Прогнозирование показателей разработки нефтяных месторождений при упругом режиме
Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме — это осуществление процесса извлечения нефти из недр в усло¬виях, когда пластовое давление превышает давление насыще¬ния, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.
Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изме-
няются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды,
закачиваемой в нагнетательные скважины.
С уменьшением пластового давления до значения, меньше¬го, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться paстворенный в ней газ и режим пласта изменится— упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапор¬ным.
Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач по разработке нефтяных месторож¬дений.
1. При определении давления на забое скважины в резуль¬тате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.
На основе теории упругого режима создан наиболее извест¬ный в практике разработки нефтяных месторождений метод, определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД). Дав¬ление на ее забое рс начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового рк (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважи¬нами. В каждой исследуемой скважине давление может вос¬станавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления определяют на основе соответ¬ствующего решения задачи теории упругого режима проницае¬мость и пьезопроводность пласта.
2. При расчетах перераспределения давления в пласте и соответственно изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.
Эти расчеты используют, в частности, для интерпретации данных «гидропрослушивания» пласта. В момент времени t=0 производят, пуск в работу скв. А с дебитом qA На забое остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного дав¬ления.
3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по пло¬щади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтур¬ной области месторождения.
Схема скважины при иссле¬довании методом восстановления дав¬ления:
/ — ролик подъемного устройства; 2 — ка¬нат (кабель); 3 —задвижка; 4 — скважи¬на; 5 — глубинный манометр; 6 — пласт
4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на кон-
туре нефтеносности.
Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного завод¬нения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтур¬ной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С по¬вышением давления на линии нагнетания приток воды в нефте¬насыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода нач¬нет утекать в законтурную область.
5. При определении времени, в течение которого в каком-
либо элементе системы разработки с воздействием на пласт.
Процессы вытеснения нефти во¬дой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. По¬этому можно считать, что спустя некоторое время после пуска нагне¬тательных рядов в пласте между добывающим и нагнетательным ря¬дами наступит период медленно меняющегося распределения дав¬ления (при постоянстве расходов закачиваемой в пласт воды и от¬бираемой из - пласта жидкости), т. е. упругий режим закончится и создается почти установив¬шийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима.
Прогнозирование времени перехода месторождения с упру¬гого режима на режимы растворенного газа и газонапорный особенно необходимо при разработке месторождений, где такой переход допускать крайне нежелательно. На месторождениях с высоким содержанием парафина в нефти (выше 15—20%) разгазирование пластовой нефти приведет к существенному изменению ее фазового состояния и выделению парафина в виде твердой фазы (что, в свою очередь, повлечет за собой повышение вязкости нефти и появление у нее ненью¬тоновских свойств), осаждению твердого парафина в пористой среде пласта и в конечном счете к уменьшению нефтеотдачи.
Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, на¬зывают режимом растворенного газа. Если произо¬шло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется газона-порным.
Тогда вблизи добывающих скважин воз¬никает режим растворенного газа, а вблизи нагнетательных — водонапорный. Такие режимы пластов называют смешан¬ными.
При смешанном режиме давление на контурах добы¬вающих скважин определяют с учетом контурного в нефтяной залежи, которое, в свою очередь, вычисляют на основе теории упругого режима, если задано изменение во времени текущего поступления воды из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта q3B = q3S(t).
Если известна текущая добыча пластовой нефти из нефтя¬ной залежи в целом, то необходимо лишь вычислить дебиты скважин с тем, чтобы определить, сколько скважин необходи¬мо пробурить на залежи для обеспечения указанной текущей добычи нефти.
Разработка нефтяных месторождений при режимах раство¬ренного газа и вторичной газовой шапки ведет к существенно¬му росту газовых факторов скважин и месторождений в целом и в конечном счете к снижению нефтеотдачи. При режимах растворенного газа и газовой шапки вряд ли можно достичь конечной нефтеотдачи выше 35% даже в случаях разработки месторождений нефтей вязкостью 1—5-10-3 Па-с. Кроме того, разработка нефтяных месторождений при этих режимах свя¬зана, как правило, с низкими дебитами скважин.
