Диссертация (1172960), страница 19

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

Текст из файла (страница 19)

Такой подход может опираться на хорошо известные и лабораторноопределяемые физические зависимости, а расчетные формулы имеют ясныйфизический смысл. Используются безразмерные параметры, отнеся их величины кзначениям при начальном пластовом давлении (6.7):143в  в (р ) (р )V (р ), в  н, Vп  п в (р 0 ) н (р 0 )Vп (р 0 )(6.7)Формируются два нелинейных уравнения, связывающих определениеводонасыщенности при известном пластовом давлении и оценку вовлеченныхв разработку запасов нефти и газа (6.8):s в Vн  s 0 .М нг  н0 Vпо 1  s 0   1  s н Vп.(6.8)Преобразуя данное выражение и исключая запасы газа (растворенныеи добытый) можно получить формулу оценки начальных запасов нефти (6.9):Zн0 М н 1  s 0 1  н Vп  s 0  1 нв.(6.9)Формула (6.9) является основной для нелинейного подхода.

Падениепластовогодавления Р,соответствующееотобранноймассенефти Мн,определяется по многочисленным замерам пластовых давлений по скважинам наразные даты.Безразмерное выражение для объема пустот V пможно найти поформуле (6.10), предполагающей связь деформации с эффективным давлением(разница между горным и пластовым давлениями) (6.10):С р  р0 Vп   грр г .(6.10)При этом горное давление Рг можно оценить, исходя из плотностии мощности вышележащих пород, а коэффициент С – определить путемстатистической обработки результатов специальных лабораторных исследованийдеформации кернов.1446.3. Метод материального баланса для замкнутой залежи с учетомнагнетания и добычи водыНа втором этапе эксплуатации залежи, когда ведется нагнетание и добычаводы, балансовые соотношения могут быть записаны в несколько ином виде (6.11,6.12):вsVп = в0s0Vп0 + Мв.зак - Мв.доб;н(1 - s)Vп = но(1 - s0)Vп0 - Мнг,(6.11)(6.12)т.

е. в баланс воды добавляется закачанная и добытая с начала разработки массаводы. Далее, используя обозначенные ранее безразмерные плотности фаз и объемпустоткакфункцииизмененияпластовогодавления,соответствующиепреобразования принятых соотношений позволяют определить «ключевой»параметр – текущую водонасыщенность системы при текущем пластовом давлениии рассчитать начальные запасы нефти (6.13):s 0  1  s 0  н Vпs  н0 М в .зак  М в .доб в 0 М н  М г  н0 М в . зак  М в .

добVп  в  н в 0 М н  М г Z н0 Мн1s1н Vп1  s0.;(6.13)Для проведения расчетов по формуле (6.13) кроме сведений о закачке воды,добыче продукции и изменении среднего пластового давления необходимо знатьбезразмерные параметры в соответствии с (6.4).

Зависимость Vп(P) лучше всегоаппроксимируется выражением (6.10). Зависимости безразмерной плотностипластовой воды и пластовой нефти определяют по лабораторным исследованиямпроб пластовых и закачиваемых флюидов. После обработки результаты этих145исследований пересчитывают на выбранную глубину приведения, выражая ихчерез среднее пластовое давление на этой глубине. Это необходимо, так каквстречаются случаи значительного изменения свойств пластовых флюидов,вызванные большими мощностями коллектора и соответствующими перепадамипластовых давления и температуры (Таблица 6.1).Таблица 6.1 – Зависимость начального газосодержания и давлениянасыщения пластовой нефти от глубины залежи фундамента месторождения БелыйТигрАбсолютнаяПластоваяГазосодержание,Давлениеотметка, мтемпература, оСм3/тнасыщения, МПа3100127,54209,424,263200129,33205,623,923300131,2201,723,583400133,13197,823,243500135,1319422,913600137,21190,122,573700139,35186,222,233800141,57182,421.893900143,85178,521,564000146,2174,621,224100148,63170,820,884200151,12166,920,544300153,6916320,24400156,32159,219,874500159,02155,319,53146Данные зависимости необходимо учитывать при использовании методаматериального баланса, так как необходимо привести все замеры пластовогодавления к единой отметке для последующего анализа.Автор, отрабатывая методику, проводил расчеты на примере месторожденияБелый Тигр, основные запасы нефти в котором приурочены к трещиннымгранитным породам фундамента в залежи массивного типа с большим (более1500 м) этажом нефтеносности.

Добыча нефти из залежи началась в 1988 г., закачкаводы в целях ППД – в 1993 г. В данной работе все замеры пластовых давленийприводились к одной абсолютной отметке - геометрическому центру залежи.Свойства нефти принимались независящими от времени и отборов.На основе соотношений (6) были проведены многовариантные расчеты,исходя из фактических отборов нефти и воды, давления нагнетания и пластовогодавления на различные даты разработки центральной части фундамента. Нарисунке 6.1 показана зависимость расчетных запасов от суммарных отборов.Красная часть кривой соответствует упругому периоду разработки, синяя –периоду с поддержанием пластового давления (Рисунок 6.1).Из рисунка 6.1 видно, что для начального момента разработки расчетныезапасы получаются заниженными, по мере отбора нефти расчетные запасывозрастают, приближаясь к геологическим.

Оценки запасов нефти по упругомурежиму заметно ниже тех, которые получены с использованием всей информацииобэксплуатациизалеживрежимеподдержанияпластовогодавления.В рассмотренном варианте геологические запасы, охваченные разработкойв центральном своде залежи фундамента, были оценены и составили более480 млн т.147Рисунок 6.1 – Динамика оценки запасов Центрального блокаОценка была выполнена автором и опубликована в 2002 г.

[72]. Спустя десятьлет, в 2012 г., был произведен официальный подсчет запасов нефти, в соответствиис которым начальные геологические запасы нефти определены в количестве501 млн т. Такая высокая эффективность прогноза в данном случае обусловленаспецификой объекта. Как отмечалось, залежь приурочена к кристаллическимпородам фундамента, крайне незначительно подверженным деформациям приизменениях пластового давления. Поэтому определяющими в расчетах былихорошо контролируемые вариации характеристик флюидов.148Выполненные оценки позволяют сделать ряд заключений:1. Соотношение (6.6), соответствующее линейному приближению, можноиспользовать для инженерных оценок запасов на упругом режиме, причемзначения параметров пластовой системы надо брать на начальный момент времени.2.

Из-за неполного охвата залежи на раннем этапе расчетные запасы могутбыть существенно меньше запасов нефти, реально содержащихся в залежи наначальный момент времени.3. Использованиевуравненияхматериальногобаланса(6.11–6.13)плотностей пластовых флюидов вместо их объемных коэффициентов упрощаетматематическую модель, возвращает ей ясный первоначальный физический смысл.4. Соотношение (6.13), соответствующее нелинейному подходу, можноиспользовать как на упругом режиме, так и на режиме с поддержанием пластовогодавления закачкой воды.5.

По мере эксплуатации залежи запасы, вовлеченные в разработку(рассчитываемые предлагаемым методом), возрастают, вплотную приближаяськ запасам, реально содержащимся в залежи на начальный момент времени.Кроме того, следует отметить, что для сложнопостроенных коллекторов,к которым безусловно относятся как карбонатные резервуары, так и залежифундамента,главнымограничениемпримененияклассическихформулматериального баланса является неопределенность коэффициента сжимаемостипустотного пространства.

В условиях сложного тектонического строенияи напряженного состояния реальные значения коэффициента сжимаемостипустотного пространства могут на порядки отличаться от замеренных на керновомматериале. Поэтому для таких объектов следует использовать формулыматериального баланса масс, из которых исключен коэффициент сжимаемостипустотного пространстваНеобходимо также отметить, что если провести оценку начальныхгеологических запасов нефти на разные даты разработки, то будут видныхарактерные участки – интенсивного ввода в разработку, ввод системы149поддержания пластового давления, постепенный ввод локальных участков,неохваченных первоначальной системой.Опыт использования метода материального баланса показывает, чторазделение залежи на участки для отдельной оценки запасов приводитк увеличению общих запасов в целом по всей залежи, что также следует иметьв виду.150Глава 7.

Методы контроля процесса заводненияи особенности разработки СПОКонтроль за характером обводнения скважин при разработке залежейв трещинных коллекторах представляется сложной задачей даже при естественномводонапорном режиме. Характерное для таких залежей гидродинамическоеединство резервуара, тем не менее, не обеспечивает равномерный подъем текущегоВНК, который приобретает сложную конфигурацию.7.1. Методы контроля движения естественного ВНКИз исторических примеров характерна разработка верхнемеловой залежиКарабулак-Ачалукского месторождения.

Характеристики строения и анализразработкизалежиподробнорассмотренывработахВ.Н. Майдебораи Н.П. Лебединца [30–32]. Верхнемеловая залежь разрабатывалась как одинэксплуатационный объект единой сеткой скважин с плотностью их размещения72 га/скв. Нефтеносность приурочена к мощной (290 м) толще плотных трещиннокавернозных известняков, залегающих на глубинах 1570–2620 м. Залежь имеетединый водонефтяной контакт, который, однако, даже изначально не являлсягоризонтальным. В процессе разработки он принял более сложную конфигурацию.В разрезе выделяются литологические пачки.

Проводились специальныеисследования по установлению их взаимодействия. Результаты исследованиярасценивались как подтверждающие наличие гидродинамической связи повертикали между нижней и верхней частями продуктивной толщи. Вместе с тем,по площади месторождения не отмечалось достаточно четкого прямоголатеральноговзаимодействиемеждускважинами(дажеприаварийномфонтанировании с очень большими дебитами). В качестве объяснения этогопредполагалось наличие очень крутых депрессионных воронок, возникающих151вокруг скважин при нелинейном движении жидкости к ним. Отмечалась такжевозможность наличия тектонических экранов.Можно предположить, что другим объяснением такой ситуации являетсясама концептуальная суть трещинного коллектора.

Характеристики

Список файлов диссертации