🗊Презентация Расчеты обводнения неоднородных пластов по методике института Гипровостокнефть (В.С. Ковалев, М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов)

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И ОБУСТРОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Лекция №6

Расчеты обводнения неоднородных пластов по методике института Гипровостокнефть (В.С. Ковалев, М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов) Этот метод расчета процесса обводнения нефтяного пласта является дальнейшим развитием изложенных методов Ю.П. Борисова и М.М. Саттарова. В методике института ГВН предусматривается более полный учет неоднородности коллектора (по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту вытеснения). Метод также предусматривает учет начальных водонефтяных зон, которые характеризуются параметром W. Где: L2,L1– расстояние от эксплуатируемой галереи (или ряда эксплуатирующих скважин) до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.

W изменяется от 0 до 1. W изменяется от 0 до 1. Если водо – нефтяная зона отсутствует (“запечатанные” залежи), то W=0 для залежи по всей площади нефтеносности подстилаемой водой (массивные или водоплавающие залежи) W=1. (0; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; ……1) При расчете процесса заводнения нефтяного месторождения используется следующая схема: Пласт состоит из изолированных прослоев с различной проницаемостью, пористостью, начальной нефтенасыщенностью. При этом для каждого прослоя характерна своя величина коэффициента вытеснения нефти водой.

Истинная скорость перемещения фронта вытеснения, а следовательно и время обводнения каждого прослоя зависит от этих параметров. Истинная скорость перемещения фронта вытеснения, а следовательно и время обводнения каждого прослоя зависит от этих параметров. где: mi – пористость, Si – начальная нефтесыщенность, ηi– коэффициент вытеснения нефти водой. При обводнении одинаковых по объему пропластков с различной эффективной пористостью из них можно получить не одинаковое количество нефти. При характеристике неоднородности продуктивных пластов рассматривается их комплексная неоднородность выраженная параметрами.

Где: ki – проницаемость i – го слоя. mi, ρi, ηi – соответственно пористость, нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения i – го слоя. Начальные продуктивные характеристики эксплуатации скважин находятся в результате их исследования при установившихся режимах фильтрации. Учитывается изменение коэффициентов фильтрации сопротивления A и B в результате деформации пласта коллектора, т.е. (коэффициенты увеличиваются), уравнение оттока воды для нагнетательной скважины имеет вид: Где: qв.с. – расход воды в нагнетательной скважине.

(2) Где: Рс – давление на забое нагнетательной скважины, hв; hг – обводненная и газонасыщенная толщина пласта, μв, μг – соответственно вязкость воды и газа. Из уравнения (2) находится расход воды qв. по одной “средней” нагнетательной скважине (при заданной депрессии ΔΡ в пласте). Необходимое количество нагнетательных скважин равно: (3) Соответственно определяются другие показатели разработки на период ППД (поддержания пластового давления). Зависимости между проницаемостью и другими параметрами пласта, установленные по изучению физико-геологических свойств продуктивных отложений Урало – Поволжья записываются в общем виде следующим образом:

k – проницаемость; an, bn – постоянные коэффициенты, определяемые для каждого месторождения в результате исследования кернов по геофизическим данным. Распределение параметра ω количественно оценивается коэффициентом вариации и описывается гамма – распределением, плотность которой имеет вид:

Где: υ;ωср. – параметры распределения (коэффициент вариации и среднее значение ω, Где: υ;ωср. – параметры распределения (коэффициент вариации и среднее значение ω, Г(в1+1) – гамма функция Для расчетов используется 15 распределений с коэффициентами вариации от 30,2 до 87,7%. Расчеты также могут проводится и с применением логарифмически нормального закона распределения. Плотность распределения которого имеет вид: Где: σ; ωср – параметры распределения. Соотношение для определения характеристик заводнения – доли нефти в потоке жидкости fн (τ) и β(τ) разработаны как для поршневого, так и с учетом непоршневого характера вытеснения.

Для поршневого вытеснения расчеты ведутся по характеристикам вытеснения с учетом различия вязкостей и скачкообразного изменения проницаемости в промытой зоне при условии наличия водо – нефтяной зоны. Для поршневого вытеснения расчеты ведутся по характеристикам вытеснения с учетом различия вязкостей и скачкообразного изменения проницаемости в промытой зоне при условии наличия водо – нефтяной зоны. Методика расчета полностью автоматизирована. Расчеты проводятся в следующем порядке: Изучается строение залежи и выбирается плотность сетки скважин в определенном диапазоне (например 400×400, 500×500, 600×600). Определяется система разработки количество скважин, добывающих и нагнетательных для каждого из рассматриваемых вариантов. Определяется средний дебит одной скважины по жидкости по результатам опробования скважин и гидродинамические исследования продуктивности залежи. Рассчитывается параметр W. Определяется соотношение вязкостей нефти и воды

Выбирается закон распределения. Выбирается закон распределения. Рассчитываются активные запасы. По отдельной методике рассчитывается предельный дебит фонтанирования добывающих скважин. Выбирается зависимость выбытия добывающих скважин при достижении предельной обводненности. Принимается коэффициент компенсации объема добываемой жидкости закачкой. Расписывается ввод добывающих и нагнетательных скважин по годам. Проводится расчет для каждого варианта по выбранной кривой до предельной обводненности продукции (99 – 99,9%). Определяются основные технологические показатели и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

Все рассмотренные методики расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений называются аналитическими. Все рассмотренные методики расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений называются аналитическими. Эти методики используются также для определения коэффициента нефтеизвлечения или нефтеотдачи. Прогнозирование роста обводненности продукции до 99,9% и определения соответствующих уровней добычи нефти, позволяет определить максимально возможное извлечение нефти, что составляет в итоге извлекаемые запасы залежи.