ок =0,9 кДж /( кг·К); плотность воды ρ_в=1000кг/м3, окружающих пород и пласта ρ_ок=ρ_пл=2500кг/м³; теплопроводность пласта и окружающих его пород λ_пл = λ_ок=2,2 Вт/(м· К); температуропроводность окружающих пласт пород а=2,89•10-6 м²/с.

Рассчитать площадь прогретой зоны пласта через t=1 год после начала нагнетания пара.

Указание к решению:

Площадь прогретой зоны пласта определить по формуле Маркса-Лангенхейма:

где

q_т=q_П (X_з r_п+c_в (T_П-T₀)) – темп подачи тепла в пласт, кДж/с; X_з – степень сухости пара на за ое скважины.

Данная формула получена при следующих допущениях:

-в пласте передача тепла происходит только за счет конвекции;

-в окружающих пл ст породах передача тепла происходит только в направлении, перпе дикулярном к плоскости фильтрации за счет теплопроводности , а параллельно плоскости фильтрации теплопроводность равна нулю.

Степень сухости пара на забое определяется по формуле

Можно пользоваться приближенной формулой:

erfc x=1-erf x=1-(1-exp(-4x²/π))^1/2