Расчет показателей разработки однородного объекта при непоршневом вытеснении нефти водой

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    789,83 Кб
  • Опубликовано:
    2015-06-03
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Расчет показателей разработки однородного объекта при непоршневом вытеснении нефти водой

Министерство образования и науки Российской Федерации

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

в г. Октябрьском

Кафедра разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений






КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка и проектирование нефтяных месторождений»

Расчет показателей разработки однородного объекта при непоршневом вытеснении нефти водой

Студент гр. БГР 11-11

Р.Р. Сахибгараев

Ст. преп. каф. РРНГМ

О.А. Грезина




г. Октябрьский 2014

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

1 Система разработки месторождения - теоретически обоснованные и практически апробированные способы извлечения углеводородного сырья из месторождения. В систему разработки входит система размещения добывающих и специальных скважин, очередность ввода скважин в эксплуатацию, темпы отбора продукции, технологии и технические средства воздействия на продуктивный пласт (пласты) с целью интенсификации добычи и повышения извлечения нефти [1].

Режим работы скважины - установленные на определенный период, исходя из состояния разработки объекта показатели эксплуатации скважины (суточный дебит нефти, газа, забойное давление, процент обводненности продукции, газовый фактор и др.), а также технологические характеристики скважинного оборудования по подъему жидкости и параметры его работы (синоним: технологический режим работы скважины, режим эксплуатации скважины) [2].

Дебит скважины (нефти, газа, жидкости) - показатель, характеризующий производительность скважины - добыча нефти, газа, жидкости в единицу времени (обычно в сутки) (синоним.: производительность скважины) [2].

Объект разработки (эксплуатационный объект) - один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных исходя из геолого-технических условий и экономических соображений для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин [7].

Разработка месторождений - производственный процесс, осуществляемый с целью извлечения углеводородов из недр на поверхность.

ВВЕДЕНИЕ

Для учета добычи обводненной продукции создана модель непоршневого вытеснения нефти (газа) водой или модель двухфазной фильтрации. Эта модель, начало которой было положено американскими исследователями Баклеем и Левереттом, послужила основой многих методик расчетов разработки нефтяных пластов с учетом совместной фильтрации нефти (газа) и воды.

Целью проекта является аналитический расчет показателей разработки однородного объекта при непоршневом вытеснении нефти водой при жестком водонапорном режиме.

Для достижения цели должны быть решены следующие задачи:

рассмотрение методических основ проектирования разработки нефтяных месторождений, в том числе с использованием цифровых геолого-фильтрационных моделей;

математическое описание основных закономерностей процессов течения флюидов под влиянием управляющих воздействий;

подсчет запасов нефти абстрактного эксплуатационного объекта с заданной геолого-физической характеристикой,

определение параметров заданной системы разработки объекта;

расчет основных технологических показателей разработки объекта, в том числе темпа и степени извлечения запасов нефти.


1. Задачи и методы проектирования разработки месторождения. Применение цифровых геолого-фильтрационных моделей для проектирования разработки месторождений нефти

Основными задачами проектирования разработки месторождения является выбор системы разработки и расчет соответствующих ей показателей. В целях создания необходимых условий для наиболее полного использования ресурсов недр, контроля, регулирования и совершенствования системы разработки, а также обеспечения более эффективного использования нефтедобывающих мощностей, в проектных документах на разработку должны предусматриваться периоды стабильной добычи нефти из условия, чтобы величины максимальной и минимальной годовой добычи за этот период не отличались более чем на 2-5% от проектного уровня [9].

В проектных документах на разработку обосновываются: выделение эксплуатационных объектов; порядок их ввода в разработку; выбор способов и агентов воздействия на пласты; системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин; способы и режимы эксплуатации скважин; уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов; вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заполнением; вопросы, связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пласта; мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин; специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов [5].

В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

) проекты пробной эксплуатации (ППЭ);

) технологические схемы разработки и дополнения к ним;

) проекты разработки и дополнения к ним;

) технологические схемы опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах;

) авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним.

Для составления проектных документов по разработке используется следующая исходная информация: геологическая, маркшейдерско-геодезическая (проектные координаты объектов), геофизическая, промысловая, нормативно-техническая. Учитываются также материалы по охране окружающей среды.

Задачей пробной эксплуатации является уточнение параметров для подсчета запасов углеводородного сырья (УВС) и построения геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей и оценка перспектив развития добычи.

Технологическая схема разработки является основным проектным технологическим документом, определяющим систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю процесса разработки.

Технологические схемы опытно-промышленных работ рекомендуется составлять для залежей или участков, находящихся на любой стадии разработки, с целью проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Срок действия технологических схем опытно-промышленных работ - до 7 лет.

Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются. Авторский надзор, как правило, выполняется организацией, подготовившей действующий проектный технологический документ.

При составлении проектных документов рассматриваются различные варианты разработки месторождения (залежи). Расчеты проводятся на базе модели, подготовленной с учетом рекомендаций регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей.

Варианты отличаются условиями выделения эксплуатационных объектов, способом разработки, количеством добывающих и нагнетательных скважин, системами их размещения и вскрытия продуктивных пластов, режимами эксплуатации, конструкцией добывающих скважин (в т.ч. горизонтальных, горизонтально-разветвленных), исходными данными для технико-экономического анализа [8].

Одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений является применение компьютерных постоянно-действующих геолого-технологических моделей.

Под цифровой геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:

пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;

идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);

средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств, позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии) [5].

Программный комплекс ГМ должен обеспечивать (вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий):

а) формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;

б) формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных и литологических карт;

в) построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС;

г) просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, включая результаты трассирования горизонтов, выделения тектонических нарушений, карт изохрон, глубин и сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей, площади 3D сейсморазведки;

д) дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата [10].

Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая: фильтрационные параметры - относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления и другие дополнительные данные; массив данных по скважинам, который содержит интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об обработке призабойных зон, ремонтно-изоляционных работах, ГРП, результатах испытаний, обустройстве месторождения.

Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы моделируемого процесса разработки: многопластовый характер эксплуатационных объектов, неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость, многофазность и многокомпонентность фильтрационных потоков, капиллярные и гравитационные силы, порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.

Помимо наличия дополнительных параметров фильтрационная модель может отличаться от геологической модели большей схематизацией строения, объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования.

Фильтрационное моделирование выполняется с помощью расчетных программ, которые реализуют численное решение системы уравнений, описывающих фильтрацию пластовых флюидов и закачиваемых агентов в пласте с учетом их взаимодействия с породой, межфазных явлений и фазовых переходов.

Упрощение геометрического строения, осуществляемое при переходе от геологической модели к фильтрационной модели, обусловлено необходимостью проводить компьютерные расчеты пластовых процессов и показателей разработки при экономически допустимых затратах машинного времени [10].

При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

непоршневой нефть вода пласт

2. Основы теории непоршневого вытеснения нефти водой

Непоршневое вытеснение нефти - это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т. е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация [6].

Вопросы вытеснения нефти водой изучались многими исследователями. Механизм вытеснения нефти водой из микронеоднородных гидрофильных пористых сред можно представить так (по М.Л. Сургучеву). В чисто нефтяной зоне пористой среды перед фронтом внедрения воды движение нефти происходит непрерывной фазой под действием гидродинамических сил. По крупным поровым каналам нефть движется быстрее, чем по мелким. На фронте внедрения воды в нефтяную зону, в масштабе отдельных пор, движение воды и нефти полностью определяется капиллярными силами, так как они превосходят гидродинамические силы на малых отрезках пути. Вода под действием капиллярных сил устремляется с опережением преимущественно в мелкие поры, вытесняя из них нефть в смежные крупные поры до тех пор, пока разобщенные крупные поры не окажутся со всех сторон блокированными водой. Если крупные поры образуют непрерывные каналы, то вода по ним будет двигаться с опережением. Тем не менее отставшая нефть из мелких пор под действием капиллярных сил также переместится в уже обводненные крупные поры и останется в них в виде отдельных глобул.

Таким образом, мелкие поры оказываются заводненными, а крупные остаются в разной степени нефтенасыщенными. В масштабе большой зоны пористой среды, между передним фронтом внедряющейся воды и задним фронтом подвижной нефти, водонасыщенность пласта вдоль потока уменьшается от предельной водонасыщенности при неподвижной нефти до некоторой фронтальной водонасыщенности. В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти. Вода движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже блокированную нефть в крупных порах, а нефть перемещается в незаводненной части среды. Соотношение скоростей движения воды и нефти определяется распределением пор по размерам, водонасыщенностью и объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной части среды, а также распределением пор, объемом нефти и связанной воды в нефтенасыщенной части среды. В интегральном виде эти условия фильтрации воды и нефти выражаются кривыми фазовых (или относительных) проницаемостей.

За задним фронтом подвижной нефти нефтенасыщенность обусловлена наличием нефти в разрозненных, крупных, блокированных водой порах. Непрерывных, нефтенасыщенных каналов, вплоть до добывающих скважин, в этой зоне нет, нефть является остаточной, неподвижной. Но нефть в глобулах не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил.

Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически для всех нефтеносных пластов, то остаточная нефть может оставаться в порах также в виде пленки.

В гидрофобных коллекторах, которые на практике встречаются редко, связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные поры. Закачиваемая вода смешивается со связанной водой и остается в крупных порах. Остаточная же нефть остается в виде пленки в крупных порах и в порах меньшего размера. Она также не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил. На этом основаны теории методов увеличения нефтеотдачи пластов.

В заводненной зоне гидрофильного пласта остается рассеянной 20-40% нефти от первоначального ее содержания в зависимости от проницаемости, распределения размеров пор и вязкости нефти, а в гидрофобном пласте - уже 60-75%.

Многофазная фильтрация с учетом всех влияющих факторов представляет собой весьма сложную задачу. Приближенную математическую модель совместной трехфазной фильтрации нефти, газа и воды предложили М. Маскет и М. Мерес (1936 г.), которые считают, что углеводороды представлены жидкой и газовой фазами, переход между ними подчиняется линейному закону Генри, движение изотермическое, а капиллярными силами можно пренебречь. Модель двухфазной фильтрации без учета капиллярных сил рассматривали С. Баклей и М. Леверетт (1942 г.). В 1953 г. Л. Рапопорт и В. Лис предложили модель двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил.

Согласно наиболее простой модели Баклея-Леверетта непоршневое вытеснение, как известно из подземной гидрогазодинамики, описывается уравнением доли вытесняющей жидкости (воды) в потоке и уравнением скорости перемещения плоскости с постоянной насыщенностью. Рассмотрим прямолинейное вытеснение из однородного пласта при движении несжимаемых жидкостей. Доля воды в потоке водонефтяной смеси

                                                                (2.1)

где Q = Qh+Qb - объемный расход смеси, равный сумме расходов воды QB и нефти QH;

s - насыщенность пор породы подвижной водой.

С учетом уравнений движения воды и нефти

                                                                                 (2.2)

                                                                                 (2.3)

уравнение доли воды примет вид:

                                                                                (2.4)

где κн,κв- относительные проницаемости соответственно для нефти и воды;

F - площадь фильтрации;

др/дх - градиент давления;

µо=µн/µв- отношение вязкостей нефти µн и воды µв.

Из уравнения (2.1) имеем

Qв=f(s)Q                                                                                         (2.5)

или после дифференцирования при Q = Q(t)

                                                                               (2.6)

Условие Q = Q(t) следует из уравнений неразрывности потоков воды и нефти

                                                                                   (2.7)

                                                                                     (2.8)

складывая которые, имеем

                                                                (2.9)

Qв +Q н=Q(t)                                                                                 (2.10)

где т - пористость пласта;

t - продолжительность вытеснения.

Уравнение (2.10) показывает, что расход смеси не изменяется по координате х, так как нефть и вода приняты за несжимаемые жидкости.

Подставляя уравнение (2.7) в выражение (2.6), получаем

                                                                        (2.11)

В любой фиксированной точке пласта насыщенность s изменяется, а точки с фиксированным значением насыщенности s=const перемещаются со временем вдоль пласта в направлении движения жидкостей, тогда

                                                                           (2.12)

Откуда

                                                                                    (2.13)

Из уравнения (2.11) получаем

                                                                          (2.14)

Приравнивая выражения (2.13) и (2.14), получаем уравнение движения точки х (плоскости) с некоторой постоянной насыщенностью s=const, называемой характеристикой

                                                                                  (2.15)

Решение уравнения (2.15) при отсутствии подвижной воды в пласте в начальный момент времени можно записать так:

                                                                                    (2.16)

или

                                                                                          (2.17)

где - суммарное количество вторгшейся в пласт воды;

V=Fx - объем пласта;

- безразмерная пространственная координата.

Имея экспериментальные зависимости относительных проницаемостей κH(s) и κB(s) от водонасыщенности s (рисунок 2.1, а), можно построить сначала, используя уравнение (2.4), функцию f(s), затем графическим дифференцированием - df(s)/ds (рисунок 2.1,б). Так как , то соответственно имеем сразу график распределения насыщенности s пласта подвижной водой вдоль безразмерной координаты ζ (рисунок 2.1, в), который идентичен графику рисунка 2.1, б. Из рисунка 2.1, в видно, что насыщенность в каждой точке пласта  в каждый момент времени t является двузначной. Физически такое абсурдно - в каждой точке в каждый момент времени должна существовать только одна вполне определенная насыщенность. Отсюда следует, что зависимость s от ζ, справедлива только до некоторого значения ζ = ζф и при ζф значение s должно изменяться скачком от s=sф, до s = scв, где sсв - содержание связанной воды. Таким образом, для устранения двузначности допускаем существование скачка насыщенности и вводим понятие фронта вытеснения, а безразмерная координата ζф является координатой фронта вытеснения. Можно показать, что

                                                                                   (2.18)

откуда

.                                            (2.19)

Соотношение (2.19) выражает тангенс угла наклона касательной к кривой f(s), проведенной из точки s = sсв, тогда абсцисса точки касания К будет равна sф. Графически ζф и sф можно определить из условия равенства площадей, заштрихованных на рисунке 2.1, в горизонтальными линиями. Отметим, что на рисунке 2.1, в sн и sнф обозначают насыщенность породы подвижной нефтью в водонефтяной зоне и на фронте вытеснения.

Рисунок 2.1 - Зависимости относительных проницаемостей (а), доли воды f(s), df(s)/ds от водонасыщенности s пласта (б) и водонасыщенности s от безразмерной координаты ζ (в)

Средняя водонасыщенность в зоне вытеснения до прорыва воды из пласта равна нефтеотдаче, точнее коэффициенту вытеснения, который можно представить так:

                                                                           (2.20)

Равенство объемов закачанной в пласт воды и вытесненной оттуда нефти можно записать:

                                                                          (2.21)

откуда

                                                                            (2.22)

т. е. интеграл в уравнении (2.22) (площадь, заштрихованная на рисунке 2.2, в вертикальными линиями) равен единице. Здесь Vф - объем пласта в зоне вытеснения, а ζф = mVф/QƩ. Тогда

                                                                                            (2.23)

или

                                                                                  (2.24)

Отсюда, учитывая уравнение (2.19), приходим к выводу, что коэффициент безводной нефтеотдачи увеличивается с уменьшением отношения µо, т. е. с увеличением вязкости вытесняющей фазы и (или) уменьшением вязкости нефти.

Полученные формулы справедливы в безводный период разработки пласта, когда фронт вытеснения не подошел еще к концу пласта. Продолжительность безводного периода можно определить так. Поскольку ζф = mVф/QƩ , то при Vф = FLK, где LK - длина пласта, найдем

Ʃ = mVф/ ζф                                                                                  (2.25)

а по нему в момент времени подхода фронта к концу пласта t=tобв.

Для расчетов в водный период, т. е. при t>tобв, можно считать, что фронт вытеснения перемещается дальше в фиктивном продолжении пласта. Водонасыщенность составит на фиктивном фронте sф, а при x = LK величину sк. Неизвестную величину sк находят по sф, а затем по sк вычисляют другие параметры. Подробнее об этом изложено в учебнике Ю.П. Желтова [7] и монографии М.Л. Сургучева [8].

Модель Баклея-Леверетта косвенно учитывает капиллярные силы через фазовые проницаемости. Капиллярные силы более полно учитываются в модели Рапопорта-Лиса через экспериментальную функцию насыщенности (функцию Леверетта). Анализ показывает, что капиллярные силы «размазывают» фронт, поэтому при их учете скачок насыщенности отсутствует и насыщенность изменяется непрерывно до насыщенности связанной водой. Экспериментами было обнаружено, что при постоянной скорости вытеснения распределение насыщенности в переходной области вблизи фронта не меняется со временем, т. с. образуется так называемая стабилизированная зона. Она перемещается, не изменяя своей формы.

Экспериментами В.В. Девликамова по вытеснению нефти водой из модели горизонтального однородного пласта установлено, что за счет действия гравитационных сил происходит опережающее продвижение воды вдоль его нижней части, т. е. вертикальный сначала фронт воды растекается в нефтяную часть по подошве пласта и искривляется.

Рассмотренные решения применяются при оценочных расчетах технологических показателей разработки месторождений, а также могут служить тестами при оценке точности численных методов решения более общих задач (неодномерное движение, сжимаемость фаз и др.).

Однако теория непоршневого вытеснения нефти водой разработана только применительно к модели однородного пласта. Реальные пласты неоднородны как по толщине, так и по простиранию, т. е. проницаемость отдельных слоев изменяется не только при переходе от слоя к слою, но и по длине. Если пласт достаточно хорошо изучен и различие отдельных участков его по площади велико, то его можно разбить на отдельные элементарные объемы прямолинейного пласта длиной l, общей толщиной h и шириной b.

Для каждого элементарного объема строится своя модель слоисто-неоднородного пласта. При недостаточной изученности пласта создается единственная модель слоисто-неоднородного пласта для всей залежи в целом. Отметим, что при использовании численных методов пласт также разделяется на некоторое число конечно-разностных ячеек, которое ограничивается вычислительными возможностями ЭВМ и сложностью решаемых задач. Одна ячейка может иметь размеры в несколько десятков и даже сотен метров.


3. Расчет технологических показателей разработки на основе моделей однородного пласта и непоршневого вытеснения нефти водой при однорядной системе заводнения

3.1 Постановка задачи

Нефтяное месторождение площадью нефтеносности 2500* разрабатывается с использованием однорядной системы расположения скважин. Равномерно в течение 5 лет вводятся в разработку 20 элементов системы (на один элемент приходится одна скважина - «0,5 добывающей» и «0,5 нагнетательной»). Длина одного элемента системы разработки  и ширина м. Параметры вводимого в разработку нефтяного пласта месторождения следующие: общая нефтенасыщенная толщина пласта , пористость , насыщенность связанной водой , вязкость нефти в пластовых условиях , вязкость воды , абсолютная проницаемость пласта , коэффициент охвата пласта воздействием по толщине

При этом  Требуется:

)определить изменение во времени добычи нефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы разработки и для месторождения в целом;

) определить перепад давления в элементе системы разработки (разность между давлением в нагнетательной скважине  и давлением в добывающей скважине), если радиус нагнетательной скважины , а приведенный радиус добывающей скважины [9].


3.2 Расчет показателей разработки элемента однорядной системы

Вытеснение нефти водой из пласта происходит в соответствии с вытеснением по модели непоршневого вытеснения. Относительные проницаемости для нефти и воды  и , зависящие от водонасыщенности s, выражаются следующими формулами:

 

 

Прежде всего необходимо определить численные значения коэффициентов а и b, входящих в приведенные зависимости  и .

Так, значение коэффициента b находим из условия (см рис 1) =1. Имеем

 

Значение коэффициента a установим из условия

 

Отсюда

 

Таблица 3.1 - Зависимость относительных проницаемостей нефти kн(s) и воды kв(s), f(s) от водонасыщенности s

si, доли ед.

kн(s), доли ед.

kв(s), доли ед.

f(s), доли ед.

f'(s), доли ед.

0,07

1,00

0,00

0,00

0,00

0,1

0,92

0,00

0,01

0,30

0,2

0,68

0,03

0,19

1,81

0,3

0,47

0,10

0,51

3,24

0,40

0,30

0,20

0,77

2,59

0,50

0,17

0,35

0,91

1,38

0,60

0,08

0,53

0,97

0,61

0,7

0,02

0,74

0,99

0,23

0,8

0,00

1,00

1,00

0,05


Рисунок 3.1- Зависимость относительных проницаемостей для нефти и воды от насыщенности

В соответствии с теорией фильтрации неоднородных жидкостей распределение водонасыщенности в пласте пр  находят следующим образом

 

 

где μв - вязкость воды, мПа·с;

μн - вязкость нефти, мПа·с.

Водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, т.е. при

 

При этом  при  Из кривых относительных проницаемостей имеем также, что

Распределение водонасыщенности в пласте можно найти аналитическим путем из соотношений, подставив заданные относительные проницаемости в функцию  Однако такой метод определения распределения насыщенности довольно сложный. Проще найти распределение насыщенности графоаналитическим методом. Так соотношение тангенс угла наклона касательной, проведенной из точки  на графике, представленном на рисунке 3.2, к кривой , т.е.

 

где f(Sв) - значение функции, определяемое по графику (рисунок 3.2);

Sв - водонасыщенность на фронте вытеснения;

Sсв - насыщенность связанной водой.

Проведя касательную к кривой  из точки  получим что  .

До того как фронт вытеснения нефти водой дойдет до конца пласта  из пласта будет извлекаться безводная продукция, т.е. чистая нефть. В момент времени  значение . Этот момент можно определить из соотношения 3.34, положив в нем . Имеем

Рисунок 3.2 - Зависимость f(s) от s

 

где  объем пор пласта. Подставляя в приведенное выражение заданные условием задачи значения входящих в него величины, а также , получаем года

При  из пласта будет добываться нефть вместе с водой. Для определения технологических показателей разработки элемента при , т.е. в так называемый «водный период разработки», поступим следующим образом. Будем представлять вытеснение нефти водой из элемента пласта при  таким образом, как будто фронт вытеснения, когда , существует, но он протекает за пределы элемента, т.е. имеется фиктивный, кажущийся фронт вытеснения при , будет  Используя изложенную гипотезу, нетрудно получить соотношение для определения .

 

 

Отсюда

 

Соотношение (3.3) служит для определения при. Значение  можно также определить аналитическим путем. Но при этом получают громоздкие выкладки. Проще это сделать графоаналитическим методом, для чего необходимо построить функцию  Такое построение выполняют методом графического дифференцирования. Функция  представлена на рисунке 3.3. Задавая различные значения  и зная  и , по формуле (3.9), которая применительно к условиям данной задачи приобретает вид

Определяем  затем по графику (см. рис 3.3) - искомое значение .

Рисунок 3.3 - Зависимость f’’(s) от s

Значение  соответствует обводненности продукции элемента , так что .

Текущая добыча нефти из элемента , приведенная к пластовым условиям, при  составит , а добыча воды

Текущую нефтеотдачу  для элемента разработки определяют следующим образом:

 

Таблица 3.2 - Динамика во времени показателей f’(s-),s-,vэ, qнэ, qвэ, ηэ и Q

t, годы

f'(s)

s, единиц

vэ, единиц

qнэ, м3/сут

qвэ, м3/сут

qн, м3/сут

ŋэ, единиц

0

-

-

0

0

0


0

1

-

-

0

150

0

150

0,01

2

-

-

0

150

0

300

0,03

3

-

-

0

150

0

450

0,06

4

2,51

0,5

0,79

31,5

118,5

540,75

0,10

5

2,01

0,55

0,84

24

126

568,5

0,13

6

1,67

0,58

0,85

22,5

127,5

591,75

0,16

7

1,44

0,6

0,87

19,5

130,5

612,75

0,20

8

1,26

0,62

0,875

18,75

131,25

631,875

0,23

9

1,12

0,64

0,88

18

132

650,25

0,27

10

1,00

0,66

0,89

16,5

133,5

667,5

0,30


Как видно из таблиц и графиков, характер вытеснения нефти водой при условиях, принятых в заданной задаче, близкий к поршневому. Определим показатели разработки месторождения в целом с учетом последовательного ввода элементов в разработку. При этом используем ту же методику подсчета показателей разработки по месторождению в целом. В таблице 3.3, например, показана добыча нефти по группам элементов и по месторождению в целом, а в таблице 3.3 - добыча воды. На рисунке 3.3 дано изменение во времени добычи нефти, обводненности продукции и нефтеотдачи по по всему месторождению. Как видно, через 10 лет после начала разработки месторождениями нефтеотдача достигнет значения ŋ=0,3единиц , а обводненность продукции v составит 0,89 единиц.

Таблица 3.3 - Динамика добычи нефти по месторождению

t, годы

Добыча нефти (10^3 м^3 / сут) по группам элементов

Добыча нефти из месторождения, 10^3 м^3 / сут


1

2

4

5


1

3

-

-

-

-

3

2

3

3

-

-

-

6

3

3

3

3

-

-

9

4

0,63

3

3

3

-

9,63

5

0,48

0,63

3

3

3

10,11

6

0,45

0,48

0,63

3

3

7,56

7

0,39

0,45

0,48

0,63

3

4,95

8

0,375

0,39

0,45

0,48

0,63

2,325

9

0,36

0,375

0,39

0,45

0,48

2,055

10

0,33

0,36

0,375

0,39

0,45

1,905


Таблица 3.4 - Динамика добычи воды по месторождению

t, годы

Добыча воды (10^3 м^3 / сут) по группам элементов

добыча нефти из месторождения, 10^3 м^3 / сут


1

2

3

4

5


1

0

-

-

-

-

0

2

0

0

-

-

-

0

3

0

0

0

-

-

0

4

0

0

0

0

-

0

5

2,37

0

0

0

0

2,37

6

2,52

2,37

0

0

0

4,89

7

2,55

2,52

2,37

0

0

7,44

8

2,61

2,55

2,52

2,37

0

10,05

9

2,625

2,61

2,55

2,52

2,37

12,68

10

2,64

2,625

2,61

2,55

2,52

12,95



Рисунок 3.4 - Зависимость vэ, qнэ и ηэ от времени t

3.3 Расчет показателей разработки месторождения

Результаты расчета показателей разработки месторождения приведены в таблицах и на рисунках.

Таблица 3.5 - Результаты расчета текущей и накопленной добычи нефти из месторождения

Время t, лет

Текущая добыча нефти, т/год

Накопленная добыча нефти, т

1

1095

1095

2

2190

3285

3

3285

6570

4

3514,95

10084,95

5

3690,15

13775,1

6

2759,4

16534,5

7

1806,75

18341,25

8

848,62

19189,875

9

750,07

19939,95

10

695,32

20635,27



Таблица 3.6 - результаты расчета текущей и накопленной добычи воды из месторождения

Время t, лет

Текущая добыча воды

Накопленная добыча воды

1

0

0

2

0

0

3

0

0

4

0

0

5

865,05

865,05

6

1784,85

2649,9

7

2715,6

5365,5

8

3668,25

9033,75

9

4626,37

13660,12

10

4724,92

18385,05


Рисунок 3.5 - Динамика текущих добычи нефти, жидкости, закачки воды

Рисунок 3.6 - Динамика обводненности жидкости и коэффициента нефтеизвлечения

Рисунок 3.7 - Динамика общего фонда скважин, фондов добывающих и нагнетательных скважин

3.4 Расчет перераспределения давления в пласте

При решении данной задачи, как и всех последующих настоящей главы, используем метод фильтрационных сопротивлений, согласно которому фильтрационные сопротивления в пласте с системой скважин подразделяются на внутренние существующие вблизи скважин при (r - текущий радиус, σ - половина расстояния между нагнетательными или добывающими скважинами), и внешние, возникающие при движении нефти и воды между контурами (рядами), на которых расположены нагнетательные и добывающие скважины.

В процессе фильтрации воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, возникают, в соответствии со сказанным, внутренние фильтрационные сопротивления при  . Расход воды , закачиваемой в одну нагнетательную скважину, определяют по формуле

 

Общий расход воды, закачиваемой в ряд нагнетательных скважин 2 длиной L, равен q. Однако будем считать, что влево от этого ряда в сторону ряда добывающих скважин 1 поступает расход воды, равный q/2. Вторая половина воды уходит вправо от ряда нагнетательных скважин 2.

Так как режим жестководонапорный,

=

где  - дебит одной добывающей нефть скважины.

Фильтрация воды от ряда нагнетательных скважин 2 до фронта вытеснения нефти водой, отстоящего на расстоянии x= от ряда нагнетательных скважин, описывается, в соответствии с законом

Дарси, следующей формулой

 

Соответственно на участке между фронтом вытеснения и рядом добывающих скважин l имеем

 

Дебиты добывающих скважин определяют по формуле

 

Перепишем приведенные выше формулы следующим образом:

 

 

 

 

После сложения приведенных формул получим

 

Если подставить в последнюю формулу значения входящих в нее величин, приведенных в условии задачи, получим

Таблица 3.8 - Динамика распределения давления в пласте

хв

10

250

500

pн-рс

4,253476795

21,70143545

45,72549341

Таблица 3.7 - Результаты расчета показателей разработки месторождения при однорядной системе заводнения

Показатель

Год


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1 Текущая добыча нефти, тыс. м3/год

1095

2190

3285

3515

3690

2759

1806

848

750

695

2 Накопленная добыча нефти, тыс. м3

1095

3285

6570

10085

13775

16534

18341

19189

19939

20635

3 Текущая добыча воды, тыс. м3/год

0

0

0

0

865

2649

5365

9033

13660

18385

4 Текущая добыча жидкости, тыс. м3/год

1095

2190

3285

3515

4500

4500

4500

4500

4500

4500

5 Текущая закачка воды, тыс. м3/год

1460

2920

4380

5840

4500

4500

4500

4500

4500

4500

6 Обводненность жидкости, доли ед.

0

0

0

0

0,79

0,84

0,85

0,875

0,88

0,89

7 Темп добычи нефти (разработки), %

0,99

1,98

2,97

3,96

4,96

4,21

3,43

2,59

1,72

8 Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

0,01

0,03

0,06

0,10

0,15

0,18

0,21

0,24

0,26

0,27

9 Общее число скважин

20

40

60

80

100

100

100

100

100

100

10 Число добывающих скважин

10

20

30

40

50

50

50

50

50

50

11 Число нагнетательных скважин

10

20

30

40

50

50

50

50

50

50

12 Средний дебит жидкости для добывающей скважины, м3/сут

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

13 Средний дебит нефти для добывающей скважины, м3/сут

300

300

300

300

67

63

45

37,5

36

33

14 Средняя приемистость нагнетательной скважины, м3/сут

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведены технологические расчеты для однорядной системы заводнения при расстоянии между добывающими и нагнетательными скважинами 500 м. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин в элементе системы заводнения 1:1. Режим разработки - жесткий водонапорный.

Расчеты выполнены для модели однородного пласта. Пористость 0,22 долей ед., нефтенасыщенная толщина 10 м. Вязкость нефти в пластовых условиях 5 мПа×с, вязкость воды 1 мПа×с.

Прогноз выполнен на 10 лет с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой. Количество проектных скважин 100, из них 50 добывающих и 50 нагнетательных. Порядок ввода скважин: равномерно во времени в течение 5 лет вводятся в разработку 100 элементов системы. Текущая закачка воды в элемент системы разработки равна 150 м3/ сут.

Из полученных результатов следует, что для месторождения максимальная текущая добыча нефти будет достигнута на 5 год, накопленная добыча нефти к концу расчетного срока составит 20635,27 тыс. м3. Максимальный средний дебит скважин составит: по нефти 300 м3/сут, по жидкости 300 м3/сут. К концу расчетного срока средняя обводненность жидкости достигнет 0,87 долей ед., действующий фонд - 100 скважин, коэффициент нефтеизвлечения - 0,27 долей ед..

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Нефтегазопромысловая геология: терминологический справоник/под ред. М.М. Ивановой. - М.: Недра, 1983. - 262 с.

. ГОСТ Р 53710-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки [Электронный ресурс]. - Введ. 2011-07-01. - Режим доступа: http://protect.gost.ru.

. ГОСТ Р 53713-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Программные средства для проектирования и мониторинга процесса разработки месторождений. Основные требования [Электронный ресурс]. - Введ. в действие 2011-01-01. - Режим доступа: http://protect.gost.ru.

. Руководство по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья/ Министерство природных ресурсов России [Электронный ресурс] - М., 2006. 145 с.

. Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений [Текст]: учебник для вузов / В.С. Бойко. - М.: Недра, 1990. - 427 c.

. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений [Текст] : учебник для вузов/ Ю.П. Желтов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1998. - 365 с.

. Сургучев, Л.М. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов [Текст]. - М.: Недра, 1985.

. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений для вузов [Текст] / Ю.П. Желтов [и др.]. - М.: Недра, 1985. - 296 с.

. Учеб.-метод. пособие к курсовому проектированию по дисциплине «Разработка и проектирование нефтегазовых месторождений»: учебное электронное издание (© 2008 Уфимский государственный нефтяной технический университет); производитель: Уфимский государственный нефтяной технический университет (филиал в г. Октябрьском), номер государственной регистрации 0321100089 от 25.01.2011. - (0,615 Мб). - 37 с.

Похожие работы на - Расчет показателей разработки однородного объекта при непоршневом вытеснении нефти водой

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!