Проектування розробки газових родовищ при пружно-водонапірному режимі покладу.

1. Системи розробки.

2. Проектування розробки нафтового родовища при пружно-водонапірному режимі покладу.

Система розробки нафтових родовищ. Вона охоплює комплекс технологічних і технічних заходів з управління про­цесом розробки покладів нафти, направлених на досягнення високого вироблення запасів нафти з продуктивних пластів і дотриманні умов охорони надр. Система розробки встановлює кількість об'єктів самостійної розробки в розрізі родовищ, кі­лькість, розміщення свердловин, а також послідовність їх бу ріння, обґрунтовує необхідність і нибір методу штучного вплив) на продуктивні пласти, визначає спосіб експлуатації' свердловин і основні заходи щодо регулювання процесу роз робки для досягнення високої нафтовіддачі, встановлює ком плекс заходів з дослідницьких робіт на покладах нафти і з контролю за станом вироблення.

Оскільки для одного й того ж родовища може бути безліч систем розробки, які відрізняються кількістю видобувних свердловин, розташуванням свердловин на структурі, методом впливу на продуктивні пласти тощо, необхідно сформулювати поняття раціональної системи розробки. Воно формулюється таким чином: раціональна система розробки повинна забезпечувати потреби держави з видобутку нафти і газу з мінімальними витратами і, у міру можливості, високими коефіцієнтами нафтовіддачі.

Проектування розробки нафтового родовища полягає врозгляді великої кількості варіантів розробки, які відрізняються кількістю і темпом розбурювання родовищ, методом підтримування пластового тиску та способами експлуатації, а потім серед них вибирається варіант, який би відповідав вимогам раціональної системи розробки.

Так, для початкової стадії розробки нафтових родовищ у природних умова. Проявлення^_режиму головну роль відіграють сили пружності пласта і пластових рідин. У міру зниження пластового тиску може настати момент, коли тиск стане нижче тиску насичення, тоді в пласті отримає розвиток режим розчиненого газу. Якщо в покладі проявляється напір пластових вод, то в ньому отримує розвиток водонапірний режим, який характе­ризується постійним пластовим тиском.

Зазначимо, що, говорячи про показники розробки покладів нафти і газу, маються на увазі встановлені закономірності в зміні видобутку нафти, газу і пластового тиску в часі.

Пружноводонапірний режим характеризується проявленням пружних сил стиснутої рідини і породи. Область проявлення пружноводонапірного режиму по тиску знаходиться вище тиску насичення. Це не означає, що пружні сили не проявляють себе при зменшенні тиску нижче тиску насичення.

За прийнятою класифікацією режимів, коли режим виді­ляється за головною (превалюючою) силою, при падінні плас­тового тиску нижче тиску насичення, пружні сили вже не віді­грають істотної ролі у витісненні нафти. Хоч слід зазначити, що в конкретній геолого-промисловій обстановці можуть мати місце випадки, коли для невеликих покладів нафти з великими гідродинамічними областями, зайнятими водою, пружні сили відіграють істотну роль навіть у випадку зниження пластового тиску з зоні відбору нижче тиску насичення.

коефіцієнти об'ємної пружності рідини і породи; то - пористість і густина породи за початкового тиску. За зміни тиску на з пласта об'ємом ^! буде звільнений за рахунок пружного розширення рідини і породи такий об'єм рідини:

Враховуючи, що , з (2.49) можна записати

Позначивши отримаємо

Коефіцієнт названо коефіцієнтом пружності пласта Він показує зміну пружного запасу рідини в одиниці об'єму при зміні тиску на 1 МПа.

Недоліком формули для визначення кількості рідини отриманої за рахунок пружного розширення рідини і городи, с те, що вона не пов'язана з часом. Тому доцільнішою для визначення показників розробки буде формула

де - пластовий тиск на момент часу із точці пласта, що знаходиться на відстані від центра; р₀ - початковий пластовий тиск; - відбір рідини з покладу, що приймається постійним; - гідропровідність пласта; - відстань від центра Покладу до точки пласта, в якій оцінюється зміна тиску де - п'єзопровідність;інтегральна експонентальна функція, значина якої подається за таблицями в довід­никах з альна функція,

Якщо функцію з достатньою для прак гики точністю (похибка менше 5%) можна замінити її приблизним рішенням

де с - постійна Ейлера, рівна 0,5772.

Якщо прийняти і врахувати (2.71), то отримаємо

формулу для зміни тиску в часі на^вибої_срер"аоаинв, що ви­користовується під час оброблення кр'ивих відновлення тиску за методом дотичної (див параграф 2.3):

(формулою (2.69) в нафтопромисловій практиці корис­туються для оцінки зміни тиску в часі залежно від відбору на початковій стадії розробки покладу нафти, коли на покладі є невелика кількість свердловин. При цьому припускають, що відбір зосереджений в центрі свердловини, а зміна тиску ви­значається на відстані від центра.

Виконавши розрахунки за декількома варіантами, шо відрізняються заданням визначаємо тривалість екс­плуатації покладу в умовах пружловодонапірного режиму.

На рис. 2.13 показано зміну тиску в чясі, розраховану для різних значин відбору , що приймаються постій­ними. З порівняльних розрахунків, показаних у вигляді графіків на рис.2.13, можна зробити практичні висновки щодо прийнятті до впровадження відборі' рідини., узгодивши його за термінами і з завершенням будівництва об'єктів підгримування пластового тиску чи об'єктів для збирання газу, Нерегульовалий відбір рідини а умовах пружноводонапірного режи­му може призвести до того, що в покладі отримає розвиток режим розпиленого газу з різким збільшенням газового фактора і ресурсів газу.

Якщо в таких умовах облаштування площі об'єктами підтримування пластового тиску і зоору газу ще незавершено, то газ приходиться спалювати в факелах чи йти на сутгєве обмеження відбору нафти з покладів.

Рисунок 2.13 - Зміна пластового тиску в часі для різних значим відбору Q1, Q2, Q3 (відповідно кривих 1,2,3)

Розрахунки в умовах пружноводонапірного режиму виконуються, як правило, на початку розробки покладу нафти, коли параметри продуктивного пласта та насичуючих рідин вивчені недостатньо за невиликою кількістю свердловин. Крім того, сгіещйріка розвідки нафтових родовищ полягає в тому, що після попадання розвідувальною свердловиною на нафтове поле, закладання наступних розвідувальних свердловин пла­нується таким~чином щоб не вийти за межі нафтоносності. За кінцевими результатами виявлііється що на стадії підготовки покладу нафти до розробки центральна нафтонасичена части­на покладу більш- менш вивчена, а крайові, особливо закон-турні частини пласта виявляються вивченими досить слабо.

Усе це зумовлює незбіжність розрахованої зміни тиску вчасі з фактичними результатами. На характер кривої зміни тиску в часі виливають, у першу чергу, параметри пласта і рідини в законтурній частині.

На рис. 2.14 зображено теоретичну і фактичну криві зміни тиску в часі. Розрахунки теоретичної кривої виконано за формулою (2.69) з використанням фактичного дебіту і параметрів пласта і рідини, визначених для початкової стсдії розробки. Розбіжність кривих зумовлена причинами, викладени­ми вище.

Для узгодження теоретичної кривої з фактичною (практичною) чинять так.

1

Рисунок 2.14 - Теоретична (1) і фактична (2) криві зміни тиску в часі

Годі формула приймає вигляд

. Записують формулу (2.73) для двох фактичних моментів часу

Зниження тиску для цих моментів часу відповідно З системи рівнянь (2.74) розраховуються

З системи рівнянь (2.74) розраховуються і . Щоб отримати з системи (2.74) розв'язок відносно , слід скориста­тися наближеним розв'язком для інтегральної експоненціальної функції в (2.71).

За значеннями коефіцієнтів робиться висновок про характер розбіжностей в параметрах центральної і законтурн'ої частин пласта.

Так, якщо то можна зробити висновок, що гідропро-відність центральної і законтурної частин однакова. Якщо , то має місце погіршення параметра у законтурній частині пласта. Якщо то у законтурній частині збільшується. Якщо то пористість в законтурній частині пласта зменшується і, навпаки, якщо - збільшується.

Лекція 28

Загальна характеристика методів прогнозування розробки родовища

1. Методи прогнозування розробки родовища.

2. Методи побудови характеристик витіснення

Методи прогнозування розробки родовища

Під прогнозуванням розуміють обґрунтування передбачень про наступний розвиток, тобто про перебіг технологічного процесу розробки родовища в майбутньому.

Отже, до методів прогнозування відносять усі методи моделювання процесу розробки, в тому числі розглянуті гідродинамічні методи визначення технологічних показників розробки. Експрес-методам прогнозування характерний чисто емпіричний підхід, їх розглядаємо як статистичні методи моделювання.

Розрізняють короткочасне або поточне (до 3 років) і перспективне або довготривале (на 5, 10, 15, 20 і більше років) прогнозування. Статистичне прогнозування є важливим розділом теорії проектування і аналізу розробки нафтових родовищ, особливо на пізній стадії.

У нафтопромисловій практиці в основному здійснюється прогнозування поточного і накопиченого видобутку нафти та рідини, обводнення продукції та коефіцієнта нафтовилучення, а також визначення початкових видобувних запасів нафти.

татистичні методи прогнозування показників розробки нафтових родовищ можна поділити на три групи:

а) які грунтуються на виявленні закономірностей, отриманих у результаті аналізу практичних даних по одних родовищах, і на прогнозуванні показників розробки по нових, інших, у деякій мірі аналогічних родовищах (методи екстраполяції показників розробки по одних родовищах на інші родовища);

б) які грунтуються на дослідженні обводнених зон пласта (об'ємні методи прогнозування показників розробки родовищ);

в) використовування залежностей одних технологічних показників від інших (методи взаємозв'язку технологічних показників розробки родовища).

Статистичні методи екстраполяції показників розробки по одних родовищах на інші родовища

Серед методів першої групи виділяють три підгрупи.

До першої підгрупи відносять методи, в яких використовують апарат регресійного аналізу, а також метод адаптації і навчання з наступним розпізнаванням образів. Внаслідок цього встановлюється багатовимірна кореляційна залежність коефіцієнта нафтовилучення від властивостей колекторів, рідин і деяких технологічних показників розробки, яку використовують для прогнозування коефіцієнта нафто­вилучення нових родовищ.

Наприклад, на основі результатів тривалої розробки 50 покладів Урало-Поволжя залежність кінцевого коефіцієнта нафтовилучення подано у вигляді:

де µ_о - відношення динамічних коефіцієнтів в'язкостей нафти і води; k - коефіцієнт проникності пласта; Т_пл - пластова температура; h - товщина пласта; k_п - коефіцієнт піщанистості; Q_ВНЗ - частка балансових запасів водонафтової зони від запасу всього покладу; s_Н - нафтонасиченість; s_С - густота сітки свердловин (відношення загальної площі покладу до кількості введених в експлуатацію свердловин).

Ці методи широко застосовуються в промисловій практиці.

До другої підгрупи можна віднести вивчення досвіду розробки великої кількості нафтових родовищ, що дало змогу встановити ряд важливих наближених практичних правил для прогнозування процесу обводнення і нафтовилучення.

Третя підгрупа містить методи, які грунтуються на однакових припущеннях.

Наприклад, свердловина з великим дебітом зменшує дебіт швидше, ніж свердловина з невеликим дебітом. Звідси випливає, що за відсут­ності достатньої інформації про минулий видобуток із одних свердловин ділянки можемо встановити їх об'єм видобутку в майбут­ньому на основі даних про минулий видобуток із інших свердловин. Прогнозний видобуток із покладу матимемо, додаючи його складові по свердловинах.

У цій підгрупі був відомий метод кривої середньої продуктивності. Суть його полягає в побудові кривих падіння видобутку (залежність видобутку нафти від часу експлуатації) по окремих свердловинах і в подальшому осередненні цих кривих.

Серед них можна виділити методи, які передбачають побудову:

а) залежності поточного коефіцієнта нафтовилучення і частки нафти в потоці рідини від об'ємів відібраної рідини для окремих груп родовищ, що характеризуються подібними умовами;

б) залежності "дебіт - накопичений видобуток", "обводненість накопичений видобуток", "дебіт - час" ж по окремих свердловинах, так і по покладу;

в) залежності відношення накопиченого видобутку до максималь- ного річного відбору і водонафтового фактора від поточної обвод- неності продукції.

Статистичні об'ємні методи прогнозування показників розробки

родовищ

До методів другої групи відносять:

а) метод оцінки кінцевого коефіцієнта нафтовилучення з викорис- танням графічних залежностей поточного коефіцієнта нафтовилучення від ступеня вироблення запасів і величини заводненого об'єму пласта;

б) метод ізохрон обводнення, який містить побудову графічних залежностей коефіцієнта охоплення заводненням покладів і коефі- цієнтга нафтовилучення від безрозмірного часу (накопичений видо- буток рідини, виражений у відсотках від початкових балансових запасів нафти) та інш.

Ці методи характеризуються складністю і трудомісткістю робіт, невисокою точністю визначення заводненої площі або об'ємів.

Статистичні методи взаємозв'язку технологічних показників розробки родовища

Третя група методів, які використовують залежності одних технологічних показників від інших, є основною в даний час. Із цієї групи можна виділити дві підгрупи стосовно до режимів виснаження і до водонапірного режиму.

Побудова графіків перебігу показників розробки в часі

Стосовно до режимів виснаження з метою прогнозування

очікуваного видобутку нафти будують графіки фактичних показників

розробки родовища за останні 3-5 років.

При цьому, якщо кількість видобувних свердловин за зазначений

період не змінюється, то враховують видобуток нафти в цілому по

покладу

Переважно загальний видобуток нафти по покладу значно залежить від кількості працюючих свердловин, яка змінюється у зв'язку із введенням нових свердловин із буріння, відключенням обводнених, проведенням ремонтів. Тому з метою прогнозування будують графіки зміни дебіту ц на відпрацьовану свердловино-добу в часі ї.

Потім до фактичного графіка в машинній програмі МаЙіСАО з використанням оператора лінійної регресії підбирають емпіричну (кореляційну) формулу, наприклад,

(4.2)

(4.3)

…,

де а, в, с, f — сталі коефіцієнти, які визначаються на основі статистичного оброблення фактичних даних.

Формули (4.2), (4.3) і (4.4) описують випадки відповідно так званого гармонічного (в = 1, с=1), гіперболічного (1≥с≥0) і однакового процентного (показникового) зменшення дебіту. Зазначимо, що формула (4.2) за f = 1 була теоретично виведена Л.С. Лейбензоном.

Для оцінки ступеня точності підібраного рівняння обчислюють кое­фіцієнт кореляції в разі прямолінійної залежності і кореляційне відно­шення - в разі криволінійної. Перед обробленням, якщо вдається, залежності переважно зводять до рівняння прямої лінії, наприклад логарифмуванням. Значина коефіцієнта кореляції r (кореляційного відношення) може змінюватися від 0 до ± 1. Якщо r = 1, кореляційна залежність перетворюється в точну функціональну залежність, а якщо r = 0, кореляційного зв'язку між досліджуваними параметрами не існує. Вважають, що за r = 0,5 збіжність результатів задовільна, за r = 0,7 - добра, за r > 0,7 - відмінна. Із розглянутих залежностей для подальшого прогнозування показників розробки вибирають ту, для якої коефіцієнт кореляції (кореляційне відношення) є найбільшим (за абсолютною величиною). Для спадних кривих коефіцієнт кореляції має знак мінус, для висхідних - плюс.

Встановивши значину коефіцієнтів і визначивши ступінь точності рівняння, розраховують очікуваний видобуток, задаючись часом у підібраному рівнянні. Інтервал прогнозування (ділянка екстраполяції) не має перевищувати, як правило, половини фактичного інтервалу прогнозування накопиченого видобутку нафти запропоновано використовувати залежності

t_i, t_j – періоди розробки.