Специфика и основные сложности разработки нефтегазоконденсатных месторождений (залежей) (НГММ), (НГКЗ)

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Лекция 1

Специфика и основные сложности разработки нефтегазоконденсатных месторождений (залежей) (НГММ), (НГКЗ)

Основные сложности и особенности при разработке НГКМ определяются условиями совместного залегания в пласте нефти и газа, которые резко отличаются по компонентному составу, физическим свойством [1]. Процесс извлечения углеводородов сопровождается фазовыми переходами, различной компонентоотдачей, наличием в залежи зон совместной фильтрации. Накопленный опыт промышленной и опытно-промышленной разработки НГМ вызвал развитие новых методов контроля за разработкой НГМ. Формирование НГЗ обусловливает непосредственный контакт нефти и газа (ГНК) который при разработке месторождения смещается. При опережающей разработки нефтенасыщенной зоны происходит вторжение газа в нефтяную часть пласта с последующим прорывом газа и забоям нефтедобывающих скважин. При наличии активной пластовой воды, вода также будет смещаться к забоям нефтедобывающих скважин. Водонефтяной контакт (ВНК) вблизи скважин изменяется.

Прорыв газа сверху, а воды снизу к интервалу перфорации скважины называется конусообразованием.

Это приводит: к загазованности и обводнению нефти, снижает нефтеотдачу, к образованию в пласте нефтяных изолированных зон; к возможным потерям конденсата из-за снижения давления в газонасыщенной зоне пласта [1].

Системы разработки нефтегазовых месторождений

При разработке НГКМ существенным является очередность выработки запасов нефти и газа. Возможно осуществление нескольких основных вариантов:

- опережающая разработка нефтяной зоны;

- опережающая разработка газовой шапки:

- одновременная разработка нефтяной зоны и газовой шапки:

- комбинированный метод разработки: сначала разрабатывается нефтяная зона, затем производится одновременный отбор нефти и газа из газовой шапки.

При опережающей разработки нефтяной зоны возможно конусообразование.

При опережающей разработке газовой шапки возможно внедрение нефти в газонасыщенную область, нефть в этом случае оказывается безвозратно потерянной.

При одновременной разработки нефтяной зоны и газовой шапки, возможно внедрение в нефтяную оторочку газа из газовой шапки и подошвенной воды, и также возможно конусообразование.

В зависимости от метода (системы) разработки и строения залежи в пласте могут одновременно возникать зоны совместной фильтрации: н + в,

н + г, н + в + г, г + в.

Любая из этих систем накладывает ограничения на условия извлечения одног из видов углеводородов: нефти, газа, газоконденсата.

Разработка НГЗ. НГКЗ проводятся на естественных режимах и с воздействием на пласт.

Лекция 2

Разработка НГМ с воздействием на пласт

При разработке НГМ и НГКМ в основном используют следующие специальные системы разработки с воздействием на пласт:

1) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с законтурным;

2) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с внутриконтурным и законтурным заводнениями.

В процессе разработки НГМ можно применять систему разработки, сочетающую барьерное заводнение с внутриконтурным и закачкой газа в газоконденсатную часть.

Рис. 2.3.1.

Система разработки НГМ с сочетанием барьерного и законтурного заводнений

1 – нагнетательные скважины законтурного заводнения;

2 – нефтедобывающие скважины;

3 – нагнетательные скважины барьерного заводнения;

4 – газодобывающие скважины;

5 – внутренний контру газоносности;

6 – внешний контур газоносности;

7 – внешний контур нефтеносности.

Водонагнетательные скважины барьерного заводнения 3 отсекают газовую часть от нефтяной. Закачка воды в эти скважины снижает прорыв газа в нефтяную зону, препятствует смешению ГНК в нефтенасыщенную область. Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор в раза по сравнению с разработкой НГМ без воздействия на пласт.

Рис. 2.3.2

Система разработки НГМ с сочетанием барьерного, законтурного и внутриконтурного заводнения

1 – нагнетательные скважины законтурного заводнения;

2 – нагнетательные скважины внутриконтурного заводнения;

3 – нефтедобывающие скважины;

4 – нагнетательные скважины барьерного заводнения;

5 – газодобывающие скважины;

6 – внешний контур нефтеносности;

7 – контур газоносности.

Нефтяная часть месторождения имеет большую ширину, позволяющую разместить несколько полос трёхрядной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 – 600 м. Так же как и в предыдущем случае скважины барьерного заводнения отделяют газовую часть от нефтенасыщенной, что способствует осуществлению их более независимой разработке с ограничением перемещения газа в нефтенасыщенную часть пласта.

В некоторых случаях с целью дальнейшего снижения прорыва газа к нефтяным скважинам бурят два барьерных ряда нагнетательных скважин, что приводит к ещё большему снижению газового фактора нефтяных скважин.

ЛЕКЦИЯ 4

6.1. Многофазная фильтрация, непоршневое вытеснение.

Основные характеристики многофазной фильтрации.

Добыча нефти как при естественных режимах эксплуатации, так и при поддержании пластового давления заводнением или нагнетанием газа, происходит посредством замещения нефти в поровом пространстве водой или газом.

При взаимодействии пластовых флюидов между собой со скелетом пористой среды возникают капиллярные явления, неполное и неравномерное вытеснение нефти, образование в продуктивном пласте зон совместного течения флюидов, т.е. многофазной фильтрации. Неполное вытеснение снижает коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Главными характеристиками движения многофазной системы являются насыщенности и скорости фильтрации каждой фазы.

Насыщенность I-фазы определяется отношением

I=1,2,3 (6.1)

где объем порового пространства,

-часть объема порового пространства, занятого I-фазой.

(6.2)

Из (6.2) следует , что в многофазной системе существует n-1 независимых насыщенностей.

Для двухфазных систем (вытеснение нефти водой) в качестве независимой переменной выбирают насыщенность вытесняющей фазы – водонасыщенность.

6.2. Уравнения движения трехфазной фильтрации.

Уравнения движения I-фазы – фильтрации – можно описать законом Дарси, записанным для каждой фазы

(6.3)

I=1,2,3

где v_i – скорость фильтрации I-фазы;

k –абсолютная проницаемость;

- относительная проницаемость I- фазы;

- динамическая вязкость I- фазы;

P_i- пластовое давление I-фазы;

- плотность I-фазы.

Давления в фазах вообще говоря не равны между собой и отличаются на величину капиллярного давления.

(6.4)

где P_k – капиллярное давление или капиллярный скачок.

Из курса физики пласта известно, что

(6.5)

где - коэффициент поверхностного натяжения;

- статический краевой угол смачивания между жидкостями и породой;

m- пористость;

- безразмерная функция Леверетта, которая определяется для каждого типа коллектора.

6.3 Уравнения неразрывности трех- и двухфазной фильтрации.

Из курса Механики сплошной среды известно, что уравнения неразрывности ( сплошности) можно представить в виде

I=1,2,3 (6.6)

Обозначения те же.

Для слабосжимаемых или несжимаемых жидкостей, в случае двухфазной фильтрации, имеем

I=1,2 (6.7)

Для непоршневого вытеснения нефти водой, учитывая что

,уравнения (6.7) примут вид

(6.8)

Наиболее разработаны модели одномерного движения двухфазных жидкостей – прямолинейно-параллельное и плоскорадиальное течения.

Одномерные модели предполагают следующие допущения:

- жидкости несжимаемые и несмешиваемые;

- фазовые переходы отсутствуют;

- динамические вязкости -постоянны;

- относительные проницаемости и капиллярное давления являются известными функциями водонасыщенности;

- пористая среда несжимаема m- const.

при этих предположениях, полагая из (6.8) получим

(6.9)

Суммируя уравнения (6.9), получим

(6.10)

Поскольку , из (6.10) следует , что суммарная скорость фильтрации двух фаз не зависит от координат, а зависит только от времени

v(t)=v_в(t)+v_н(t) (6.11)

Из (6.11) следует, что суммарный объемный расход для прямолинейно-параллельного потока также зависит только от времени или может быть постоянным:

Q(t)=v(t)Bh (6.12)

где B,h – ширина и толщина галереи(пласта)

Для плоскорадиального потока объемный расход(дебит) зависит от времени и от r –расстояния до оси скважины;

Q(t)=v(t)2 rh (6.13)

Полная система уравнений для описания двухфазной фильтрации состоит из 4-х уравнений движения (6.3), двух уравнений неразрывности (6.9), которые дополняются уравнениями состояния или реологическими уравнениями, начальными и граничными условиями.

6.4 Уравнение для определения насыщенности.

Рассмотрим прямолинейно-параллельное вытеснение нефти водой

Рис.6.1

Рис. 6.1. Схема одномерной двухфазной фильтрации с учетом сил тяжести.

Капиллярное давление считаем известной функцией насыщенности

P_н=P_в+P_k( ) (6.4)

Уравнения фильтрации (6.3) для наклонного пласта примут вид:

(6.14)

Решаем (6.14) с учетом (6.4) и (6.11) .Введем функцию Бакли-Леверетта

(6.15)

где . Обозначим

тогда выражение для скорости фильтрации воды примет вид

(6.16)

введем безразмерные координаты где L- длина пласта.

Пусть суммарная скорость фильтрации v= const

Подставим (6.16) в уравнение неразрывности (6.9), тогда с учетом (6.5) после преобразований, получим уравнение для определения насыщенности

(6.17)

Здесь A_g , A_k –безразмерные параметры, характеризующие отношения сил тяжести и капиллярных сил к силам вязкости и равны

(6.18)

Параметр A_k =0, если рассматривать вытеснение в пласте где L – велико, или если пренебречь капиллярными силами.

Если мало, то силами тяжести также можно пренебречь, A_g=0.

6.5. Модель Бакли-Леверетта непоршневого вытеснения нефти водой

В этой модели капиллярными и массовыми силами пренебрегают A_k=A_g=0

Тогда уравнение (6.17) примет вид

или (6.19)

где f( )= функция Бакли-Леверетта или функция распределения потока фаз,

В координатах t,x (6.19) примет вид

(6.20)

Из выражения (6.16) и (6.11) следует что

Таким образом, функция Бакли-Леверетта равна объемной доле потока вытесняющей жидкости в суммарном потоке двух фаз.

Поскольку суммарная скорость не зависит от x и плотность жидкостей константа, то режим жесткий, упруговодонапорный.

По мере продвижения воды в прямолинейном пласте фронт воды продвигается к галереи нефтедобывающих скважин, водонасыщенность в каждом сечении заводненной области увеличивается. В какой-то момент времени t насыщенность будет равна , через некоторое время это же значение будет и в конце пласта на забоях добывающих скважин. Поэтому

(6.21)

Сравнивая (6.20) и (6.21) для v- постоянной, из уравнения материального баланса получим зависимость для - насыщенности на фронте вытеснения

(6.22)

где - остаточная связанная вода.

Время безводного периода определяется

(6.23)

Учитывая, что режим жесткий водонапорный объем закаченной воды будет равен объему добываемой жидкости, и коэффициент вытеснения нефти водой будет равен с учетом (6.23)

= (6.24)