Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки 4 страница
Потім обчислюють час, який відповідає кожному положенню контура нафтоносності, за дебітами свердловин обох рядів. Знаючи дебіт свердловин другого ряду як функцію часу, порівнюють його з дебітом свердловин другого ряду, розрахованим на режимі розчиненого газу. Доки дебіт, що розрахований на режимі розчиненого газу, буде більшим, ніж відповідний дебіт, визначений за розрахунками спільної роботи двох рядів на напірному режимі, вважають, що другий ряд працює на режимі розчиненого газу.
Перехід третього ряду на напірний режим проводять аналогічно з урахуванням інтерференції трьох перших рядів, які працюють одночасно. Аналогічно визначають час переходу на напірний режим решти рядів. Коли в перших рядах є окремі зони розгазування довкола свердловин, а в решті рядів ці зони зливаються в одну, розрахунки проводять таким чином: вважають, що напірний режим з першого моменту існує тільки в цих рядах, де окремі області розгазування не зливаються. Дебіти свердловин решти рядів обчислюють для
режиму розчиненого газу. Перехід рядів на напірний режим шукають так, як і в попередньому випадку.
Коли задані дебіти, розрахунки проводять у такому порядку. За системою рівнянь (6.50) та (6.51) або (6.52) та (6.53) визначають величини За формулою (6.54)
знаходять радіус зони розгазування. Для визначення вибійних тисків користуються формулою
Для даного випадку коефіцієнти
де - деяка величина тиску, яка помітно відрізняється від
Коли відома за промисловими даними —
як функція зниження вибійного тиску,
визначається за залежністю (6.47) або. (6.48):
Час розробки шукають такими способами. Коли воронки розгазування не зливаються, час розробки виявляють так, як і при жорсткому водонапірному режимі - за допомогою дебітів, що визначені із системи рівнянь (6.50), (6.51) або (6.52), (6.53).
Коли зони розгазування зливаються, час розробки обчислюють так, як і тоді, коли задані вибійні тиски. Якщо в перших рядах свердловин спостерігаються окремі воронки розгазування, а в наступних рядах - суцільна зона розгазування, час шукають таким чином.
Перший етап часу до переходу п + 1 ряду на напірний режим розраховують за формулами дебітів п перших рядів, визначених за допомогою системи рівнянь (6.50), (6.51) або (6.52), (6.53).
Наступні проміжки часу визначають за допомогою термінів переходу решти рядів на напірний режим і часу обводнення рядів, до яких підходить водонафтовий контакт. Сумарний час визначається шляхом додавання часу всіх періодів.
6.4. Методи підтримання пластового тиску для підвищення нафтовіддачі пластів
У процесі розвитку заводнення нафтових покладів склались різноманітні принципи впровадження того або іншого методу. До основних положень заводнення нафтових покладів належать час початку впровадження процесу, система розташування свердловин; щільність сітки свердловин, система заводнення, технологія заводнення, відключення свердловин з експлуатації, темпи розробки, нафтовіддача пластів, розробка водонафтових зон, проблеми розробки багатопластових родовищ, область застосування заводнення та інших методів підтримання пластового тиску.
Сучасні принципи та критерії, а також умови розробки нафтових родовищ світу наведені в табл. 6.2.
Таблиця 6.2
Показник | Сприятливі властивості | Несприятливі властивості |
Глибина покладу | Без обмежень | _ |
Товщина пласта, м | 3 - 25 та більше | Менше 2 |
Нахил пласта, град | 1,5-5 | Понад 5* |
Проникність, мкм2 | Більше 0,2 -0,15 | Менше 0,025* |
Тип колектора | Крупнопоровий, порово-кавернозний | Тріщинний |
Склад порід | Пісковики, вапняки | Алевроліти, доломіти |
Змочуваність порід | Гідрофільність | Гідрофобність |
Тип покладу | Чисто нафтовий, нафтогазовий, водонафтовий | Нафтові облямівки малої товщини |
Будова пласта | Монолітна | Лінзовидна |
Пластовий тиск | Гідростатичний | Аномально високий та низький |
Нафтонасиченість, % | Понад 70 | Менше 50 |
Температура покладу, °С | Понад 50 | Менше 20 |
В'язкість нафти, мПа • с | Менше 5 | Понад 25 |
Розкриття пластів | Низький протитиск, розчини на нафтовій основі | Високий протитиск стовпа розчину, висока водовіддача його |
Система заводнення | Блокова, рядна, площо ва | Законтурна, осьова |
Число рядів | 1 -5 | 7 - 9 і більше |
Щільність сітки свердловин га/св | 16-64 | Понад 65 - 80 |
Тиск закачки, МПа | 10-20 | Вище гірничого на вибої свердловини |
Режим закачки | Циклічний, зміна напрям-ків фільтраційних потоків | Стабільний |
Пластовий тиск в зоні відборів | Рівний тиску насиченння, на 10 - 20 % нижче | Сильне розгазування нафти у пласті, ![]() |
*На нафтових родовищах Передкарпаття заводнення успішно застосовується при кутах нахилу пластів 10 - 20 ° та проникностях пластів менше 0.025 мкм2.
Як показують теоретичні та лабораторні дослідження, а також досвід розробки нафтових родовищ у світі, вважається доцільним допускати часткове розгазування нафти в пластах до рівня граничної газонасиченості (не більше 10 -15% від об'єму пор) при зниженні пластового тиску на 10 -20% нижче тиску насичення нафти газом. Для родовищ Передкарпаття дослідниками рекомендовано зниження пластового тиску до 0,7-0,8 від тиску насичення.
До основних критеріїв застосування методів заводнення нафтових родовищ має пряме відношення характеристика в'язкості нафти. Так, при в'язкості нафти від 25-30 до 50-60 мПа • с вода, що закачується, повинна оброблятися загущувачами та
іншими хімреагентами, які знижують співвідношення в'язкостей нафти і води до величини не більше 25-30. При в'язкості понад 60 -70 мПа-с застосування заводнення недоцільне і розробка покладів повинна здійснюватись із застосуванням інших методів підвищення нафтовіддачі пластів (теплові методи).
З метою забезпечення високих темпів розробки покладів нафти, підвищення нафтовіддачі пластів на основних родовищах світу проводиться широка гама методів підтримання пластового тиску (ППТ). Серед головних способів штучного впливу на поклади нафти найбільше поширення отримали методи заводнення, рідше газова і водога-зова репресії. Досить широко використовується закачка теплоносіїв - перегрітої пари та гарячої води.
Система заводнення нафтових покладів. Головним методом впливу на поклади нафти з метою ППТ для підвищення нафтовіддачі пластів є процес заводнення.
На початкових стадіях впровадження заводнення на багатьох родовищах нагнітальні свердловини розташовувалися за зовнішнім контуром нафтоносності (рис.б.Ю.а). Але досвід розробки багатьох родовищ при заводненні пластів виявив і серйозні недоліки цього методу.
У зв'язку з низькими колекторськими властивостями в законтурних і приконтурних зонах та підвищеною в'язкістю нафти в останніх приймальність нагнітальних свердловин набагато нижча ніж у свердловинах, які розташовані у склепінних частинах складок. Більше того, на великих за розмірами родовищах застосування законтурного заводнення слабо або зовсім не впливало на центральні частини покладів, що негативно позначалось на темпах їхньої розробки, де відбори нафти становили до 2,5% в рік від початкових видобувних запасів.
Крім цього, при законтурному заводненні мали місце значні відтоки води за контур нафтоносності (40-70% від об'ємів закачування). Принципи законтурного заводнення - ба-гатоетапність розробки, перенос лінії нагнітання, вилучення з експлуатації малообводнених свердловин - не отримали широкого розповсюдження.
Тому на менших за розмірами родовищах почали застосовувати приконтурне заводнення. У цьому випадку нагнітальні свердловини розташовуються в безпосередній близькості до зовнішнього контура нафтоносності або між зовнішнім та внутрішнім контурами (рис.6.10.6).
Приконтурне заводнення застосовується для розробки невеликих покладів шириною не більше 4-5 км при відносно витриманих пластах, високій їх проникності та низькій в'язкості нафти.
При осьовому закачуванні води нагнітальні свердловини розташовуються вздовж довгої осі структури (рис.6.10,в). Таке склепінчасте розрізання застосовується при ширині покладів понад 4-5 км. Воно досить часто поєднується із законтурним заводненням.
Досвід розробки родовищ Західного Сибіру із застосуванням осьового розрізання свідчить про те, що така система заводнення має ряд серйозних недоліків.
На Усть-Баликському родовищі центральний нагнітальний ряд розташований у склепінній частині структури в зоні максимальних нафтонасичених товщин. Видобувні ряди зміщені до приконтурної зони. З цієї причини відбір нафти здійснюється з менш продуктивних частин покладів, а розробка пов'язана з значним обводненням продукції. Тому в таких випадках поперечне розрізання покладу на блоки більш ефективне, бо має переваги порівняно з осьовим закачуванням води у класичному його виконанні.
Площове заводнення особливо ефективно застосовувати при розробці низькопроникних та сильнопереривчастих пластів.
Рис.6.10. Системи розробок покладів нафти при заводненнях:
а - закотурному; 6- приконтурному; в - склепінному; г - площовому; д - внутрішньо-контурному; е - блоковому
Площові системи заводнення є різні за розташуванням видобувних та нагнітальних свердловин, наприклад такі, як показано на рис.6.10.г. Вони приблизно у два рази більш інтенсивні, ніж п'ятирядні системи.
Осередково-вибіркова система заводнення призначена для розробки родовищ з високою неоднорідністю та переривністю продуктивних пластів. Для закачування води, тобто створення осередків заводнення, вибираються свердловини із раніше пробурених видобувних, відповідно з прийнятою системою їх розташування та необхідністю інтенсифікації розробки окремих ділянок.
Як показали дослідження "Гипровостокнефти", застосування вибіркової системи заводнення з початку розробки покладів на практиці може дати незначний ефект. Ця система впливу на пласти рекомендується до впровадження та застосування на більш пізній стадії розробки.
Справа полягає в тому, що при розробці кожного родовища необхідно вести (і при тому постійно) детальний аналіз та вивчення виробітку запасів нафти окремих ділянок покладів і тільки в цьому випадку можна своєчасно рекомендувати та проводити осередково-вибіркове заводнення. На багатьох покладах родовищ України цей спосіб застосовується і впроваджується всюди на пізніх стадіях розробки окремих ділянок.
Внутрішньоконтурне заводнення застосовується на великих за розмірами у площовому відношенні родовищах. Розвитком законтурного заводнення було ство-рення внутрішньоконтурного заводнення. У цьому випадку родовище "розрізаєть-ся" рядами нагнітальних свердловин на окремі смуги, блоки або площі. Кожний такий геометричний елемент розробляється самостійно за допомогою витиснення нафти водою шляхом закачки в нагнітальні свердловини, які розташовуються за спеціальними схемами в нафтових частинах великих покладів (рис.6.10.д).
У блокових системах внутрішньоконтурного заводнення для звичайних нафтових покладів (рис.6.10,є) останні розрізаються на блоки оптимальних розмірів, які виключають консервацію запасів нафти у внутрішніх зонах та дають змогу розробляти поклади одно-етапно, без переносу фронту закачування води. Чим менші розміри блоків та число рядів видобувних свердловин, тим вища інтенсивність системи розробки нафтового покладу.
Порівняно із законтурним заводненням, блокові системи дозволяють у 2-3 рази збільшити темпи видобутку нафти, знизити витрати закачуваної води за рахунок втрат її в законтурну зону, прискорити введення родовища в активну розробку, зменшити територію промислу, яка підлягає облаштуванню.
Досвід розробки нафтових родовищ показує, що блокові системи доцільно застосовувати при ширині покладів понад 4-5 км, а також при меншій їх ширині, якщо поклади характеризуються низькою проникністю колекторів, різкою неоднорідністю продуктивних пластів, підвищеною в'язкістю нафти або різким погіршенням умов фільтрації на межах покладу.
Особливості розробки нафтогазових покладів. Складність заводнення нафтогазових покладів полягає в тому, що у зв'язку з високою рухомістю газу, останній проривається з газової шапки до вибоїв свердловин у нафтовій частині, після чого видобувні свердловини не виконують свого головного завдання—відбору нафти.
Для нафтогазових родовищ при розробці нафтових частин виникають аналогічні проблеми, що і для чисто нафтових - високі темпи відборів нафти, підвищення нафтовіддачі пластів, досягнення високої економічної ефективності.
Тому у практику розробки нафтогазових родовищ впроваджуються методи заводнення. Найбільш розповсюдженим тут можна вважати звичайне законтурне заводнення, бар'єрне заводнення (відокремлення нафтової частини покладу від газової шляхом закачування води на межі зовнішнього газонафтового контура), а також поєднання бар'єрного заводнення із контурним.
Практика розробки нафтогазових та нафтогазоконденсатних родовищ поставила перед нафтовиками дві специфічні проблеми.
Перша з них відповідає тим випадкам, коли нафтова частина родовища є вузькою смугою. На такій облямівці недоцільно бурити більше одного видобувного ряду свердловин. У випадку активної законтурної області видобувні свердловий відносно швидко обводнюються. При відсутності активних контурних вод та бар'єрного заводнення у процесі розробки нафтового покладу газові фактори видобувних свердловин різко збільшуються, в результаті чого експлуатація їх припиняється. При впровадженні же бар'єрного заводнення нафтові свердловини швидко заводнюються від закачуваної води на межі газонафтового контакту.
Таким чином, у всіх випадках, що описані вище, розробка газонафтових покладів є низькоефективною відносно повноти вилучення нафти із надр. Величина нафтовіддачі у таких випадках не досягає більше 15-20% навіть при малій в'язкості нафти.
Друга проблема пов'язана з видобутком конденсату з нафтогазоконденсатних родо-вищ.Заводнення родовищ у принципі сприяє підвищенню конденсато- та нафтовіддачі, але не завжди приводить до збільшення загальної віддачі вуглево-днів, бо у цьому випадку газо-нафтовіддача пластів може знизитись дуже істотно.
Кількість видобувних вуглеводнів нафтогазоконденсатних родовищ можна збільшити, використовуючи комбінований вплив на газоконденсатну частину родовища шляхом закачки в неї газу та води.
Найменше вирішена у всьому світі проблема розробки глибокозалягаючих нафтогазоконденсатних покладів з аномально високим пластовим тиском, колектори яких сильно деформуються у процесі видобутку із них вуглеводнів. Більше того кількість таких родовищ постійно зростає, а тому розв'язання цієї проблеми стає дедалі гострішим.
Істотним недоліком законтурного заводнення при розробці нафтогазових покладів є тривала консервація вільного газу газової шапки. Тому при значних запасах газу в газовій шапці застосовують бар'єрне заводнення, яке сприяє здійсненню одночасної розробки нафтової та газової частин покладу.
Розглянуті способи розробки нафтогазових родовищ здійсненні за умов високої проникності пластів та низької в'язкості нафти у всіх частинах покладів (газоносної, нафтової та водоносної). При слабопроникних колекторах у покладах необхідно застосовувати інші системи розробки.
ВНИИнефть запропоновано спосіб розробки нафтогазових покладів для сла-бопроникних колекторів з широкими підгазовими частинами.У цій системі один ряд нагнітальних свердловин розташовується уздовж зовнішнього контура газоно-сності та вода закачується у свердловини на всій товщі пласта, що забезпечує роз'-єднання нафтової та газонафтової частин. Наступний ряд "відрізаючих" нагніталь-них свердловин розташовується дещо нижче внутрішнього контура газоносності, що забезпечує роз'єднання підгазової та газонасиченої частин покладу. Ізольована таким чином підгазова частина нафтового покладу, яка містить нафту та вільний газ, розробляється самостійною окремою системою свердловин.
Газова та газоводяна репресія. З метою підтримання пластового тиску та витиснення нафти з виснажених пластів на багатьох родовищах використовували згч ачування природного або нафтового газу. При цьому слід зауважити, що цей метод був використаний значно ширше, ніж заводнення.
До впровадження процесу заводнення нафтових покладів технологію витиснення нафти газом вважали економічно виправданою, бо вона давала змогу підтримувати більш-менш стабільними дебіти видобувних свердловин та підвищувала нафтовіддачу пологозалягаючих пластів на 5-10% порівняно з режимом розчиненого газу, а крутозалягаючих пластів - на 15-25%
Однак застосування в широких масштабах методу заводнення нафтових покладів одночасно виявило, що природний або нафтовий газ при витисненні нафти в умовах відсутності зміщування його з нафтою є гіршим витісняючим агентом, ніж вода.
Головна причина низької ефективності витиснення нафти газом — його мала в'язкість (в 10-15 разів менша в'язкості води). Ця причина зумовлює прориви газу через крупнопо-ристі та високопроникні шари у видобувні свердловини, істотне зниження дебітів нафти та незначне охоплення пластів витисненням. Все це призводить до того, що коефіцієнт витиснення нафти газом нижчий, ніж водою.
З метою пошуків більш ефективних методів підвищення нафтовідцачі пластів з використанням вуглеводневих газів були проведені лабораторні дослідження витиснення нафти газом в комбінації з водою.
Експериментальними роботами принципово доведено, що при витисненні нафти газом та водою (одночасно або поперемінне) коефіцієнт витиснення вищий, ніж при одному з агентів: газом, або водою.
Механізм процесу витиснення нафти газом та водою пояснюється таким чином. Вода у заводненій зоні гідрофільних пластів під дією капілярних сил займає мілкі пори та звуження, а газ як незмочуюча фаза у газовій зоні, навпаки, займає крупні пори, а під дєю гравітаційних сил - верхні частини покладу.
Ці особливості води та газу привели до висновку про доцільність суміщати переваги обидвох агентів, а для зменшення їх недоліків застосовувати періодичне, циклічне нагнітання їх у поклади.
Оптимальне співвідношення об'ємів води та газу при такій дії повинно бути пропорційне відношенню об'ємів дрібних та великих пор.
При цьому витиснення нафти водогазовою сумішшю буде зумовлюватись тим, що фазова проникність для змочуваної фази залежить тільки від водонасиченості, а присутність у пласті вільного газу збільшує витиснення нафти на величину граничної газонасиченості (10-15%), при якій газ нерухомий.
Лабораторними дослідженнями доведено, що витиснення нафти з неоднорідних пластів водою та газом одночасно при різних технологіях також більш ефективне для кінцевої нафтовіддачі, ніж окремо лише одним робочим агентом - тільки водою або тільки газом (див. §8.4).
При оптимальному застосуванні водогазової дії на нафтові поклади можна збільшити нафтовіддачу пластів на 7-15% порівняно з чистим заводненням.
Гравітаційне розділення газу та води у пластах знижує ефективність витиснення нафти та охоплення пластів процесом на 10-20% залежно від неоднорідності пласта та співвідношення в'язкостей нафти та води.
Внаслідок цих недоліків циклічний метод водогазового впливу на пласти вимагає збільшення числа нагнітальних свердловин для забезпечення необхідних об'ємів закачування робочих агентів. Проте відповідними технологічними та технічними вдосконаленнями процесу можна значно знизити або і зовсім виключити негативний вплив цих факторів.
Метод нагнітання газу для ППТ у нафтові поклади широко не використовується у зв'язку з технічними труднощами при закачуванні газу, а також у зв'язку з впровадженням більш технічно доступного дешевого та ефективного методу ППТ заводненням.
Використання газу для підвищення нафтовідцачі пластів у більш широких масштабах почалось особливо інтенсивно після запропонованого методу ППТ закачуванням газу високого тиску (ГВТ), яке забезпечує змішуване витиснення нафти.
При змішуваному витисненні нафти ГВТ або іншими вуглеводневими розчинниками (зріджений пропан, газовий конденсат та ін.) коефіцієнт витиснення в лабораторних умовах може досягти близько одиниці.
Методи ППТ вуглеводневими газами ділять на чотири основні групи: витиснення нафти ГВТ, збагаченими газами, скрапленим та сухими газами в умовах обмежено-змішуваного (некритичного) витиснення. Слід зауважити, що всі види закачки вуглеводневих газів впроваджено у промислових масштабах.
Найбільш крупні промислові експерименти закачування ГВТ здійснені на родовищах США (Фейєруей, Блок-31); Алжиру (Хассі-Месауд), Лівії (Ентисар), Канади (Соун Хілле), Чечні (Озек-Саут); збагаченим газом - на Західній затоці Ключового родовища (Краснодарський край); скрапленого газу на ділянці Мінібаєвської площі Ромашкінського родовища (Татарстан).
Аналіз розробки менілітових покладів родовищ Передкарпаття, а також закачування ГВТ на родовищах Озек-Саут, Ключове та інших, які характеризуються особливо низькими фільтраційними властивостями колекторів продуктивної товщі, засвідчив переваги закачування газу порівняно із заводненням, які полягають у забезпеченні найбільш економічного способу експлуатації свердловин (фонтанним способом) протягом всього періоду розробки покладів, буріння меншої кількості нагнітальних свердловин, бо при закачуванні газу їх приймальність у 4-8 разів вища ніж при заводненні, а також у більш високій економічній ефективності процесу.
Незважаючи на великий прогрес, який спричинив процес заводнення в галузі розробки родовищ нафти, все ж значні об'єми цінної сировини (нафти) залишають-ся невилученими із надр. Крім цього, при заводненні покладів разом із нафтою ви-добуваються великі об'єми води, експлуатація свердловин здійснюється механізм-ваним способом, що різко знижує економічні показники розробки родовищ.
У зв'язку з відкриттям в останні роки родовищ нафти з низькопроникними пластами, а також з метою збільшення нафтовідцачі пластів закачування вуглеводневих газів та водога-зових сумішей будуть застосовуватись у більш широких масштабах.