Задачи ГДИС на втором этапе разработки месторождения

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3
1 Задачи ГДИС на втором этапе разработки месторождения 4
2 Текущее пластовое давление 12
3 Исследование нагнетательных скважин 16
4 Радиально-композитный пласт 20
5 Слоисто-неоднородный пласт 26
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 29
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 30

ВВЕДЕНИЕ

Информацию о гидродинамическом состоянии нефтяной залежи, необходимую для проектирования процесса разработки месторождений и для его управления, получают в основном по данным промысловых исследований скважин. С помощью промысловых исследований можно получить наиболее объективные материалы о комплексе гидродинамических характеристик пласта, ибо они основываются на изучении аналитических зависимостей между доступными для непосредственных измерений величинами, такими как пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т. д. Задача определения абсолютных значений этих величин с необходимой точностью, а также изучения характера их изменения во времени и пространстве (по разрезу и площади залежи) является основной задачей специальной области измерительной техники, связанной с проведением измерений в скважинах и получившей название глубинной. Методы и средства глубинных измерений указанных величин (исходных параметров) имеют существенные особенности, определяемые как целями и видом исследования, так и специфическими условиями эксплуатации приборов в различных скважинах.
В связи с широким внедрением новых видов гидродинамических исследований, возрастанием их роли в области контроля и регулирования процессов разработки месторождений, непрерывно совершенствуется и техника глубинных измерений. За последние годы в России и за рубежом разработаны различные глубинные приборы для измерения 'давлений, температур, уровней, расходов и других величин; созданы специальные устройства для проведения глубинных измерений в скважинах; разработаны полевые самоходные лаборатории для проведения комплексных измерений и т. д. Тенденции развития техники контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений таковы, что промысловые исследования будут иметь в последующие годы все более важное практическое значение, а служба исследований непрерывно будет совершенствоваться и расширяться [1].
1 Задачи ГДИС на втором этапе разработки месторождения
Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.
Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 1.1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени τ, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.
Рисунок 1.1 – Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:
1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 - значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающаяПервая стадия – освоение эксплуатационного объекта – характеризуется:
- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1-2 % в год от балансовых запасов);
- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от максимального;
- резким снижением пластового давления;
- небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3-4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);
- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).
Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4-5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).
Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти –характеризуется:
- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3-17 %) в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1-2 года - при повышенной вязкости;
- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
- нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);
- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;
- текущим коэффициентом нефтеотдачи, составляющим к концу стадии 30-50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10-15%.
Основная задача этой стадии - бурение скважин резервного фонда, регулирование режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения, а также применение различных методов интенсификации
Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:
- снижением добычи нефти (в среднем на 10-20 % в год при маловязких нефтях и на 3-10 % при нефтях повышенной вязкости);
- темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5 %;
- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;
- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80-85 % при среднем росте обводненности 7-8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50-60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20-30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
- суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.
Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5-10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв.
Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80-90 % извлекаемых запасов нефти.
Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:
- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% );
- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7–7 м3/м3);
- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);
- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 – 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);
- отбором за период стадии 10 – 20% балансовых запасов нефти.
Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.
График изменения темпа разработки во времени представлен на рис. 1.2.
Рисунок 1.2 – График изменения темпа разработки во времени
1- месторождение А; 2- месторождение В; I, II, III, IV –стадии разработки
Гидродинамические исследования скважин
ГДИС – система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам, т.е. замер с помощью глубинных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др.), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках – параметрах пластов и скважин.
Цели ГДИС:
Стадия промышленной разведки месторождения – получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки, т.е. выявление общей картины неоднородностей пласта по площади.
Стадии пробной эксплуатации и промышленной разработки месторождения:
· уточнение данных о гидродинамических свойствах разрабатываемого объекта, необходимых для дальнейшего проектирования;
· получение информации о динамике процесса разработки, необходимой для его регулирования;
· определение технологической эффективности мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти (обработка призабойных зон скважин, гидроразрыв и т.д.).
Методология интерпретации данных ГДИС заключается в определении параметров системы по известным входным и выходным сигналам. При воздействии возмущающим сигналом (постоянный дебит) на систему (скважина и пласт) измеряется реакция системы (изменение забойного давления).
Информация, получаемая с помощью гидродинамических исследований
В общем комплексе способов исследования скважин и пластов особое значение имеют гидродинамические методы – основа всей системы контроля за процессами разработки нефтегазовых месторождений.
Особое значение приобретают эти методы на стадии промышленной эксплуатации залежи, так как на основании данных гидродинамических исследований можно оценить распределение текущей нефтенасыщенности, определить профили притоков, продвижение контуров нефтеносности, распределение давлений и т. д. Гидродинамические методы исследования скважин позволяют также оценить эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти.
Таким образом, современные гидродинамические методы исследования дают возможность получать по промысловым данным важнейшие параметры пласта, на основании которых проектируются системы разработки месторождений, регулируется процесс добычи нефти и анализируется эффективность разработки объектов.
Непосредственно с помощью гидродинамических методов определяется следующий комплекс параметров:
1) коэффициент продуктивности К (для эксплуатационных скважин) или коэффициент поглощения К (для нагнетательных скважин);
2) гидропроводности, пласта Е = kh / m;
З) пьезопроводность пласта c;
4) комплекс параметров c/ r 2 ( r0 - приведенный радиус скважины).
Численные значения комплекса параметров, характеризующих гидродинамические свойства пласта и скважин, определяются расчетным путем при решении так называемых обратных задач подземной гидродинамики указанный комплекс параметров учитывается непосредственно расчетными формулами, используемыми при решении многих задач, связанных с проектированием и разработкой месторождений, в том числе с задачами по установлению дебитов отдельных скважин, определению пластовых давлений и т. д. Для определения других параметров, характеризующих гидродинамические свойства скважины и пласта (проницаемость k, приведенный радиус скважины r0 и коэффициент гидродинамического несовершенства h), необходимо иметь дополнительно данные о гео-логофизических свойствах пластов (мощность пласта h, пористость m, вязкость жидкости и газа в пластовых условиях mж и mг и др.), определяемые с помощью геофизических и лабораторных методов исследования.
Целью гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки месторождений является получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки. На этой стадии по всем нефтяным скважинам, вскрывающим объекты, подготавливаемые к промышленной разработке, определяются начальные пластовые давления и температуры, коэффициенты, продуктивности, гидропроводности и пьезопроводности пласта. По результатам исследования глубинных проб нефти определяются величины давления насыщения, вязкость, плотность, газовый фактор, объемный коэффициент и другие физико-химические характеристики пластовых жидкостей.
Одной из главных задач гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки является выявление общей картины неоднородностей пласта по площади.
На стадиях пробной эксплуатации и промышленной разработки месторождения задачами гидродинамических исследований являются:
1) уточнение данных о гидродинамических свойствах разрабатываемого объекта, необходимых для дальнейшего проектирования;
2) получение информации о динамике процесса разработки, необходимой для его регулирования;
3) определение технологической эффективности мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти (обработка призабойных зон скважин, гидроразрыв и т. д.).
В этот период на промыслах составляются планы и графики проведения исследований по всему фонду скважин, в которых предусматривается необходимый перечень исследований и их периодичность. По данным исследований определяется общая картина динамики выработки объекта, для чего строятся карты изобар для начальных и текущих пластовых давлений; продвижения водо- и газонефтяных контуров по кровле и подошве пласта; равных коэффициентов продуктивности, проницаемости и пьезопроводности. Кроме того, строятся кривые изменения во времени дебита нефти, воды и газа по пласту, а также расхода жидкости, закачиваемой в пласт [2].
2 Текущее пластовое давление
Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим, или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем – важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.
Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15-20%, а иногда и более. Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах. Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.
Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновременной остановки расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.
Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.
Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.
Аналогичный процесс – поступление в скважину нефти.
Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина:
Рпл = h×r×g,
где h – высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м;
r – плотность жидкости в скважине, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м/с2.
При практических расчетах формулу используют в следующем виде:
Рпл = h×r/с,
где с – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.
Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины.
Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.
Высоту столба жидкости h в формуле обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора – такой столб жидкости h1 называют пьезометрической высотой.
Пьезометрическим напором называют столб жидкости высотой:
h2 = h1 + z,
где z – расстояние между серединой пласта и условной плоскостью.
Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Рпл.а).
Давление, соответствующее пьезометрическому напору, – приведенным пластовым давлением (Рпл.пр).
(Т.е. Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость.)
Зная расстояние z и плотность жидкости в скважине r, всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот):
Рпл.пр = Рпл.а + z ×r/с = (h1 + z) ×r/с.
В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (рис. 2.1, скв.1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скв. Н1 до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h1, плотность воды rв (она обычно больше 1, вследствие того, что пластовые воды минерализованы):
Рпл1 = [(H1-h1)/102] rвВ скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (рис. 2.1, скв.2):
Рпл2 = H2rв /102.
Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 2.1, скв.3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление pу на их устьях:
Рпл3 = [(H3 rв/102)]+pу.
Текущее пластовое давление — давление газа в газонасыщенном объеме пласта. Различают начальное и текущее пластовое давление. Начальное пластовое давление имеет место в газонасыщенном объеме пласта до начала разработки. Начальные пластовые давления обычно приводят к средней горизонтальной плоскости, проходящей через центр тяжести газонасыщенного объема, а чаще через середину продуктивной толщи.Текущие пластовые давления формируются в газонасыщенном объеме в процессе извлечения из него газа системой эксплуатационных скважин. Его распределение в газонасыщенном объеме характеризуется картами изобар и депрессионными воронками.
На рисунке 2.1 приведена схема инфильтрационной водонапорной системы с приуроченной к ней газонефтяной залежью.
Рисунок 2.1 – Схема распределения пластового давления рпл и пьезометрических высот в районе расположения нефтегазовой залежи: 1 – вода; 2 – нефть; 3 –газ; поверхности: 4 – пьезометрическая, 5–земная; ру — давление на устье скважины [3]
3 Исследование нагнетательных скважин
К гидродинамическим методам исследования относятся методы определения свойств или комплексных характеристик пластов и скважин по данным наблюдений на изучаемом объекте взаимосвязи между приёмистостью водонагнетательных скважин и определяющими её перепадами давления в пласте.
В практике гидродинамических исследований водонагнетательных скважин используется два основных метода:
1) метод установившихся режимов, который сводится к измерению приёмистости скважин и забойных давлений на нескольких (не менее трёх) режимах, построению зависимости «приёмистость – забойное давление» или «приёмистость – депрессия» (Рпл − Рзаб) и последующей обработки полученной информации с целью определения коэффициента приёмистости скважины и оценки гидропроводности пласта в её районе;
2) метод восстановления давления, который сводится к прослеживанию изменения забойного давления в нагнетательной скважине после резкого изменения установившегося режима закачки с одновременным прослеживанием (при необходимости) оттока жидкости из пласта в ствол скважины и последующей обработки полученной информации с целью определения гидропроводности пласта, приёмистости скважины, коэффициента её гидродинамического совершенства и др.
Основным методом регулирования процесса разработки нефтяных месторождений является поддержание пластового давления разрабатываемых пластов путём их искусственного заводнения. Эффективность принятой системы разработки определяется не только степенью достоверности получаемой информации о геологическом строении объекта разработки, но и знанием закономерностей его заводнения, которые устанавливаются по результатам исследований нагнетательных скважин. Поэтому решение вопросов исследования нагнетательных скважин с целью систематических наблюдений как за закачкой воды, так и их технического состояния имеет первостепенное значение при контроле за разработкой нефтяных месторождений, а так же при охране недр и окружающей среды. Однако отсутствие единого методического руководства по исследованию нагнетательных скважин, включающего методику их проведения, оптимальный комплекс измерений в зависимости от решаемых задач в значительной степени снижает эффективность получения достоверной информации по этой категории скважин.
Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и внутриконтурные. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должна обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.
В процессе эксплуатации и освоения нагнетательных скважин осуществляется весь комплекс исследований с целью контроля за разработкой, установления и проверки выполнения технологического режима работы и технического состояния скважин.
С помощью забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за приемистостью нагнетательных скважин, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. Пластовое давление, фильтрационные свойства пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются исследованиями скважин методами восстановления или падения забойного давления и установившихся пробных закачек в период освоения и эксплуатации скважин. Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту перемещаемой воды изучаются по динамике изменения давления на различных участках пласта, гидропрослушиванием, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов и наблюдением за их появлением в продукции добывающих скважин. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу производится с помощью глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров.
Периодичность и объем исследовательских работ в нагнетательных скважинах устанавливается объединением в соответствии с утвержденным обязательным комплексом промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку.
Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин Первыми признаками имеющихся непроизводительных закачек в действующих нагнетательных скважинах в результате затрубной циркуляции или негерметичности обсадной колонны являются увеличение приёмистости и снижение давления закачки по сравнению с предшествующим периодом. Эти данные по режиму закачки воды в скважину дают основание для проведения дополнительных исследований промыслово-геофизическими методами с целью определения интервалов ухода закачиваемой жидкости.
Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин должны проводиться как в интервале объекта разработки с целью выявления возможных затрубных перетоков, негерметичности забоя, так и выше его (по стволу) с целью определения мест негерметичности обсадной колонны, возможных межпластовых перетоков за колонной.
Значительная часть задач по содержанию и способам их решения подобна рассмотренным для добывающих скважин (выделение интервала негерметичности колонны, определение межпластовых перетоков при герметичной обсадной колонне и др.). Однако способы решения отдельных задач учитывают особенности работы нагнетательных скважин. К таким относятся применение термометрии, нейтронных методов, радиоактивных изотопов для выделения интервалов заколонной циркуляции, оценки герметичности обсадной колонны при работе скважины на самоизлив.
Учитывая влияние работы нагнетательной скважины на строение теплового поля, необходимо чтобы зумпф скважины был не менее 20 м, минимальное время остановки для восстановления теплового поля для скважин, работающих более года, составляет 10–48 часов. В период остановки скважины и проведения термометрии герметизация устья должна исключать возможность движения жидкости в стволе скважины. Режим измерений и требования к чувствительности аппаратуры остаются такими же, как и при решении аналогичных задач в добывающих скважинах.
Исследования технического состояния начинаются с замера температуры по стволу остановленной скважины со скоростью V = 2000 / T в масштабе глубин 1 : 500, температуры 0,1 °С/см. Наличие аномалий, не связанных с изменением температуры, обусловленной естественным тепловым полем, указывает на негерметичность колонны или заколонные перетоки. Регистрация диаграмм ГК, кроме привязки глубин к разрезу, в ряде случаев позволяет выделить интервалы увеличения естественной гаммаактивности, которые соответствуют интервалам нарушения герметичности колонны. Это особенно характерно при закачке сточных вод, когда в интервалах ухода воды через повреждения в колонне отлагаются соли повышенной радиоактивности.
После анализа измерений по стволу скважины принимают решение о проведении детальных исследований с целью локализации интервалов негерметичности колонны. Одним из способов решения задачи являются исследования термометром, расходометром и локатором муфт при задавке в скважину жидкости [4].
4 Радиально-композитный пласт
Весь процесс разработки нефтяных месторождений описывается системами дифференциальных уравнений с начальными и граничными условиями. Расчеты, проводимые на основе моделей, называют методиками расчета.
Дифференциальные уравнения, описывающие процессы разработки основаны на использовании двух законов природы: закона сохранения вещества и закона сохранения энергии, а также на специальных законах фильтрации.
Закон сохранения вещества в моделях разработки записывается в виде дифференциального уравнения неразрывности массы вещества, либо в виде формул, выражающих материальный баланс веществ в целом в пласте. В последнем случае метод расчета получил название метода материального баланса.
Закон сохранения энергии используют в моделях разработки в виде дифференциального уравнения сохранения энергии движущихся в пластах веществ
Основным законом фильтрации однородной жидкости или газа является закон Дарси, т.е. скорость фильтрации линейно и прямо пропорционально зависит от градиента давления.
где V – скорость фильтрации жидкости, м/сек;
k - коэффициент проницаемости, м2;
µ - вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с;
- градиент давления в рассматриваемой точке х.
В случае фильтрации неоднородной жидкости, например, нефть и вода справедлив закон 2х фазной фильтрации. Тогда формула записывается в следующем виде:
1235075635,
где υн, υв – вектор скорости фильтрации соответственно нефти и воды;
kн (S), kв (S) – относительные проницаемости для нефти и воды, зависящие от водонасыщенности S;
Рн, Рв – давление для нефти и воды.
В некоторых случаях необходимо учитывать отклонения гидропроводности в горизонтальном направлении от забоя скважины.
Самые распространенные аналитические композитные модели – это радиальная составная и линейная составная.
Рисунок 4.1 – Композитные коллекторы
Данные модели характеризуются двумя дополнительными параметрами:
Поведение при М=D
Рисунок 4.2 – Поведение производной при радиальной составной коллектора
Билогарифмический анализ
Рисунок 4.3 – Поведение производной при линейной составной коллектора
Случай с М=1 и D≠1
Многопластовые объекты
Модели границ
В самом начале исследования зона сжимаемости, созданная изменением дебита скважины, распространяется от скважины в пласт. До тех пор пока волна не достигла какой-нибудь границы, пласт ведет себя как бесконечный.
Когда зона сжимаемости достигает границы пласта, характер поведения забойного давления меняется.
Для различных границ пласта характерно свое поведение забойного давления.
Мы рассмотрим следующие модели границ пласта:
1. Единичный непроницаемый разлом;
2. Канал;
3. Две пересекающиеся линейные границы;
4. Граница постоянного давления;
5. Замкнутый пласт.
Единичный непроницаемый разлом
Если исследование продолжительное, непроницаемая граница будет провялятся как вторая прямая линия двойного наклона 2m на данном графике.
Если на полулогарифмическом графике видны два прямолинейных участка, то расстояние до границы можно определить с использованием точки пересечения этих прямых линий ti.
Билогарифмический анализ
Каждому прямолинейному участку на полулогарифмическом графике соответствует стабилизация производной давления на билогарифмическом графике с ординатой, равной углу наклона в полулогарифмических координатах.
Поэтому характеристической особенностью непроницаемой границы является вторая стабилизация производной со значением 2mln.
Значение времени когда производная меняет уклон после первого прямолинейного участка соответствующего радиальному течению в пласте, можно использовать в формуле для нахождения расстояния до границы [5].
5 Слоисто-неоднородный пласт

В природных условиях продуктивные нефтегазосодержащие пласты редко бывают однородными. Если проницаемость, просветность, пористость, удельная повехность пласта неодинаковы в различных точках, то пласт называется неоднородным.
Нередко встречаются такие пласты, значительные области которых сильно отличаются друг от друга по фильтрационным характеристикам. Это так называемые макронеоднородные пласты, параметры которых существенно влияют на характеристики фильтрационных потоков. При расчетах элементарных фильтрационных потоков в макронеоднородных пластах также удобно прибегнуть к схематизации геометрии движения и найти такие эквивалентные значения коэффициентов фильтрационного сопротивления, применив которые, можно использовать полученные в предыдущем параграфе формулы для однородного пласта.
В пластах коллекторах выделяют следующие макронеоднородности:
Слоистая неоднородность, когда пласт разделяется на несколько слоев, в каждом из которых проницаемость в среднем постоянна, но отлична от проницаемости соседних слоев. Такие пласты называют также неоднородными по толщине.
Границы раздела между слоями и различными проницаемостями считают обычно плоскими. В модели слоистой пористой среды предполагается, что проницаемость меняется только по толщине пласта и является кусочной функцией вертикальной координаты.
Зональная неоднородность – пласт по площади состоит из нескольких зон различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.
Неоднородные пласты – проницаемость является известной непрерывной или случайной функцией координат точек области фильтрации.
В результате схематизации фильтрационных потоков можно выделить:
1) прямолинейно-параллельный, плоскорадиальный и радиально-сферический потоки в слоисто-неоднородном пласте;
2) прямолинейно-параллельный, плоскорадиальный и радиально-сферический потоки в зонально-неоднородном пласте;
3) прямолинейно-параллельный, плоскорадиальный и радиально-сферический потоки в пластах, где проницаемость является непрерывной или случайной функцией координат точек области фильтрации.
Прямолинейно-параллельный поток в слоисто-неоднородных пластах
Пусть горизонтальный пласт постоянной толщины h и ширины В состоит из n пропластков толщиной hi, с проницаемостью ki и пористостью mi где i номер пропластка = 1, 2, n (рис. 5.1).
Рисунок 5.1 – Прямолинейно-параллельный поток в слоисто-неоднородных пластах
Пласт насыщен жидкостью или газом. Если на контуре питания пласта поддерживать постоянное давление рК, а на другой его границе галерее, отстоящей от контура питания на расстоянии L, поддерживать также постоянное давление рГ (при этом рГ < рК), то в каждом пропластке при отсутствии перетоков между ними будет иметь место установившийся прямолинейно-параллельный поток.
Формула для распределения давления будет одинаковой для всех пропластков, а скорость фильтрации и дебит будут в каждом пропластке свои. Это различие объясняется тем, что депрессия на пласт во всех пропластках одинакова, в фильтрационные свойства и размеры пропластков различны. Где выше проницаемость, там будет выше скорость фильтрации, а дебит будет больше там, где больше размеры сечения пропластка и выше проницаемость.
Плоскорадиальный поток в слоисто-неоднородных пластах
Пусть круглый горизонтальный пласт (рис. 5.2) толщиной h состоит из n пропластков толщиной hi c проницаемостью ki и пористостью mi, где i = 1, 2, …n. Пласт насыщен жидкостью или газом, и в нем происходит установившийся плоскорадинальный приток к центральной скважине. Контур питания удален от скважины на расстояние Rk и на нем поддерживается постоянное давление рк, на скважине радиуса rc поддерживается постоянное давление рс (при этом рк > рс). Считаем, что перетоки между пропластками отсутствуют.
Рисунок 5.2 – Кривые распределения давления для жидкости (1) и для газа (2) при плоско-радиальном потоке в слоисто-неоднородных пластах
Формула для распределения давления будет одинаковой для всех пропластков, а скорость фильтрации и дебит в каждом пропластке будет свои.
Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е.
где n – число слоев [6].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Нефтегазовая залежь представляет собой сложную динамическую гетерогенную систему с прису?