Классификация режимов работы залежей

ВВЕДЕНИЕ В ДИСЦИПЛИНУ.

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ЗАКОНЫ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ.

Предмет и задачи подземной гидромеханики. Этапы развития науки.

Подземная гидромеханика - это наука о движении нефти, вод, газа и их смесей в пористых и трещиновато-пористых горных породах, слагающих продуктивные пласты и массивы.

Основу подземной гидромеханики составляет теория фильтрации, а сама наука является теоретической основой разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Назначение и сущность гидродинамических методов моделирования

Фильтрационных процессов

Разработка залежи - это вызов процесса движения пластовых жидкостей и управление его дальнейшим течением с помощью скважин.

Система разработки залежи должна обеспечивать:

а) заданный уровень добычи нефти;

б) минимум затрат;

в) возможно более полное извлечение нефти из недр.

Такая система является рациональной.

Установить рациональную систему разработки можно только путем анализа большой совокупности схем и вариантов разработки, сравнивая показатели разработки при осуществлении различных вариантов. Для этого нужно как бы заставить данную залежь работать в различных технологических условиях. Решить эту задачу путем непосредственного промыслового эксперимента невозможно. С этой целью используют гидродинамические расчеты и моделирование, то есть рассчитывают показатели разработки с помощью тех или иных теоретических зависимостей. Далее в процессе технико-экономического анализа устанавливаются рациональная схема и наивыгоднейший вариант.

При проектировании систем разработки первостепенное значение имеют следующие вопросы:

1) определение оптимальных схем размещения добывающих и нагнетательных скважин и порядка ввода их в работу;

2) определение забойных давлений и дебитов скважин как добывающих, так и нагнетательных в различные моменты процесса разработки;

3) установление динамики текущей добычи нефти и обводнения залежи;

4) определение сроков работы отдельных групп скважин, а также полного срока разработки залежи;

5) выявление характерных особенностей продвижения границы раздела вода-нефть (нефть-газ).

Все эти вопросы решаются отдельно для каждого варианта разработки с помощью гидродинамических расчетных методов.

 

Сущность гидродинамических методов заключается в установлении количественной связи между поведением дебитов скважин и давлений на забоях этих скважин и на определенных контурах, скоростей и сроков перемещения отдельных частиц пластовой жидкости в зависимости от формы залежи, параметров пласта, физико-химических свойств нефти, воды, газа и их смесей, числа и взаимного расположения скважин. Расчетные формулы базируются на:

- основных законах фильтрации жидкостей в пористых и трещиновато-пористых средах;

- законах взаимодействия отдельных скважин в процессе их совместной работы.

Перед выполнением гидродинамических расчетов необходимо собрать возможно более полные и достоверные данные о залежи как объекте разработки. Эти данные должны охарактеризовать строение залежи, физические свойства пород и жидкостей, условия эксплуатации скважин, а также содержать сведения об окружающей залежь области. Однако на стадии проектирования учесть все детали геологического строения залежи невозможно, так как мы располагаем данными по ограниченному числу скважин. Продуктивные же пласты обычно имеют весьма сложную форму как в плане, так и по вертикальному разрезу, а такие основные параметры как толщина, проницаемость и пористость могут существенно изменяться по объему пласта. Поэтому для получения надежных результатов проектирования требуется предварительно создать модель разработки.

Модель разработки можно определить как систему взаимосвязанных количественных представлений о разработке залежи, которая состоит из модели пласта и модели процесса извлечения. Обе модели всегда облечены в математическую форму, т.е. характеризуются определенными математическими соотношениями. Как любая другая математическая модель, они основаны на упрощении (идеализации) реального состояния или процесса, что позволяет создать расчетные схемы, учитывающие только основные эффекты.

Классический подход к моделированию как раз и заключается в том, чтобы сформулировать исходную задачу, описывающую физический процесс, а затем постараться ввести необходимое количество упрощающих предположений для формулировки новой задачи, решение которой может быть получено в виде формулы. При этом значение функции может быть определено для каждого значения аргумента. В этом заключается сущность аналитических расчетных методов. Аналитические методы моделирования фильтрационных процессов составляют основу классической теории фильтрации (в отличие от численных, или разностных, методов, которые в настоящем курсе не рассматриваются).

Итак, после сбора, обработки и систематизации исходных данных реальные пласты идеализируются. В первую очередь необходимо построить идеализированную расчетную схему залежи. Так как вертикальные размеры залежи обычно малы по сравнению с горизонтальными, то для этого:

1) заменяют действительную картину фильтрации ее проекцией на горизонтальную плоскость;

2) фактический постепенный переход от нефтенасыщенной части залежи к водоносной заменяют расчетным контуром нефтеносности с вертикальным ВНК;

3) полученную фигуру расчетного контура нефтеносности заменяют фигурой правильной геометрической формы: полосой, кругом, кольцом, сектором кольца или круга, сочетанием указанных простых форм.

Для построенной таким образом идеализированной расчетной схемы залежи принимается гипотеза об однородности пласта как по площади, так и по разрезу, либо используются модели неоднородного пласта (не путать с расчетной схемой, которая, в отличиеот модели пласта, учитывает только его геометрическую форму). Реальное плоское течение аппроксимируется квазиодномерным (заменяется сочетанием простейших форм фильтрационных потоков). Также выбирается определенная модель вытеснения (поршневое, непоршневое), после чего для той или иной схемы расстановки скважин рассчитываются средние показатели разработки.

В действительности благодаря сложности геологического строения залежи дебиты отдельных скважин и сроки их работы, а также продуктивность и сроки разработки отдельных участков залежи могут значительно отличаться от средних проектных. Это естественно, ибо проект не догма: по мере развития процесса разработки (по мере накопления новых фактических данных), а также по мере появления новых технических возможностей в него вносятся отдельные уточнения и коррективы. В основе получения новых проектных решений также лежат гидродинамические расчеты.

Подводя итог вышесказанному, можно, таким образом, отметить, что основными задачами подземной гидромеханики являются:

1) создание теории и методов расчета движения реальных жидкостей (газов) в пористых средах в процессе извлечения нефти или газа из недр;

2) получение данных, необходимых для научно обоснованного проектирования разработки месторождений углеводородного сырья.

Этапы развития науки

Начало развитию подземной гидромеханики было положено французским инженером А.Дарси, который в процессе работы над проектом водоснабжения г. Дижона провел многочисленные опыты по изучению фильтрации воды через вертикальные песчаные фильтры. В 1856 г. им была опубликована книга с описанием опытов. В ней же был сформулирован экспериментальный закон, в соответствии с которым скорость фильтрации жидкости прямо пропорциональна градиенту давления.

В эти же годы другой французский инженер Дюпюи опубликовал монографию, в которой впервые изложил гидравлическую теорию движения грунтовых вод.

Ч.Слихтер - гидрогеолог, работавший в США, - внес значительный вклад в развитие теории фильтрации. Им впервые были предложены модели идеального и фиктивного грунтов, показано, что пористость и просветность фиктивного грунта зависят не от диаметра частиц, а лишь от плотности их укладки.

Основоположниками отечественной школы теории фильтрации являются проф. Н.Е.Жуковский, академики Н.Н.Павловский и Л.С.Лейбензон.

Н.Е.Жуковский в 1889 г. опубликовал первую работу по теории фильтрации “Теоретическое исследование о движении подпочвенных вод”. Им впервые были выведены общие дифференциальные уравнения теории фильтрации, указано на математическую аналогию теплопроводности и фильтрации. Им также решен ряд задач о притоке воды к скважинам.

Н.Н.Павловским многие задачи фильтрации воды были сформулированы как краевые задачи математической физики. Он же впервые обосновал и предложил применение метода ЭГДА для решения фильтрационных задач, что в последующем нашло широкое применение для решения задач фильтрации нефти, воды и газа в продуктивных пластах. Н.Н.Павловский впервые предложил использовать параметр Рейнольдса в качестве критерия существования закона Дарси.

Следует отметить, что вплоть до середины 20-х годов ХХ века подземная гидромеханика развивалась преимущественно в рамках инженерной гидрогеологии (отсюда название). В 20-х и начале 30-х годов этого века прогнозирование разработки нефтяных месторождений производилось в основном путем построения фактических зависимостей показателей разработки от времени, полученных в начальный период разработки, статистической обработки этих показателей и их экстраполяции на будущее. Математические методы теории фильтрации, уже значительно развитые к этому времени Н.Е.Жуковским, Н.Н.Павловским и другими, еще не нашли применения в нефтяном деле.

Развитию и использованию в разработке нефтяных месторождений методов этой теории существенным образом способствовали работы американского ученого Маскета.

Основателем отечественной школы ученых и специалистов в области гидродинамической теории фильтрации нефти и газа является академик Л.С.Лейбензон. Теоретические и экспериментальные исследования Л.С.Лейбензона начались в 1921 г. в Баку. Обобщение этих исследований приведено в монографии “Нефтепромысловая механика”, в которой впервые изложены основы нефтегазовой подземной гидромеханики (1934 г.).

Выдающийся вклад в развитие теории фильтрации в нефтегазоводоносных пластах внесли С.А.Христианович, Б.Б.Лапук, И.А.Чарный, В.Н.Щелкачев и многие другие ученые.

Широкие исследования в области подземной гидромеханики ведутся за рубежом. Стали классическими экспериментальные исследования, проведенные в США еще в 30-е годы ХХ века Р.Викофом и Г.Ботсетом по изучению фазовых проницаемостей жидкости и газа. Существенное значение имеет классическая теория двухфазной фильтрации, предложенная С.Бакли и М.Левереттом. Значительное влияние на развитие теории фильтрации оказала работа А.Ван-Эвердингена и У.Херста о притоке упругой жидкости к скважине.

В последние годы исследования в области подземной гидромеханики связаны с проблемой увеличения нефтеотдачи пластов. Новые актуальные задачи выдвигаются практикой разработки нефтяных и газовых месторождений, вступивших в позднюю стадию, а также таких, которые характеризуются сложными горно-геологическими и термобарическими условиями залегания и эксплуатации.

В связи с этим интенсивно развиваются:

- теория многофазной многокомпонентной фильтрации флюидов в деформируемых неоднородных пластах;

- физико-химическая гидродинамика и гидродинамика новых методов извлечения нефти и газа из недр;

- теория фильтрации неньютоновских жидкостей и углеводородных дисперсных систем;

- подземная гидротермодинамика;

- теория нелинейной нестационарной фильтрации и др.

Для решения современных гидродинамических задач применяют широко развитый аппарат математической физики, вероятностно-статистические методы, используют возможности вычислительной техники.

 

Элементы строения залежи

 

Залежь нефти - это промышленное локальное скопление нефти в пористом или трещиноватом пласте (коллекторе), ограниченном сверху и снизу непроницаемыми породами (обычно глинами), а с боков - напором контурных вод.

Схема строения залежи с газовой шапкой показана на рис. 1.1.

Поверхности контактов газа и нефти, воды и нефти называются поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов.

Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности); с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности (газоносности).

 

Нефтяной пласт - это совокупность залежей нефти с прилегающей водонапорной областью.

 

По условиям залегания нефти, газа и воды можно выделить два основных типа нефтегазовых залежей:

1) залежь с краевой водой или с крыльевой нефтяной оторочкой (см. рис. 1.1);

2) залежь с подошвенной водой или со сводовой нефтяной оторочкой (рис. 1.2).

 

 

Рис. 1.1. Схема строения залежи нефти с газовой шапкой

В залежах первого типа выделяются два контура нефтеносности и два контура газоносности (внешний и внутренний), между которыми размещаются водонефтяная I, нефтяная II, газонефтяная III и газовая IV зоны.

В залежах второго типа по всей площади залежи вода подстилает нефть, которая, в свою очередь, подстилает газовую шапку. Для них характерны всего два внешних контура: газо- и нефтеносности, оконтуривающих водонефтяную и газоводонефтяную зоны.

По положению в пласте можно выделить два основных типа пластовых вод: краевую и подошвенную.

Краевая вода находится в том же пласте, что и залежь, либо покрывая ее сверху (верхняя краевая), либо подпирая снизу (нижняя краевая).

Подошвенная - часть краевой воды, находящаяся в нефтяном (газовом) пласте непосредственно под залежью, в пределах внешнего контура нефтеносности (газоносности).

 

Рис. 1.2. Схема залежи нефти с подошвенной водой и газовой шапкой

Классификация режимов работы залежей

Постановка и решение гидродинамических задач во многом определяются режимом работы залежей.

 

Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии, за счет которой обеспечивается приток флюида из поровых каналов к забоям скважин.

 

Основными формами потенциальной пластовой энергии являются:

* энергия напора (положения) пластовой воды;

* энергия расширения свободного газа (газовой шапки);

* энергия расширения растворенного в нефти газа;

* энергия упругости (упругой деформации) нефти, воды и породы;

* энергия напора (положения) нефти.

 

Энергии этих видов могут проявляться в залежи совместно, а энергия упругости нефти, воды и породы наблюдается всегда. В нефтегазовых залежах в присводовой части активную роль играет энергия газовой шапки, а в приконтурных зонах - энергия напора или упругости пластовой воды. В зависимости от темпа отбора нефти добывающие скважины, расположенные вблизи внешнего контура нефтеносности, могут создавать такой экранирующий эффект, при котором в центре залежи будет действовать в основном энергия расширения растворенного газа, а на периферии - энергия напора или упругости пластовой воды, и т.д.

 

По преобладающему виду энергии различают следующие режимы работы залежей:

* водонапорный (ВНР);

* упругий;

* режим растворенного газа (РРГ);

* газонапорный (ГНР);

* гравитационный.

Такое деление на режимы “в чистом виде” весьма условно. При реальной разработке месторождений в основном отмечают смешанные режимы. Тем не менее выделение основных режимов способствует созданию модели разработки, достаточно успешно описывающей реальные процессы фильтрации.

Природные условия залежи лишь способствуют развитию определенного режима ее работы. Конкретный режим можно установить, поддержать или заменить другим путем изменения темпов отбора жидкости, ввода дополнительной энергии в залежь и т.д.

Контрольные вопросы

1. В чем заключается сущность гидродинамических методов моделирования фильтрационных процессов?

2. Охарактеризуйте элементы залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой.

3. Перечислите основные формы потенциальной пластовой энергии. Дайте определение режима работы залежи.

4. Приведите развернутую классификацию режимов работы реальных залежей.

5. Охарактеризуйте условия существования основных режимов работы залежей и их разновидностей.

 

Основной режим	Разновидность режима	Условия существования	Преобладающая форма пластовой энергии	Коэффициент конечной нефтеотдачи
I. Упругий	1. Чисто упругий (I фаза)	1. Пластовое давление выше давления насыщения 2. Забойные давления не ниже давления насыщения 3. Депрессионная воронка распространя-ется до границ залегания залежи (за пределы контура нефтеносности)	Упругое расширение неф-ти, связанной воды и поро-ды	0,5 - 0,8
2. Замкнуто-упругий (II фаза)	1. Залежь литологически или тектони-чески ограничена 2. Отсутствует напор контурных вод 3. Пластовое давление снижается, оставаясь выше давления насыщения	Упругое расширение неф-ти, связанной воды и поро-ды
3. Упруго-водонапор-ный (УВНР) (может считаться разновидностью ВНР)	1. Значительная по размерам, гидроди-намически связанная с залежью законтурная водоносная область 2. Пластовое давление выше давления насыщения 3. Депрессионная воронка распространя-ется в законтурную водоносную область	Упругое расширение неф-ти, связанной воды в неф-тенасыщенной части, воды в водоносной области, по-род пласта в нефтена-сыщенной части и водонос-ной области + напор краевой воды
II. Водонапорный	4. Жесткий водонапор- ный (ЖВНР)	1. Наличие напора контурных вод и закачка в пласт необходимых объемов воды 2. Равенство количеств отобранной жидкости (нефти и воды) и вторгшейся в залежь воды В естественных условиях этот режим не встречается, поскольку соблюсти баланс отбора и закачки достаточно сложно. Однако широко используется при моделировании процесса разработки и расчетах технологических показателей.	Напор контурных вод; напор закачиваемой воды	0,5 - 0,8

Основной режим	Разновидность режима	Условия существования	Преобладающая форма пластовой энергии	Коэффициент конечной нефтеотдачи
III. Газонапорный (режим газовой шапки)	5. Упругий газонапор- ный	1. Наличие газовой шапки 2. Начальное пластовое давление на уровне ГНК равно давлению насыщения 3. По мере отбора нефти давление газа уменьшается	Напор газа газовой шапки	0,1 - 0,4
6. Жесткий газонапор- ный	1. Давление в газовой шапке остается постоянным 2. В подавляющем большинстве случаев - закачка газа в газовую шапку	Напор газа газовой шапки и напор закачиваемого газа
IV. Режим растворенного газа	7. РРГ в полном объеме пласта	1. Залежь запечатана 2. Пластовое давление меньше давления насыщения	Расширение пузырьков выделившегося из нефти газа	0,05 - 0,3
8. Режим вытеснения газированной нефти водой (смешанный)	1. Ограниченный напор контурных вод 2. Давление на контуре нефтеносности равно давлению насыщения или выше него 3. Пластовое давление на 10-20% ниже давления насыщения	Расширение пузырьков выделившегося из нефти газа + упругое расширение и напор контурной воды
V. Гравитационный	9. Напорно-гравитаци- онный	1. Нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части 2. Перемещающийся контур нефтенос-ности	Напор столба нефти	0,1 - 0,2
10. Гравитационный со свободной поверхнос-тью (безнапорный)	1. Уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта 2. Карьерный и шахтный способ эксплуатации нефтяных залежей 3. Неподвижный контур нефтеносности	Энергия положения нефти