Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 [ 15 ] 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Рис. 2.4. Нефтегазовые залежи с краевой (а), подошвенной (е) водой и промежуточного типа {б).

Контуры: / - внешний водонефтяной; 2 - внутренний водонефтяцой; 3 - внешний газонефтяной; 4 -внутренний газонефтяной; зоны; / - водонефтяная; Я -нефтяная; III - газонефтяная; /V-газовая; V - газоводонефтяная

В залежах второго типа по всей площади залежи вода подстилает нефть, которая, в свою очередь, подстилает газовую шапку. Для них характерны всего два внешних контура: газо-и нефтеносности, оконтуривающих водонефтяную и газоводо-нефтяную зоны. Площадь ГНК соизмерима с общей площадью нефтеносности (площадью ВНК). Между этими двумя крайними типами можно выделить промежуточный (третий) тип (рис. 2.4, б) с тремя контурами (один газоносности, два нефтеносности), который при сближении ВНК и ГНК в процессе разработки залежи может перейти в первый или второй тип.

Иногда применительно к каждому типу нефтегазовых залежей по соотношению газо- и газонефтенасыщенного объемов (%) выделяют нефтяные залежи с газовой шапкой (25), нефтегазовые (25-50), газонефтяные (50-75) и газовые с нефтяной оторочкой (75).

Нефтегазовые залежи имеются практически во всех нефтедобывающих районах СССР и мира, содержат большие запасы нефти. В настоящее время в СССР разрабатывается несколько сотен нефтегазовых залежей в районах Западной Сибири, Волгоградского и Саратовского Поволжья, Краснодарского и Ставропольского краев, Азербайджана, Средней Азии, Казахстана, Украины. Большинство нефтегазовых залежей относится к многопластовым месторождениям, включающим как нефтегазовые, так и чисто нефтяные и чисто газовые залежи.

Наличие газовых шапок, а также подошвенной воды существенно осложняет разработку нефтегазовых залежей. Трудности разработки нефтегазовых залежей, как показывает изучение отечественного и зарубежного опыта, в основном связаны с взаимным влиянием газовой шапки и нефтяной части залежи. Разработка таких залежей с вытеснением нефти газом газовой шапки в силу плохой вытесняющей способности и низкого охвата вытеснением маловязким агентом связана с крайне низкой нефтеотдачей. Разработка же при водонапорном (точнее сме-

шанном режиме вытеснения водой) характеризуется потерями нефти, обусловленными ее внедрением в газовую шапку. Поэтому основной принцип разработки нефтегазовых залежей - ограничение взаимовлияния газовой шапки и нефтяной части с одновременным созданием условий для вытеснения нефти водой. В зависимости от геологических условий этот принцип реализуется различными путями.

Для небольших залежей в высокопроницаемых коллекторах, содержащих маловязкую нефть и имеющих активные пластовые воды, с успехом применяется система разработки с неподвижным ГНК. При разработке таких залежей давление в зоне отбора и законтурной зоне изменяется практически так же, как и при упруговодонапорном режиме, с несколько меньшим темпом За счет дополнительного вытеснения нефти выделяющимся растворенным газом. Пропорционально темпу падения давления и начальному объему газовой шапки из нее осуществляется необходимый (контролируемый) отбор газа. В практике разработки нефтегазовых залежей допускались случаи неограниченного отбора газа вследствие недостаточной разведанности залежей (Елшанское месторождение), одновременного отбора нефти и газа с перемещением ГНК в сторону газовой шапки или нефтяной зоны в связи с потребностью в газе или при аварийном фонтанировании скважин (Урицкое, Нижне-Омринское месторождения), а также отбора нефти с расширением газовой шапки в начальный период разработки с целью оценки активности вод и упругого запаса газа (Коробковское, Анастасиевско-Троицкое и другие месторождения). Известно также применение законтурного или приконтурного заводнения для поддержания пластового давления на уровне начального пластового давления в зоне отбора или с его снижением (Жирновское месторождение) либо с целью преобразования нефтегазовой залежи в нефтяную при большом соотношении норовых объемов нефтяной и газовой частей (Бахметьевское месторождение). Главный недостаток систем разработки с неподвижным ГНК -длительная консервация свободного газа газовой шапки.

Более эффективно воздействие на нефтегазовую залежь водой, закачиваемой в нагнетательные скважины на линии внутреннего контура газоносности (барьерное заводнение). Водяной барьер разделяет основные запасы нефти и свободного газа и позволяет одновременно отбирать нефть из нефтяной оторочки и газ из газовой шапки. Барьерное заводнение можно успешно применять на залежах первого типа с большими газовыми шапками и со сравнительно узкой газонефтяной зоной. Оно нашло применение на Коробковском, Бехметьевском, Бузовны-Машта-гинском и других месторождениях. Барьерное заводнение можно дополнять законтурным заводнением (Бахметьевское месторождение), при этом предотвращается возможный уход нефти в за-

контурную зону. Возможны также другие варианты разработки конкретных нефтегазовых залежей. Для поддержания давления в залежах с подошвенной водой может применяться либо законтурное заводнение, либо закачка воды под водонефтяной контакт.

При разработке нефтяных залежей с газоконденсатной газовой шапкой (нефтегазоконденсатные залежи), к которым относят залежи с содержанием конденсата в газе более 200 cмVcм ставится задача более полного извлечения конденсата из залежи, поэтому с системами разработки нефтегазовых залежей должны рационально сочетаться методы разработки газоконден-сатных залежей.

Многие нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи имеют обширные подгазовые зоны и малую нефтенасыщенную толщину при плохих коллекторских свойствах (Самотлорское, Федоровское, Уренгойское, Оренбургское и другие месторождения), в подгазовых зонах которых заключены значительные запасы нефти. Извлечение нефти из таких зон существенно осложняется прорывами газа из газовой шапки и подошвенной воды. Эти зоны, в силу сравнительно плохих коллекторских свойств, не могут разрабатываться рассмотренными системами. Разработка таких залежей интенсивно исследуется. Обсуждается вопрос о наличии и подвижности остаточной нефти в газовых шапках. От ответа на него существенно зависит направление решения проблемы разработки обширных, малой толщины подгазовых зон. Изучается целесообразность смещения нефтяных оторочек в газовую часть залежи.

Существенная разница имеется в размещении нефтяных скважин и установлении технологических режимов их работы. На нефтегазовых залежах с краевой водой размещение скважин аналогично размещению на нефтяных залежах. Для нефтегазовых залежей с подошвенной водой характерно размещение скважин по сравнительно плотной равномерной сетке (не более 300-400 м), В зависимости от местоположения нефтяных скважин на залежи назначается технологический режим их работы. Для скважин в нефтяных зонах можно задать режим работы, характерный для обычных нефтяных залежей. В остальных случаях скважины должны работать при условии предотвращения преждевременных прорывов воды (водонефтяные зоны), газа (газонефтяные зоны) или воды и газа- (двухконтактные газово-донефтяные зоны).

Принципы расчета безводных и безгазовых дебитов скважин в газоводонефтяных зонах однородного пласта разработаны М. Маскетом, И. А. Чарным, А. К. Курбановым, П. Б..Садчи-ковым, Ю. И. СткляНиным, А. П. Телковым и др. Конусы воды и газа как результат деформирования ВНК и ГНК образуются при отборе нефти из нефтегазовой залежи скважиной с интер-

Рис. 2.5. Схема скважины с водяным и газовым конусами

валом перфорации b (рис. 2.5) за счет создания градиента давления др/дг вдоль вертикальной оси z. Если водяной и газовый конусы достигли интервалов перфорации, но ни газ, ни вода не поступают в скважину, соотношение между высотами газового Уг и водяного £/н конусов в первом приближении уг/ун0,2, т. е. высота газового конуса всегда меньше высоты водяного конуса. Дебит скважины в таком случае называют оптимальным (предельным безводным и безгазовым) дебитом. Поскольку изменение отношения b/h от О до 0,2 мало влияет на предельный дебит, то принимают Ь<0,2 h, где Л - нефтенасыщенная толщина пласта.

Анализ траекторий движения частиц жидкости в вертикальной плоскости показывает, что в верхней части они имеют наклон вниз, а в нижней наоборот искривлены вверх. В некотором промежуточном положении они представляют собой горизонтальную линию. Эта линия совпадает с серединой интервала перфорации. Положение интервала перфорации задают расстоянием hr от горизонтальной плоскости ГНК до его середины. Анализ- показывает, что /ir= (0,2-0,4) h (при Ь=0,2 h, Кса 0,35 h), т. е. интервал перфорации должен размещаться ближе к ГНК. С уменьшением проницаемости кг в вертикальном направлении увеличивается коэффициент анизотропии пласта %= = л/к/кг , в результате увеличивается предельный дебит скважины, где к - проницаемость в горизонтальном направлении.

Приведенный анализ справедлив для однородного анизотропного пласта. Он дает только понимание процессов конусо-образования газа и воды. Фактические предельные дебиты существенно отличаются от расчетных вследствие слоистого строения пластов и наличия в коллекторе линзовидных непроницаемых прослоев, преграждающих путь потоку воды (газа) к забою скважины. Такая неоднородность учитывается коэффициентом %. Оценить его можно по данным фактической эксплуатации скважин. При наличии в нефтенасыщенном разрезе непроницаемых прослоев интервал перфорации целесообразно перио-

дически переносить относительно контактов: сначала располагать ближе к ВНК под первым непроницаемым прослоем, а затем последовательно осуществлять перфорацию под очередными вышележащими непроницаемыми прослоями после полного обводнения действующих интервалов, изолируя последние (например, цементными пробками в стволе скважины). Это обеспечивает послойное вытеснение нефти водой и достижение большей нефтеотдачи. Такой перенос успешно применен при разработке нефтяного слоя горизонта IV Анастасиевско-Троиц-кого месторождения. Искусственно увеличить х можно созданием непроницаемых экранов на границе контактов. Увеличить дебит нефти можно еще смещением интервала перфорации к ВНК и форсированием отбора жидкости без прорыва газа, что однако приводит к необходимости добычи большого количества воды. Целесообразность такой эксплуатации должна быть доказана технико-экономическим анализом.

В процессе разработки залежи контакты перемещаются, толщина нефтяного слоя уменьшается, поэтому положение интервала перфорации, установленное в начальной стадии эксплуатации, уже не будет оптимальным. Смещение интервала перфорации в сторону любого контакта приводит к уменьшению предельного дебита, причем при смещении его к ГНК снижение дебита больше, чем при смещении к ВНК. Если интервал вскрытия сместился в сторону одного контакта, то предельный дебит будет определяться предельным устойчивым состоянием конуса этого контакта в то время, когда противоположный конус еще не достиг предельного устойчивого состояния.

Для решения задачи определения технологических показателей разработки нефтегазовых залежей было предложено несколько приближенных аналитических методов, которые в основном базируются на использовании уравнений материального баланса для нефти, газа, воды или уравнений материального баланса и уравнений одномерного движения в системе галерей. В настоящее время для этих целей применяют численные методы моделирования, в частности методику ВНИИ-2.

Значительная часть запасов нефти (от 20 до 50 %) нефтяных месторождений сосредоточена в водонефтяных зонах. Как и в случае нефтегазовых залежей, отличительная особенность разработки водонефтяных зон заключается в том, что течение нефти и воды носит сложный пространственный характер, практически с начала эксплуатации добывается обводненная нефть. Эффективность разработки водонефтяных зон меньше, чем нефтяных - объем добываемой воды намного больше, а конечная нефтеотдача существенно ниже. В практике разработки залежей нефти с водонефтяными зонами взято направление на системы с активным воздействием, обеспечивающие развитие послойного течения, особенно в условиях неоднородных коллек-

торов, промысловым опытом доказано, что более эффективна разработка обширных водонефтяных зон самостоятельной сеткой скважин и автономным внутриконтурным заводнением, чем законтурным заводнением.

§ 2.6. особенности разработки залежей

неньютоновских нефтей

Неньютоновскими или аномальными жидкостями называются жидкости, не подчиняющиеся закону вязкого трения Ньютона:

х=у, (2.126)

где t - касательное напряжение сдвига; - динамическая вязкость жидкости; duldy - градиент скорости сдвига - изменение скорости в направлении, перпендикулярном к течению.

Для них зависимость т от dujdy может иметь различный вид (рис. 2.6). Все аномальные жидкости разделяют на три класса: стационарно реологические (не изменяющиеся во времени) - вязкопластичные, псевдопластичные и дилатаитные; нестационарно реологические; вязкоупругие жидкости. Свойства и фильтрация некоторых аномальных жидкостей изучаются в физике пласта и подземной гидрогазодинамике. Эффективная (кажущаяся) вязкость, определяемая на реограмме котангенсами угла наклона к оси т прямых, соединяющих начало координат с точками кривой течения (точки Ль Лг, Аз на рис. 2.6), переменна.

Аномалия вязкости, в основном, обусловлена образованием в жидкости более или менее устойчивой пространственной структуры. В нефтях пространственную структуру образовывают асфальтены, смолы и парафины. При снижении температуры ниже температуры насыщения растворенные парафины кристаллизуются и их кристаллы придают нефти аномальные (структурно-механические) свойства.

Нефти обладают вязкопластичными, вязкоупругими и тиксо-тропными свойствами. Наиболее изучены нефти с вязкопластичными свойствами. Реологические зависимости для вязкопластич-ных нефтей в общем случае могут быть представлены кривой 5 (см. рис. 2.6), а кривые 4 п 6 можно рассматривать как предельные частные случаи, где 9i и 9 - статическое напряжение сдвига, при превышении которого прекращается пластическая деформация и начинается вязкое течение. Для псевдопластичной жидкости справедливо уравнение:

r=.Q+-, (2.127)

где р - пластическая или структурная вязкость.

4 в. с. Бойко