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

строения (объемная неоднородность) продуктивных пластов (расчлененность на пропластки и слои, песчанистость, их распространенность, сложность границ коллектора, литологическая связанность, выклинивание и т. д.); теплофизические свойства;

свойства пластовых флюидовг нефти в пластовых условиях (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, усадка, коэффициент объемной упругости; зависимости вязкости, объемного коэффициента и газосодержания от давления; теплофизические свойства); раз-газированной нефти (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температура начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином, фракционный и компонентный состав, содержание серы, парафина, асфальте-нов и силикагелевых смол); растворенного, выделившегося при однократном разгазировании, и природного нефтегазовых залежей газа (компонентный состав, абсолютная и относительная плотности, сжимаемость); пластовой воды (плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент объемной упругости, общая минерализация и ионный состав, характеристика возможных последствий при смешивании ее с закачиваемой водой й изменении начальных условий);

энергетическая и эксплуатационная характеристики залежи- пластовые давления (начальное, текущее) и температура, геотермический градиент; характеристика законтурной зоны залежи, ее связь с нефтяной зоной и областью питания, возможный естественный режим залежи; закономерности в изменении пластовых давлений и температуры; допустимое их снижение при разработке; условия, осложнения эксплуатации скважин; гидродинамическая связь между скважинами, пластами;

запасы нефти и газа (по категориям, объектам, зонам объектов) .

Эту характеристику дополняют графические обобщения: обзорная карта района месторождения, геолого-геофизический разрез отложений, структурные карты, геологические профильные разрезы, карты изменения по площади проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, нефтенасыщенной толщины, распространения выделенных пластов, слоев, зональных интервалов, распространения свойств пластовых флюидов, изобар, распределения температур и др. Геолого-промысловая характеристика охватывает широкий круг вопросов, изучаемых в физике пласта и нефтепромысловой геологии, и составляет геолого-промысловую часть технологической схемы или проекта разработки месторождений. На основе геолого-промысловой характеристики строят расчетную схему и модель пласта, а также обосновывают рекомендации по выбору системы разработки и условий ее успешной реализации (порядок разбуривания за-38

Лежи, требования при вскрЫтИИ пластов бурением, оптимальные интервалы перфорации, геологические ограничения на де-биты и приемистости скважин и т. д.).

Геолого-промысловое изучение объекта разработки

Источниками получения исходных данных для составления проектных документов служат пробуренные на данном месторождении скважины. При наличии очень скудной информации иногда можно воспользоваться данными по аналогичным месторождениям или предлагаемыми в литературе различными расчетными и графическими зависимостями для нахождения некоторых параметров пород и пластовых жидкостей.

При бурении скважин отбирают образцы горных пород - керны, а при наличии рыхлых пород-шлам. В лабораториях по образцам терригенных (осадочных) и карбонатных пород изучают вещественный состав, текстуру, структуры. Лабораторными методами по образцам пород определяют физические свойства коллекторов: пористость и соотношения трех основных видов пустот (трещин, каверн, пор), проницаемость (абсолютную и фазовые), нефтегазоводонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой. Физические свойства пластовых жидкостей исследуют в лабораториях по глубинным пробам. Методы лабораторного определения свойств пород и жидкостей изучаются детально в курсах физики пласта и геологии. Следует подчеркнуть, что существуют ОСТы и ГОСТы на определение свойств нефтей, воды, пород и т. д.

В скважинах проводятся различные промыслово-геофизиче-ские, термодинамические и гидродинамические исследования. По данным промыслово-геофизических исследований проводят детальное расчленение продуктивных отложений (установление литологического типа пород), выделяют коллекторы (терриген-ные, карбонатные), разделяют коллекторы на продуктивные и водоносные, определяют пористость, нефтегазонасыщенность, проницаемость. При термодинамических исследованиях изучают распределение температуры в скважине, определяют профиль притока нефти или поглощения закачиваемой воды по разрезу пласта. Характеристика этих и гидродинамических методов приводится в Гл. 5.

По данным исследований составляют сводный (по видимым толщинам пластов) и нормальный (по средним истинным толщинам пластов в их нормальном залегании) геолого-физические разрезы, осуществляют детальную корреляцию продуктивных отложений (прослеживание по простиранию продуктивных горизонтов, пластов или пачек; установление их непрерывности на определенной площади; оконтуривание их распространения)., Методика выполнения этих работ изучается в курсе геологии.

Получаемая информация используется для геометризаций формы залежей и месторождения. Геометризация формы залежи включает построение структурных карт кровли и подошвы-продуктивного пласта, геологических профильных разрезов, определение положения поверхностей ВПК и ГНК, проведение линий внешнего и внутреннего контуров этих контактов на структурных картах, геометризацию объема по карте толщин коллектора. Для более наглядного отображения геологического строения месторождения строят блок-диаграммы (аксонометрическое изображение залежи в трех плоскостях в косоугольной или прямоугольной проекции) и блок-схемы (пространственное отображение корреляционных схем).

При разделении пород на проницаемые (коллектор) и непроницаемые (неколлектор) обосновывают предельные значения емкостно-фильтрационных параметров. Обычно выделяют два предела: абсолютный или физический - значения параметров, начиная с которых породы имеют нефтегазонасыщенность, отличную от нуля; нижний или технологический - значения параметров, начиная с которых породы имеют такую нефтегазонасыщенность, при которой фазовая проницаемость для нефти (при определенном режиме вытеснения, т. е. системе разработки месторождения) становится больше нуля. Геометризация залежи, разделение пород на коллектор и неколлектор, определение значений параметров существенно осложняются неоднородностью пластов.

Неоднородность пласта

Все реальные нефтяные пласты неоднородны по своему геологическому строению и свойствам в силу изменения условий осадкообразования и последующего преобразования пород. В соответствии с ОСТ 39-035-76 под неоднородностью понимается свойство нефтяного пласта-коллектора, обусловленное изменением его структурно-фациальных и литологических свойств, оказывающих влияние в основном на движение пластовой жидкости к забоям скважин и подлежащих учету при установлении потенциальных возможностей нефтяного пласта. Различают неоднородность литологическую (гранулометрическую, упаковочную, цементационную, минеральную, поровую), проницаемост-ную, пористостную и объемную (толщинную, площадную). Неоднородность нефтяных залежей изучают детерминированным или вероятностным методами. Лучшие результаты дает их комплексное использование.

При детерминированном (причинно-следственном, причинно-обусловленном) методе, полагая, что одно явление (причина) при конкретных условиях обусловливает другое явление (действие, следствие), по данным исследований скважин и пластов

строят карты распределения параметров пластов по площади (карты равных толщин пласта - изопахит, проницаемостей, по-ристостей, вязкостей нефти; карты распространения зональных интервалов или слоев и др.) и схемы распределения по разрезу, строят блок-диаграммы. При этом важная роль отводится детальной корреляции продуктивного пласта, что позволяет точно определить толщины пластов, детально расчленить разрез, выяснить прерывистость пластов по простиранию и постоянство свойств слагающих его пород, выделить отдельные слои (пропластки) и зоны (линзы).

Вероятностный метод обоснован следующим. Так как доступ в залежь имеется посредством скважин, то по результатам проводимых исследований скважин и пластов локально (в известных размерах области пласта) устанавливают параметры залежи. Значения этих параметров изменяются по объему (площади, толщине) пласта в широких пределах. Изменения, можно полагать, носят случайный характер. Поэтому считают, что данные исследований- это выборка из генеральной совокупности параметров (залежи), что позволяет использовать аппарат математической статистики, теории вероятностей и теории случайных функций. В соответствии с законом больших чисел при увеличении объемов выборки выборочные характеристики сходятся по вероятности к генеральным, т. е. их надежность возрастает, погрешность уменьшается.

Такая обработка данных исследований позволяет построить модель пласта. В зависимости от метода получают детерминированную или вероятностную модель пласта.

§ 2.2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Процесс разработки конкретного нефтяного месторождения однократен и непосредственному наблюдению «доступен» только в ограниченном числе скважино-точек. Это обусловило развитие методов его моделирования, как непрямых, опосредствованных методов научного исследования. Моделирование, и как результат, модель процесса обеспечивают возможность при сравнительно небольших затратах в короткие сроки многократно (многовариантно) «проиграть» медленно протекающие процессы разработки в различных технологических условиях и тем самым выбрать рациональную технологию. При создании моделей процесса разработки нефтяных месторождений моделируют ге-олого-физические свойства пласта, его геометрическую форму, флюиды и процесс извлечения нефти и газа из недр.

Методы моделирования

Различают физическое и математическое моделирования. При физическом моделировании на модели, представляющей по существу натурный или масштабно уменьшенный образец оригинала (лабораторную, пилотную установки), воспроизводят и исследуют процессы, качественно одинаковые с процессами, протекающими,в реальном объекте. В связи с трудностью создания полного подобия пласта и измерения параметров гидравлические модели нефтяных пластов не нашли применения, хотя физическое моделирование отдельных элементов процесса разработки незаменимо (например, вытеснение нефти водой).

Математическое моделирование заключается в исследовании процессов путем построения и решения системы математических уравнений, относящихся к собственно процессу и краевым условиям. Математическая модель основана на упрощении (идеализации) сложного реального процесса. Для ее создания природные условия соответствующим образом дифференцируют, выделяют среди них главные, определяющие факторы и представляют их в таком виде, который обеспечивает возможность достижения цели. Причем нефтегазоносный пласт рассматривают как единую гидродинамически связанную систему не только во всей области нефтегазоносности, но и включая окружающую водонапорную область. Перемещение флюидов внутри этой единой системы определяется начальными (до начала разработки) и граничными (на поверхностях, ограничивающих пласт с внешних сторон, и на стенках скважин внутри пласта) условиями или в совокупности краевыми условиями.

Граничные условия задаются в виде искомой функции (давление, расход жидкости), ее производной (градиент давления, скорость) или в смешанном виде (соответственно граничные условия первого, второго или третьего рода).

Начальные условия характеризуют состояние пласта до начала разработки, когда в процессе разработки неустановившееся (нестационарное) движение флюидов наряду с пространственными координатами определяется еще временем.

Системы математических уравнений решают аналоговым и вычислительным методами. Аналоговый метод математического моделирования базируется на подобии явлений и процессов различной физической природы, т. е. на широкой физической аналогии. Можно назвать аналогии между полями фильтрации жидкости (закон Дарси), электрического тока в проводящей среде (закон Ома), электрическим в диэлектрике (закон индукции), магнитным (закон магнитной индукции) и температурным (основное уравнение теплопроводности).

Электрическое моделирование процесса разработки основано на электрогидродинамической аналогии (ЭГДА), т. е. аналогии

между движением электрического тоКа в проводящей среде н фильтрацией жидкости в пористой среде.

Вычислительные методы подразделяются на аналитические, численные и статистические. Аналитические методы соответствуют классическому подходу к моделированию процессов, когда ставится исходная задача, вводятся упрощающие предположения и на их основе формулируется новая задача, которая поддается решению в виде аналитического выражения, формулы, обеспечивающей получение значения функции для каждого значения аргумента. Упрощающие предположения иногда приводят к существенным погрешностям в результатах проектирования, а без них задача в аналитической форме не решается. К числу аналитических методов, дающих точные решения задач разработки нефтяных месторождений, т. е. в точности удовлетворяющих исходным уравнениям, начальным и граничным условиям, относятся метод разделения переменных (метод Фурье), методы теории функций комплексного переменного, интегральных преобразований и др. Приближенные решения получают с использованием методов эквивалентных фильтрационных сопротивлений, последовательной смены стационарных состояний, интегральных соотношений и др.

Погрешность приближенных методов по сравнению с точными оценена для некоторых случаев в подземной гидрогазодинамике, и мы не будем останавливаться на ней. Отметим только, что с учетом точности исходной информации и сложности изучаемого процесса она в отдельных случаях вполне удовлетворяет практику.

Более полный учет множества воздействующих на процесс разработки факторов можно выполнить с использованием численных методов на базе применения ЭВМ как наиболее эффективных и универсальных моделирующих устройств. Основы применения численных (разностных) методов математического моделирования для решения задач разработки нефтяных месторождений в настоящее время достаточно развиты. При проектировании разработки нефтяных месторождений чаще всего применяют численные методы.

Статистические методы моделирования базируются на статистических данных предшествующей разработки месторождений. Изучая фактические закономерности развития процесса в залежи за прошедший период (ретроспективу), они позволяют оперативно без больших затрат времени и труда сформулировать заключение о предстоящем развитии основных технологических показателей разработки (перспективу). Эти методы изложены в гл. 4.