Разработка нефтяных и газовых месторождений с аномальными свойствами

Плотность воды находится в функциональной зависимости от концентрации растворенных твердых частиц, обычно называемой минерализацией.

Поскольку пластовые воды сильно различаются  по минерализации, они разные плотности(табл1.) 

 

Обычно  плотности поверхностных вод  варьируют от 1 до 1,04 г/см , а плотность  пластовых вод может изменяться в гораздо большем диапазоне и достигать 1,2 г/см³ и более при контактировании воды с эвапоритами.

Для осадочных  бассейнов используемые в расчетах средние значения плотности изменяются от 1 до 1,08 г/см³.

 

Среднюю плотность можно определить измерением пластовых давлений (испытанием пласта многократного действия при гидродинамических исследованиях скважин) и/или по результатам анализа добываемых пластовых вод.

 

 

Следует отметить, что небольшие изменения  плотности воды ведут к значительной погрешности в определении пластового давления на данной глубине.

Например, на глубине 2000 м при средней плотности  воды 1 г/см³ P_h = 200 кг/см²; при 1,07 г/см³ р_h =214 кг/см²

Аномальное  гидростатическое пластовое давление

В определенных условиях в результате изменения  высоты столба воды h при плотности р могут возникать аномалии гидростатического давления. В любой произвольно выбранной точке эта высота h необязательно будет соответствовать расстоянию по вертикали до устья скважины Z. На значении плотности может отразиться присутствие пластовых флюидов, отличающихся от воды.

Отрицательная аномалия

Одна из наиболее типичных причин существования  аномально низкого пластового давления — выход пласта на поверхность находится на меньшей отметке, чем скважины (рис. 7, пласт А). Именно этим объясняются частые случаи обнаружения пластов с аномально низким давлением при бурении в гористых районах. 

Примеры отрицательных аномалий гидростатического  давления(рис 7):

1 — область питания в зоне обнажения пласта; 2 — водоносный горизонт; 3 —атмосферное давление; 4 — уровень грунтовых вод; 5 — аномально низкое давление

Положение уровня грунтовых вод по отношению  к поверхности Земли (см. рис. 7, пласт В) также способствует созданию аномально низкого пластового давления, особенно в засушливых районах.Необходимо отметить, что в обоих случаях аномалии давления являются гидростатическими по своей природе, но они должны учитываться, так как влияют на процесс бурения. Как показано на рис. 7, пластовое давление в верхнем пласте А равно атмосферному, а в нижнем пласте В зависит от высоты h столба воды.Еще одна, реже встречаемая ситуация обусловлена заметным уменьшением средней плотности пластового флюида в результате присутствия значительной газоносной толщи. Чем меньше глубина залегания рассматриваемого пласта, тем в большей мере будет проявляться этот эффект.

Положительная аномалия

Если область  питания (выхода на поверхность) разбуриваемого водоносного горизонта располагается на более высокой отметке, чем отметка, на которой находится устье скважины, то пластовое давление будет аномально высоким(рис8)

 

Поскольку высота столба воды Z_e больше глубины Z, на которой вскрыт водоносный горизонт в скважине, давление в пласте А

 

Следовательно, величина, на которую будет превышено  нормальное гидростатическое давление.

 

При наличии  достаточной информации по региональной гидрогеологии представляется возможным составить карту применения бурового раствора, позволяющую справиться с аномалией пластового давления такого типа.

 В  пределах пласта, насыщенного нефтью  и/или газом, под действием  столба флюидов создается аномалия  давления. Эта аномалия максимальна в сводовой части пласта. Усилие, создаваемое столбом воды на границу раздела с углеводородами, сформировавшуюся за счет эффекта плавучести, зависит от разности плотностей воды и углеводородов. Образующаяся аномалия давления способствует достижению гравитационной устойчивости. Превышение нормального гидростатического давления у кровли толщи углеводородов можно рассчитать по следующему уравнению:

где P_hc — превышение нормального гидростатического давления на поверхности толщи углеводородов, кг/см²; h_hc — высота толщи углеводородов, м; р — плотность воды, г/см³; р. — плотность углеводородов, г/см³.

 

Расчетная часть

Расчёт  нефтеотдачи по залежи аномальной нефти

В данном разделе рассматривается разработка залежи аномальной нефти. Аномальность заключается в неньютоновской (непрямолинейной) зависимости скорости фильтрации или дебита нефти от градиента давления или разности забойных давлений нагнетательной и добывающей скважин при заданных расстояниях между ними.

Аномальная  нефть в неподвижном состоянии  образует некую структуру. После  начала воздействия при возникновении  градиента давления нефть остается неподвижной, пока этот градиент не достигнет уровня градиента сдвига, когда будет разрушена структура нефти. Но, когда структура уже разрешена, наблюдается ньютоновская (прямолинейная) зависимость скорости фильтрации и дебита нефти от градиента давления и разности забойных давлений нагнетательной и добывающей скважин. Дополнительное усложнение связано с тем, что сам градиент давления сдвига зависит от проницаемости слоев (он также зависит от температуры и других факторов, но это здесь пока не учитывается), и чем ниже проницаемость слоя, тем выше градиент давления сдвига.

Разность  забойных давлений нагнетательной и  добывающей скважин, когда происходит сдвиг и разрушение структуры  нефти и устанавливается ньютоновская (прямолинейная) зависимость скорости фильтрации и дебита нефти, представляется следующей формулой:

где (Рск - Р_а) - разность забойных давлений нагнетательной и добывающей скважин; к - проницаемость рассматриваемого слоя; Кср - средняя проницаемость всех слоев рассматриваемого эксплуатационного объекта; относительная (в

долях среднего значения) или нормированная  проницаемость рассматриваемого слоя; С - некоторая постоянная величина, определяемая экспериментальным путем для конкретной нефтяной залежи с ее конкретной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, с ее свойствами нефти в пластовых условиях.

Из этой формулы получается формула критической величины проницаемости:

Слои  проницаемостью, меньше или равной х_а вообще не будут включены в разработку, поскольку имеющийся перепад давлений не способен разрушить образовавшуюся структуру нефти. А слои с проницаемостью выше критической величины х_ав полной мере будут включены в разработку, и их производительность будет прямо пропорциональна их проницаемости х и разности забойных давлений

Для рассматриваемой  нефтяной залежи надо получить характеристику использования подвижных запасов нефти (потенциально подвижных при достаточно большой разности давлений или достаточно густой сетке скважин).

Пусть распределение (эффективной толщины  или доли эффективной толщины по значениям) проницаемости представляется функцией распределения Y(х): при изменении х от 0 до со функция распределения (накопленной доли) Y(x) изменяется от 0 до 1. При этом распределение производительности (или доли производительности по значениям проницаемости) . представляется функцией производительности при изменении х от 0 до ∞ функция производительности (на копленная доля производительности) W(x) изменяется от 0 до 1.

В конкретном рассматриваемом случае из-за аномальности нефти слои с проницаемостью х_а вообще не работают, соответственно из функции производительности W(x) надо вычесть функцию производительности W(x_fl). С учетом этого обстоятельства текущая расчетная доля агента в дебите жидкости равна

коэффициент использования потенциально подвижных  запасов нефти равен

и суммарный  расчетный отбор жидкости в долях  потенциально подвижных запасов  нефти равен

).

Таким образом, здесь в самых главных  чертах получено решение рассматриваемой проблемы.

Далее следует воспользоваться уже  опубликованными таблицами учета неоднородности нефтяных пластов - характеристики использования подвижных запасов нефти. Для выделения из множества таблиц нужной нам таблицы надо знать величину квадрата коэффициента вариации V², количественно характеризующего расчетную послойную неоднородность нефтяных пластов по проницаемости. А для выделения в этой таблице нужной нам строки надо знать величину А - расчетную предельную долю вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины. Известно, что расчетная доля А определяется по А₂ - предельной максимально допустимой весовой доле агента в Дебите жидкости с учетом µо - коэффициента различия физических свойств (подвижности и плотности) нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях. В свою очередь, А₂ - предельная весовая доля агента определяется с учетом рыночной цены 1 т добытой нефти, текущих экономических затрат на добычу нефти и дебита нефти добывающей скважины. Характеристика использования потенциально подвижных запасов нефти устанавливается для типичного среднего элемента нефтяной залежи и в статике характеризует всю нефтяную залежь. С учетом этой характеристики и других важных параметров нефтяной залежи, с помощью уравнений разработки нефтяной залежи устанавливается динамика процесса добычи нефти.

Таким образом получается, что расчет разработки залежи аномальной нефти почти во всем сходен с расчетом разработки залежи обычной (ньютоновской) нефти кроме того, что надо учесть признаки аномальности, то есть параметры Сип.

Пример  расчета. Нефтяные пласты рассматриваемой нефтяной залежи обладают расчетной послойной неоднородностью V² = = 0,667.

Забойные  давления нагнетательных и добывающих скважин равны Рек = 190 ат и Р_а = 90 ат.

При принятой сетке добывающих и нагнетательных скважин аномальность нефти проявляется  в том, что разность забойных давлений, при которой по слою средней проницаемости  происходит сдвиг и разрушение структуры нефти, равна (Р_сн - Ра) = 50 ат.

При этом в формуле

постоянный  коэффициент С = 50 ат. По экспериментальным данным была установлена степень т = 0,6 и п = Vт = 1,667.

Различие  физических свойств нефти и вытесняемой  воды в пластовых условиях количественно  характеризуется коэффициентом µо=3.

По экономическим  расчетам предельная максимальная допустимая весовая обводненность добываемой жидкости установлена равной А2 = 0,95. Соответственно расчетная предельная обводненность равна

Критическая величина нормированной проницаемости  в долях средней проницаемости  равна

  

По известным  таблицам при V² = 0,667 устанавливается величина

С учетом этого при заданной величине А = 0,8636 устанавливается W(x)

По тем  же таблицам при и устанавливаются и там же К₃ = 0,7875 и

F = 1,4318.

С учетом аномальности нефти определяются суммарные  отборы нефти и жидкости(расчетной  жидкости) в долях подвижных запасов  нефти 

Но если бы нефть не была аномальной, то (по тем же самым таблицам) при А - 0,8636 и соответственно W(х)-0,1364 минимальная промытая водой проницаемость слоя была бы равна х = 0,6309 и соответственно были бы равны Y(х)=0,405

 

Таким образом, в условиях рассматриваемой  нефтяной залежи из-за аномальности нефти  ее суммарный отбор уменьшается 0,812/0,7406 = 1,095 раза и суммарный отбор  жидкости уменьшается в 1 585/1 381 - 1,148 раза, а в случае одинакового суммарного отбора’ жидкости F = 1,381 суммарный отбор нефти уменьшается в 0,779/0,7406 = 1,052 раза. Без учета аномальности такому уменьшению суммарного отбора нефти примерно соответствует увеличение расчетной  послойной неоднородности нефтяных пластов с V² = 0,667 до V² = 0,834 или , в1,25 раза