Автореферат (1172959), страница 6

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

Линейное приближение.Используется для самого простого случая: начальный период разработки,замкнутая нефтяная залежь, газовая шапка отсутствует, добываемая продукция несодержит пластовой воды, закачка воды или газа для поддержания пластовогодавления не ведется. Таким образом, режим разработки залежи является чистоупругим. В этом случае условия сохранения масс пластовых вод и нефти замкнутой залежи можно записать в виде (4, 5):в s Vп = в0 s0 Vп0,(4)н(1-s)Vп=н0(1-s0) Vп0-Мнг,(5)где в, в0 – соответственно текущая и начальная плотность пластовой воды; s, s0 –соответственно текущая и начальная водонасыщенность; Vп, Vп0 – текущий иначальный объем пустот; н, н0 – соответственно текущая и начальная плотностьнефти (вместе с растворенным в ней газом); Мнг = Мн + Мг – общая добытая массанефти и газа.Запасы пластовой нефти (с растворенным газом) Z0 = н0(1-s0)Vп0, которыепредставляют собой сумму запасов сепарированной нефти и газа в нормальныхкубометрах на тонну сепарированной нефти Zн и газа Zг.

До снижения пластовогодавления ниже давления насыщения газовый фактор Г определяет содержание газа в нормальных кубометрах на 1 т сепарированной нефти, т. е. Zг = г0ГZн, поэтому Z0 = Zн (1+г0Г). Следовательно, запасы пластовой нефти отличаются от сепарированной нефти постоянным множителем.Для оценки процесса в рассматриваемых условиях можно использовать трипараметра: сжимаемость пластовой нефти βн, пластовой воды βв и пустотногопространства залежи βп в виде (6):н 1 dн1 dв1 dVп, в , п н dрв dрVп dр .(6)Сжимаемость не является постоянной величиной и также зависит от давления и температуры. Однако в относительно небольшом интервале изменений дав27лений и температур их можно принять постоянными.

Используя сжимаемостинефти, воды и пустот для начального этапа при начальном пластовом давлении иобъединяя их в комплексный параметр β*-сжимаемость пластовой системы в целом, для оценки начальных запасов нефти может быть использовано (7, 8):0  н0 s1 п0  0 в0 ,1  s01  s0Z н0 (7)1 Мн0 р(8)2. Нелинейный подход.Введение постоянных параметров сжимаемости пустотного пространства исжимаемости фаз правомерно при незначительном снижении пластового давления, при котором зависимость плотности фаз и объема пустот от давления можносчитать линейным.

Однако соотношение (5) можно непосредственно применитьдля определения запасов, используя всю стадию упругого режима разработки созначительным снижением пластового давления. В этом случае более естественноне привлекать понятие коэффициентов сжимаемости, а использовать исходныелинейные зависимости плотности фаз и объема пустот от пластового давления.Такой подход может опираться на хорошо известные и лабораторно определяемые физические зависимости, а расчетные формулы имеют ясный физическийсмысл. Используются безразмерные параметры, отнеся их величины к значениямпри начальном пластовом давлении (8а):в в (р) (р)V (р ), в  н, Vп  п в (р 0 ) н (р 0 )Vп (р0 )(8а)Формируются два нелинейных уравнения, связывающих определение водонасыщенности при известном пластовом давлении и оценку вовлеченных в разработку запасов нефти и газа (9):s в Vн  s 0 .Мнг  н0Vпо 1  s0   1  s н Vп(9)Преобразуя данное выражение и исключая запасы газа (растворенные и добытый) можно получить формулу оценки начальных запасов нефти (10):Zн 0 М н 1  s 0 1  н Vп  s 0  1 28нв(10)Формула (10) является основной для нелинейного подхода.

Падение пластового давления Р, соответствующее отобранной массе нефти Мн, определяется помногочисленным замерам пластовых давлений по скважинам на разные даты.Безразмерное выражение для объема пустот V п можно найти по формуле (11), предполагающую связь деформации с эффективным давлением (разницамежду горным и пластовым давлениями): р  р0Vп   г рг  рС .(11)При этом горное давление Рг можно оценить, исходя из плотности и мощности вышележащих пород, а коэффициент С – определить путем статистическойобработки результатов специальных лабораторных исследований деформациикернов.3.

Метод материального баланса для замкнутой залежи с учетом нагнетанияи добычи воды.На втором этапе эксплуатации залежи, когда ведется нагнетание и добычаводы, балансовые соотношения могут быть записаны в несколько ином виде(12, 13):вsVп = в0s0Vп0 + Мв.зак - Мв.доб,(12)н(1 - s)Vп = но(1 - s0)Vп0 - Мнг,(13)т. е.

в баланс воды добавляется закаченная и добытая с начала разработки массаводы. Далее, используя обозначенные ранее безразмерные плотности фаз и объемпустот как функции изменения пластового давления, соответствующие преобразования принятых соотношений позволяют определить «ключевой» параметр –текущую водонасыщенность системы при текущем пластовом давлении и рассчитать начальные запасы нефти (14, 15):   н0 М в М Мв  Мs 0  1 s s0 1 нsVп  V .нза0 к в .

за.кд о б в . д о б00н п М  М в0нв 0 Мг н  М г s s; н0 М  М в . до бМвМ.закVп  вV н   н0 в . за к  в . д о б п  в н М  М  в0н в 0 Мгн  МгМ.Z н0  Z н0  н М н1s 1 s1  1  н Vп н Vп1  s0 1  s0(14)(15)В качестве примера рассматривается залежь фундамента месторожденияБелый Тигр, основные запасы нефти в которой приурочены к трещинным гранит29ным породам. Залежь массивного типа с большим (более 1500 м) этажом нефтеносности.

Добыча нефти из залежи началась в 1988 г., закачка воды в целях ППД– в 1993 г.В данной работе все замеры пластовых давлений приводились к одной абсолютной отметке – геометрическому центру залежи. Свойства нефти принимались независящими от времени и отборов.На основе соотношений (14, 15) были проведены многовариантные расчеты,исходя из фактических отборов нефти и воды, давления нагнетания и пластовогодавления на различные даты разработки центральной части фундамента. Геологические запасы, охваченные разработкой в центральном своде залежи фундамента, были оценены и составили более 480 млн т. Оценка была выполнена автором иопубликована в 2002 г.

[16]. Спустя десять лет, в 2012 г., был произведен официальный подсчет запасов, в которым начальные геологические запасы нефти определены в количестве 501 млн т. Такая высокая эффективность прогноза в данномслучае обусловлена спецификой СПО. Как отмечалось, залежь приурочена к кристаллическим породам фундамента, крайне незначительно подверженным деформациям при изменениях пластового давления.

Поэтому определяющими в расчетах были хорошо контролируемые вариации характеристик флюидов.Выполненные оценки позволили сделать ряд заключений:1.Соотношение (5), соответствующее линейному приближению, можноиспользовать для инженерных оценок запасов на упругом режиме, причем значения параметров пластовой системы надо брать на начальный момент времени.2.Из-за неполного охвата залежи на раннем этапе расчетные запасы могут быть существенно меньше запасов нефти, реально содержащихся в залежи наначальный момент времени.3.Использование в уравнениях материального баланса (8) и (10) плотностей пластовых флюидов вместо их объемных коэффициентов упрощает математическую модель, возвращает ей ясный первоначальный физический смысл.4.Соотношение (15), соответствующее нелинейному подходу, можноиспользовать как на упругом режиме, так и на режиме с поддержанием пластового давления закачкой воды.5.По мере эксплуатации залежи запасы, вовлеченные в разработку (рассчитываемые предлагаемым методом), возрастают, вплотную приближаясь к запасам, реально содержащимся в залежи на начальный момент времени.В седьмой главе приведены предложенные или усовершенствованные автором методы контроля процесса заводнения СПО.

Отличительная особенностьСПО – высокая фильтрационная неоднородность продуктивной толщи, создает30проблемы при осуществлении контроля за неравномерным движение флюидов впроцессе разработки. Даже при естественном водонапорном режиме текущая поверхность водонефтяного раздела в условиях трещинного резервуара может иметьсложную конфигурацию. Ее текущий контроль является актуальной задачей.Наиболее сложная ситуация с контролем процесса заводнения существует вСПО, связанными с залежами в кристаллических породах, в качестве примера которых в настоящей работе рассматриваются месторождения Белый Тигр, ЮгоВосточный Дракон и Морская Черепаха-Южный Дракон.Залежь фундамента месторождения Белый Тигр разрабатывается с конца 80х гг.

В 1993 г. приступили к закачке воды для поддержания пластового давления.К 2006 г. средняя обводненность продукции скважин составила 11 %. Достаточноостро встал вопрос о контроле за продвижением искусственного водонефтяногоконтакта. На первом этапе контроль осуществлялся с помощью эксплуатационного каротажа (PLT), было проведено около 100 исследований. Однако интерпретация и анализ исследований оказались неоднозначными. Отмечались многочисленные примеры, когда отметки притоков воды, зафиксированные поданным PLT, различались на десятки и сотни метров даже в соседних скважинах.В ряде случаев они фиксировались на отметках выше интервалов, дававших чистую нефть.

Характеристики

Список файлов диссертации