Режимы работы залежей нефти и методы расчета показателей их эксплуатации, Упругий режим - Основы добычи нефти и газа

Основными источниками пластовой энергии служат:

    - энергия напора (положения) пластовой воды (контурной, подошвенной); - энергия расширения свободного газа (газа газовой шапки); - энергия расширения растворенного в нефти газа; - энергия упругости (упругой деформации) нефти, воды и породы; - энергия напора (положения) нефти.

Эффективность расходования пластовой энергии, т. е. количества получаемой нефти на единицу уменьшения ее величины, зависит от вида и начальных запасов энергии, способов и темпа отбора нефти. По преобладающему виду энергии различают следующие режимы работы нефтяных залежей: упругий, водонапорный, режим растворенного газа, газонапорный, гравитационный, смешанные режимы.

Упругий режим

Условие упругого режима -- превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом pН. При этом забойное давление рЗ не ниже pН, нефть находится в однофазном состоянии. Созданное в добывающей скважине возмущение давления (депрессия) распространяется с течением времени в глубь пласта (наблюдается первая фаза упругого режима). Вокруг скважины образуется увеличивающаяся депрессионная воронка. Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы -- энергии их упругого расширения. При снижении давления увеличивается объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор; соответствующий объем нефти поступает в скважины. Затем депрессионные воронки отдельных скважин, расширяясь, сливаются, образуется общая депрессионная воронка, которая по мере отбора нефти распространяется до границ залегания залежи.

Если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза упругого режима, в течение которой на контуре ограничения пласта, совпадающим с контуром нефтеносности, давление уменьшается во времени; уменьшается также давление в залежи. Упругий режим может быть продолжительным при значительном недонасыщении нефти газом. В противном случае этот режим быстро может перейти в другой вид. В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5-- 10 %) по отношению к общему запасу, однако он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах. В случае ограниченности залежи во второй фазе проявляется разновидность упругого режима -- замкнуто-упругий режим.

Если залежь не ограничена, то общая депрессионная воронка будет распространяться в законтурную водоносную область, значительную по размерам и гидродинамически связанную с залежью. Упругий режим будет переходить во вторую разновидность -- упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области, а так же энергии напора краевых вод в водоносной области.

Для замкнутоупругого и упруговодонапорного режимов характерно значительное снижение давления в начальный период постоянного отбора нефти (или снижение текущего отбора при постоянном давлении pЗ). При упруговодонапорном режиме темп дальнейшего снижения давления (текущего отбора) замедляется. Это связано с тем, что зона возмущения охватывает увеличивающиеся во времени объемы водоносной области и для обеспечения одного и того же отбора нефти требуется уже меньшее снижение давления. Если внешняя граница водоносной области находится выше (на более высокой гипсометрической отметке), чем забой скважины, то кроме энергии упругости действует потенциальная энергия напора (положения) контурной воды.

В начальный период разработки залежи технологические показатели разработки определяются расчетами по формуле для упругого режима:

. (3.45)

По формуле (2.45) определяется изменение давления Дp в момент времени t в любой точке пласта, находящейся на расстоянии r от скважины, пущенной в работу в момент времени ф с постоянным дебитом q. Значения интегральной показательной функции Ei табулированы в справочниках. При небольших значениях аргумента

Формулу (2.45) можно заменить более простой:

Где м - динамическая вязкость жидкости; k - проницаемость пласта толщиной h; - коэффициент пьезопроводности; в* - коэффициент объемной упругости пород; rC - радиус скважины.

При любом заданном законе изменения дебитов какого угодно числа скважин изменение давления в любой точке пласта определяется непосредственным суммированием депрессий, вызванных работой одиночных скважин. Кривую изменения дебита во времени в любой скважине можно представить ступенчатой линией. Тогда влияние работы j-й скважины на депрессию определяется по формуле:

, (3.46)

Где фI --момент изменения дебита; qI -- дебит i-й ступени, причем qO= 0; n -- число ступеней изменения дебита.

Общее изменение давления при работе всех m скважин найдем по формуле:

. (3.47)

Часто при проектировании процесса разработки месторождения задаются не дебиты добывающих и нагнетательных скважин, а давление на их забоях, изменение забойных или пластовых давлений во времени. Требуется рассчитать дебиты скважин и залежи в целом в различные моменты времени. Эта обратная задача сложнее. Решается она на компьютерах перебором на требуемый момент времени различных вариантов дебитов скважин с целью получения заданного падения давления.

При развитом упругом режиме гидродинамические расчеты можно значительно упростить. Упругим запасом энергии в объеме залежи пренебрегают по сравнению с упругоемкостью водонасыщенной части пласта. Залежь рассматривается как укрупненная скважина с условным радиусом RУ, определяемым по формуле:

, (3.48)

Где F -- площадь залежи.

Падение давления на начальном контуре нефтеносности определяется по уравнению (2.46):

, (3.49)

Где мВ -- вязкость воды; QI -- суммарный дебит всех скважин залежи на i-й ступени ступенчатой аппроксимации изменения отбора из залежи во времени.

Дебиты батарей или рядов скважин внутри залежи рассчитываются по формулам жесткого водонапорного режима.

Если во время разработки залежи возмущение достигает границ водонапорной системы (RК), наступает вторая фаза разработки при упругом режиме, когда давление на контуре нефтеносности определяется по уравнению:

. (3.50)

Время перехода ко второй фазе определяется по формуле.

При схематизации водонапорной системы в виде полосы давление на контуре нефтеносности определяют по формулам:

;

,

Где S и LК -- соответственно ширина и длина водонапорной системы при полосовой схематизации.

Похожие статьи




Режимы работы залежей нефти и методы расчета показателей их эксплуатации, Упругий режим - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая