Поверхности, разделяющие части продуктивного горизонта с разным характером насыщения их флюидами, т.е. поверхности ВНК, ГВК и ГНК

Вопрос 1

Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме.Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и законтурного заводнения.

Законтурное заводнение

При нагнетании воды в законтурную область давление на линии нагнетанияможет быть больше, равно или меньше начального пластового. Если давление на линии нагнетания равно начальному пластовому(среднее давление по линии нагнетания ), то влияние внешнейобласти полностью изолируется и залежь эксплуатируется за счет энергиинагнетания воды. В таком случае закачиваемая в нагнетательные скважинывода полностью используется для вытеснения нефти. Поэтому, пренебрегаяупругими свойствами жидкости и породы, можно считать, что суммарныйдебит нагнетательных скважин равен суммарному дебиту эксплуатационных.Если давление па линии нагнетания выше начального пластового то часть закачиваемой воды будет уходить во внешнюю область.Тогда очевидно, чем выше давление нагнетания, тем больше потери воды,закачиваемой в пласт.И, наконец, если давление на липии нагнетания меньше первоначального

давления в пласте, то будет наблюдаться приток жидкости извнешней области. В этом случаеКогда дебиты скважин или давления вних можноопределить по формулам водонапорного режима, причем за контур питания

следует принять линию нагнетания.

Рис.8.1.Кинематика фильтрационных потоков

При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, что эту сложную кинематику можно с большой степенью точности представить как сумму двух видов потоков плоскопараллельного и радиального вблизи добывающих скважин.

Принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией расположения скважин - внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление при радиальной фильтрации вблизи скважин внутренним сопротивлением призабойной зоны скважин.

Формулы гидродинамических расчетов дебитов и давлений выведены при следующих упрощающих решение предпосылках:

1. Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от друга расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут быть различны.

2. Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы!

3. Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.

4. Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние между рядами больше расстояния между скважинами в ряду. Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы.

Между гидродинамическими и электрическими процессами существует аналогия, которая выражается в следующем:

1.изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределению давления в пласте

U1-U2=P1-P2 или ΔU=ΔP

2.электрическое сопротивление участка электрической цепи пропорционально (аналогично) гидродинамическому сопротивлению участка моделируемого пласта

Rэ=Ω+ω

3.сила тока, протекающего между узлами сетки, пропорциональна (аналогична) количеству жидкости, протекающему через участок моделируемой цепи

I=Q

При этом справедлив закон Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках:

На основании правила о неразрывности течения, аналогично первому закону Кирхгофа, по которому алгебраическая сумма сил токов, исходящих из узла разветвленной цепи, равна нулю в электротехнике и применив правило, аналогичное второму закону Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений гипотетической нефтяной залежи.

Например, при одностороннемвоздействии на полосовую залежь,разрабатываемую тремяэксплуатационными и одним нагнетательным рядами, система уравнений дляопределения дебитов и давлений имеет вид:

На рис.4.6 изображена схема полубесконечного пласта с прямолинейным односторонним контуром питания, который разрабатывается тремя параллельными цепочками скважин (n₁, n_2, n₃). Скважины имеют одинаковые радиусы (Rc1, Rc2, Rc3) и забойные давления (Рc1, Рc2, Рc3). Суммарные дебиты цепочек (рядов) составляют Q1, Q2, Q3 .

Для составления системы уравнений используют схему эквивалентных фильтрационных сопротивлений, когда система расположения скважин может быть представлена, как система внутренних и внешних сопротивлений.

Показанная система уравнений (4.13) отвечает форме записи, предложенной Ю.П. Борисовым. Ее легко понять, если мысленно пробежать взором по пути тока, суммируя падение напряжения на отдельных участках электрической цепи.
Следует заметить, что суммы определяют давление (напряжение) в узлах сетки .
В подземной гидравлике это давление называется давлением на линии скважин. В качестве давления на линии скважин обычно принимается давление на середине линии, соединяющей скважины в ряду.
Непосредственно из системы уравнений можно рассчитать дебиты рядов скважин когда по условиям их эксплуатации заданы забойные давления, или — забойные давления когда условием проектного решения заданы дебиты скважин.Если по условию задачи для некоторых рядов задан дебит ряда скважин, а в остальных — забойное давление, то система уравнений записывается иначе. Например, если по условиям разработки залежи нефти задан дебит третьего ряда скважин, а для остальных рядов задано забойное давление, то система уравнений запишется так:

Определив из системы (4.17) по формулам (4.15) рассчитывают Следует заметить, что при решении задач подземной гидродинамики на стадии проектирования разработки набор большого числа вариантных решений достигается расстановкой скважин на залежи, изменением числа скважин, а также условий их эксплуатации. В показанных выше решениях число скважин входит в формулы внутренних фильтрационных сопротивлений. Поэтому непосредственно из решений можно установить зависимость отбора жидкости от числа скважин (рис. 4.7).
Из рис. 4.7 следует, что по мере роста числа скважин наступает момент, когда увеличение числа скважин не ведет к заметному возрастанию отбора. Таким образом, при необходимости увеличения отбора жидкости из залежи решить эту задачу только за счет изменения числа добывающих скважин, не меняя условий их эксплуатации, не всегда представляется возможным. В положительном решении такой задачи больший эффект в увеличении отбора может быть получен при изменении забойного давления в добывающих скважинах.

Вопрос 8. Геологическое строение нефтяной залежи. Геологическая документация (структурная карта, карта равных мощностей, геологические профили и т.д.), их содержание.

Залежь углеводородов – это скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов в едином геологическом пространстве, ограниченном поверхностями разного типа и обладающем емкостно-фильтрационными свойствами.

Залежь может быть приурочена к одному пласту-коллектору, двум-трем и более сообщающимся пластам-коллекторам геологического разреза или к большой толще пород-коллекторов месторождения.

Месторождение углеводородов – это одна или несколько залежей в геологическом разрезе, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой или с другим типом ловушки.

Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовым.

Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется по­дошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного раздела. Линия пересечения этой поверх­ности с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности.

Газовая шапка — скопление свободного газа над нефтью в залежи.

Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта называется внешним контуром газоносности,а с подошвой–внутренним контуром газоносности.

Если в сводовой нефтегазовой ловушке нефти и газа не­достаточно для полного заполнения пласта (по всей мощ­ности), внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать.

Газовая шапка в пласте может сформироваться в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти.

В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 4). В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности.

Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежиназывается расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки, высотой нефтяной части нефтегазовой залежи - расстояние от подошвы до газонефтяного раздела.

Длина залежиопределяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи - это расстояние между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности.

В изучении залежей большую роль играет моделирование внешней формы залежи. Форма определяется положением в пространстве различных геологических поверхностей, ограничивающих все породы (коллекторы и неколлекторы) продуктивного горизонта, включенные в общий объем залежи.

К числу таких поверхностей относятся:

кровля и подошва залежи – верхняя и нижняя структурные поверхности, отделяющие продуктивный горизонт от непроницаемых покрывающих и подстилающих пластов;

дизъюнктивные поверхности, обусловливающие смещение одновозрастных пород относительно друг друга;

поверхности, разделяющие породы-коллекторы и неколлекторы по границам, связанным со сменой литологического состава пород, со стратиграфическими несогласиями и др.;

поверхности, разделяющие части продуктивного горизонта с разным характером насыщения их флюидами, т.е. поверхности ВНК, ГВК и ГНК.

Геологический разрез

Геологический разрез скважины составляют на основе данных, полученных при комплексных наблюдениях, главным образом результатов изучения керна, электрического и радиоактивного каротажа. Разрез скважины изображают графически, используя условные знаки для показа литологического состава пробуренных пород. На соответствующих глубинах в разрезе указывают признаки присутствия нефти, газа и воды, возможных обвалов стенок скважины, прекращения циркуляции жидкости и др. Кроме того, из технических данных указывают глубину спуска обсадных колонн, их диаметр, высоту подъема цемента и т. д. Условные знаки изображения литологического состава пород не стандартизированы и в отдельных районах различны. Разрезы скважин вычерчивают в масштабе 1 : 500 или 1 : 1000. Составленный геологический разрез скважины разбивают на свиты, горизонты и пласты в следующем порядке.

1. Выделяют свиты по стратиграфическому признаку, пользуясь данными микрофауны, макрофауны и комплексных наблюдений.

2. Внутри стратиграфических свит по литологическому признаку выделяют пачки пород: песчаные, глинистые, песчано-глинистые, карбонатные и т. п.

3. Внутри литологических пачек выделяют горизонты: газоносные, нефтеносные и водоносные.

4. Внутри горизонтов выделяют пласты: газоносные, нефтеносные, водоносные, маркирующие и т. п. При маркировке основные пласты обозначают римскими цифрами, а второстепенные — буквенными. Нормальный (или типовой) разрез скважины по месторождению составляют после общей корреляции разрезов скважин данного месторождения. Корреляция заключается в выделении, опорных пластов (и горизонтов) и определении глубин их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных

Геологический профиль

Геологический профиль (разрез) месторождения представляет собой сечение м/р вертикальной плоскостью. Составляют его по разрезам скважин для наглядного изображения строения м/р.

Различают следующие геологические профили:

А)поперечный (профиль по падению), проводимый вскрест простирания пород;

Б)продольный (параллельный простиранию), проводимый по простиранию пород;

В) диагональный по отношению к простиранию и падению пород.

Основные правила построения геологического профиля следующие.

1.Масштаб профиля следует выбирать одинаковым с масштабом карты, показывающей расположение скважин (если сильно мелкий выбирают больше масштаба карты); выбранный масштаб отмечают на профиле.

2.При вычерчивании профиля следует принимать горизонтальный и вертикальный масштабы одинаковыми (в платформенных условиях при весьма большом расстоянии между скважинами по сравнению с их глубиной масштаб можно выбирать различный).

3.Профиль следует вычерчивать в определенной последовательности в отношении стран света, а именно: слева направо Ю-С; ЮЗ-СВ; З-В; СЗ-ЮВ.

Составляют профиль в следующем порядке:

А) проводят линию уровня моря и графически определяют вертикальный масштаб;

Б) на линии уровня моря точками показывают положение скважин на профиле согласно выбранному масштабу;

В) через указанные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и в масштабе показывают отметки альтитуды скважин; при соединении этих отметок получают рельеф поверхности в профиле скважин;

Г) проводят вторую линию, параллельную проведенному стволу скважины, и вычерчивают в условных знаках колонку разреза каждой скважины;

Д) коррелируют разрезы скважин и вычерчивают геологический профиль.

Структурная карта

Большая и малая оси залежи взаимно перпендикулярны и пересекаются в своде залежи. Для изучения форм верхней и нижней границ залежей строят структурные карты, которые представляют собой графическое изображение в изогипсах (линиях равных глубин или высот) положения кровли или подошвы относительно опорной плоскости. В качестве последней берется уровень моря. Глубина или высота любой точки кровли или подошвы пласта от уровня моря есть абсолютная отметка кровли и подошвы в данной точке. В случае вертикальной скважины абсолютная отметка составляет алгебраическую разность между превышением устья скважины над уровнем моря (альтитудой скважины) и общей глубиной скважины от ее устья до кровли или подошвы.

Построение структурной карты заключается в проведении изогипс для кровли или подошвы пласта. Изогипсами называются линии, соединяющие на плане точки, имеющие одинаковые абсолютные отметки кровли (подошвы) пласта.

Существует 2 способа:

способ треугольников (стандартный);

способ профилей (при дизъюнктивных нарушениях). Все необходимые данные для расчетов и построений (координаты скважин, их альтитуды, глубина кровли) собираются в таблицу.

На плане около скважины надписывается ее номер (в числителе) и абсолютная отметка кровли пласта (в знаменателе).

Построение начинается с того, что все точки скважин соединяются между собой прямыми линиями, при этом образуются треугольники. Затем проводится интерполяция абсолютных отметок между каждыми двумя соседними скважинами. Полученные в результате интерполяции одинаковые значения абсолютных отметок соединяются плавными линиями

Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от угла падения пластов, высоты структуры, количества и качества исходной информации. Конфигурация изогипс характеризует направление падения слоев, а плотность их расположения – углы наклона.

Для построения структурной карты кровли и подошвы горизонта необходимо нанести на план местоположение точек пересечения поверхности стволами скважин