книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

{фронт вытеснения, фронт заводне­ ния

{относящийся к пористой среде (на­ пример, сг -сжимаемость породы)

% газ

Ьпрогретая зона

I накопленная закачка

I начальные условия

пномер режима, номер периода рабо­

ты скважины

N С<

пномер временного шага (верхний

индекс) 0 нефть

рнакопленная добыча

гприведенный

готносительный

гостаточный или конечный

НЕКОТОРЫЕ ОСНОВНЫЕ КОНЦЕПЦИИ, ЛЕЖАЩИЕ В ОСНОВЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1Л . ВВЕДЕНИЕ

Вэтой главе рассмотрены многие фундаментальные концепции, лежащие в основе разработки нефтяных и газовых месторождений. Этот материал будет полезен для описания задач, решаемых специа­ листом по разработке месторождений, а именно для оценки запасов углеводородов в залежи, расчета коэффициента извлечения нефти и газа и продолжительности периода разработки.

При описании расчета запасов нефти в залежи основное внимание уделяется определению пластового давления и местоположения кон­ тактов флюидов. Разработка без применения методов воздействия на пласт описывается в общих чертах, с учетом изотермической сжима­ емости пластовых флюидов. Что касается определения коэффициен­ та извлечения и расчета продолжительности периода разработки, то эти задачи рассмотрены применительно к разработке газовых место­ рождений в условиях газового режима. Глава заканчивается кратким представлением качественной картины поведения фаз в многоком­ понентных углеводородных системах.

1 .2. ПОДСЧЕТ НАЧАЛЬНЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

Рассмотрим залежь, первоначально содержащую нефть. Объем нефти в пластовых условиях будет равен

Произведение V(р представляет собой объем порового простран­ ства залежи, который может быть заполнен пластовыми флюидами. Соответственно, произведение V<р (1-5^с) представляет собой поровый объем залежи, занимаемый углеводородами (НСРУ), то есть объем залежи, который может быть заполнен нефтью, газом или и тем и другим.

Насыщенность остаточной водой, обычно составляющая 10 - 25 %, является примером природного явления, имеющего фундаменталь­ ное значение для фильтрации флюидов в пористой среде. Дело в том, что при вытеснении одним флюидом другого в пористой среде насы­ щенность породы вытесняемым флюидом никогда не может умень­ шиться до нуля. Это утверждение справедливо при условии, что флю­ иды не являются смешивающимися, то есть подразумевается наличие межфазного натяжения на поверхности раздела между ними.

Таким образом, при миграции в водонасыщенный коллектор неф­ ти, образующейся в глубокозалегающей материнской породе, проис­ ходит вытеснение некоторой части воды, но не всей. Это приводит к появлению насыщенности остаточной водой. Поскольку такая вода неподвижна, учет ее в расчетах при разработке месторождений сво­ дится к уменьшению части объема залежи, которая может быть за­ нята углеводородами.

Объем нефти в залежи, рассчитанный по уравнению (1.1), выража­ ется в долях объема порового пространства залежи. Все нефти, при высоких действующих пластовых давлениях и температурах, характе­ ризуются различным количеством растворенного газа в единице объ­ ема. Поэтому целесообразно рассматривать начальный объем нефти в залежи, приведенный к стандартным условиям на поверхности Земли после ее сепарации. Этот объем в стандартных условиях равен

ческих исследований скважин (ГИС) невозможно, поскольку сква­ жиной вскрыта лишь нефтенасыщенная толща. Однако такой метод можно применить, если ВНК находится где-то выше по разрезу.

Общий метод определения местоположения ВНК или поверхностей контакта других флюидов требует знания характера изменения давле­ ния в залежи по глубине. Этот метод изложен в следующем разделе.

1.3. ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ЗАЛЕЖИ ПО ГЛУБИНЕ

Полное давление на любой глубине, определяемое совместным действием веса вышележащих пород и давления насыщающих флю­ идов (воды, газа или нефти), называется горным давлением. В боль­ шинстве осадочных бассейнов горное давление возрастает с глуби­ ной линейно. Изменение горного и гидростатического давления в залежи по глубине показано на рис. 1.2. Градиент горного давления составляет обычно 22,6 кПа / м.

Горное давление на данной глубине численно равно сумме уравно­ вешивающих его порового давления и давления, выражаемого эффек­ тивным напряжением в скелете породы, действующим на поверхно­

Поскольку горное давление остается неизменным на любой дан­ ной глубине, можно записать

Иначе говоря, уменьшение порового давления приведет к соот­ ветствующему увеличению давления, выражаемого эффективным напряжением в скелете породы, и наоборот.

Изменение порового давления по глубине в толще, насыщенной углеводородами, определяется давлением воды в окрестностях зале­ жи. При полном отсутствии каких-либо аномалий давление воды на любой глубине можно рассчитать следующим образом:

Р ис. 1 .2 . Изменение горного и гидростатического давления в залежи по глубине Здесь: РР = поровое давление (давление флюидов), ОР = дав­ ление, выражаемое эффективным напряжением в скелете породы; ОР = горное давление на данной глубине

Входящий в эту зависимость градиент гидростатического давле­ ния бр/сШ зависит от химического состава (солености) воды. Гради­ ент гидростатического давления чистой воды составляет 9,8 кПа / м.

Поскольку здесь учитывается атмосферное давление на поверх­ ности (101,33 кПа, или 14,7 фунт / дюйм2), расчет по ней дает абсо­ лютное, а не избыточное (манометрическое) давление, измеряемое относительно атмосферного. При решении многих задач разработки месторождений основное значение имеет разность давлений, и по­ этому не важно, используется ли абсолютное или манометрическое давление.

В уравнении (1.5) принимается, что гидростатическое давление передается непрерывно до поверхности и что соленость не претерпе­ вает значительных изменений с глубиной. Первое допущение в боль­ шинстве случаев правомерно, несмотря на то что водоносные пласты обычно пересекаются непроницаемыми глинистыми пропластками.

Это объясняется тем, что любые разрывы сплошности таких непро­ ницаемых покрышек приводят к сохранению непрерывности переда­ чи давления до поверхности. Второе допущение, однако, не совсем корректно, поскольку соленость может изменяться с глубиной очень сильно. Тем не менее в данном случае, для простоты, принимается не­ изменность градиента гидростатического давления. Как будет пока­ зано ниже, действительно важным для инженера является определе­ ние характера изменения гидростатического давления в окрестности пластов, насыщенных углеводородами.

В отличие от такой нормальной ситуации встречаются аномаль­ ные значения гидростатического давления

где С - постоянная, имеющая положительное значение при аномаль­ но высоком гидростатическом давлении и отрицательное значение при аномально низком гидростатическом давлении.

Аномальное гидростатическое давление в водоносном пласте воз­ можно лишь в том случае, если он эффективно изолирован от окру­ жающих пластов, так что была нарушена непрерывность передачи гидростатического давления до поверхности. Бредли (ВгасИеу)2 указал различные условия, при которых возможно развитие аномального дав­ ления флюидов в замкнутых водоносных пластах. К ним относятся:

•Изменение температуры. Возрастание температуры на один кель­ вин может вызвать увеличение давления на 1,5 МПа в замкнутой водоносной системе, содержащей пресную воду.

•Изменение геологических условий, например поднятие залежи или аналогичные процессы, эрозия поверхности. И то и другое приводит к тому, что гидростатическое давление в залежи стано­ вится слишком большим для глубины ее залегания; противопо­ ложный эффект возникает в опускающихся залежах, где создает­ ся аномально низкое давление флюидов.

•Осмотические явления при наличии вод различной солености. По­ крывающие породы действуют как полупроницаемая мембрана; если вода под покрышкой является более соленой, чем окружаю­ щая вода, осмос приведет к созданию аномально высокого давле­ ния, и наоборот.

Некоторые факторы, вызывающие развитие аномально высокого давления, взаимодействуют между собой. Например, если блок с зале­ жью испытывает поднятие, то аномальное возрастание давления ча­ стично ослабляется благодаря уменьшению пластовой температуры.

В учебнике геологии Чепмена (СЬартап)3 дано подробное опи­ сание механизма развития аномально высокого давления. Однако специалисты по разработке залежей проявляют более прагматич­ ный подход к аномально высокому давлению, чем геологи. Для них главный вопрос заключается в том, находятся ли водоносные пласты под аномально высоким давлением, и если да, то как это повлияет на процесс накопления углеводородов.

До сих пор мы рассматривали только гидростатическое давление воды. Давление, создаваемое углеводородами, отличается от него, потому что плотность нефти и газа меньше плотности воды и, сле­ довательно, градиенты гидростатического давления будут меньше. Ниже приведены типичные значения градиентов гидростатического давления углеводородов и воды.

Например, в левой части рис. 1.3 показано изменение давления по глубине в нефтегазовой залежи (с газовой шапкой), полученное по приведенным выше градиентам.

На уровне ВНК (1676 м = 5500 футов) давления нефти и воды должны быть равны, поскольку в противном случае поверхность контакта не была бы неподвижной. Давление воды можно опреде­ лить по уравнению (1.5)

Такое изменение соответствует нормальному гидростатическому давлению. Таким образом, на уровне ВНК

ро = = (Ю,2 х 1676 + 101,33) х 10'3 = 17,2 МПа (2490 фунт / дюйм2).

При этом давление выше ВНК изменяется линейно, согласно зави­ симости

ро = 7,92 И х 10'3 + соп$(.

Давление, фунт/дюйм2

Рис* 1*3* Изменение давлений нефти и газа по глубине в типичной за-

лежи углеводородов с газовой шапкой

Поскольку известно, что при В = 1676 м (5500 футов) ро = 17,2 МПа (2490 фунт / дюйм2), можно определить численное значение постоян­ ной, и после ее подстановки получим

Если газонефтяной контакт (ГНК) находится на отметке 1585 м (5200 футов), можно рассчитать давление обоих флюидов на этой границе по уравнению (1.8), получив значение 16,4 МПа (2385 фунт / дюйм2). Зави­ симость для расчета давления газа выглядит следующим образом:

По этой зависимости можно вычислить давление газа в самой верх­ ней части структуры, на уровне 1524 м (5000 футов), получив 6,3 МПа (2369 фунт / дюйм2). Графики изменения давления углеводородных флюидов по глубине, показанные на рис. 1.3, свидетельствуют о том, что давление газа в верхней части структуры превышает нормальное гидростатическое давление на 0,71 МПа. Таким образом, в скважине, проведенной через непроницаемую покрышку на самом своде струк­ туры, будет наблюдаться резкий скачок давления от 15,6 МПа (2265 фунт / дюйм2) до 16,3 МПа (2369 фунт / дюйм2) в месте вскрытия за­ лежи на отметке 1524 м (5000 футов). Величина скачка давления при вскрытии скважиной залежи углеводородов зависит от расстояния по