книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

поисковая

скважина

Рис* 3*6* Типичная залежь, работающая в условиях естественного газона­

порного режима

эквивалентное количество нефти к добывающим скважинам. Данная схема служит иллюстрацией того, как удерживать в залежи макси­ мально возможное количество газа, чтобы использовать его с макси­ мальной эффективностью (см. упражнение 3.2).

Экономический эффект от закачки воды и выделившегося газа определяется дополнительной добычей, обеспечиваемой закачкой. Сегодняшняя стоимость дополнительно добытой нефти должна пре­ вышать затраты на строительство нагнетательных скважин, при­ обретение и эксплуатацию промыслового технологического обору­ дования (в основном для подготовки воды) и на компримирование газа. При разработке небольших месторождений закачка воды или газа часто бывает нерентабельной, и приходится допускать развитие режима растворенного газа, получая низкую нефтеотдачу.

3.6. ГАЗОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

Типичный газонапорный режим иллюстрируется рис. 3.6. При начальных условиях нефть в зоне ГНК находится под давлением, равным давлению насыщения. Чем ниже находится нефть в залежи, тем меньше она насыщена газом, тем выше давление и температу­ ра. Обычно этот эффект относительно невелик, и для описания за­ лежи можно использовать единые параметры РУТ, как это принято в данной работе. Однако в мировой практике известны исключения. Одним из наиболее интересных примеров является месторождение Вгеп! в Северном море6, где в зоне ГНК давление насыщения равно 39,6 МПа и газовый фактор достигает 356 ст. м3 / ст. м3, а в зоне ВНК,

примерно на 150 м ниже по разрезу, давление насыщения и газовый фактор составляют, соответственно, 27,6 МПа и 214 ст. м3 / ст. м3. Такие уникальные месторождения встречаются редко. Что касается месторождения Вгеп1, то его необычные характеристики объясняют­ ся гравитационной сегрегацией более легких углеводородов.

При разработке залежей, где доминирует газонапорный режим, принимается, что приток краевой воды незначителен (\У = 0) и что при наличии большого количества газа, обладающего высокой сжи­ маемостью, сжимаемости воды и породы также не играют заметной роли. При таких условиях уравнение материального баланса (3.7) можно записать в виде

В правой части этого уравнения помимо слагаемого, учитывающе­ го расширение газовой шапки, есть слагаемое, учитывающее расши­ рение нефти с первоначально растворенным в ней газом, поскольку в нефтяной зоне продолжает действовать режим растворенного газа. Уравнение (3.23) довольно громоздкое, и не дает ясного представле­ ния о механизме газонапорного режима. Лучше раскрывает ситуа­ цию метод Гавлена и Оде, описанный в разделе 3.3. Он предусматри­ вает приведение уравнения материального баланса (3.12) к виду

То, как можно использовать это уравнение, зависит от неизвест­ ных величин. Для залежи, работающей в условиях естественного га­ зонапорного режима (режим газовой шапки), наименее определен­ ным параметром в уравнении (3.24) чаще всего является т , то есть отношение начального газонасыщенного порового объема в газовой шапке к начальному нефтенасыщенному поровому объему. Напри­ мер, в залежи, изображенной на рис. 3.6, поисковая скважина вскры­ ла газовую шапку, что дало возможность определить местоположе­ ние ГНК. Другие скважины газовую шапку не вскрывали, поскольку задача состоит не в том, чтобы добывать этот газ, а том, чтобы ис-

т-слишком мало

корректное значение т

Р

пл.барр

т-слишком велико

(Е0 + тЕ д) пл.барр./ст.барр.

Рис. 3 .7 . (а) Графический метод Гавлена и Оде интерпретации уравне­

ния материального баланса для определения размера газовой шапки

пользовать энергию его расширения для вытеснения нефти к забо­ ям добывающих скважин, расположенных рядами ниже по структу­ ре. Поэтому возникают трудности с определением местоположения ограничивающего сброса и, следовательно, величины т . Однако зна­ чение N достаточно точно определяется по данным исследования до­ бывающих скважин. В таких обстоятельствах наилучшим методом интерпретации уравнения (3.24) является построение графической зависимости между Р и (Ео + шЕ^) для принятого значения т . Если выбрано правильное значение, график будет представлять собой прямую линию с угловым коэффициентом Ы, проходящую через на­ чало координат (см. рис. 3.7). Если выбранное значение ш слишком мало или слишком велико, график будет отклоняться от прямой, со­ ответственно, вверх или вниз.

Для построения этой графической зависимости можно рассчитать Р в различные моменты времени как функцию промысловых пара­ метров N и К и параметров РУТ при текущем значении давления. Знание текущего давления требуется также для определения Ео и Е^. И наоборот, если N неизвестно, а ш известно с большой степенью определенности, то можно определить N как угловой коэффициент прямой.

В качестве преимущества данного метода интерпретации следует признать то, что прямая линия должна проходить через начало коор­ динат. Это обстоятельство можно использовать в качестве контроль­ ного критерия.

УПРАЖНЕНИЕ 3.4. ГАЗОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ ]

По результатам расчета объемным методом, начальный объем N нефти в залежи с газовой шапкой, показанной на рис. 3.6, составляет 18,3 х 106 ст. м3.

В табл. 3.1 приведены значения Ыр и Кркак функции среднего пла­ стового давления за несколько первых лет разработки. Кроме того, здесь приведены данные РУТ, взятые из табл. 2.4 (принято, что в дан­ ном конкретном случает р. = рь = 23,0 МПа).

Таблица 3.1

Размер газовой шапки является неопределенным. Наилучшая оценка, сделанная на основе геологических данных, дает ш = 0,4. Подтверждается ли это значение историей разработки и динамикой изменения пластового давления? Если нет, то каково правильное значение ш?

УПРАЖНЕНИЕ 3.4. РЕШЕНИЕ

Используя метод материального баланса Гавлена и Оде для залежи, работающей в условиях газонапорного режима, можно записать (3.24)

Р = 1чГ(Е +шЕ),

V О

где Р, Ео и Е§ определяются по уравнениям (3.8) - (3.10). Значения этих параметров, полученные с использованием данных об отборе и давлении и данных РУТ из табл. 3.1, приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.3

Графическая зависимость между Р / Ео и Е§ / Ео, построенная в ограниченном интервале значений каждого параметра, показана на рис. 3.7 (с). Эта зависимость (сплошная линия), построенная по ше­ сти точкам с использованием метода наименьших квадратов, может быть описана уравнением

Р / Ео = (17,3 + 9,35 Е^ / Ео) х 106 ст. м3.

И, согласно данному методу,

N = 17,3 х 106 ст. м3 (108,9 х 106 ст. барр.) и т = 0,54.

Оценки объема нефти в пласте, полученные с использованием обо­ их графических решений, можно считать подтверждающими пра­ вильность расчета объемным методом (расхождение не более 6 %). Параметр ш, характеризующий размер газовой шапки, составляет от 0,5 до 0,54. Учитывая некоторый разброс промысловых данных, до­ биваться большей точности нецелесообразно.

Эти оценки получены после того, как было отобрано 2,8 млн. ст. м3 нефти, или 15 % извлекаемых запасов. По мере накопления новых промысловых данных оценки N и ш могут быть пересмотрены.

На рис. 3.8 показана динамика давления и газового фактора для типичной залежи, работающей в условиях естественного газонапор­ ного режима (без применения методов воздействия на пласт).

Благодаря расширению газа газовой шапки снижение давления при этом режиме происходит не столь резко, как при режиме рас­ творенного газа. Нефтеотдача обычно выше, в пределах 25 - 35 %, в зависимости от размера газовой шапки. Наличие пиков на кривой изменения газового фактора обусловлено принятием мер по огра-

Р и с . 3 .7 . (Ь) (с) Альтернативные графические решения для определения

т и N (по методу Гавлена и Оде)

ничению газового фактора. Поскольку происходит расширение газа газовой шапки, рано или поздно наступит момент, когда он прорвет­ ся к добывающим скважинам, расположенным выше по структуре. Тогда, возможно, придется закрыть первый ряд скважин, чтобы со­ хранить газ в пласте и чтобы избежать проблем с утилизацией до­ бытого газа.

Как и для разработки в условиях режима растворенного газа, рас­ смотренного в разделе 3.5, при благоприятной экономической ситуа­ ции здесь возможно применение закачки воды и/или газа для повы­ шения конечной нефтеотдачи.

Р ис. 3 .8 . Динамика показателей разработки типичной залежи,

работающей в условиях естественного газонапорного режима

3.7. ЕСТЕСТВЕННЫЙ ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

Естественный водонапорный режим, без закачки воды в пласт, уже был рассмотрен на качественном уровне в главе 1 (раздел 7) при выво­ де уравнения материального баланса для газовой залежи. Те же прин­ ципы применяются при включении в общее уравнение материально­ го баланса по углеводородам выражения, учитывающего приток воды (3.7). Снижение пластового давления вследствие отбора приводит к расширению воды в водоносной области и притоку ее в залежь.

Применяя определение суммарной сжимаемости компонентов во­ доносной области, получаем

В этом уравнении суммарная сжимаемость компонентов водонос­ ной области вычисляется непосредственным суммированием сжи­ маемостей воды и породы, поскольку поровое пространство полно­ стью насыщено водой. Сумма с^ и сг обычно очень мала, порядка

1,5 х 10'3 / МПа. Поэтому, если объем водоносной области \АГ. не очень велик, приток воды в залежь будет относительно мал, и его влиянием на режим работы залежи можно пренебречь. Если же водоносная об­ ласть велика, использовать уравнение (3.25) для учета притока воды нельзя. Это уравнение было получено при условии, что снижение дав­ ления Ар, которое фактически происходит на границе залежи, мгно­ венно распространяется по водоносной области. Такое допущение справедливо лишь в случае, когда размеры водоносной области со­ поставимы с размерами самой залежи. При наличии очень большой водоносной области изменение давления в водоносной области про­ исходит не сразу же после возмущения в залежи, а через некоторый промежуток времени. В этом отношении проявление водонапорного режима зависит от времени. Если темп отбора пластовых флюидов слишком высок, пластовое давление не успеет восстановиться и бу­ дет снижаться. При более низком темпе отбора пластовое давление будет снижаться медленнее или не будет снижаться совсем. Для уче­ та зависимости от времени в расчетах притока воды в залежь нужно знать уравнения притока, подробно рассмотренные ниже, в главе 9. Пока же для иллюстрации влияния притока воды на материальный баланс мы будем использовать простое уравнение (3.25).

Согласно методу Гавлена и Оде (принимая = 1) полное уравне­ ние материального баланса может быть записано в следующем виде:

При рассмотрении притока воды членом Еы в уравнении (3.11) ча­ сто можно пренебречь. И не только потому, что сжимаемости воды и породы малы. Так как приток воды способствует поддержанию пла­ стового давления, параметр Ар, входящий в Е ^ будет уменьшаться.

Вопрос о целесообразности учета этого фактора следует решать каждый раз, приступая к расчетам материального баланса (см. упражнение 9.2). Если, вдобавок, залежь не имеет начальной газовой шапки, то уравнение (3.12) можно свести к следующему виду:

При попытке использовать это уравнение для подбора зависимо­ стей, соответствующих фактическому изменению отбора и давления в процессе разработки, наибольшую трудность представляет опреде­

ление притока воды XV. Для того чтобы рассчитать приток воды, ин­ женерам приходится разрешать самую большую неопределенность во всем предмете разработки нефтяных и газовых месторождений. Причина заключается в том, что для расчета XV нужна математиче­ ская модель, которая сама требует знания характеристик водонос­ ной области. Определить же эти характеристики по фактическим данным удается редко, поскольку скважины не бурят специально на водоносную область для получения подобной информации. До­ пустим, например, что приток может быть охарактеризован с помо­ щью простой модели, представленной как зависимость (3.25). Тогда рассчитать приток в круговую залежь можно по формуле

где ге и го - радиусы водоносной области и залежи, соответственно, а { - приведенный угол вторжения воды в залежь, равный 0 / 2 л или © / 360°. Следует понимать, что единственным членом уравнения (3.27), известным с любой степенью определенности, является л! Остальные члены характеризуются высокой степенью неопределен­ ности. Например, каково правильное значение ге? Простирается ли водоносная область на 20 км, или она ограничена сбросом? Каковы точные значения средней толщины Ь и пористости <р водоносной об­ ласти? Оценить эти значения можно только по данным, полученным для нефтяной залежи. Ввиду вышеизложенного построение модели водоносной области, адекватной данным по динамике отбора и дав­ ления для залежи, всегда производится методом проб и ошибок. И, если даже получена удовлетворительная модель, она редко, если во­ обще когда-либо, является единственно верной. Поэтому лучше все­ го использовать уравнение (3.26) в следующем виде:

и построить графическую зависимость между Р / Ео и XV / Е , где XV рассчитывается с использованием модели водоносной области, та­ кой как описываемая уравнением (3.27).

Связь этой модели с пластовыми условиями учитывается членом Ар, который представляет собой снижение давления на начальной границе залежи с законтурной водоносной областью. Обычно при-