Научная электронная библиотека

Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания

1.3. Оценка работающих толщин при регулировании процесса разработки месторождения

Известно, что в основном методы регулирования применяются для интенсификации добычи нефти из многопластовых залежей путем подключения в работу отдельных пластов и пропластков, которые на текущий момент не участвовали в процессе выработки запасов. Поэтому, при планировании предполагаемых методов регулирования, к внедрению на действующем месторождении, необходимо определить величины гидродинамических параметров. Они являются одним из основных фильтрационных характеристик продуктивных залежей, показывающих основные условия движения флюидов по поровым, трещиноватым и порово-трещиноватым коллекторам. Установление их величин позволяет своевременно проводить дополнительные методы воздействия для улучшения условий фильтрации нефти в пластовых условиях и оптимизировать объем основных технологических параметров и показателей. Среди гидродинамических параметров, работающая толщина имеет важное значение, потому что именно от её величины в основном зависит степень и темп выработки запасов нефти. В связи с этим в этом разделе приводятся результаты работы исследований по определению работающей толщины при эксплуатации многопластового пласта. Известно, что работающую толщину определяют путем прямым измерением с использованием глубинных дебитомеров в добывающих и расходомеров в нагнетательных скважинах. Однако их применение, очень часто приводит к остановке скважин, которые способствуют к потере определенной продукции, что является одной из многочисленных причин недовыполнения планового задания. Поэтому в промысловых условиях очень часто прибегают к услугам косвенных методов определения указанных гидродинамических параметров, путем использования математических аппаратов или применением фактических данных эксплуатации, обработанных методом математической статистики и теории вероятности.

Ниже приводится метод определения работающей толщины при применении ступенчатого и фигурного заводнений.

Рассматривается залежь нефти, которая разрабатывается при блоковом заводнении. После некоторого времени (ti) дополнительно создан разрезающий нагнетательный ряд, расположенный перпендикулярно к действующему блоковому воздействию. Требуется определить величину работающей толщины пластов в условиях применения дополнительно созданного метода воздействия. Следует отметить, что во время процесса эксплуатации нагнетательные скважины, расположенные в обоих разрезающих (блоковых и ступенчатых) рядах периодически останавливаются, для создания в многослойном участке пласта неустановившегося фильтрационного состояния, которое возникает из-за появления в коллекторах попеременно изменяющейся величины давления в пластах, или в призабойных зонах скважин (рис. 1.8).

Заданы: забойные давления в нагнетательных (РСНБ и РСНС) и добывающих (РСДБ и РСДС) скважинах, соответственно в блоковом и ступенчатом заводнениях; абсолютные и относительные (κН и κВ) проницаемости пластов соответственно для нефти и воды; вязкость нефти воды μН и μВ; толщина пластов равна h. Считается, что при эксплуатации залежи сохраняется установившееся движение жидкости в продуктивных коллекторах. Предполагается, при внедрении ступенчатого метода в работу подключать новые нефтенасыщенные пласты, ранее неработающие от блокового воздействия.

, – нагнетательные скважины соответственно блокового и ступенчатого разрезающих рядов;

, – соответственно добывающие скважины блокового и ступенчатого воздействий.

Рис. 1.8. Схема расположения добывающих и нагнетательных скважин при блоковом и ступенчатом воздействиях

Согласно формуле Дюпюи, дебиты одной скважины при блоковом (qЖБ) и ступенчатом (qЖС) заводнениях определяются по следующим формулам:

(1.6)

(1.7)

где qЖС и qЖБ – соответственно дебиты скважин по жидкости при блоковом и ступенчатом заводнениях.

При одновременной работе блокового и ступенчатого заводнении общий дебит скважины по жидкости определяется путем сложения формул (1.6) и (1.7).

Тогда получим следующее выражение:

(1.8)

где hНБ, hНС и hВБ, hВС – соответственно, нефтенасыщенные и обводненные водонасыщенные толщины пластов при блоковом и ступенчатом заводнениях; L1Б, L2Б и В1С, В2С – соответственно, расстояние от нагнетательного ряда до первого и второго добывающих рядов, при блоковом и ступенчатом заводнениях; ∆PБ, ∆PС – соответственно рабочие депрессии при блоковом и ступенчатом заводнениях, которые определяются путем разности между давлениями на забоях нагнетательных и добывающих скважин расположенных в указанных рядах т.е. ∆PБ = (∆PСНБ – ∆PСДБ); и ∆PС = (∆PСНСТ – ∆PСДС); В и L – соответственно длина и ширина блокового участка залежи. Доля дебита скважины по жидкости при ступенчатом заводнении определяется по следующему соотношению, полученному путем деления выражения (1.7) к уравнению (1.8), т.е.:

(1.9)

где – соотношение средних дебитов скважин при ступенчатом (qЖС) и блоковом (qЖБ) заводнений, в долях единицы.

Используя относительные фазовые диаграммы для нефти и воды, построенные в зависимости от водонасыщенности, можно определить величины указанных параметров и . Величину водонасыщенности можно определить по следующему соотношению:

(1.10)

где SСв.В – связанная вода, доли единиц; ∑QН(ti) – накопленная добыча нефти, м3; Vпор – объем пор порового пространства участка пласта, м3.

Это выражение было создано в предположении, что при добыче жидкости будет сохранено поршневое вытеснение нефти водой. В связи с этим, соотношение представляет значение водонасыщенности пласта на текущий период, предполагая, что объем добытой нефти в поровом пространстве занимает вода, которая вытеснила из пласта нефть и поступила в коллектор.

Величины значений фазовых проницаемости для нефти () и воды () определяют согласно аналитическим выражениям следующих видов, предложенных в работе [8]:

при 0 ≤ Sвод ≤ 0,2;

при 0,2 ≤ Sвод ≤ 0,80;

при 0,85 ≤ Sвод ≤ 1,0;

при 0 ≤ Sвод ≤ 0,85.

Если предположить, что отношение дебитов равно единице, т.е. qЖС = qЖБ, то из уравнения (1.9) можно определить соотношение , которое имеет следующий вид:

(1.10)

Так, нами приняты условия, что qЖС = qЖБ, то и равенство (3.31) можно представить в следующем виде:

(1.11)

Если qЖС = 0,2qЖБ, то соотношение (6) имеет следующий вид:

Если предположить, что геометрические размеры участка, где расположены добывающие и нагнетательные скважины при блоковом и ступенчатом заводнении одинаковы, т.е. L, B, L1Б, L2Б и В1С, В2С, а также фазовые проницаемости и , и нефтенасыщенные толщины hНБ, hНС, имеют одинаковые значения, то вышеприведенная формула (1.11) имеет вид:

(1.12)

Если предположить, что qЖС = 2qЖБ и соблюдаются все условия приведенные выше, тогда соотношение (1.12) примет вид:

(1.13)

где μ0 – соотношение вязкости нефти и воды, т.е. .

Таким образом, получены формулы, с помощью которых можно определить соотношения работающих толщин, из которых добываются нефть и вода при блоковом и ступенчатом заводнениях. Используя полученные соотношения работающих толщин, и имея в виду, что общая толщина состоит из суммы двух слагаемых, т.е. hНБ и hВБ, а также hНС и hВС (hоб.Б = hНБ + hВБ и hоб.С = hНС + hВС) можно определить отдельные величины hНБ, hВБ и hНС, hНВ по следующим зависимостям:

hВБ = hоб.Б – hНБ; (1.14)

hВС = hоб.Б – hНС. (1.15)

Как видно из вышеизложенного, для оценки величин работающих толщин, дающих нефть и воду, необходимо сначала определить их соотношение согласно вышеприведенным формулам. При этом для указанных условий соотношения и определены, в основном, путем использования величин и (для qЖС = qЖБ), а также параметров μ0, ∆PБ, ∆PC. Следует отметить, при определении соотношений и , при qЖС = 0,2.qЖБ и qЖС = 2.qЖБ, используется дополнительно соотношение , значение которого задается, и величина искомого параметра считается установленной, когда будет достигнуто равенство уравнений (1.12) и (1.13).

Ниже приведены результаты расчетов по установлению характера изменений соотношений и при различных значениях qЖС и qЖБ, т.е. qЖС = qЖБ; qЖС = 0,2∙qЖБ и qЖС = 2∙qЖБ. Величины параметров и определенны по вышеизложенным формулам (1.11)–(1.13) и результаты расчетов соотношений приведены в табл. 1.5–1.7. При этом для уравнения (1.12) принято, что равно 0,2, для уравнения (1.13) это соотношение равно 2, а величина ; а будет изменяться так, как было принято в условиях qЖС = qЖБ (табл. 1.6).

При этом предполагается, что величины соотношений будут изменяться по тому же закону, согласно формулам (1.12) и (1.14).

Из полученных результатов видно, чем больше значение соотношении , тем интенсивнее процесс обводнения пластов (залежей) при прочее равных величинах остальных гидродинамических параметрах участков коллекторов.

В табл. 1.8 приведены значения обводненных и нефтенасыщенных толщин по результатам табл. 1.4, используя формулу (1.14).

А в табл. 1.9 и 1.10 приведены значения обводненных и нефтенасыщенных толщин, по результатам табл. 1.5 и 1.6, используя формулу (1.14).

Таблица 1.5

Значения относительно фазовых проницаемостей, рассчитанных по формулам [8], и соотношений работающих толщин при блоковом и ступенчатом заводнениях, по формуле (1.11)

Таблица 1.6

Значения относительно фазовых проницаемостей, рассчитанных по формулам [8], и соотношений работающих толщин при блоковом и ступенчатом заводнении по формуле (1.12)

Таблица 1.7

Значения относительно фазовых проницаемостей, рассчитанных по формулам [8] и соотношений работающих толщин при блоковом и ступенчатом заводнении по формуле (1.13)

Таблица 1.8

Расчетные величины работающих толщин

Таблица 1.9

Расчетные величины работающих толщин

Таблица 1.10

Расчетные величины работающих толщин

Из полученных результатов видно, что величины работающих толщин по нефти и воде зависят от многих факторов, но самыми главными из них являются соотношения вязкостей нефти и воды (μ0), а также значения рабочих депрессий.

Для продления процессов технологической эффективности при комплексном использовании блокового, ступенчатого и фигурного заводнений необходимо эксплуатировать те пласты, продуктивные характеристики которых идентичны между собой.