Аналитика



Миниатюрные клеммы Wago - от 383,69 рублей в «Техэлектро»

techelectro.ru

Анизотропия пласта

АНИЗОТРОПИЯ ПЛАСТА

2.7.


Анизотропия, или направленная проницаемость, может значительно улучшить коэффициент охвата. На рис. 2.04 показано, какое влияние оказывает выбор системы заводнения на коэффициент охвата при различных соотношениях проницаемостей по осям X и Y. Для демонстрации этого эффекта приведена табл. 2.05 (kjky принято равным 2), составленная с использованием рис. 2.04 и кривых, приведенных в приложении А (рис. А.З). Свойства пласта и флюида взяты из предыдущего примера. Для условий рис. 2.04 подвижность принята равной 1. Для определения Еа после прорыва воды в скважину снимите значение Еа с рис. 2.04, найдите такое же значение Еа на кривой рис. А.З и перейдите к нужному значению fw, чтобы определить Еа при новом fw.

Табл. 2.05.

Влияние анизотропии на коэффициент охвата по площади

Тип системы

Е„ на момент

Время до

Е„

Закачка в единицах

прорыва

прорыва, дни

при ВНФ = 10

ПППН при ВНФ=10

5-точ.

52,5

625

88

2,0

Линейная рядная 67,5

804

98

1,4

Понятно, что правильная ориентация играет решающую роль в случаях с большими значениями анизотропии. Следует применять квадратную сетку размещения скважин (линейный режим), позволяющую проводить простую ротацию, а при выборе начальной системы ориентироваться на лобовую или шахматную рядную с тем, чтобы нагнетательные скважины были размещены по направлению максимальной проницаемости.

Важно установить причину направленной проницаемости, если исследования указывают на ее наличие. Если причина в естественной трещиноватости, то до начала заводнения следует попытаться получить точные значения кк для всех пропластков, что даст время для необходимых профильных изменений. Если же направления анизотропии проницаемости связаны с направлениями движения водных потоков во время осадконакопления, то ключевым моментом при выборе системы заводнения будет выдержанность осадочных линз между скважинами.

Рис. 2.04.

Влияние анизотропии на коэффициент охаата на момент прорыва при М ш 1

Ку

д-*5— д

Пятиточечная    Линейно-рядная d / • * 1

2.8.    НАЧАЛЬНАЯ    ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ

В большинстве случаев начальная насыщенность свободным газом оказывает положительный эффект на коэффициент охвата. Существуют три механизма этого явления:

1.    Продвигаясь перед нефтяным фронтом, свободный газ понижает коэффициент по

движности. Газовый фронт способствует перемещению нефтяного и водного фронтов в радиальном направлении в течение более длительного времени благодаря более низкой подвижности системы, что увеличивает коэффициент охвата на момент прорыва [подвижность газового фронта М = (kr(p.g) /    ).

2.    Какое-то количество газа будет защемлено в порах, что заставляет воду продвигаться через поровое пространство, занятое нефтью, увеличивая тем самым коэффициент охвата.

3.    Часть газа будет растворена в нефтяном фронте, что снизит вязкость нефти, понижая тем самым коэффициент подвижности М.

Большинство лабораторий изучали эффекты, описанные в 1-м и 2-м пунктах. Рис. А.8 приложения демонстрирует эффект, который оказывает начальная насыщенность свободным газом на коэффициент охвата к моменту прорыва воды для 5-точечной и лобовой линейной рядной систем. После прорыва рабочие характеристики прогнозируются с помощью графиков зависимости Е„ от М с наложенной на них линией, соединяющей точку прорыва (при меньшем значении М) с точкой прекращения эксплуатации при начальном значении М. Это положение иллюстрирует приведенная ниже табл. 2.06. Значение принимается равным 20%.

Табл. 2.06.    Влияние,    оказываемое    начальной    насыщенностью    свободным    газом    на

коэффициент охвата по площади

Система

Е„ при прорыве,

Время до прорыва,

Еа при прорыве,

Время до прорыва,

А=0

дни,А=0

Л=0,4

А=0,4

5-точ.

0,60 рис А.8

7»5 Jkv'

72,0 рис. А.8

858

Линейно-рядная

0,50 рис. А.8

596

67,0 рис. А.8

798

Табл. 2.07.    Влияние,    оказываемое    начальной насыщенностью свободным газом

на коэффициент охвата по площади при ВНФ=4

Система

?, при А=0, рис АЗ

?. при А = 20%, А=0,4

5-точ.

86,0

89,0

Линейно-рядная

84,0

88,0

2.9.    КОЭФФИЦИЕНТ    ОХВАТА    ПО    МОЩНОСТИ

Коэффициент охвата по мощности (?v) является аналогом охвата по площади в том смысле, что он представляет часть всей зоны, затронутой закачанным флюидом (рис. 2.02). Е, есть частное от деления значения площади поперечного сечения, охваченного закачиваемым флюидом, на площадь поперечного сечения за фронтом вытесняющего агента. Затененная область на рис. 2.02 - это охваченная нефтяная зона, или 1 - ?^


Рис. 2.05.

Пример коэффициенте охвата по мощности

В литературе предложено несколько методов оценки Ev. В данной работе представлено только два. Первый - метод Dykstra-Parsons [8], который наиболее распространен, хотя дает лучшие результаты, когда перетоки между пластами отсутствуют. Второй - метод Welge вкупе с методом псевдофазовой проницаемости (Welge-PRP).

Последовательность оценки коэффициента охвата по мощности

в неоднородных пластах

Независимо от природы вертикальной неоднородности ниже приведенный способ может применяться для определения коэффициента охвата в пластах-коллекторах, заводняемых в режиме вытеснения краевой водой (по Dake [9]).

•    Разделите участок пласта на N пропластков, каждый из которых характеризуется следующими параметрами: h,, к„ f, Swc> Sor), Krwi, kro, где индекс «t» присваивается каждому пропластку.

•    Определите, имеется ли вертикальная гидродинамическая связь между пропластками.

•    Если такая связь отсутствует, можно применять метод Dykstra-Par-sons. В противном случае применим метод Welge-PRP.

•    Для применения метода Dykstra-Parsons рассчитайте E„fM (ВНФ) и КИН, как показано ниже.

•    Следуя методу Welge-PRP, определите порядок заводнения N пластов и получите псевдоотносительные проницаемости с целью сведения описания вытеснения к одному измерению (как показано в разделе 2.8.2).

•    Используйте псевдозначения для получения фракционного соотношения для потока, которое применено в уравнении Welge для расчета нефтеизвлечения.

•    Постройте графики зависимости нефтеотдачи от обводненности, дебита нефти во времени и т.д.

2.9.1. Метод Dykstra-Parsons

Метод Dykstra-Parsons основан на том факте, что проницаемость многих пластов характеризуется логнормальным распределением. В этом методе используется график проницаемости, построенный по керновым данным на палетке логарифмической вероятности, что позволяет проводить прямые расчеты коэффициента изменения проницаемости V. Коэффициент Vвходит в (2.05), а по уравнению (2.06) рассчитывается доля образцов с более высокой проницаемостью.

После того как Vбыл установлен, применяют кривые Dykstra и Parsons для оценки Ev при определенных значениях М и ВНФ.

Альтернативным методом оценки Ev является использование корреляционного соотношения, которое можно запрограммировать в Excel. Соотношение (2.06) рекомендуется применять, если М< 10 и 0,3 < V< 0,8:

y = 3,334l(E“’7737)(l-Ev) ''2258,    (206)

где    _ (WOR +0,4 )(18,948 - 2,499V)

(м + 1,137-0,809V)l0/(v)

f(V) = -0.6891 + 0.9735V +1.6453V1.    (2.08)

Для освоения этого метода воспользуйтесь данными, приведенными в табл. 2.08, и кривыми Dykstra-Parsons приложения.

Табл. 2.08.    С    учетом    приведенных    данных    для    нефтяного    пласта    с    М=2,    определите    Еу

на момент прорыва и при ВНФ = 10, а также проницаемость по методу КВД

I

Проницаемость

100*(Af-*)/(AM)

1

4,5

88,2

2

5,1

82,4

3

5,6

76,5

4

6,1

70,6

5

6,6

64,7

6

7,2

58,8

7

7.7

52,9

8

8,2

47,1

9

8,9

41,2

10

9,6

35,3

11

10,4

29,4

12

11,4

23,5

13

12,7

17,6

14

14,3

11,8

15

17,0

5,9

16 20,0 0,0

Рис. 2.06. График вероятности Dykstra—Parson

Процент образцов с большей проницаемостью

По графикам приложения, для V=0,44, определенному по графику на рис. 2.06, Ev на момент прорыва составляет 29%. Метод КВД теоретически дает значение к, равное 9,7 мД.

2.9.2. Оценка коэффициента охвата по мощности по методу

Welge-PRP (Welge - псевдоотносительная проницаемость)

Как обсуждалось выше, определение коэффициента охвата начинать нужно с разбивки пласта на пропластки. Поскольку различие по проницаемости является определяющим фактором, разбивку обычно проводят исключительно по этому параметру. Граничные значения остаточной нефтенасыщенности и проницаемости по отдельным пропласткам часто отсутствуют, поэтому необходима некоторая инженерная и геологическая оценка.

Часто сложно установить степень гидродинамической связи между пропластками. Наиболее надежные способы ее оценки - методы испытателей пластов многократного действия (RFT - ИПМД) или испытатель пласта на кабеле (MDT - ИПК). Оба метода выполняют одну и ту же функцию, хотя ИПК более современен и позволяет получить представительные образцы скважинных флюидов. С помощью этих методов определение изменения давления с глубиной проводится до ввода скважины в эксплуатацию и по прошествии значительного периода эксплуатации. Если вертикальное равновесие (ВР) имеет место как до, так и после эксплуатации, тогда график градиента давления будет плавным, а его значение будет равно градиенту нефти. Если ВР отсутствует, давление между пропластками будет изменяться и его градиент будет отличным от нефтяного. Высокопроницаемые пропластки, например, будут характеризоваться более низкими значениями давления за счет их повышенного истощения в сравнении с низкопроницаемыми. На нижеприведенном рис. 2.07 представлен пример зон с вертикальным равновесием (а) давления и без него (Ь)

Рис. 2.07.

Давление


Давление

исследования

эксплуати

рующейся

скважины

начальные

исследования


Исследования пластов, показывающие:

a)    гидродинамическую связь и перетоки и

b)    отсутствие гидродинамичес кой связи и перетоков

Пластовые исследования, показывающие наличие вертикального равновесия внутри каждого пропластка и его отсутствие между ними

связи внутри пласта

Основываясь на степени установленной связи, инженер должен определить порядок обводнения пропластков. Поскольку существует N-e число вариантов, лучший - рассмотрение только крайних ситуаций, то есть случаев полной связи и ее отсутствия. Для первого случая, называемого вертикальным равновесием, вода под действием силы тяжести будет стремиться стекать в нижние пропластки. Следовательно, порядок обводнения пойдет снизу вверх. Если выбранные пропластки изолированы друг от друга так, что мы имеем дело с полным отсутствием перетоков, порядок обводнения определяется фактической скоростью продвижения фронта воды в каждом из пропластков.

Пример пласта-коллектора без гидродинамической связи между пропластками показан на рис 2.07. Пласт-коллектор принадлежит одному из месторождений СНГ и состоит из пяти основных зон, промаркированных от АА до ЕЕ. Зона СС имеет среднее давление примерно в 16 900 psi, тогда как зоны АА и ВВ характеризуются давлением примерно на 800 psi меньше и отстоят друг от друга на 50 м. Нижние зоны DD и ЕЕ характеризуются давлением, меньшим еще на 400 psi. Это ясно показывает отсутствие связи зон АА и ВВ с зоной СС, а также ее отсутствие с зонами DD и ЕЕ. Внутри зоны АА, например, имеет место полная гидродинамическая связь, как показано на рис. 2.09. На правой части этого рисунка показаны значения подвижности для каждой точки давления. Эта зона характеризуется значительной неоднородностью в горизонтальных направлениях, хотя имеет место вертикальная связь.

Обзор других зон, с ВВ по ЕЕ, представлен в приложении.

Рис. 2.08а.    Индикаторная    кривая,    полученная по результатам двухточечного иссле

дования. Экстраполяция установившихся давлений в процессе добычи показывает, что среднее пластовое давление в пласте А-1 несколько выше при невысоком kh

После продолжительной добычи пласты, составляющие продуктивную зону, могут и не сохранять установившееся вертикальное равновесие. Причиной этого является низкая вертикальная проницаемость, недостаточная для поддержания вертикального равновесия на период эксплуатации скважины. Геофизические исследования, проводимые с помощью расходомера (вертушечный расходомер, оптический датчик, и т.д.) и манометра, помогают определить долю добычи из каждого пласта и среднее пластовое давление в каждом пласте продуктивной зоны. Это можно сделать с помощью двухточечного исследования. Добыча из скважины осуществляется при двух различных дебитах, и при каждом дебите проводятся геофизические исследования методом неоднократного спуска и подъема прибора. Таким образом измеряется профиль добычи для дающего интервала и определяется нефтеотдача из основных продуктивных пластов. Среднее пластовое давление определяется с помощью нанесения значений гидродинамического давления и дебита для каждой зоны на график зависимости дебита от давления, а затем экстраполяции к нулевому дебиту. Пример такого подхода представлен на рис. 2.08а.

Пластовая скорость и порядок обводнения

Для отдельных, не имеющих связи пропластков необходимо опреде-

лить, в каком порядке они будут обводняться. Порядок зависит от скорости продвиже ния фронта заводнения. Эту зависимость можно получить, применив принцип матери ального баланса и закон Дарси. Накопленный объем закачанной воды для любого данно го пропластка есть

W; =q,t = A$L(l-Sorw-Swc).

(2.09)


Скорость Vj в пласте можно определить так:

(2.10)

Параметр V,- есть «поровая» скорость, или скорость продвижения воды через поровое пространство. Стоит обратить внимание, что «поровая» скорость пропорциональна скорости в законе Дарси, хотя последняя определяется как q/A.

Подставляя в уравнение (2.10) объемный дебит в соответствии с законом Дарси для линейного потока, получаем


(2.11)

или после упрощения


(2.12)

Обычно принимается, что падение давления для каждого пропластка между добывающей и нагнетательной скважинами одинаково, поэтому параметр Ар/ДЬ из уравнения можно убрать, и скорость будет пропорциональна величине

(2.13)

Заменяя в последнем выражении параметр насыщенности (1 - Sorw - Sw() на ASW и тем самым принимая во внимание подвижную нефть, получим

Дальнейшие упрощения можно провести, учитывая, что k’rw и изменяются в меньшей степени, чем к, а вязкость закачиваемой воды одинакова для всех пропластков. В результате выражение (2.14) принимает следующий вид:

(2.15)

Пока сделанные выше упрощения справедливы, порядок обводнения пропластков обычно определяется значениям их проницаемости.

Получение псевдоотносительных проницаемостей

Следующим шагом после установления очередности обводнения является определение псевдоотносительных проницаемостей для всех пропластков пласта. После обводнения энного пропластка усредненное значение водонасыщенности увеличивающейся мощности, занятой водой, рассчитывается по приведенному ниже выражению. Оно представляет собой средневзвешенную по толщине и пористости водонасы-щенность, причем первый член в числителе указывает число обводнившихся пропластков, а второй - число необводнившихся пропластков, насыщенных остаточной или связанной водой:

п    N

(2.16)


с _ »=1_/=я+1_

wn *    N

Ём>,

Осредненные по толщине относительные проницаемости - это средневзвешенные произведения граничных значений проницаемости и толщины. Для воды суммируются значения по обводненным пропласткам - уравнение (2.17), тогда как для нефти по необвод-нившимся - уравнение (2.18): где п - число обводнявшихся пропластков, N - общее число пропластков.

Значимость процедуры осреднения заключается в эффективном переходе от сложного 2-мерного описания вытеснения нефти водой к одномерному, к которому можно применять теорию Баклея-Леверетта.    --------

После получения псевдозначений их используют в уравнении фракционного состава, т.е. в уравнении для расчета долей флюидов в многофазном потоке (1.36) и в одномерном выражении Weldge (1.48). Применение уравнения Weldge облегчает расчет добытой нефти, закачанной воды, развития обводненности и нефтеизвлечения для вертикального разреза.

Пример 2.2.    Характеристики    заводнения    случайно    неоднородного    пласта    в ус

ловиях вертикального равновесия (по Dake)

Этот пример показывает, что пласт-коллектор, распределение прони -цаемости которого по вертикали носит случайный характер, может рассматриваться как однородный при условии наличия вертикального равновесия.

Распределение проницаемости в песчаном пласте с эффективной толщиной в 35 м показано на рис. 2.08. Следует отметить, что оно лишено каких-либо закономерностей, т.е. имеет случайный характер. Заводнение охарактеризовано одним набором кривых нормализованных относительных фазовых проницаемостей с граничными значениями k’rw=03 и к’го= 1,0 и остаточной нефтенасыщенностью Sorw=0,27. Пласт разбит на одиннадцать пропластков, обводнение которых будет происходить снизу вверх, поскольку имеет место вертикальное равновесие.

Рис. 2.10.

0.0

Случайное    0


5


7

го-

я

I 25 Н 3

I

35-

40-

45-

50-


пласта-

коллектора


Другие необходимые для задачи данные содержатся в табл. 2.09 и некоторые из них приведены ниже:

В0 = Boi = 1,475 м3/см3 при 300 атм.

В„ = 1,03 м3/см3

Ay = 0,32 (разница удельных плотностей нефти и воды в пластовых условиях)

= 0,5 сП


Табл. 2.09.    Пластовые    характеристики и характеристики усредненные по толщине

11

4,5

350

0,21

0,25

10

3,5

250

0,2

0,28

9

1,0

500

0,23

0,24

8

3,0

450

0,23

0,24

7

7,0

150

0,18

0,27

6

1,0

1000

0,24

0,24

5

1,5

300

0,21

0,27

4

3,0

600

0,23

0,24

3

2,5

250

0,2

0,27

2

6,0

150

0,19

0,28

1    __2,0    650    0,24_0,25

Lh

35,0 м

Ihk

11425,0 мД*м

кср

326

7,2 м

Фф

0,205

?h<(>SBn

1,9 м

s

°вп ср

0,261 V,

пппн

a-sm-sm) =

0,468 Vnop

пор

Постройте кривые псевдоотносительных проницаемостей и получите величину доли воды в потоке при вязкости нефти 5 сП. Рассчитайте КИНы как функцию времени и накопленной закачки и определите взаимосвязь между обводненностью в поверхностных условиях и нефтеотдачей.

Задача:


Решение:    С    помощью    уравнений    (2.16)    -    (2.18)    рассчитайте    промежуточные

значения характеристик пласта, как показано в талб. 2.10, а затем определите зависимости псевдоотносительных проницаемостей, как показано в табл. 2.11.

hk

Ьф

ЬфБцп

h<t»(l-San)

1575

0,945

0,236

0,690

875

0,700

0,196

0,511

500

0,230

0,055

0,168

1350

0,690

0,166 —

0,504

1050

1,260

0,340

0,920

1000

0,240

0,058

0,175

450

0,315

0,085

0,230

1800

0,690

0,166

0,504

625

0,500 --------------

0,135

0,365

900

1,140

0,319

, 0,832

1300

0,480

0,120

0,350

Соотношения для псевдоотносительных

проницаемостей

№ пропластка

SBCD

^ОН СП

11

0,730

0,300

0,000

10

0,667

0,259

0,138

9

0,623

0,236

0,214

8

0,607

0,223

0,258

7

0,560

0,187

0,376

6

0,480

0,160

0,468

5

0,463

0,133

0,556

4

0,443

0,121

0,595

3

0,396

0,074

0,753

2

0,364

0,058

0,807

1

0,293

0,034

0,886

0

0,261

0

1,000

Псевдоотносительные фазовые проницаемости

Табл. 2.11.


Табл. 2.10.


Рис. 2.11.

Линейная

псевдо-

относительная

проницаемость

для воды и нефти

гомогенного

пласта,

действующего при вертикальном равновесии

Sb средняя

Функции псевдоотносительной проницаемости, показанные на вышеприведенном рисунке, в основном линейны. Как обсуждалось в первой главе, линейные функции относительных проницаемостей описывают вытеснение в макроскопически гомогенных пластах. Это подтверждает справедливость сделанного выше утверждения о том, что пласт-коллектор, характеризующийся случайным разбросом проницаемости, может быть описан как однородный пласт.

Рис. 2.12.

Кривые зависимости обводненности от водонасыщенности для трех значений подвижности

0,4    0,6

Водонасыщенность

Изучив приведенные выше кривые изменения доли воды в потоке, видно, что для случаев с высокой подвижностью (М=50 и М= 3) нельзя провести касательную Баклея-Леве-ретта. Это говорит о том, что устойчивый фронт заводнения не возникнет. Закачиваемая вода имеет большую чем нефть подвижность и под действием гравитационных сил будет стекать к подошве пласта. При этом в эксплуатационной скважине за ранним прорывом воды последует продолжительный период добычи нефти из верхней части пласта на фоне медленного роста доли воды в притоке.

При благоприятной подвижности (М=0,48) кривая роста доли воды в потоке вогнута, что отвечает поршневому вытеснению (устойчивый фронт заводнения). Эксплуатационная скважина будет давать только нефть, а после прорыва воды обводнится за короткий период, указывая тем самым на эффективное вытеснение.

Рис. 2.13.

Зависимость

обводненности

продукции

от коэффициента

нефтеизвлечения

Нефтеотдача (КИН)

Рис. 2.14. Изменение водонефтяного фактора во времени

Рабочие характеристики заводнения продуктивного коллектора с возрастающей вниз проницаемостью (по Dake).

Пример 2.3 Вопрос:


На рис. 2.12 представлен состоящий из десяти пропластков пласт-кол-лектор с увеличением проницаемости от кровли к подошве. Эффективная толщина песчаника составляет 30 м,и пропластки имеют между собой гидродинамическую связь (условие ВР). Граничные значения для кривых относительных фазовых проницаемостей таковы: krw= 0,330; к ro = 1.0 и остаточная нефтенасыщенность Sor = 0,330.

•    Постройте кривые псевдоотносительных проницаемостей для песчаника с растущей к подошве проницаемостью, затем измените направленность неоднородности и постройте кривые для этого случая.

•    Постройте кривые изменения доли воды в потоке и сравните два случая: рост проницаемости вниз и вверх. M=l; |l0 = 1,24 сП.

•    Рассчитайте обводненность продукции значения в зависимости от КИНа для обоих случаев и сравните их.

Решение:

Рис. 2.15.

Профиль проницаемости пласта-коллектора с возрастающей к подошве проницаемостью


Проницаемость 500    1000    1500    2000    2500    3000

-1-1-1-1-1-1

9

со 15

I

S

3 20

з

Рис. 2.16.

Профиль проницаемости пласта-коллектора с возрастающей к кровле проницаемостью

Табл. 2.12.

Свойства пласта-коллектора с возрастающей к подошве проницаемостью

Табл. 2.13.

№ пропластка

h

k

Ф

s.„

10

2

34

0,213

0,21

9

4

320

0,22

0,1%

8

4

32

0,215

0,205

7

3,5

650

0,227

0,195

6

2

718

0,228

0,187

5

2,5

1244

0,235

0,18

4

1,5

74

0,22

0,192

3

4

1560

0,253

0,175

2

3

2000

0,25

0,165

1

2,5

2840

0,259

0,168

Кривые псевдоотносительных проницаемостей пласта-

-коллектора

с возрастающей к подошве проницаемостью

S«CD

koBCD

ком CD

0,670

0,330

0,000

0,641

0,329

0,002

0,579

0,314

0,049

0,520

0,312

0,053

0,464

0,285

0,135

0,431

0,268

0,187

0,388

0,231

0,299

0,365

0,230

0,303

0,291

0,156

0,528

0,235

0,084

0,744

0,186

0

1,000

Рис. 2.17.

Псевдоотноситель-ные проницаемости пласта-коллектора с возрастающей к подошве неоднородностью проницаемостью

ь

О

Свойства пласта-коллектора с

возрастающей к кровле проницаемостью

№ пропластка

h

к

Ф

SBn

10

2,5

2840

0,259

0,168

9

3,0

2000

0,250

0,165

8

4,0

1560

0,253

0,175

7

1,5

74

0,220

0,192

6

2,5

1244

0,235

0,180

5

2,0

718

0,228

0,187

4

3,5

650

0,227

0,195

3

4,0

32

0,215

0,205

2

4,0

--------- 320

0,220

0,196

1

2,0

34

0,213

0,210

Табл. 2.15.    Кривые псевдоотносительных проницаемостей пласта-коллектора

с возрастающей к кровле проницаемостью

^всо    Цавср    ^окар

0,670

0,330

0,000

0,622

0,246

0,256

0,566

0,174

0,472

0,491

0,100

0,697

0,468

0,099

0,701

0,425

0,062

0,813

0,393

0,045

0,865

0,337

0,018

0,947

0,277

0,016

0,951

0,215

0,001

0,998

0,186

0

1,000

Л

Псевдоотноситель- о ные проницаемости ф пласта-коллектора if

I

с возрастающей

с

к кровле    к

со

проницаемостью    о

ф -8-

¦ ¦

н-


0,4    0,6

Sb средняя


¦ ¦


0,0


0,8


1,0


Кривая относительной фазовой проницаемости для воды в случае возрастающей к кровле неоднородностью вогнута, что свидетельствует о снижении подвижности воды и соответствующем повышении вероятности устойчивости фронта заводнения. Для рассматриваемого примера это объясняется тем, что кривая доли воды в потоке вогнута, свидетельствуя о поршневом характере вытеснения.

Рис. 2.19.

Зависимости долей воды в потоке для возрастающей к кровле и подошве проницаемости

Кривая относительной фазовой проницаемости для воды в случае возрастающей к подошве проницаемости вогнута, а поскольку к ней нельзя провести касательную Баклея-Леверетта, можно заключить, что фронт заводнения неустойчив. Ввиду действия гравитационных сил и высокой проницаемости в подошвенной части пласта, вода продвигается в первую очередь по нижним пропласткам и охватывает верхние только после прокачки многих и многих объемов воды в единицах порового объема.

В случае с возрастанием проницаемости в направлении кровли гравитация, неоднородность и подвижность вместе работают на повышение нефтеотдачи. Вода, в соответствии с законом Дарси, проникает в первую очередь в высокопроницаемые пропластки верхней части пласта, затем, под действием гравитационных сил, она попадает в нижележащие, создавая поршневой эффект вытеснения по всему пласту.

Рис. 2.20.    Нефтеоотдача    в    зависимости    от    замеренной    в    поверхностных    условиях

обводненности для случаев возрастания неоднородности вниз и вверх. Зависимость обводненности от КИНа для случаев возрастания проницаемости к кровле и подошве

При заводнении пластов относительно больших толщин возникает вопрос гравитационного стекания воды. С помощью метода Dietz [9,10] можно определить угол р, под которым вода будет входить в нефтеносный песчаник (рис. 2.20). Метод применим к процессам заводнения в условиях благоприятной подвижности в горизонтальных или с относительно малыми углами наклона пластах. Согласно Dietz, тангенс угла Р между подошвой пласта и плоскостью фронта будет равен

2045


к к V Krw го

Abfrw-Уо) '    (219)

Рис. 2.21.

'//////7///7////7//7777

Гравитационное стекание воды



Вода ->    \    ¦*- Нефть


/////////////Х/7//7777

В уравнении (2.19) используются определяемые на практике промысловые единицы. Относительная фазовая проницаемость по нефти определена при начальной нефтенасы-щенности, а относительная фазовая проницаемость по воде - при средней водонасыщенности за фронтом заводнения. Отмечено, что по мере роста iw фронт выравнивается, т.е. р приближается к 90°.

1.    Willhite G.P. Waterflooding, Textbook Series, SPE, Dallas (1986) 3,1-2.

2.    Craig EC. The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, Monograph Series,

SPE, Dallas (1971) 3,49.

3.    Slobod R.L. and Caudle B.H. «Х-Ray Shadowgraph Studies of Areal Sweep-out Efficiencies» Trans., AIME 195,265-270.

4.    Landrum B.L. and Crawford P.B. «Effect of Directional Permeability on Sweep Efficiency and Production Capacity», Trans., AIME 219,407-411.

5.    Dyes A.B., Kemp C.E., Caudle B.H. «Effects of Fractures on Sweep Out Pattern»,

Trans., AIME 213 (1958), 245-249.

6.    Matthews C.S. and Fischer M.J. «Effect of Dip on Five-Spot Sweep Pattern»,

Trans., AIME 207,111-117.

7.    Kyte J.R., Standiff R.J., Stephan S.C., Rapoport L. A. «Mechanisms of Waterflooding in the presence of Free Gas», Trans. AIME 207,215-221.

8.    Dykstra H. and Parsons R.L. «The Prediction of Oil Recovery by Water Flood», Secondary Recovery of Oil in the United States, 2nd ed., API (1950) 160-174.

9.    Dake L.P. Fundamentals of Reservoir Engineering, Elsevier Science B.V.,

Amsterdam (1978) 372.

10.    Cronquist C. «Waterflooding by Linear Displacment in Little Creek Field, Mississippi», AIME (1968) 243, pp. 525-533.

11.    Wolcott D.S., Chopra Anil «Incorporating Reservoir Heterogeneity Using Geostatistics to Investigate Waterflood Recoveries for the Kuparuk River Field, Alaska»,

SPE 22164, SPEFE August 1992.

Наблюдение за процессом заводнения

Успех процесса заводнения зависит от программы детального мони


торинга и наблюдения. Хорошо продуманная и должным образом осуществленная программа должна обращать особое внимание на три основных аспекта:

1.    Процессы, происходящие в пласте (положение фронта, материальный баланс...).

2.    Состояние нагнетательных и добывающих скважин.

3.    Состояние наземного оборудования.

В этом разделе речь пойдет прежде всего о наблюдении за пластом-коллектором. Раздел 4.0 посвящен наблюдению за скважинами. Что касается наземного оборудования, то для изучения этого вопроса можно рекомендовать работу [1].

ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

3.1.


Анализ процесса заводнения следует упрощать, разделяя площадь за-

воднения на участки с дробностью, требуемой в данном исследовании. Для большинства периодических систем следует выделять элементы так, чтобы нагнетательная скважина находилась в центре, а добывающие - по углам элемента. Некоторые возможные варианты выделения элементов показаны на рис. 3.01. Это лишь часть возможных способов выделения элементов. В случае несимметричных или непериодических систем элементы обычно выделяют так, чтобы максимально облегчить учет и анализ.

Границы элемента для каждой системы есть такие контуры каждого элемента, на которых отсутствует течение. Во многих случаях теоретически определить границы сложно, кроме того, они могут меняться в процессе заводнения. Иногда невозможно определить «настоящие» границы для краевых элементов в районах с частичным развитием заводнения. Между тем обоснованное определение границ посредством разумной инженерной оценки позволяет успешно анализировать ход процесса заводнения.

РАЗМЕЩЕНИЕ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

3.2.1. Распределение добываемых

и закачиваемых флюидов по площади

После выделения элементов для каждой системы необходимо предложить схему определения дренируемого или обводняемого объемов для пограничных скважин, общих для двух граничащих элементов. Два простых метода, позволяющих осуществить это, основаны на геометрии элементов.

Первый, простейший, способ состоит в том, что объемы определяются пропорционально углам притоков в каждый элемент, имеющий общую скважину. Два простейших примера этого метода показаны на рис. 3.01. Фактор, определяющий долю каждого i-ro элемента а„ можно рассчитать по формуле (3.01), где ф, - угол притока:

(3.01)


а,=


360°

д


о д о


д



1


ОАО


д


д


Рис. 3.01.

Оценка

распределения

флюидов

по площади,

основанная

на углах притока


0 = 90°    0 = 90“ '

а = 0.25    а = 0.25


6 = 90°    0 = 90"

а = 0.25    а = 0.25


о


1.


Альтернативный подход представляет собой видоизменение первого метода, при котором учитываются градиенты давления, изменения эффективной толщины пласта и расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами. Уравнение, учитывающее эти характеристики, имеет следующий вид:

Ф i(p*f~p') it

Ф.(Р^-Р,)

.te)

где, r’w = rw e s.

системы разработки, можно использовать для нахождения соответствующего положения фронта заводнения относительно нагнетательных скважин. Такие карты не являются истинно аналитическим инструментом, но они позволяют быстро оценить расположение контура воды.

Обычно данные, на основе которых составляется карта «колец», не учитывают неравномерности охвата по площади, вызванной гетерогенностью пласта и тем, что фронт заводнения имеет тенденцию вытягиваться в направлении добывающих скважин. При этом оценка степени отклонения контура от кольцевой формы зависит от искусства инженера. Если картируют многопластовые зоны, флюид следует рассматривать по отдельным пластам.

Радиус фронта заводнения вокруг нагнетательной скважины можно определить через объем воды, размещенной в элементе. Радиус фронта заводнения определяется формулой (3.03):

5,6145(аУУ;-аДУУр)?;я>


(3.03)

Некоторые члены этой формулы охарактеризованы ниже, чтобы облегчить ее понимание. Разность (aWj - <хД Wp) обозначает весь объем воды, закачанной в продуктивный пласт со времени начала заводнения. Таким образом, Д Wp - объем воды, добытой скважиной после прорыва. Константы a,¦ и р используются для установления общего объема воды, закачанной и отобранной скважинами, относящимися к данному элементу. Ej„j - коэффициент, выражающий отношение общего объема закачанной воды к эффек

тивному объему воды, вытесняющей нефть. Например, Ещ можно использовать для уче-

та воды, оказавшейся вне зоны или вне данного элемента. Еу - коэффициент охвата по объему за фронтом заводнения. Другими словами, Ev учитывает для данного пласта вытесняющее действие воды, вводимой в нагнетательную скважину, «открывающуюся» в картируемый элемент.

Радиус фронта нефти можно определить по формуле (3.04):

(3.04)

Задача оценки распределения добываемого/закачиваемого объема по площади и кольцевого картирования.

Рассчитайте распределение закачиваемого объема относительно каждой добывающей скважины и радиус фронта воды.

Решение:

Скв.

WHar (с.у.)

Wj*o6 (с.у.)

ар

h

San

Sho

¦

1

250000

0

20

0,15

0,26

0,23

2

0

10000

0,25

25

3

0

0

30

4

0

12000

0,25

20

5

0

0

10

Си*.

в

Рснаг

Ре = Рэ

h

К

г.

г.

1-2

100

3200

800

20

25

728

0,333

1-3

76

3200

1000

20

30

902

оззз

1-4

106

3200

1200

20

20

743

0,333

1-5

78

3200

1500

20

10

867

0,333

Скв.

(Рс наг-Ре)

h/h.

гА

ln(hr^h,rM)

в(Рс наг-Ре)Лл(ЬгИм‘«)

Модифицированный коэффициент распыления

2

2400

0,80

2186

7,47

32142

0,330

3

2200

0,67

2709

7,50

22297

0,229

4

2000

1,00

2231

7,71

27496

0,282

5

1700

2,00

2604

8,56

15495

0,159

г

97430

1,000

Скв.

Мод. Распр.

с^Сн-апСд

¦

hep

Евпр

EvO-Smi-Sho)

0

0/360 Радиус фронта воды

1-2

0,33

80000

оаз

22,5

0,9

0,75 0,59

100

0,277777778 450

1-3

0,229

57250

0,23

25

0,9

0,75 0,59

76

0,211111111 414

1-4

0,282

67500

0,23

20

0,9

0,75 0,59

106

0,294444444 426

1-5

0,159

39750

0,23

15

0.9

0,75 0,59

78

0,216666667 440

3.3.    УРАВНЕНИЕ    МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА

Материальный баланс - простая концепция, подчиняющаяся закону сохранения масс, согласно которому привнесенная масса равна извлеченной плюс то, что накопилось или осталось (в пласте, например). Для заводнения данная концепция имеет большое значение, поскольку для любого контроля объемов, таких, как объем элемента системы разработки, применим закон сохранения масс. Мы можем применять этот закон в различных приложениях для оценки характеристик процессов заводнения. Зачастую инженеры пренебрегают возможностями применения концепции материального баланса, поскольку считают области применения слишком сложными, а имеющиеся данные ненадежными. Однако на практике систематическое применение метода, основанное на принципе материального баланса, является надежным и оперативным способом оценки процессов заводнения. Поэтому предлагаемый метод является основной составляющей любой программы по контролю за заводнением. Материальный баланс - это один из первых инструментов, используемых для характеристики процессов заводнения в отдельно взятом элементе системы заводнения, и предшествует применению более сложных методов, включая моделирование. Моделирование, к примеру, есть не что иное, как контроль потока в каждом гриде с помощью материального баланса и закона Дарси. Поэтому проблемы, связанные с расчетами метериального баланса, должны быть рассмотрены до начала реального моделирования.

3.3.1 Выше давления насыщения

Выше давления насыщения необходимо учитывать четыре компоненты:

1.    Расширение нефти

2.    Расширение породы и флюидов (толька вода и порода в данном случае)

3.    Отбор

4.    Закачанная или подтянутая вода, оставшаяся в рассматриваемом

пласте, его части

Сначала определим каждую составляющую, а затем объединим их в уравнение.

Расширение нефти - N(B0- Boi)    (3.01)

Расширение породы и флюидов - NBoiAp(CwSw+ Cf)l(1 - Swj) (3.02) Отбор - NpB„    (3.03)

Закачанная или подтянутая вода - W, + (W,„; - Wp)Bw    (3.04)

Объединяя полученные уравнения, мы можем выразить отбор следующим образом:

NpB0 = N{B0ы) + NB0Ap(C^Sw+ Cf)l( 1 - SW1) +    (3.05)

+W,+( Wj„j-Wp)Bw.

Уравнение (3.05) может быть упрощено путем объединения члена, отвечающего за расширение нефти, с членами расширения породы и воды. Для пласта с постоянной температурой сжимаемость нефти может быть определена так:

(3.06)

Л. ар )т VB«' АР

Решая уравнение (3.06) для (В0ы) и подставляя полученный результат в (3.01) и, объедение с уравнением (3.02) получим:

NBoiCeAp

Где = (C0S0 + CJSW + Cf)l{ 1- Swc); параметр Ce, называемый в литературе эффективной сжимаемостью (однако не является полной сжимаемостью), входит нижеследующее уравнение (3.07).

Ур. 3.05 далее упрощается до вида:

NpB0 = 0АрСе + We + (Winj - Wp)Bw.    (3.07)

Это полезное уравнение, и разработано много методов его применения в целях контроля. Некоторые их них представленны в настоящем разделе книги.

3.3.2 Ниже давления насыщения

Ниже давления насыщения необходимо учитывать расширение свободного газа. Наличие свободного газа может быть связано с газовой шапкой или его выделением из нефти.

Общий вид уравнения материального баланса выглядит так:

NpBa + GpBg -NpRsBg = ЩВ0 - Вв, + (Rs, - Rs)Bg) +

+ NB0Ap(C^w + Cf)K 1 - Swi) +    + (WMj - Wp) Bw + Ginj Bg

Уравнение материального баланса ниже точки давления насыщения выглядит следующим образом:

^ N„[B,+(Kp-RMi)gg]-We+BwWp

я>

При разработке пласта существуют три основных вида пластовых режимов: режим естественного истощения, режим газовой шапки и водонапорный режим.

Практический интерес представляет определение относительного значения каждого из данных механизмов, влияющих на добычу. Преобразуя уравнение материального баланса, как показано ниже, получаем три отношения, сумма которых равна 1. Эти отношения называются: индекс режима истощения (DDI), индекс газовой шапки (SDI) и индекс водонапорного режима (WDI).

NmB,i _в ч

N(B, -В„)    [    |    (W'-BwWp)

N^HRp-R^]    ^[В,+(«РИ1Х]

3.3.3. Распределение жидкости при материальном балансе

Использование метода материального баланса особенно удобно при определении факторов распределения объемов жидкости по площади. Метод распределения объемов, описанный в работе Чапмена и др., заключается в тщательном изучении каждой ячейки и использовании метода материального баланса для уточнения факторов распределения объемов жидкости. В предлагаемой программе мониторинга заводнения начальные запасы нефти в пласте ячейки определяются объемным способом, а затем объемы добываемой и закачиваемой жидкости распределяются по ячейкам. Далее, для расчета давления используются уравнения материального баланса при известном пластовом объеме, зависимости пластовых свойств, объеме и распределении добываемой и закачиваемой жидкостей. Результаты расчетов давления сравниваются затем с замеренными значениями для проверки факторов распределения. Давление определяется на основе замеров давления на месторождении. Такие замеры обычно не требуют больших средств, особенно если исследования падения давления проводятся в нагнетательных скважинах на поверхности. Начальная оценка факторов распределения по площади основывалась на скорректированном значении угла, открытого для притока. В случае расхождения расчетного давления с данными, полученными на месторождении, факторы распределения по площади могут быть изменены для получения оптимальных результатов соответствия, что приводит к наиболее правильному распределению объемов жидкости по площади.

3.3.4.    Использование материального баланса

для управления элементами системы разработки

Уравнение материального баланса может использоваться для оценки результатов каждого элемента заводнения. Удовлетворительный анализ может быть получен на основе упрощенного предположения, что поток в пластовых условиях является несжимаемым. Каждому элементу приписывается фиксированный объем. Жидкость входит в этот объем через нагнетательные скважины и покидает его через добывающие. Материальный баланс в начале заводнения можно определить по значению газонасыщен-ности и среднему давлению в элементе. Конечные точки определяются по коэффициенту нефтеизвлечения. Материальный баланс элемента можно проанализировать по мере продвижения фронта воды, построив график доли накопленной добычи как функции коэффициента охвата по объему.

3.3.5.    Начальный этап разработки при пластовом давлении,

превышающем давление насыщения

Емкостная модель недонасыщенного (пластовое давление выше давления насыщения) нефтеносного пласта при первичных методах разработки представлена на рис. 3.02. Расчет материального баланса (баланса объемов) упрощается предположением, что сжатие пор и расширение жидкой фазы (нефти и воды) пренебрежимо малы. Для коллектора, показанного на рис. 3.02, в режиме растворенного газа, т.е. при давлениях выше давления насыщения, можно вывести объемные соотношения исходя из уравнений (3.05) - (3.10).

Первичный коэффициент нефтеизвлечения (Егр) есть отношение объема добытой в поверхностных условиях нефти ANp к балансовым запасам нефти в пластовых условиях N:

¦ _&n,_(n-nx)

N N

(3.05)

Рмач > Р — Рн

Рис. 3.02. Упрощенная модель баланса объемов

недонасыщенного нефтеносного пласта при первичных методах разработки


ANp


Р=Рн


Балансовые запасы нефти в поверхностных условиях в начале доОычи: V„S„

p^OI

N =


ТГ'

Балансовые запасы нефти в конце первичной разработки (начало заводнения):

(3.07)

N.


Объединяя уравнения (3.05) - (3.07), получаем формулу (3.08):

VpSq,

VpS*x


В„,

(3.08)

Е,


v„sBi


Пока давление в пласте выше давления насыщения, нефть добывается исключительно за счет расширения жидкости. Следовательно,

(3.09)

Заменив S„, на Sox в формуле (3.08) и упростив, получим

Е, =1-

(3.10)


Формула (3.10) позволяет рассчитать первичный коэффициент нефтеизвлечения для не-донасыщенного коллектора через коэффициент объемного расширения нефти в начале и в конце первичной разработки. Главное, что следует помнить об этом процессе, - это что давление в пласте не падает ниже давления насыщения. Поэтому добыча осуществляется исключительно за счет энергии расширения жидкости. Заводнение начинают прежде, чем в пласте начнется насыщение свободным газом.

3.3.6. Вторичная разработка при давлении в пласте выше давления насыщения

На рис. 3.03 показана емкостная модель вторичной разработки в случае, когда условия на момент окончания первичной разработки соответствуют представленным выше.

Ev

Д Np + Wdo6


Shx = Sh нач.


венам.


Рис. 3.03.


Рх ^ Рнас

Упрощенная модель баланса объемов недонасыщенного нефтеносного пласта при заводнении, начатом до падения давления ниже давления насыщения


Sho

Д Sb

Shx

Se нач.

Ра ^ Р нас


Для данного случая формулу коэффициента вторичного нефтеизвлечения можно вывести, преобразуя формулы (3.11) - (3.18).

Коэффициент нефтеизвлечения при разработке вторичными методами (?rs) выражается как отношение объема нефти в поверхностных условиях, добытой в ходе вторичной разработки, к балансовым запасам нефти в пластовых условиях (3.11):

"х-N.)

(3.11)


гр N

N


Нефть в поверхностных условиях в начале добычи:

r p^oi

(3.12)


N =


ТГ

Нефть в поверхностных условиях в конце разработки первичными методами (в начале заводнения):

V Ч

(3.13)


рох

N.


Объем нефти в поверхностных условиях в конце вторичной разработки (заводнение окончено или остановлено) есть сумма объема нефти, остающейся в зоне охвата,

и объема нефти вне зоны охвата:

\EaE,Sor Vp(^?(1?,)50,    п 14)

N„ ---1--.    '    ‘    '

в„ вох

Первичная разработка при давлении выше давления насыщения производится за счет расширения нефти. Нефтенасыщенность при давлении насыщения и при более высоком давлении постоянна. Таким образом,

S„=Sei.    (3.15)

Коэффициент охвата по объему определяется как произведение коэффициента вытеснения по площади на коэффициент охвата по мощности, что эквивалентно эффективному объему воды, закачанной в пласт:

(w,-wp)


E.=E.Et =-V '-Ц ”.    (3-16)

v а ' MOPV

Коэффициент вытеснения нефти водой в породе-коллекторе

S*-S.

?. = 01 ог.    (3.17)

S ¦

Объединяя уравнения (3.11) -(3.17) и упрощая, получаем коэффициент вторичного неф-теизвлечения:

? = fkEiEJB°i    (3.18)

Формула (3.18) выражает коэффициент вторичного извлечения для недонасыщенного нефтеносного пласта через коэффициенты охвата, коэффициент вытеснения и коэффициенты объемного расширения нефти. Предполагается, что в ходе заводнения жидкая формация несжимаема. Другими словами, на кубометр закачанной воды добывается кубометр нефти и растворенного в ней газа. После прорыва воды в скважину на кубометр закачанной воды добывается кубометр нефти, воды и растворенного в них газа.

Сложив уравнения (3.10) и (3.18), получаем

ЕГ=Е„+Е„ = 1 - -За- + Е«ЕЕ-&‘.    (3.19)

Ег=1-т-(1-Е°ЕЕЛ

ох

Формула (3.20) описывает производительность недонасыщенного нефтеносного пласта, в котором добыча производится вначале первичными методами, а затем с помощью заводнения. Эта формула представляет коэффициент добычи как функцию коэффициентов объемного расширения нефти, коэффициентов охвата и коэффициента вытеснения. Производительность такого пласта, рассчитанная теоретически исходя из данных предположений и выраженная через безразмерные параметры охвата ?„, ?, и добычи Еп показана на рис. 3.04.

График соответтвия

Рис. 3.04. Коэффициент извлечения как функция коэффициента охвата при заводнении, начатом при давлении выше давления насыщения

3.3.7. Первичная разработка при давлении ниже давления насыщения

Если разработка первичными методами продолжается после того, как давление в пласте падает ниже давления насыщения, начинается насыщение нефти свободным газом. На рис. 3.05 представлена упрощенная емкостная модель баланса объемов в пласте при падении давления ниже давления насыщения.

Упрощенная модель баланса объемов изначально недонасыщенного нефтеносного пласта, в котором давление в ходе первичной разработки упало ниже давления насыщения


Рис. 3.05.

Коэффициент извлечения при первичных методах разработки при давлении ниже точки насыщения есть отношение объема нефти в поверхностных условиях, добытой после насыщения, к балансовым запасам нефти (3.21):

Д N. {Nhp-Nx)

АЕ =-- = -—---.    (3.21)

г N    N

Балансовые запасы нефти в поверхностных условиях в начале добычи равны V S

N = -?-2-.    (3-22)

Д.-

Объем нефти в поверхностных условиях после падения давления ниже давления насыщения равен

N=VrS°bP _    (3.23)

Kbp

Объем нефти в поверхностных условиях в конце первичной разработки (начало заводнения) равен

N-VpS

N~ в '    (з-24)

ОХ

Напомним, что при давлении выше точки насыщения жидкая фаза недонасыщена и считается несжимаемой. Следовательно,

S„bp=Soi.    (3.25)

Объединив формулы (3.21) - (3.25) и упростив полученное выражение, получим формулу (3.26) для коэффициента первичного нефтеизвлечения при давлении ниже давления насыщения:

Д? =    (3.26)

г Bobp BoxSoi

3.3.8. Вторичная разработка при насыщении свободным газом и объем необходимой при этом воды, требуемый для заполнения пространства, изначально занятого свободным газом

Чтобы рассчитать объем закачиваемой воды, требуемый для заполнения пространства, занятого свободным газом, нужно знать коэффициент газонасы-щенности пласта. Формулы его расчета (3.27) - (3.30) представлены ниже. Насыщенность свободным газом, образовавшаяся в результате падения давления ь пла-

сте в ходе первичной разработки ниже давления насыщения, равна изменению нефтена-сыщенности пласта:

Sgx S„bp Sgx — S0i $ОХ ¦

(3.27)


Коэффициент первичного нефтеизвлечения есть сумма коэффициентов первичного извлечения при давлении выше и ниже давления насыщения:

B„,S„

АЕ. =Е +Е =1—

(3.28)


rp    Above bp    Sebw bp    ^

Формулы (3.27) и (3.28) можно объединить, чтобы получить формулу, позволяющую на практике оценить свободную газонасыщенность в конце первичной разработки (в начале заводнения):

В,


$gx


1-


в„,


(3.29)


Объем закачиваемой воды Vp требуемый для заполнения пространства, занятого свободным газом, можно рассчитать, умножив объем пор пласта-коллектора на Sgx, вводя поправку на поверхностные условия (3.30):

(3.30)


f В„

3.3.9. Охват по объему при заводнении в присутствии свободного газа

Для теоретических расчетов, основанных на упрощающих предположениях, принимаемых при вычислении материального баланса в присутствии свободного газа, считается, что в процессе заполнения нефть не добывают. Основываясь на этом предположении, можно рассчитать часть объема пласта-коллектора, заполняемого в процессе заводнения. Упрощенная емкостная модель охвата по объему при заполнении показана на рис. 3.06.

Если предположить, что в ходе заполнения нефть не добывается, то объем нефти в пластовых условиях при заполнении должен быть равен объему нефти в пластовых условиях в начале заводнения:

Sho

Sh нач.

A Sb

Sb нач.


ANp = 0


P^Pn

Рх ^ P нас    ^ '' наг    f    —    Г нас

Упрощенная модель баланса объемов нефтеносного пласта при заполнении (заводнение было начато после падения давления ниже точки насыщения в ходе первичной разработки)

Рис. 3.06.


Балансовые запасы (БЗ) нефти в начале заводнения:

V„S„

(3.32)


р ох

N =


ИГ'

В то же время БЗ в конце заполнения есть сумма объемов нефти в охваченной в процессе заполнения и неохваченной зонах пласта. Следовательно,

N _ys„r v{i-a)s„,

(3.33)


Свободная газонасыщенность, возникающая в результате падения давления в пласте ниже давления насыщения, равна изменению нефтенасыщенности пласта в ходе первичной разработки:

V=S«-S-    (Э-34)

Изменение водонасыщенности, возникшей в результате закачивания в пласт воды, вытеснения и сжатия газа, равно изменению нефтенасыщенности:

(3.35)

¦


Безразмерный объем добытого (А) газа можно рассчитать, объединив формулы (3.31) -

(3.35) и упростив результат. Полученная формула представляет собой отношение газона-сыщенности на начало заводнения к изменению водонасыщенности, требуемой для снижения начальной нефтенасыщенности до остаточной:

В данной упрощенной схеме добыча нефти идет при продолжающемся закачивании воды. Каждый кубометр закачанной воды вытесняет кубометр нефти. После прорыва воды в скважину каждый кубометр закачанной воды вытесняет кубометр жидкой фазы, содержащейся в пласте. Обводненность в добывающих скважинах есть функция отношения воды к нефти в притоке жидкости в скважину.

Нефтеизвлечение вторичными методами после заполнения определяется отношением изменения объема нефти в пласте с момента заполнения до закрытия скважины к балансовым запасам нефти:

„    (3.37)

Еп- л .

где Na - объем остаточной нефти. Балансовые запасы нефти

N = Y?k    (3.38)

Вы

Объем нефти в пласте в конце заполнения есть сумма объемов нефти в зоне охвата и вне зоны охвата:

(3.39)

N =


Ev

Sho

Sh нач.

A Sb

Sb нач.

Sho

со

X

Д Sb

I

*

Sb нач.

Д Np + Wdo6


Ра^Рн

Упрощенная модель баланса объемов недонасыщенного нефтеносного пласта при заводнении, начатом после того, как давление в ходе первичной разработки упало ниже давления насыщения (охват по объему - от заполнения до закрытия скважины)

Рис. 3.07.


Объем балансовых запасов нефти в поверхностных условиях в конце вторичной разработки (завершение заводнения или закрытие скважины) есть сумма объема нефти,

оставшейся в зоне охвата, и объема нефти вне зоны охвата: VpEaE,S<>rVp(l-EaEj)Sai

N =-

Объемный коэффициент охвата определяется как произведение коэффициента охвата по площади на коэффициент охвата по мощности, что эквивалентно эффективному объему воды, закачанной в пласт:

(w,-wp)bw

(3.41)


MOPV

Коэффициент вытеснения водой в породе-коллекторе

с (s„,-sw)

(3.42)


Объединив уравнения (3.37) - (3.42) и выполнив упрощения, получим (?„?,-Л )? А

(3.43)


Ег=-

Формула (3.43) описывает рабочие характеристики недонасыщенного нефтеносного пласта, в котором заводнение было начато после того, как пластовое давление в ходе первичной разработки упало ниже давления насыщения. Эта формула выражает коэффициент нефтеизвлечения через коэффициент объемного расширения нефти, коэффициенты охвата и коэффициент вытеснения; а предполагаемый безразмерный объем заполнения показан на рис. 3.08 как функция безразмерных коэффициентов охвата ?д?, и извлечения Ег

Рис. 3.08.

Коэффициент

извлечения как

функция

коэффициента

охвата для

заводнения,

начатого при

давлении ниже

давления

Коэффициент охвата (EaEi), доли единицы

Можно вывести формулу для расчета теоретических рабочих характеристик пласта-коллектора, в котором давление падает ниже точки насыщения до начала заводнения. Эта формула характеризует суммарный коэффициент нефтеизвлечения первичным, при давлении выше и ниже давления насыщения, и вторичными методами:


91

Hi


(3.44)

Формулу (3.44) можно упростить:

?„=1-1=41 -E'Efr).

(3.45)


“ох

ГРАФИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ ПРОЦЕССА ЗАВОДНЕНИЯ В ОТДЕЛЬНО ВЗЯТОМ ЭЛЕМЕНТЕ

3.4.


3.4.1. График зависимости коэффициента нефтеизвлечения (Ег) от коэффициента охвата по объему (Ev)

Положения,описанные в предыдущем разделе (материальный баланс),

можно использовать при создании графического метода наблюдения, позволяющего осуществлять мониторинг хода процесса заводнения.

Материальный баланс (баланс объемов) исследуемого элемента системы заводнения можно представить в виде графика зависимости коэффициента извлечения от коэффициента охвата. Точки этого графика рассчитывают исходя из приращения объема добываемой жидкости и количества воды, закачиваемой в элемент. Определение коэффициента охвата по объему было дано выше. Этот коэффициент

MOPV


(3.46)

Суммарный коэффициент извлечения также определен выше, и может быть рассчитан по формуле

(3.47)

Согласно определению, исходной точкой графика должен быть коэффициент нефтеизвлечения на начало заводнения и нулевое значение объемного коэффициента охвата. По мере развития заводнения данные должны ложиться на график, идущий в точку, определяемую максимальным коэффициентом извлечения при коэффициенте охвата, равном 1,0. В этой точке вся подвижная нефть уже вытеснена. Таким образом, максимальное неф-теизвлечение равно коэффициенту вытеснения (Е,у). Эти две точки образуют вершины тупоугольного треугольника, в границы которого должна попасть искомая кривая, характеризующая процесс заводнения. Третья вершина есть значение конечного безразмерного объема закачиваемой воды, которая требуется для вытеснения свободного газа, имеющегося в пласте на начало заводнения. Эта точка А определяется формулой (3.48):

S„„

А

(3.48)

(soi-sorj (l-Sw-Sor)‘

Рис. 3.09.

График материального баланса про-

Z

цесса заводнения ¦— а. Z

I

S

Граничные условия для заводнения, определяемые балансом объемов, показаны на графике (рис. 3.09). В соответствии с этими ограничениями кривая, определяемая добычей и закачкой, должна лежать внутри данного треугольника, чтобы отвечать условиям материального баланса.

Во многих случаях, однако, реальный график выходит за границы треугольника, несмотря на все усилия, направленные на обеспечение соответствия качества и полноты данных, используемых при расчетах. Наиболее часто встречаются ошибки в оценке объема пор, из которых флюид может быть вытеснен, и неправильное распределение добываемого или закачиваемого объемов между элементами. Однако из графика, проходящего за пределами ограничивающего треугольника, точно так же, как из графика, лежащего в его пределах, можно делать диагностические выводы. Мы приведем далее несколько примеров, иллюстрирующих применение данного метода.

3.4.2. Зависимость водо-нефтяного фактора (ВНФ) от объема порового пространства, занятого подвижной нефтью (ПППН)

График, отражающий зависимость логарифма водо-нефтяного фактора от количества воды, закачанной в поровый объем, занятый подвижной нефтью (ПППНнаг), можно использовать для оценки рабочих характеристик элемента при прорыве закачиваемых вод. Можно также экстраполировать этот график для оценки общего

объема воды, требуемого для достижения в элементе предельного значения ВНФ. Эта экстраполяция может быть использована для оценки коэффициента охвата по объему данного элемента, когда значение водонефтяного фактора в элементе достигает предельного. Во многих случаях оказывается полезным использование программ моделирования пласта-коллектора для предсказания хода заводнения в элементе и создания графика заводнения, позволяющего сравнить прогнозные и фактические показатели процесса, а следовательно, и оценить его рабочие характеристики.

3.4.3. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения (Ег) от объема порового пространства, занятого подвижной нефтью

График зависимости коэффициента извлечения от ПППН тоже можно

использовать для оценки рабочих характеристик элемента в процессе заводнения. Этот график вместе с графиком зависимости ВНФ от ПППН можно использовать для определения путем экстраполяции конечного значения нефтеизвлечения при критическом значении ВНФ. Как и в случае с предыдущим графиком, полезно промоделировать процесс заводнения и предсказать ожидаемые значения Ег в зависимости от ПППН, что позволит получить «точку отсчета» для предсказания рабочих характеристик элемента. Наличие такого графика дает возможность оценки реальных характеристик в сравнении с прогнозными.

3.4.4. Зависимость ВНФ от конечного значения накопленной добычи (Np)

Еще один полезный для прогноза хода заводнения график - представление логарифма ВНФ как функции конечного значения накопленной добычи. Этот график зачастую имеет вид линейной зависимости.

Значения логарифма ВНФ линейно пропорциональны накопленной добыче нефти:


(3.49)

Наклон линии

N

(3.50)

Ось ординат она пересекает в точке

Константы а и b получены путем определения относительной проницаемости воды по нефти, выраженные через частично логарифмическое соотношение вида

= к^(а) + Ь5„

(3.52)


log


\кго ,

Мамонтовское, БС10

Накопленная добыча (Np, млн т)

Рис. 3.10.    График эффективности для одного из блоков

Мамонтовского месторождения, пласт БС10

Пример 3.2.    Определение относительной проницаемости и фракционного соста

ва по вышеперечисленным промысловым данным.

Из рассмотрения рис. 3.10 следует, что представленный линейный отрезок может быть проведен от точки (0,7, 200) до точки (2, 300) графика зависимости ВНФ от Np. Наклон линии рассчитывается следующим образом:

M=(log(2) - log(0,7))/(300-200)=0,00456.

Переписав уравнение (3.50) и решив его, получим коэффициент b для

формулы (3.52):

_ (m)(n) _ (0,00456^1217)

Ь = -

= 8,5.


1-S.


1-0,35

В точке 0.075 линия пересекает ось Y, а следовательно, член п уравнения (3.51) может быть определен следующим образом:

log(0,075) = log^flМ j+(8,5)(o,35)- ^ iQ

= log(3fl) + 2,99 - 0,4343; я = 69?-06.

1

-1,125 =


Корреляция относительной проницаемости для этого месторождения в декартовых координатах будет иметь вид

’/к =a(lofhSwкт/ =69?-0б(ю/8'И"

На рис. 3.11 показаны результирующая кривая отношения относительных проницаемостей для воды и нефти и кривая доли воды в потоке.

Доля воды в потоке

11.    Отношение относительных проницаемостей для воды и нефти и кривая

фракционного состава потока, построенные по промысловым данным


Рис. 3.


3.4.5. Зависимость обводненности (Х-функция) от коэффициента извлечения (Ег)

Этот метод построения графика аналогичен графику зависимости ВНФ o r Np, описанному выше. Предполагается линейная зависимость log (krJkr0) от Sw и

применимость теории фронтального вытеснения нефти Бакли-Леверетта. Тогда коэффициент извлечения и долю одной фазы в двухфазовом потоке определяют следующим образом:

Ег =(шХ) + и.    (3.53)

Выражая эту формулу через т,Х и п, получим

1


Х=1


7*’


(3.54)


(3.55)


Inf^j \ Но )


т

\ь;


-1


(3.56)


+


П =


М«)


Коэффициенты а и b есть коэффициенты предполагаемой линейной функциональной зависимости log(krw/krg) от Sw. Соответственно

К.

JbS„

(3.57)

- = ае


Имеющиеся данные используют для построения графика зависимости коэффициента извлечения от X в декартовых координатах. Значения а и b можно получить из угла наклона графика и точки его пересечения с осью ординат. Этот метод можно использовать для расчета отношений относительных фазовых проницаемостей исходя из реальных рабочих характеристик процесса. Его можно также экстраполировать на более высокие значения обводненности [3-5].

3.4.6. Зависимость логарифма накопленной добычи газа (Gp) от накопленной добычи (Np)

Рис. 3.12. Зависимость логарифма накопленной газодобычи (Gp) от общей нефтедобычи (Np)

Накопленная добыча нефти в логарифмическом масштабе

3.4.7.    Газовый фактор (ГНФ)

и накопленная добыча нефти (Np)

3.4.8.    Зависимость дебита жидкости и дебита нефти (qx&qH) от накопленной добычи (Np)

Рис. 3.14. Зависимость дебита жидкости от накопленной добычи нефти

Р)

3.5.    СПИСОК    ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛАВЕ 3

1.    Talash A. W. «Ап overview of Waterflood Surveillance and Monitoring»,

JPT (Dec. 1988) 1539-1543.

2.    Thakur G.C. «Waterflood Surveillance Techniques - A Reservoir Management Approach», JPT (Oct. 1991) 1J 80-1188.

3.    Ershaghi I. and Omoregie О. «А Method for Extrapolation of Cut vs. Recovery Curves», JPT (Feb. 1978) 203-204.

4.    Ershaghi I., Abdassah D. «А Prediction Technique for Immiscible Processes Using Field Performance Data», JPT (Apr. 1984) 664-670.

5.    Ershaghi I. «Author’s Reply to Discussion of A Prediction Technique for Immiscible Process Using Field Performance Data», JPT (Dec. 1984) 2194.

4.    Мониторинг скважин

4.1.    НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

4.1.1.    Оценка приемистости

Таблица 4.1.    Точные выражения приемистости скважин развитых систем разработки

при единичном отношении подвижности

Лобовая линейная рядная 3,52 lkh(Ap)_ d


v......SI........................................6.1

a

In— + 1,571--1,838 я

Шахматная рядная 3,54lM(Ap)

6.2

..............................>

. а а

ц

In—+ 1,5711,838

1 rw а J

Пятиточечная

3,541ЩДр)    А

d


d


г.

Девятиточечная

6.5

In--0,272


2 + R


1+ R


7,082ЩДр),,5


In--0,272


3 + R


2 + R


.6.6


0,693

2 + R


У


К - отношение дебитов угловой и боковой добывающих скважин (Дp)i c - разница давления между нагнетающей и угловой добывающей скважинами

(Др),,5 - разница давления между нагнетающей и угловой добывающей скважинами

*Единицы измерения в данных выражениях: баррели в сутки, дарси, футы, psi и сантипуазы.

4.1.2. Рабочие характеристики нагнетательной скважины и наблюдение за ними

Коэффициенты в единицах SI для уравнений, данных выше на рис. 4.01, приведены в табл. 4.02.

Система расстановки скважин

В единицах Western Union

В единицах SI

Рядная система

3.541

2.714 Е-04

Рядная в шахматном порядке

3.541

2.714 Е-04

Пятиточечная

3.541

2.714 Е-04

Семиточечная

4.720

3.618 Е-04

Девятиточечная угловая

3.541

2.714 Е-04

Девятиточечная боковая    7.082    5.429    Е-04

Пример 4.1.    Расчет    скорости нагнетания для полностью разработанного объекта

с рядной шахматной системой расстановки скважин с 500-метровым расстоянием между ними.

Пластовые данные: kh= 100 мД*м

Др между нагнетательной и добывающей скважиной = 24,000 кПа rw = 0,1 м (X = 0,6 сп

Темп нагнетания

2J\4E-04khAp _ 2J14E-04(100)(24,000)


Л , 500

0,6 In--0,267

0,1


В данном случае iw = 130 м3/сут.

4.1.3. Поведение нагнетательных скважин и наблюдение за ними

Коэффициент приемистости

График коэффициента приемистости (I) как функции времени, построенный в декартовых координатах, представляет собой полезный инструмент для оценки состояния нагнетательных скважин. Коэффициент приемистости определяется по формуле (4.01):

/ =


(Р*-Ре)


(4.01)


(г ^

141,2

lnU

+S

' w >


kjI


Коэффициент приемистости - отношение темпа нагнетания (iw) к разнице избыточного давления нагнетания на забое скважины (р,*./) и граничного давления е). Уменьшение этого соотношения со временем может сигнализировать о нарушении работы нагнетательной скважины. Наиболее вероятный источник нарушений - увеличение скин-эффек-та (S), т.к. по мере нагнетания призабойная зона может быть заколлиматирована мелкими частицами, содержащимися в нагнетаемой воде или отложениях минеральных компонентов.

Рис. 4.01. Графики коэффициента приемистости

На рис. 4.01 схематически представлены графики приемистости. В скважине А наблюдается постоянство коэффициента приемистости на протяжении всего времени, представ-

ленного на графике. В скважине Б имеет место очевидное снижение коэффициента, что может сигнализировать о коллимации пласта. Обе скважины демонстрируют увеличен» приемистости на раннем этапе нагнетания. Это происходит, вероятно, из-за улучшеню проницаемости по воде (k,J по мере увеличения водонасыщенности в призабойной зоне; Удельный коэффициент приемистости скважины - это коэффициент приемистости, от несенный к единице длины интервала перфорации. Удельный коэффициент приемисто сти скважины (/,) определен формулой (4.02):

Коэффициент /5 удобно использовать при сравнении эффективности нагнетания в раз! личных скважинах одного пласта, т.к. он устраняет влияние длины интервалов перфора ции. Этот метод анализа эффективности позволяет оценить технические характеристи! ки нагнетания, сравнивая факторы типа проницаемости скин-слоя и эффективного pai диуса скважины с проектными данными.

Методика построения графика Холла

Использование графика Холла - еще одна полезная методика оценю

работы нагнетательных скважин [1,2]. Большинство методов тестирования скважины ус ложнено изменением дебита, давления, притоком флюидов в скважину после ее останов ки.т.е. неустановившимся режимом ее работы. Метод построения графика Холла основа] на использовании данных по нагнетанию через некоторое время после установления ре жима, что позволяет снизить влияние перечисленных эффектов.

Темп нагнетания может быть определен по формуле (4.03):


(4.03

Через некоторое время ре и ге могут рассматриваться как константы. Интегрирование вы ражения (4.03) по времени дает

(4.041

Давление закачки на забое скважины (piwf) может быть определено по формуле (4.05):

PIKf=P,wh+Dv^«-pf-

Отметим, что гидростатический уровень постоянен. Потери давления на трение можно также рассматривать как константу, потому что при небольшом изменении скорости закачки влияние их изменения незначительно. Формула (4.04) теперь может быть переписана с учетом констант давления и приведена к новому виду:

t

k„h


jiwdt = -

(4.06)


0    141,2fUl,

ln| -f- l+S


kji

dt.


(г \ '

lAl,2Bw\iw

In

It Vs

^rw )

Левая сторона формулы (4.06) - интеграл темпа нагнетания во времени, т.е. площадь под кривой есть совокупный объем закачки. Точно так же правая сторона уравнения - интеграл устьевого давления (р;„/,) по времени. Площадь под этой кривой - совокупность перепадов давления за определенный интервал времени. Все другие члены в правой стороне уравнения рассматриваются как константы.

Для использования методики Холла построен график суммы (piwfAt) в декартовых координатах, как функция общего нагнетаемого объема воды (W,). С учетом принятых выше констант это отношение должно быть линейным. Диагностическим параметром является отклонение от линейности. Наклон линии определяется следующим уравнением:

(4.07)


'

/ N

~

141,2 Bw\lw

In

JL

^ fw ,

+s

kji

При изменении условий наклон линии на графике Холла должен тоже измениться. В начале заводнения график Холла может иметь вид вогнутой восходящей линии. Это вызвано увеличением ге и ре. Со временем этот эффект становится все меньше, поскольку ге становится все больше. Если на скважину воздействовать, наклон графика Холла уменьшится. Например, нагнетание под давлением гидроразрыва создаст высокопроницаемую трещину, и скин-эффект уменьшится. Также обработка скважины с помощью (ПАВ) для увеличения kw или с помощью кислоты для увеличения rw уменьшит наклон на графике Холла. Наоборот, если скважина повреждена и скин-слой вырос или г„ уменьшается, отклонение от линейности увеличивается и направлено вверх.

Рис. 4.02 является схематическим примером графика Холла, используемым как иллюстрация определения некоторых параметров с помощью этой методики. Часть кривой А -вогнутая, восходящая - демонстрирует начало нагнетания в скважину. В этот период пласт заполняется жидкостью, ге и р,. увеличиваются. В точке В наполнение пласта нагнетаемой водой заканчивается и геи рс становятся постоянными. Все условия для линейности выполнены. Путь к точке С демонстрирует отклонение от линейности, связанное с нарушением эксплуатационных качеств пласта. Путь к точке D описывает скважину с постоянным скин-слоем, г„ и kh. Путь к точкам Е и F демонстрирует вид графика Холла для скважины, в которой применяют ГРП, кислотную обработку и т.д.

Рис. 4.02. Схематический пример графика Холла

4.1.4. Нагнетание пластовой или неотфильтрованной воды

В Сибири нагнетание неотфильтрованной воды или нагнетание при давлении выше градиента давления гидроразрыва пласта - обычная практика. В связи с этим целесообразно рассмотреть вопрос о нагнетании неотфильтрованной воды или для случая ГРП на современном техническом уровне.

Осуществляется ли закачка при давлении выше градиента давления гидроразрыва или нет, приемистость пластовой или неотфильтрованной воды зависит от качества воды и температуры. В условиях ГРП приемистость прежде всего зависит от температуры воды, содержания твердых частиц, проницаемости глинистой корки и модуля Юнга.

Профиль проницаемости трещины

Превалирует теория, что введенные твердые частицы двигаются в конец трещины и закупоривают ее. Вообще, проницаемость трещины уменьшается к концу. Два предельных случая были установлены van den Hoek и др. [5]:

1.    Неизменный профиль проницаемости вдоль всей трещины.

2.    Непроницаемая пробка ближе к концу трещины в комбинации с высокой проницаемостью за закупоренным объемом.

В первом случае падение давления дает о себе знать в любой точке по длине трещины. Во втором - падение давления на забое в основном будет ощущаться только в области бесконечной проводимости вблизи стенки скважины. При том же самом устьевом давлении в первом случае будет создана трещина с меньшим объемом, чем во втором. Наоборот, для того же самого объема нагнетаемой воды в первом случае устьевое давление будет выше, чем во втором.

На основе вышесказанного можно сделать вывод, что в первом случае давление нагнетания будет стремиться к верхнему пределу, а во втором - к нижнему.

Модель «Постоянная проницаемость - конечная проводимость»

Эта модель предполагает, что нагнетаемые твердые частицы остаются в трещине, пока вся вода не пройдет через высокопроницаемые каналы в глинистой корке, покрывающей трещину. Следующая порция твердых частиц закупорит высокопроницаемые каналы, что в итоге снизит проницаемость. Увеличение перепада давления заставляет трещину раскрываться, в результате чего высокопроницаемые каналы открываются и проницаемость увеличивается.

Работа van den Hoek и др. показала на модели, что перепад давления при конечной проводимости трещины может быть причиной существенного увеличения раскрытое™ трещины, ее «раздувания». Раздувание не обязательно проявляется при существенном увеличении давления нагнетания. Проницаемость трещины изменяется в зависимости от количества инжектированных твердых частиц. Она «приспосабливается», чтобы поглотить все введенные частицы. Основываясь на всем вышесказанном, можно сказать, что объем трещины равен общему количеству введенных твердых частиц, что позволяет вычислить проницаемость трещины.

Сравнение случаев высокой проницаемости за непроницаемой

пробкой и неизменной проницаемости

Сравнение рис. 4.06 и 4.04 показывает, что давление после длительной закачки может быть значительно меньше обычного. Еще одно важное отличие заключается в том, что со временем приемистость значительно не снижается. Это также подтверждается наблюдателями British Petroleum на месторождении Prudhoe Вау, которые не заметили значительного снижения приемистости по прошествии десяти лет.

Концепция, исходя из которой трещина имеет низкопроницаемый закупоренный конец и высокопроницаемую часть, может быть качественно объяснена дальнейшими наблюдениями на Prudhoe Вау, где было отмечено, что приемистость частично или полностью обратима как функция от качества воды. Пока взвешенные твердые частицы нагнетаются вместе с водой, трещина частично раскрывается и расширяется, чтобы поглотить твердые частицы. При закачке чистой воды нет необходимости в увеличении размера трещины в закупоренном конце. Конец трещины остается практически непроницаемым, проницаемость же за пробкой очень большая, что позволяет снизить давление нагнетания. При возобновлении нагнетания твердых частиц непроницаемая часть трещины раскрывается, что приводит к дальнейшему распространению трещины и увеличению давления нагнетания.

Время закачки (годы)

Расчетные устьевые давления для одного из месторождений Ближнего Востока в предположении неизменности профиля проницаемости трещины (см. табл. 4.02)

? o a D

dDDOOD°D

CL

m

о

Базовый случай

Нулевое изменение температуры

Высокая загрузка твердой фазы

Низкопроницаемая внеш. глав.корка

ООП Высокая упругость © Замеры

Рис. 4.04.

10    15


со

a


Время закачки (годы)

Расчетные длины трещины для одного из месторождений Ближнего Востока в предположении неизменности профиля проницаемости трещины (см. табл. 4.02)

140


S- 120

(0

О


I о D


a°'


? о


do


ao


>oo


100 . г

80


ф

s

I

CD

С,

CD

Л

d


Базовый случай

Нулевое изменение *" * температуры

Высокая загрузка твердой фазы

ж Низкопроницаемая ' О внеш. глав корка

О D О Высокая упругость 0 Замеры


60

40    ..

20 ..


5    10    15

Время закачки (годы)

Расчетное устьевое давление для одного из месторождений Ближнего Востока, в предположении низкой проницаемости цементировочной пробки (см. табл. 4.02)

25

20


Рис. 4.06.


Табл. 4.03.    Пример    PWRI (закачка добываемой воды) месторождения:

значения основных параметров и чувствительности системы закачки для рис. 4.04 - 4.06

Значения

Чувствительность

Разность температур -15°С (закачка пластовой воды)

0°С

Модуль Юнга для пласта 5 ГПа

10 ГПа

(735x109 psi)

(1470х109 psi)

Всего мех. примесей в закачиваемой воде 15 мг/л

30 мг/л

Внешняя проницаемость глинистой корки 10 мкД

1 мкД

Влияние температуры нагнетаемой воды

В процессе нагнетания холодная вода, закачиваемая в горячий пласт, создает вокруг скважины зону с пониженной температурой. Понижение пластовой температуры приводит к увеличению напряжения в горной породе. Для сцементированных песчаников изменение напряжения колеблется в пределах 10 -15 psi/°F (1,3-2,0 атм/°С). Например, на месторождении Prudhoe Вау более высокие градиенты давления гидроразрыва пласта были отмечены для обратной закачки пластовой воды (0,57-0,60 psi/фут), чем для закачки соленой воды (0,53-0,54 psi/фут). Это объясняется меньшим влиянием на термонапряжение обратно закачиваемой пластовой воды с температурой 150°F, чем соленой воды с температурой 80°F.

Качество воды

Анализируя процесс фильтрации, обычно основываются на предпо

ложении, что закупорка призабойной зоны скважины будет влиять на приемистость. Поэтому казалось необходимым, для поддержания приемистости скважины, жестко контролировать качество воды, что сказывалось на цене и размерах фильтрационных установок. Исследования керна, однако, показали, что скин-слой возникает даже при закачке относительно чистой воды. Промысловый опыт подтвердил, что нет необходимости в слишком тонкой очистке. На многих месторождениях, таких, как Prudhoe Bay, Forties, Beryl, Stratford, эксплуатация фильтровальных установок тонкой очистки была прекращена.

Характеристика степени очищения воды

В качестве примера приведем текущие рекомендации по месторож

дению Prudhoe Bay (Martins и другие):

•    Содержание нефти в воде < 400 PPM;

•    Доля твердых частиц в суспензии < 16 мг/л.

Некоторые комментарии и выводы

1. Длина трещины в основном зависит от температуры воды и про

ницаемости глинистой корки.

2. Модуль Юнга породы заметно влияет на необходимое давление на

гнетания, но имеет незначительное влияние на размер трещины.

Низкая проницаемость глинистой корки и/или низкая температура нагнетаемой воды приводит к увеличению трещины. Поскольку эти трещины имеют большие объемы, требуется меньшее давление нагнетания для их расширения, обеспечивающего поглощение твердых частиц. Строгая зависимость длины трещины от проницаемости глинистой корки, модуля Юнга и от давления нагнетания, демонстрирует важность измерения этих параметров. Модуль Юнга может быть определен путем лабораторных исследований керна. Наиболее точные значения проницаемости глинистой корки можно получить после измерения падения давления в нагнетательной скважине после ее закрытия.

ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ

4.2.


4.2.1. Добыча

Анализ кривой падения добычи

Arps первый зарегистрировал метод прогнозирования, основанный на кривой падения добычи, в 1945 г. [3]. Он вывел общее гиперболическое уравнение:

(4.08)

где dj - падение добычи за год [ d, = (q, - qt)lq, ) и коэффициент b изменяется в пределах от 0 до 1.

Были также определены два вида гиперболического уравнения - экспоненциальный и гармонический. Экспоненциальное уравнение имеет место в случае, если Ь-0, а гармоническое, если Ь=1. Экспоненциальное уравнение:

Гармоническое уравнение:

Чо=Чы{1~^)-    (°)

Сначала метод Arps’a был, по существу, эмпирическим, однако Феткович позже показал, что экспоненциальная модель приводит к постоянному снижению сжимаемости в данном объеме продуктивного пласта. Он перенес решение для постоянного снижения давления из уравнения диффузии в уравнение Arps’a, получив кривую, пригодную для интегрирования начальных переходных данных и данных периода истощения.

Метод Arps’a был разработан для псевдоустановившегося состояния пласта, и до недавнего времени он не применялся в условиях заводнения (установившийся режим). Masoner показал, что при заводнении дебит нефти уменьшается гиперболически или по экспоненте, в зависимости от относительной проницаемости, связанной с уменьшением нефтена-сыщенности.

Основные предположения при использовании кривых падения добычи для прогноза процесса заводнения:

1.    Снижение добычи нефти влияет на относительную проницаемость. Это - метод добычи с уменьшением нефтенасыщенности совместно с увеличением насыщения для другой фазы, как это имеет место при заводнении.

2.    Процесс добычи должен оставаться постоянным во время определения констант падения добычи. Конечное значение относительной проницаемости и конфигурация остаются постоянными (применительно к вторичным методам добычи нефти).

3.    Чтобы определить константы, объем, дренированный скважиной, должен оставаться неизменным на весь период.

Общий прогноз заводнения

График зависимости накопленной добычи от ВНФ Цель состоит в том, чтобы предсказать дебит нефти, учитывая возможности оборудования, время простоя и накопленную добычу жидкости.

Накопленная добыча жидкости и водонефтяной фактор позволяют составить график накопленной добычи нефти. Анализ тенденций ВНФ и дебита жидкости позволяет оценить ограничения по прокачке воды, связанные или с наземным оборудованием, оборудованием механизированной добычи или просто с конструкцией насосов.

Для определения дебита нефти сначала должны быть определены накопленная добыча жидкости и водонефтяной фактор. Используйте следующую блок-схему как руководство:

Чо = <?»/( 1+WOR)

¦1

Прогноз по нефти, показанный на рис. 4.07, был получен на основе описанной выше блок-! схемы.    ]j

Метод растущей доли воды

Раньше Masoner применял анализ снижения добычи при условии изменения градиента давления (текущий дебит) для пласта с многофазным течением флюида, где относительная проницаемость по нефти в основном снижается.

Основное предположение основывается на концепции, согласно которой снижение добычи нефти сказывается на относительной проницаемости. Это верно для методов добычи с уменьшением нефтенасыщенности и одновременным увеличением насыщенности для; другой фазы, как это имеет место при заводнении.

0,01

Рис. 4.07.

0    1000    2000    3000    4000    5000    6000    7000    8000    9000    10000

Np (тыс. т)

Пример применения графика зависимости накопленной добычи от ВНФ или графика эффективности

Гиперболический вид уравнения Arps’a может быть получен при условии, что кривые относительной проницаемости по нефти удовлетворяют зависимости следующего вида:

кго02)С\    (4.11)

Константы (С,, С2, С3) в уравнении (4.11) непосредственно определяют скорость падения пластового давления d, и гиперболическую экспоненту b в уравнении падения добычи (гиперболического вида). Masoner показал, что значение для гиперболического показателя в степени падения лежит вблизи 0,25, по сравнению с 0,8 для обычных значений относительной проницаемости.

Gentry и McCray, используя модель, установили, что относительная проницаемость главным образом влияет на показатель степени b гиперболического уравнения.

Эти факторы напрямую и косвенно обеспечили физическую основу того, что гиперболический вид уравнения может быть применен в процессе добычи с учетом доминирующей роли относительной проницаемости.

Когда промышленные запасы не изменяются, добываемая жидкость характеризуется одинаковыми значениями ВНФ, как функция от накопленной добычи жидкости при разных режимах эксплуатации, как показано на рис. 4.08.

Рис. 4.08.

ВНФ для различных значений текущих дебитов в предположении, что принятые запасы есть функция накопленной добычи жидкости

Задача состоит в том, чтобы определить ВНФ, зная значения накопленной добычи жидкости. Первым шагом является подсчет накопленной добычи жидкости при данных пластовых условиях за время t с использованием уравнения (4.12):

Q,(t) = Qt(t)+q,(t)At.    (4.12)

Следующим шагом является подсчет (в днях) эффективного времени разработки:

At'(t) = Q,(t)/q,.    (4.13)

Эффективное время разработки - это время, в течение которого пласт можно разрабатывать при условии постоянных отборов. За это время из дренируемого объема отбирают определенный объем жидкости. Blasingame и другие использовали схожее определение времени для коррекции добычи при исследовании типичных кривых падения давления. Эффективное время разработки позволяет подсчитать эффективную добычу, используя экспоненциальное уравнение вида

(4.14)


йое(() = е

(«/-*)


-|    Л    I

(1-^Г-1|дМ0)/365}


(4.15)


или гиперболическое уравнение вида

fl«(0 = <?«U)]l +


Эффективная добыча соответствует фактической накопленной добыче жидкости из дренируемого объема, но подсчитанной по начальным дебитам. ВНФ на момент времени t для данного значения накопленной добычи может быть рассчитан следующим образом:

{/U.AMO)} WOR = 44o! ,-л—

Шммц

Чые

Этот метод наиболее приемлем для простого анализа кривой падения добычи в случае, когда меняются дебиты.

Пример на рис. 4.09 позволяет оценить различные методы анализа падения добычи.

9-й блок, 3-я ячейка Мамонтовского месторождения

о

О)

ct


§


Воемя

Сравнение кривой падения добычи, рассчитанной с учетом изменения дебитов, с кривой, рассчитанной по гиперболическому уравнению, и с кривой прогноза, полученной на основе связи ВНФ и накопленной добычи


1.    Hall M.N. «How to Analyze Waterflood Injection Well Performance»,

World Oil (Oct. 1963) 128-129.

2.    Buell R.S., Kazemi H. and Poettmann, F.H. «Analyzing Injectivity of Polymer Solutions With the Hall Plot», SPE 16963, presented at the 62nd Annual Technical Conference held in Dallas, TX September 27-30,1987.

3.    Fetkovich M.J. «Decline Curve Analysis Using Type Curves»,

JPT, (Junel980), pp. 1065-1077.

4.    Lo K.K., Warner H.R. and Johnson J.B. «А Study of Post-Breakthrough Characteristics of Waterfloods», SPE paper 20064 presented at the 60th California Regional Meeting, Ventura California, April 1990.

5.    Van den Hoek, et.al. «Simulation of Produced Water Reinjection Under Fracturing Conditions», SPE Prod. 8c Facilities 14 (3), August 1999.

6.    Paige R.W. et. al. «Optimising Water Injection Performance», SPE paper 29774 presented at the SPE Middle East Oil Show, Bahrain, 11-14 March, 1995.

7.    Martins J.P. et. al. «Produced-Water Reinjection and Fracturing in Prudhoe Bay»,

SPE Reservoir Engineering, August 1995.

8. Williams B.D. et. al. «Impact of Inducing Fractures at Prudhoe Bay», JPT, October 1989.

9. Dikken B. J. et. al. «Waterflood-Induced Fractures: A Simulation Study of Their Propogation and Effects on Waterflood Sweep Efficiency», SPE paper 16551 presented at Offshore Europe 87, Aberdeen, 8-11,1987.

10.    Perkins Т.К. et. al. «The Effect of Thermoelastic Stresses on Injection Well Fracturing», SPEJ, February 1985.

Расширение 5.    возможностей заводнения

5.1.    УПЛОТНЕНИЕ И ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СЕТКИ СКВАЖИН

Как было показано на рис. 2.03, сокращение расстояния между скважинами, как правило, положительно сказывается на КИНе. Ключевыми моментами при уплотнении сетки являются точное картирование неохваченных зон и своевременность бурения новых скважин, что обеспечивает оптимальную экономику процесса. Рис. 2.03 показывает взаимосвязь расстояния и КИНа для группы месторождений. Такой график следует строить до начала принятия программы уплотнения. Зачастую инженер сталкивается с тем, что изначальная система выбрана с учетом наземных и поверхностных (геологических) условий и для новых скважин не осталось оптимальных мест заложения. На рис. 5.01 и табл. 5.01 показано влияние пробуренных вне элемента скважин на Ев. Хотя эти данные были получены при изначальном размещении скважин, а не при уплотненной сетке, важно отметить, что при неправильном расположении уплотняющих скважин следует ожидать значительных изменений коэффициента охвата по площади.

Рис. 2.03.


Конечные значения КИНа при заводнении в зависимости от расстояния между скважинами

? Проекты центральных районов х Юж. пермские проекты + Сев. пермские проекты А Зап. пермские проекты

Q

D


X    •<

+

+

* I * * +1


5 Ас 10 Ас Размещение скважин


..........

40 Ас


20 Ас


500    1000    1500

Расстояние между скважинами, футы


4-


L/8


L/4


L/4


L/8


А

I I

I “

А



D/8

D/4


Влияние пробуренных вне элемента скважин на коэффициент охвата по площади

Рис. 5.01.


Табл. 5.01.

Влияние пробуренных вне элемента скважин на коэффициент охвата по площади

Случай

Ea на момент прорыва

Конечный Еа

Объем закачанной воды в единицах порового пространства при обводненности 98%

D

0.72

0.991

.2,22

US

0.52

0.988

2,32

L/4

0.41

0.980

2,34

D/8

0.38

0.983

2,58

D/4

0.18

0.955

2,93

1.    Willhite G.P. Waterflooding, Textbook Series, SPE, Dallas (1986) 3, 1-2.

2.    Craig F.C. The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, Monograph Series, SPE, Dallas (1971) 3,49.

3.    Slobod R.L. and Caudle B.H. «Х-Ray Shadowgraph Studies of Areal Seep-out Efficiencies» Trans., AIME 195,265-270.

4.    Landrum B.L. and Crawford P.B. «Effect of Directional Permeability on Sweep Efficiency and Production Capacity», Trans., AIME 219,407-411.

5.    Dyes A.B., Kemp C.E., Caudle, B.H. «Effects of Fractures on Seep Out Pattern»,

Trans., AIME 213 (1958), 245-249.

6.    Matthews C.S. and Fischer M.J. «Effect of Dip on Five-Spot Seep Pattern»,

Trans., AIME 207,111-117.

7.    Kyte J.R., Stancliff R.J. Stephan S.C., Rapoport L.A. «Mechanisms of Waterflooding in the presence of Free Gas», Trans. AIME 207,215-221.

8.    Dykstra H. and Parsons R.L. «The Prediction of Oil Recovery by Water Flood», Secondary Recovery of Oil in the United States, 2nd ed., API (1950) 160-174.

Приложение к руководству по заводнению

Методы проектирования, осуществления и мониторинга, позволяющие оптимизировать темпы добычи и освоения запасов

Приложение

гг,-4:.?

) ! d

Пятиточечная Наг. скв. в центре P/l = 1

Д---Д- - -Д--Д.--Д

Лобовая линейная рядная РЛ = 1

Д - - - Д • Д - - - Д

Л---Д    •

д — д • д — д

д — д •    д—д

Семиточечная РЛ= 1/2

-Д---Д-* А--Д--Шахматная рядная РЛ= 1

Д---Д- -    -Д--Д.--Д

Нормальная девятиточечная Р/1 = 1/3

.д *

• -Д

'^ч • * •

Д' •

Скошенная

четырехточечная

Обращенная девятиточечная РЛ = 3

Обратнопропорциональная величина    Обратнопропорциональная    величина

D1    коэффициента    подвижности    D2    коэффициента    подвижности

Обратнопропорциональная величина    Обратнопропорциональная    величина

коэффициента подвижности    коэффициента    подвижности

D3 D4

ис. А.З.    Графики    коэффициента    охвата    для пятиточечной и лобовой линейной

рядной систем заводнения

анные графики приведены в работе авторов: Dyes, А.В., Caudle, В.Н. and Erickson, R.A.: Добыча нефти после прорыва воды в зависимости от коэффициента подвижности.» , (ME, (1954) 201,81-86.

ис. D1. Влияние коэффициента подвижности на добычу нефти для пятиточечной модели, ис. D2. Влияние коэффициента подвижности на вытесняемые объемы, закачиваемые в |учае пятиточечной модели.

ис. D3. Влияние коэффициента подвижности на добычу нефти в случае лобовой линей-<>й рядной модели (квадратная ячейка)

ис.. Влияние коэффициента подвижности на вытесняемые объемы, закачиваемые при >бовой линейной рядной модели.

40 ел аою 20 30


Обратнопропорциональная величина коэффициента подвижности

D6


D5


Обратнопропорциональная величина коэффициента подвижности

Коэффициент подвижности

D8a

Коэффициент подвижности


D7


D8b    Коэффициент    подвижности

Графики коэффициента охвата для шахматной рядной и девятиточечной моделей заводнения

Рис. D.5. Влияние коэффициента подвижности на добычу нефти в случае шахматной рядной модели; d/a=l

Рис. D.6. По оси X: Обратнопропорциональная величина коэффициента подвижности . По оси У: Площадь охвата. Влияние коэффициента подвижности на вытесняемые объемы, в случае шахматной рядной модели; d/a= 1 Рис. D.7. -D.12 По оси X: Коэффициент подвижности .

По оси У: Доля площади охвата.

Рис. D.7. «Коэффициент охвата как функция коэффициента подвижности для девятиточечной модели при различных объемах закачки.»

Графики D.7-D.12 приведены в работе авторов Kimbler, O.K., Caudle, В.Н., Cooper, H. E., Jr. «Коэффициент охвата по площади при девятиточечной модели закачки» («Areal Sweepout Behavior in a Nine-Spot Injection Pattern».) AIME (1964)

Рис. D.8a. Коэффициент охвата как функция коэффициента подвижности для девятиточечной модели в различных боковых добывающих скважинах.

Рис. D.8b. Коэффициент охвата как функция коэффициента подвижности для девятиточечной модели в различных угловых скважинах.


Qg    Коэффициент    подвижности    D10b    Коэффициент    подвижности


Коэффициент подвижности    Коэффициент    подвижности

D10a    D11

Рис. А.5    Графики    коэффициента    охвата    для    девятиточечных моделей

Рис. D.9. Коэффициент охвата как функция коэффициента подвижности для девятиточечной модели при различных объемах закачки.

Рис. D.10A. Коэффициент охвата как функция коэффициента подвижности для девятиточечной модели в различных боковых добывающих скважинах.

Рис. D.10B. Коэффициент охвата как функция коэффициента подвижности для девятиточечной модели в различных угловых добывающих скважинах.

Рис. D.l 1. Коэффициент охвата как функция коэффициента подвижности для девятиточечной модели в различных угловых добывающих скважинах.

q-| з    Температура,    F

Рис. А.7    Графики коэффициента охвата для девятиточечных моделей и вязкости

D12a Коэффициент подвижности    D12b    Коэффициент    подвижности


оз

с

S

л

ь

о

о

?

со

СЕ

СО

30    50    100    150    170


воды.

Рис. D.12A Коэффициент охвата как функция коэффициента подвижности для различных боковых добывающих скважин девятиточечной модели.

Рис. D.12B Коэффициент охвата как функция коэффициента подвижности для различных боковых скважин девятиточечной модели.

Рис. D.13 По оси X: Температура, F. По оси У: Вязкость, ср (сантипуаз) График влияния температуры на вязкость соленой воды при различных концентрациях, который используется для определения вязкости соленой воды при рассчете коэффициентов подвижности. Данный график представлен в работе «Влияние температуры на вязкость соленой воды». Издание «World Oil» (Вып. 1 Авг., 1967), 68.

0.1 - ‘

о 1    1    1    111    1111111    I    I    11    11    II    1    N

ai    02    03    0.4    05    06    0l8    1j0    2    3    4    5    6    8    ТО

Коэффициент подвижности

0.1 - •

о I l I 1 II М I 1 1 11    1    I1M1IIM

й1    02    03    04 05 06 08 10    2    3    456810

Коэффициент подвижности Рис. А.8    Эффект начальной газонасыщенности на площадь охвата при прорыве

(Eabt)

1)    Пятиточечная модель. Охват по площади при прорыве воды (Текучий свободный газ, имеющийся на начальном этапе заводнения).

2)    Линейная рядная система площадного заводнения. Расстояние между разнородными

скважинами=расстоянию между однородными скважинами. Охват по площади при прорыве воды (Текучий свободный газ, имеющийся на начальном этапе заводнения).

Коэффициент подвижности


Объемный коэффициент охвата при прорьше воды


Результаты трехмерного моделирования показывают объемный коэффициент охвата по объему для системы горизонтальной скважины с полным проникновением.

Рис. А.9


Результаты исследования пласта

Пласт (psia)

14340 14360 14370 14380 14390 14400 14410 14420 14440

1:239 (m ss)

Подв. Dd 0,1 (md/cp) ЮОО.

< Раствор до (psia) <3 16000 16200 16300 16400 16500 16600 16700 16800 17000

-ХХ10

-ХХ20

-ххэо

-ХХ40

- ХХ50

-ХХ60

-ХХ70

Кроел*

СС

•=?

4

\

1.75#

С

*

.?

4

Ф

±

“4

'

§

i

\

i

1.1.

д/сс(вс

да) '»

¦

.

f

,*

JZ

2

Кровля (psia)

9760 9763    9766    9769    9772    9775    9776    9781    9784    9787    9790

Подо. Dd 0,1    (md    /    ср)


1:190 (m ss)


< Раствор до (psia) <3 16000    16200    16Э00    16400    16500    16600    16700    16800

17000

'

- ххоо -ххю

-ХХ20

-ххзо

-ХХ40

\

\

1

ровля Е

г

\

\

\

А

)

> 1

* J

1 g/сс (с

md)

W

Ш

ft

Типовые задачи

С-1 Проведение ГРП

Определить ширину трещины, если закачивается 2 фунта песка на кв. фут:

Wf = 12 * х фунтов/кв.футов/((1-ф)*2.65гр/ку6.см*62,4фунт.1Ьт/ЙЗ)= = 12 (2 lb/sqft) / ((1-0,35)*2,65*62.4) = 0.22 in.

Определить полудлину трещины (Ху), если закачивается объем в 20 ООО фунтов, а высота составляет 65 футов:

Количество песка/(2* Xf*h) = 20 ООО футов/(2 * Xf* 65) = 2 фун-та/кв.фут

Xf= 75 футов

kjh


jiwdt =-=-


j(Piwf~P')dt


С-2 Пример графика Холла

Гг ^ ‘

141,2Bwnw

In

t\ + S

.

< у/ )


'

( Г } '

141,2 BWHW

In

fH+5


k„h


т~-


График Холла

Month

Pwi

Pbar

At

iw

Др

X(Ap’dt)

Ziw

1

2240

1300

11

11 000

940

10 340

11 000

2

2270

1302

28

28 000

968

37 444

39 000

3

2285

1304

30

30 000

981

66 874

69 000

4

2290

1306

16

16 000

984

82 618

85 000

5

2298

1308

31

31 000

990

113 308

116 000

6

2312

1310

28

28 000

1002

141 364

144 000

7

2500

1311

29

29 000

1189

175 845

173 000

8

2600

1312

25

22 000

1288

208 045

195 000

9

2800

1314

22

19000

1486

240 737

214 000

10

2900

1314

30

21 000

1586

288 317

235 000

3500

3000

2500

ф

2000

ф

о

1500

а

1000

500

0

О    50000    100    000    150000    200    000    250    000

Суммарная закачка воды

С-3 График соответствия

Qtr

DNp

Np

Np/N

DWp

Wp

DWI

WI

Evol

WOR

0

34 350

34 350

0,050

0

0

0

0

0

0

1

6462

40 812

0,060

0

0

52 883

52 883

0,080

0

2

6650

47 462

0,070

0

0

52 900

105 783

0,160

0

3

6802

54 264

0,080

0

0

50 500

156 283

0,236

0

4

6950

61 214

0,090

0

0

43 050

199 333

0,302

0

5

7100

68 314

0,100

0

0

39 650

238 983

0,362

. 0

6

8500

76 814

0,113

5000

5000

31 400

270 383

0,401

0,588235

7

8650

85 464

0,126

8350

13 350

31 100

301 483

0,436

0,965318

8

10 203

95 667

0,141

12 500

25 850

31 150

332 633

0,464

1,22513

9

12 350

108 017

0,159

13 600

39 450

31 200

363 833

0,490

1,101215

10

13 750

121 767

0,179

14 500

53 950

31 200

395 033

0,515

1,054545

11

10 090

131 857

0,194

15 600

69 550

31 200

426 233

0,539

1,546085

12

8 540

140 397

0,206

16 750

86 300

31 150

457 383

0,560

1,961358

Np, STBO

IS


График соответствия

КИН (Np/N)

0,2    0.4

Объемный коэффициент охвата

Вывод метода определения КИНа по значению обводненности (X-Cut метод)

Отправной точкой при выводе метода X-Cut служат четыре уравнения. Описываемый метод является основой способа прогнозирования основных показателей разработки, основанного на зависимости ВНФ от накопленной добычи, вывод которого представлен в приложении Е.

Первое уравнение - это уравнение доли флюида в многофазовом потоке:

1

/»= ь„ •    (Д-01)

Kv-o

Второе - уравнение Велге:

sw=sw-(i-/e,)/0//as).    (д-02)

Третье - это уравнение материального баланса, показывающее, что средняя водонасы-щенность есть начальная водонасьпценность плюс дополнительная водонасыщенность, возникшая в результате заводнения и добычи нефти:

Sw=Rf(l-Swl)+Sm.    (Д-03)

Четвертое есть уравнение кривой отношений проницаемостей:

j^ = aebs".    (Д-04)

W

Первым шагом при выводе является подстановка уравнения 3 в уравнение 2, что дает

Sw = Rf( 1 -S„,)+Sm -(1 -fwe)/(dfldS).    (Д-05)

Приложение D 131

/*=

1+я^еМ'


1

К

А=а^.

ц»--

Тогда вышеприведенное уравнение упрощается до вида

/w=—Цг-    (Д-06

1 + Ае~

Первая производная уравнения (Д-06) по Sw дает r Abehs~

JW

(i+aA)

Упростим полученное выражение подставив его в уравнение (Д-06):

fw =-f*AbehSw.    (Д-03

Преобразование уравнения (D-06) дает следующее уравнение: fwAebS~ =1-/„.

Подставляя полученное уравнение в уравнение (Д-07), выражение упрощается до вида

-Л    =-Ш - fJ-    (Д-°{

Подстановка уравнения (Д-08) в уранение (Д-05) дает

Swe=Rf(l-Swi)+Swi+{l + fW')nfwW-M)>

(Д-0?


Sm: -Rf(l-Swi) + Swi +Ь'(/и.Ь)-Подстановка уравнения (Д-09) в уравнение (Д-06) даст следующее:

1

/«¦=-


ь[кх (1-S„ }+S_+1/(/_Ь)] ¦

1 + Ле

Для упрощения примем правую часть уравнения (Д-09) равной X и, подставив его в пр дыдущее выражение, получим

1

i+a/M’

/W(l + Ae6[*!} = l.

Дальнейшее преобразование ведет нас к такому выражению:

Взяв натуральный логарифм обеих частей преобразованного выражения, получим lnA + b[X\ = \r(^y/j. -lj.


Расписав X, имеем

4/0v,    <    ¦/ibfw)--4/fw

Решение полученного выражения для дает


*/=


Группируя все члены уравнения, содержащие fw, что будет представлять ось X, получим следующее:

1


[lnA + bS^],    (Д-10)


1


О-SJb


где Rf есть ось ординат, а члены в квадратных скобках, содержащие/*,, представляют ось абсцисс.


RMl-Sw) + bSwi+ Ъ/    у -1 -1пЛ.


КУ.-'У.


1/


Rf =


VJ


Приложение

Классификации запасов нефти

1) АМЕРИКАНСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ Оценки

Запасы - это рентабельно извлекаемое количество нефти, находящееся в известных на сегодняшний день скоплениях (монография SPE, I).

Оценка запасов проводится в условиях неопределенности. Метод оценки называется детерминистским, если лучшая оценка была сделана, основываясь на известные геологические, инженерные и экономические материалы. Метод называется вероятностным, когда известные геологические, инженерные и экономические данные используются для выработки диапазона оценок и связанных с ними вероятностей. Определение запасов как доказанных, вероятностных и возможных является наиболее распространенным классификационным методом, служащим индикатором вероятности извлечения.

Доказанные запасы(Р1). Доказанные запасы - это количество нефти, которое исходя из анализа геологических и инженерных данных может быть с разумной достоверностью оценено как рентабельно извлекаемое на сегодняшний день из известных месторождений и исходя из существующих экономических условий, технических средств и регулирующих мер правительства. Доказанные запасы могут подразделяться на подготовленные и неподготовленные.

При использовании детерминистского метода термин «разумная достоверность» подразумевает высокую степень уверенности в том, что заявленное количество нефти будет добыто. При применении вероятностного метода должно быть по крайней мере 90% вероятности, что фактически добытое количество будет равно или превысит оценочное. Вероятностные запасы (Р2). Вероятностные запасы - это те недоказанные запасы, которые, как предполагают геологические и инженерные данные, скорее извлекаемые, чем наоборот. В этом контексте при использовании вероятностных методов должна быть по крайней мере 50%-ная вероятность того, что фактически извлеченное количество будет равно или превысит сумму доказанных и вероятных запасов.

В общем случае вероятностные запасы могут включать: 1) запасы, которые, как ожидается, будут доказаны обычным последовательным разбуриванием, где глубинный контроль недостаточный для классификации этих запасов как доказанных; 2) запасы в пластах, которые выглядят продуктивными по данным ГИС, но для них отсутствует окончательное подтверждение, основанное на добыче; 3) запасы, добыча которых планируется за счет усовершенствования существеущих методов извлечения при условии экономической целесообразности;^ запасы той части пласта, которая интерпретируется как отделенная от области доказанных запасов разломом, а геологические данные указывают на то, что этот объект сруктурно выше содержащего доказанные запасы.

Возможные запасы (РЗ). Возможные запасы - это те недоказанные запасы, возможность извлечения которых меньше, чем вероятностных запасов. Когда применяется вероятностный метод оценки, должно быть по крайней мере 10% вероятности, что фактически добытое количество нефти будет равно или превысит сумму доказанных, вероятных и возможных запасов (Р1+Р2+РЗ).

В общем случае возможные запасы могут включать: 1) запасы в пластах, выглядящих нефтеносными по данным керна и каротажа, но из которых можно не получить промышленных дебитов; 2) запасы, связанные с проектами по энхэнсификации добычи, рентабельность которых вызывает разумные сомнения; 3) запасы той части пласта, которая интерпретируется как отделенная от области доказааных запасов разломом, а геологические данные указывают на то, что эта часть пласта сруктурно ниже содержащей доказанные запасы.

Состояние Категорий Запасов

Подготовленные Запасы. Ожидается, что подготовленные запасы будут извлечены существующим фондом скважин, включая неперфорированные. Запасы, получаемые за счет усовершенствования методов извлечения, рассматриваются освоенными только после установки необходимого обороудования.

Подготовленные запасы могут быть разбиты на две подкатегории: разрабатываемые и неразрабатываемые.

Разрабатываемые. Запасы, выделенные в подкатегорию разрабатываемых, будут извлечены, как ожидается, из освоенных интервалов, которые вскрыты и работают на момент оценки. Запасы, получаемые за счет усовершенствования методов извлечения, рассматриваются разрабатываемыми только после ввода проекта по улучшению нефтеотдачи в действие. Неразрабатываемые Запасы. Запасы, выделенные в подкатегорию неразрабатываемых, состоят из так называемых запасов закрытых и неперфорированных скважин. Запасы закрытых скважин, как ожидается, будут извлечены из: 1) освоенных интервалов, вскрытых на момент оценки, но отбор из которых еще не начался; 2) скважин, закрытых из-за низкой цены на нефть или ввиду отсутствия соединения с трубой; 3) скважин, неспособных добывать по техническим причинам. Запасы неперфорированных скважин будут извлечены, как ожидается, из пластов, вскрытых существующими скважинами, по которым потребуются дополнительные работы для повторного освоения перед вводом в эксплуатацию. Неподготовленные запасы. Неподготовленные запасы, как ожидается, будут извлечены:

1) из скважин на неразбуренных площадях; 2) за счет углубления существующих скважин до нижележащих пластов-коллекторов; 3) с площадей, на которых требуется проводить относительно большие затраты на: а) повторное освоение; Ь) установку оборудования по добыче или транспортировке продукции.

2) СОВЕТСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ1

(ЗАПАСЫ И РЕСУРСЫ НЕФТИ И ГАЗА)

Запасы

Запасы нефти, горючих газов, конденсата. - Весовое количество нефти и конденсата или объемное количество газа на дату подсчета в установленной залежи, приведенные к поверхностным условиям.

Прим. ред.: На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисково-разведочных работах и разработке залежей на дату подсчета, а также применяемые методы подсчета.

Балансовые запасы. - Запасы, разработка которых в настоящее время экономически целесообразна (КЗМ, 1970).

Забалансовые запасы. - Запасы, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем. Примечания: 1. Забалансовые запасы категории С2 не подсчитывают. 2. Извлекаемые забалансовые запасы не определяют (КЗМ, 1970).

Запасы категории А. - Запасы залежи (или ее части), подсчитываемые в процессе ее разработки, изученные с детальностью, обеспечивающей полное определение формы и размеров залежи, эффективной нефтегазонасыщенной мощности, характера изменения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности продуктивных пластов, качественного и количественного составов нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов и других параметров, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки: режим работы залежи, давление, гидро- и пьезопроводность, коэффициент продуктивности скважин и др. (КЗМ, 1970).

Запасы категории В. - Запасы залежи (или ее части), характеризующиеся следующим: нефтегазоносность установлена на основании получения промышленных притоков нефти или горючих газов в скважинах на различных гипсометрических отметках и наличия благоприятных промыслово-геофизических данных и керна; форма и размеры залежи, эффективная нефтегазонасыщенная мощность, характер изменения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов, а также основные особенности, определяющие условия разработки залежи, изучены приближенно, но в степени, достаточной для проектирования разработки залежи; состав нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов в пластовых и поверхностных условиях изучены детально; по нефтяной залежи проведена пробная эксплуатация отдельных скважин; по газовой залежи установлено отсутствие нефтяной оторочки или определена ее промышленная ценность (КЗМ, 1970).

Запасы категории Q. -Запасы залежи, характеризующиеся следующим: нефтегазоносность установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или горючих газов в отдельных скважинах (часть скважин может быть опробована испытателем пластов) и благоприятных промыслово-геофизических данных в ряде других скважин (также запасы части залежи, тектонического блока, примыкающих к площадям с запасами более высоких категорий); условия залегания нефти или горючих газов установлены проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, коллекторские свойства продуктивных пластов и другие параметры изучены по отдельным скважинам или приняты по аналогии с более изученной частью залежи и соседними разведанными месторождениями (КЗМ, 1970).

Запасы категории С2. - Запасы нефти и горючих газов, наличие которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных в отдельных неразведанных полях, тектонических блоках и пластах изученных месторождений, а также запасы в новых структурах, оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований в пределах нефтегазоносных районов (КЗМ, 1970). Прим. ред.: Вторую часть запасов категории С2 в настоящее время относят к наиболее изученной части подгруппы D| прогнозных ресурсов.

Промышленные запасы. - Извлекаемые запасы залежи (месторождения, нефтегазоносного района, области, провинции) категорий А+В+С) учтенные ЦКЗ отраслевых министерств или утвержденные ГКЗ СССР и принятые на баланс.

Разведанные запасы. - Балансовые и забалансовые запасы категории A+B+Q, апробированные ЦКЗ отраслевых министерств или утвержденные

ГКЗ СССР по залежи, находящейся в разработке пли подготовленной для промышленного освоения.

-    Балансовые и забалансовые запасы, которые с той или иной степенью достоверности выявлены в результате проведенных исследовании и геологоразведочных работ в основном подготовлены для последующей их разработки и доразведки (Ф. А. Гришин, 1975).

Ресурсы

Ресурсы нефти, горючих газов, конденсата (группа D). - Весовое количество нефти и конденсата или объемное количество газа на дату оценки в возможных залежах регионально продуктивных литолого-стратиграфичес-ких комплексов па перспективных структурах и прогнозных территориях, приведенные к поверхностным условиям. Прогнозные ресурсы подгруппы D,. - Ресурсы нефти, газа, конденсата, содержащиеся в возможных залежах литолого-стратиграфических комплексов с доказанной нефтегазо-носностью на прогнозной территории - на структурах I порядка, используемые для обоснования наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ и прироста запасов нефти на предстоящую пятилетку и на перспективу (10-15 лет), а также для обоснования долгосрочных схем развития добычи нефти, горючих газов и конденсата.

-    Количественная оценка прогноза нефтегазоносности литолого-стратиграфических комплексов, нефтегазоносность которых доказана в пределах структур I порядка,... используемая для обоснования наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ и прироста запасов нефти на предстоящую пятилетку и на перспективу (10-15 лет), а также для обоснования долгосрочных схем развития добычи нефти, горючих газов и конденсата (близк.: МРКОГШ, 1978). Син.: прогнозная оценка подгруппы D,.

Прогнозные ресурсы подгруппы D2. - Ресурсы нефти, горючих газов, конденсата, содер-й. жащиеся в возможных залежах литолого-стратиграфических комплексов, не тегазонос _ ность которых доказана на структурах I порядка, сходных с прогнозными, используе при планировании региональных работ и выборе направлений ранних этапов поисков.

- Количественная оценка прогноз нефтегазоносности литолого-стратиграфических комплексов, нефтегазоносность которых установлена на сходных по геологическому строе нию с прогнозными структурах I порядка, а также в отдельных изученных свитах в ре делах территорий с доказанной нефтегазоносностью, - оценка которого используется при

планировании региональных работ и выборе направлений ранних этапов поисков

МРКОПН, 1978). Син.: прогнозная оценка подгруппы D2.

b - пересчетный коэффициент В - коэффициент объемного расширения

ВоЬр - коэффициент объемного расширения нефти ниже давления насыщения В„, - коэффициент объемного расширения нефти начальный

Вох - коэффициент объемного расширения нефти в определенный момент времени

Bw - коэффициент объемного расширения воды

С - сжимаемость

С, - общая сжимаемость

Е„ - коэффициент охвата по объему

Еа - коэффициент охвата по мощности    «

Ed - коэффициент вытеснения fw - обводненность

к0 - эффективная проницаемость по нефти кш, - эффективная проницаемость по воздуху кс^ - эффективная проницаемость кГК - относительная проницаемость по воде к„ - эффективная проницаемость по воде

(kw)s„r - эффективная проницаемость по воде при пластовой нефтенасыщенности, равной остаточной

MOPV - подвижный поровый объем (Movable Oil Pore Volume)

N -геологические запасы нефти Np - накопленная добыча piwf - давление на забое наг. скв. рык - давление на устье наг. скв p„f- давление на забое доб. скв Q, - дебит жидкости г-радиус

ге - радиус дренирования

rw - радиус контура питания нагнетательной скважины

Scw - насыщенность связанной водой

Sg - газонасыщенность

Sjjf - остаточная газонасыщенность

Sgx - газонасыщенность на момент времени

S0 - нефтенасыщенность

Sohp - нефтенасыщенность при давлении, равном давлению насыщения Sm - остаточная нефтенасыщенность Sox - нефтенасыщенность на момент времени Sw- водонасыщенность VV, - дебит нагнетательной скважины Wp - накопленная закачка

- вязкость нефти

t- время

pe - давление на контуре питания

Р - среднее давление в пласте

psi - фунты на квадратный дюйм

WOR - водонефтяной фактор, ВНФ (Water Oil Ratio)

ф - пористость

Русифицированные обозначения

/в - обводненность

км - относительная проницаемость по воде

кон - относительная проницаемость по нефти

Рнас ~ давление насыщения

рнаЧ - начальное давление

qx - дебит жидкости

qM -дебит нефти

S„ - водонасыщенность

Se нач - начальная водонасыщенность

Six - газонасыщенность на момент времени

SH нач - начальная нефтенасыщенность

Sm - нефтенасыщенность на момент времени

SH0 - остаточная нефтенасыщенность

Vmp - поровый объем

Щоб ~ накопленная закачка

WHae - дебит наг. скважины

Дс - добывающая скважина

Нс - нагнетательная скважина

гс - радиус скважины

ФВГС - фактическая вертикальная глубина скважины ПВ - поровой объем

ПППИ - поровое пространиство, занятое подвижной нефтью

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Заводнение является высокопотенциальным освоенным методом повышения нефтеотдачи пластов. При благоприятных физико-геологических условиях метод позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи 0,65 - 0,70. Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость и неоднородность пластов) коэффициент нефтеотдачи уменьшается до 0,30 - 0,35, в частности из-за низкого охвата их воздействием, а при вязкости нефти более 30 - 35 мПа-с заводнение становится малоэффективным.

Научное обобщение аналитических экспериментальных и промысловых исследований в области разработки нефтяных месторождений заводнением показало, что проблема решается улучшением вытесняющей способности воды добавлением ПАВ, кислот и щелочей, растворителей и увеличением охвата пластов воздействием.

Теоретическими, экспериментальными и промысловыми исследованиями подтверждено, что ограничение движения воды в обводненных зонах нефтеводонасыщенного коллектора с применением водоизолирующих химреагентов и других материалов является эффективным средством увеличения охвата его воздействием и повышения конечной нефтеотдачи. Исследованиями свойств пластовых жидкостей и пород, применяемых на промыслах химреагентов и продуктов их взаимодействия между собой установлено, что компоненты пластовых вод, нефти и горных пород являются потенциальными источниками для образования в пластовых условиях водоизолирующей массы, обеспечивающей увеличение фильтрационного сопротивления пласта относительно воды.

Этот принцип образования водоизолирующей массы был использован для ограничения притока минерализованных пластовых вод девонского и бобриковского горизонтов на Ромашкинском и Ново-Елховском месторождениях Татарстана с применением ионогенных полимеров.

Механизм образования водоизолирующей массы указанными полимерами при взаимодействии с пластовыми водами, являющимися низкомолекулярными электролитами, зависит от степени гидролиза.

При степени гидролиза более 40 - 50 % процесс происходит по ионному обмену, носит диффузный характер и зависит от концентрации полимера и электролита.

Увеличение фильтрационного сопротивления обводненного пласта при этом происходит в результате образования в пластовых условиях гелеобразной структурированной массы со свойствами полупроницаемых мембран. На забое скважины проявляются обратноосмотический эффект разделения минерализованной воды полимерной мембраной и концентрационная поляризация ионов, приводящих к снижению проницаемости пористой среды.

Для пластов, обводненных слабоминерализованными и пресными водами, использован принципиально новый метод получения водоизолирующей массы в пластовых условиях, основанный на взаимодействии полимеров с флокулирующими свойствами и дисперсными частицами горных пород - ПДС, позволяющий избирательно ограничивать движение вод в обводненных зонах продуктивного пласта.

Рост фильтрационного сопротивления дренированных высокопроницаемых зон нефтеводонасыщенного коллектора при обработке полимердисперсной системой, состоящей из частично гидролизованного полиакриламида и глинистых частиц, приводит к увеличению коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием и конечной нефтеотдачи до 5 %.

С увеличением неоднородности коллектора и объема закачиваемой оторочки ПДС коэффициент нефтеотдачи повышается.

Следует отметить, что эффективным фактором повышения нефтеотдачи при закачивании водоизолирующих химреагентов в пласт является обеспечение нефтевытеснения с одновременным блокированием промытых каналов нефтеводонасыщенного коллектора. Внедрение комплекса технологий, основанных на изменении фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора с применением полимердисперсных систем и их модификаций с различными химреагентами, позволили извлечь дополнительно на месторождениях Урало-Поволжья, Западной Сибири и других регионов миллионы тонн нефти.

Высокая эффективность физико-химических методов воздействия на пласт, основанных на увеличении фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора, дает основание утверждать, что эти методы являются неотъемлемой частью системы разработки месторождений, позволяющие регулировать заводнение на поздней стадии их эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В этой книге мы изложили задачи и методы, необходимые химикам-аналитикам, работающим на предприятиях газовой отрасли при проведении исследовательских работ по определению компонентного состава подземных и сточных вод в условиях современного развития газовой промышленности.

Один из основных аспектов совершенствования информационной основы гидрогеохимических исследований связан с развитием аналитических методов изучения химического состава природных подземных вод.

В настоящее время все более широко развивается гидрохимия техногенеза. К ней относятся такие острые вопросы, стоящие перед отраслью, как утилизация сточных вод в подземную гидросферу, расширение диапазона технических жидкостей, применяющихся для повышения газоотдачи, всевозможные осложнения (коррозия, обводнение, солеотложение), развивающиеся на поздних стадиях разработки месторождений и пр. Это требует внедрения в практику лабораторий новых разработок, методик, позволяющих надежно проводить соответствующие определения.

Пока же в практике гидрогеохимических исследований полученная информация не всегда является качественной: не определяется окислительно-восстановительный потенциал, концентрацию натрия чаще находят по разности, многие элементы определяют методами, которые не в силах дать их суммарные концентрации и т.д.

Все это означает, что современный гидрохимик, работающий в газовой отрасли, должен представлять возможности различных аналитических методов и уметь в зависимости от решаемой задачи выбрать среди них такие, которые позволяют решать эту задачу с необходимой точностью - что приведет к совершенствованию основы гидрогеохимических исследований применительно к конкретным задачам.

Знания этих задач определяют правильность интерпретации и возможность корректировки полученных результатов в ходе исследований.

Книга завершена. В ней рассмотрены важнейшие проблемы разработки малопродуктивных нефтяных месторождений, состоящих из нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности.

Одним из главных средств в эффективном решении этих проблем является адаптивная система разработки месторождения, позволяющая недоразведанное месторождение начинать разрабатывать и промышленный процесс разработки сочетать с процессом доразведки. Эта система включает в себя применение квадратных сеток размещения скважин только стандартного дихотомического ряда сеток, которые образуются из первой, самой густой сетки (с площадью на скважину 1 га и расстоянием до соседних скважин 100 м) путем последовательных удвоений площади на скважину; такое сочетание сеток различных эксплуатационных объектов, чтобы вместе они образовывали максимально возможно равномерную общую сетку скважин; проектирование первоначальной регулярной площадной схемы заводнения с последующим переходом после бурения и исследования скважин к избирательному и приконтур-ному избирательному заводнению; применение индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины с помощью специальных малопроизводительных насосов, расположенных вблизи нагнетательных скважин, способных обеспечить любую необходимую закачку воды и любое необходимое давление нагнетания; применение глубокой перфорации, преодолевающей призабойную засоренную зону пластов; разбуривание по направлению от известного к неизвестному, от центра к периферии, от более продуктивного к менее продуктивному с оперативным разрежением и последующим сгущением сеток скважин.

Также важными средствами являются: рациональное объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, применение многопластовых скважин; применение пластопере-крывателей для закрытия обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов; применение пологих и горизонтальных скважин, гидравлического разрыва пластов; использование специальных химических средств для увеличения приемистости нагнетательных скважин в среднем в два раза и для закрытия обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов.

Несомненно, важными средствами являются постоянный контроль за работой скважин и регулярная оптимизация их режимов работы.

При решении сложных проблем разработки малопродуктивных нефтяных месторождений обязательно надо учитывать все существенные параметры нефтяных пластов, в том числе зональную и послойную неоднородность по проницаемости, мно-гослойность, различие подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти, включая уменьшение фазовой проницаемости для воды из-за остаточной нефти, различие физических свойств нефти и вытесняющего агента (воды), показатель снижения продуктивности скважин по нефти при снижении их забойного давления ниже давления насыщения, возможную долговечность скважин и другие.

Благодаря применению упомянутых и других средств разработка малопродуктивных нефтяных месторождений становится экономически рентабельной.

Малопродуктивные нефтяные месторождения, до настоящего времени не введенные в промышленную разработку, содержат многие сотни миллионов и миллиарды тонн геологических запасов нефти. Их ввод в экономически рентабельную промышленную разработку может быть существенным резервом развития нефтедобывающей промышленности России.

К, В. Рыба ков, В.Д.Савин, В.А.Митягин

АВТОМОБИЛЬНЫЕ ЦИСТЕРНЫ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

ВОЗ ВРАТ А

КНИГА ^ДОЛЖНА БЫТЬ

^ВШЗЗДашЩнА не позже

УКАЗАННОГО ЗДЕСЬ СРОКА

Колич. лред. выдач

К. В. РЫБАКОВ, В. Д. САВИН,

В. А. МИТЯГИН

АВТОМОБИЛЬНЫЕ ЦИСТЕРНЫ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

МОСКВА «ТРАНСПОРТ» 1979


УДК 629.114.456.2

Константин Васильевич Рыбаков Владимир Данилович Савин Валерий Александрович Митягин

Автомобильные цистерны для транспортирования нефтепродуктов

Рецензент И. Д. Тузовский Редактор М. Н. Гаврилов Обложка художника Е. Н. Волкова Технический редактор Е. В. Земскова Корректор В. Я. Кинареевская

ИБ № 1816_

Сдано в набор 09.00.78.    Подписано к печати 17.10.78.    Т—17671

Формат бумаги G0X90Via тип. № 3. Гари- литературная. Печ. высокая. Печ. л. 10 Уч.-изд. л. 11,18 Тираж 15 000 экз. Зак. тип. 720. Цена 55-к.оп. Изд. № 1—3—1/14 № 7656 Изд-во «ТРАНСПОРТ», Москва, Басманный туп., ба

Московская типография № 8 Союэполиграфпрома при Государственном комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли, Хохловский пер. 7.

Рыбаков К- В. и др.

Р93 Автомобильные цистерны для транспортирования нефтепродуктов

Рыбаков К. В., Савин В. Д., Митягин В. А.— М.: Транспорт, 1979,— 160 с. ил., табл.

55 коп.

В книге приведены основные сведения по автомобильным цистернам. Рассматриваются вопросы устройства и эксплуатации автомобильных, цистерн и их специального оборудования. Приведены данные по техническому обслуживанию автомобильных цистерн, а также пути обеспечения надежности и безопасности их эксплуатации.

Книга предназначена для работников автотранспортных предприятий, я также может быть использована в качестве учебного пособия для студентов автомобильно-дорожных вузов и факультетов.

31803-020

ББК 39.335.4 6T2.J3


20-79


Р -

049(01)-79

(g) Издательство «Транспорт», 1979.

КРАСНОЯРСКАЯ \ КРАЕВАЯ L*W1»»0TEHA i

По пятилетнему плану развития народного хозяйства на 1976—1980 гг. предусмотрено значительное повышение мощности и качества всей транспортной системы, а также увеличение грузооборота всех видов транспорта, дальнейшее повышение производительности труда на автомобильном транспорте. Особое внимание в десятой пятилетке уделяется увеличению добычи и производства нефти и нефтепродуктов, что потребует выделения дополнительных средств на их перевозку. В связи с этим перед работниками автомобильного транспорта ставятся серьез* ные и ответственные задачи по организации перевозок и эффек* тивности использования подвижного состава.

В настоящее время от нефтебаз до потребителя нефтепродукты перевозятся в основном в автомобильных цистернах, которые, как правило, имеют целевое назначение и используются постоянно для перевозки одного и того же сорта нефтепродукта (автомобильные бензины, дизельные топлива, топлива для реактивных двигателей, масла и мазуты). Это позволяет механизировать процессы налива и слива нефтепродуктов, а также сохранить их качество. В то же время некоторые автотранспортные предприятия нуждаются в подвозе одновременно нескольких сортов нефтепродуктов, например: автомобильного бензина и дизельного топлива, автомобильного бензина и масла, что требует созда-ния комбинированных автомобильных цистерн, позволяющих выполнять такие перевозки. Однако эти автомобильные цистерны не получили пока широкого распространения.

Дальнейшее развитие автомобильного транспорта и его рациональная эксплуатация ставят задачу увеличения грузоподъемности автотранспортной единицы, которая может быть.достигнута либо использованием единичных автомобильных цистерн большого объема, либо применением наливных автопоездов. Не менее важным является вопрос использования более легких конструкционных материалов. Наливные автопоезда по сравнению с одиночными цистернами обладают следующими техникоэкономическими преимуществами: более высоким отношением грузоподъемности к собственной массе, меньшей, стоимостью, большей простотой изготовления и обслуживания, возможностью гибкого маневрирования подвижным составом в соответствии с условиями перевозок.

Эффективность работы автомобильного транспорта во многом зависит от технического состояния подвижного состава. В связи

с этим важными вопросами являются:    выбор оптимальных

систем и методов организации технического обслуживания и ремонтов автомобильных цистерн, обеспечение эксплуатационной надежности и технической диагностики состояния автомобильных цистерн, планирование расхода запасных частей с учетом условий эксплуатации. Кроме того, для организации эффективной эксплуатации автомобильных цистерн необходимо знать устройство специального оборудования, его технические харак-териетики и особенности эксплуатации. Опыт работы автотранспортных предприятий с автомобильными цистернами показывает, что нарушение нормальной работы клапанов, фильтров и другого специального оборудования в большинстве случаев происходит из-за незнания их устройства, особенностей эксплуатации и способов устранения неисправностей.

В решении этой проблемы важную роль играют создаваемые в настоящее время крупные специализированные автотранспортные предприятия по производству и эксплуатации автомобильных цистерн, а также специализированные подразделения на автотранспортных предприятиях общего назначения. Опыт работы этих предприятий показывает, что при правильной организации эксплуатации и технического обслуживания применение автомобильных цистерн достигает высокой эффективности.

Автотранспортные предприятия накопили достаточный опыт, а в научно-технической литературе широко освещены вопросы устройства, эксплуатации и технического обслуживания шасси автомобилей, полуприцепов и прицепов, на базе которых монтируются автомобильные цистерны, и вместе <с тем нет технической литературы по устройству, эксплуатации и техническому обслуживанию специального оборудования автомобильных цистерн (котлов, насосов, фильтров, резинотканевых рукавов, раздаточных кранов, контрольно-измерительных приборов и другого оборудования).

Министерство автомобильной промышленности и ряд других министерств и ведомств выпускают большое количество марок автомобилей-цистерн и прицепов-цистерн для перевозки нефтепродуктов, поэтому на автотранспортных предприятиях можно встретить автомобили-цистерны на шасси одного и того же автомобиля, но изготовленные на различных заводах и отличающиеся друг от друга отдельными конструктивными элементами, что затрудняет их эксплуатацию и техническое обслуживание.

В связи с этим данная книга поможет инженерно-техническим работникам более рационально организовать эксплуатацию автомобилей и автопоездов, оборудованных цистернами для перевозки нефтепродуктов.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОМОБИЛЬНЫХ ЦИСТЕРНАХ

1.1. ОСНОВНЫЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ

К нефтепродуктам, для транспортирования которых предназначены автомобильные цистерны, рассматриваемые в настоящей книге, относятся топливо и масло. В ГОСТах приведено около двадцати физико-химических показателей, по которым оценивают их качество. Рассмотрим показатели, влияющие на устройство, техническое обслуживание и эксплуатацию автомобильных цистерн, а также показатели, которые необходимо учитывать при транспортировании и хранении нефтепродуктов ца складах.

Плотность определяет нагрузки на шасси и элементы цистерны, характеристики насосов. Поскольку обычно замеряют объем нефтепродукта, то для определения массы необходимо знать его плотность. В условиях автотранспортных предприятий плотность замеряют ареометром. Значения плотности некоторых нефтепродуктов.приведены в приложении 1.

Вязкость влияет на характеристики насосов, характеризует текучесть нефтепродукта. Значения вязкости некоторых нефтепродуктов приведены в приложении 2.

Температура застывания — это температура, при которой нефтепродукт теряет текучесть и переходит в желеобразное состояние. Она определяет систему подогрева и применение теплоизоляции на цистерне и технологическом оборудовании.

Давление насыщенных паров нефтепродукта определяет прочностные показатели цистерны и характеристики дыхательных клапанов и насосов.

Коррозионность нефтепродуктов обусловливается содержанием сернистых соединений, органических кислот, а также водорастворимых кислот и щелочей. Она влияет на выбор материалов и антикоррозионных покрытий для цистерн и технологического оборудования.

Содержание воды и механических примесей определяет средства очистки, их устройство и периодичность обслуживания.

Электризуемость ограничивает скорость перекачивания нефтепродукта.

Пределы пожаро- и взрывоопасности определяют устройство противопожарного оборудования.

Токсичность определяет технику безопасности при работе с автомобильными цистернами.

1.2. КЛАССИФИКАЦИЯ АВТОМОБИЛЬНЫХ ЦИСТЕРН ДЛЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Автомобильные цистерны для транспортирования нефтепродуктов относятся к специализированным автотранспортным средствам, у которых вместо кузова установлены цистерна и специальное оборудование.

Автомобильные цистерны для нефтепродуктов классифицируют по следующим признакам (рис. 1): тип базового шасси; вид нефтепродукта; назначение; нагрузка на оси базового шасси; проходимость базового шасси; тип несущего элемента базового шасси.

В качестве базовых шасси автомобильных цистерн применяются базовые модели грузовых автомобилей, прицепов и полуприцепов, предусмотренные типажом.

Классификация автомобильных цистерн по видам перевозимых нефтепродуктов обусловливается различием их физико-химических свойств. В паспортах на цистерны указывается плотность нефтепродуктов, для которых они предназначены. При транспортировании более тяжелых нефтепродуктов в том же объеме увеличиваются осевые нагрузки. Это уменьшает срок службы базового автомобиля. Недолив цистерн при заполнении более тяжелым нефтепродуктом снижает эффективность их использования.

По назначению и выполняемым функциям цистерны для нефтепродуктов разделяются на транспортные и заправочные. Транспортные цистерны предназначены только для перевозки нефтепродуктов. Заправочные цистерны наряду с перевозкой осуще-

Рис. 1. Классификация цистерн для перевозки нефтепродуктов 6

•ствляют выдачу нефтепродуктов через специальные раздаточные системы в топливные баки автомобилей.

Параметры автомобильных цистерн регламентируются пара-метрами базовых шасси: грузоподъемностью, допустимой полной массой, габаритными размерами, проходимостью и т. п. Поэтому цистерны для нефтепродуктов так же, как и базовые шасси, подразделяются на две группы. Цистерны группы Б для эксплуатации на всех автомобильных дорогах общей сети и цистерны группы А для эксплуатации на автомобильных дорогах с капитальными (цементобетонными, асфальтобетонными и т, п.) покрытиями.

Распределение массы по осям и полная масса автомобильных цистерн в соответствии с требованиями ГОСТ 9314—59 не должны превышать следующих величин:

Группа Б

Группа

6

10

5,5

9,0

10,5

17,5

15

25

16

25


Распределение массы по осям; т:

при расстоянии между смежными осями 3 м и более ............

при расстоянии между смежными осями менее 3 м.............

Полная масса, т:

двухосного автомобиля-цистерны и прицепа-цистерны, т . ...........

трехосного автомобиля-цистерны и

прицепа-цистерны............

автопоезда в составе тягача с полуприцепом (при общем количестве осей—3)

Проходимость автомобилей-цистерн является одним из важных эксплуатационных качеств. Она характеризуется способностью автомобильных цистерн двигаться по местности и бездорожью, а также по мягким грунтовым дорогам. Такие условия работы встречаются, например, при доставке нефтепродуктов в поле весной и осенью. По проходимости автомобильные цистерны можно разделить на автомобильные цистерны на базовых шасси автомобилей обычной проходимости и автомобильные цистерны на базовых шасси автомобилей повышенной проходимости.1

По типу.несущего элемента базового шасси автомобилей различают цистерны рамной и безрамной конструкции. Подавляющее большинство цистерн выполнены с использованием жесткой рамы базового шасси автомобилей. Однако стремление к увеличению полезной нагрузки за счет массы рамы привело к созданию цистерн безрамной конструкции. Безрамная (несущая) конструкция имеет ряд существенных преимуществ: позволяет изменить длину изделия и его базу; центр тяжести изделия расположен ниже; меньше металлоемкость изделия. К недостаткам можно отнести сложность конструкции. В последнее время несущую конструкцию применяют при разработке прицепов-цистерн м полуприцепов-цистерн большой емкости.

Автомобильные цистерны по грузоподъемности классифицируются аналогично грузовым автомобилям на три класса. Цистерны с полной нагрузкой до 2,5 т относятся к классу цистерн малой грузоподъемности. Они применяются для транспортирования на небольшие расстояния нефтепродуктов и их выдачи мелкими партиями, например от складов и нефтебаз на предприятия промышленности и полевые заправочные пункты. Автомобильные цистерны с полезной нагрузкой от 2,5 до 5 т относятся к классу цистерн средней грузоподъемности и применяются для массовых перевозок нефтепродуктов в промышленности и сельском хозяйстве. Автомобильные цистерны с полезной нагрузкой свыше 5 т относятся к классу цистерн большой грузоподъемности и применяются ¦для транспортирования нефтепродуктов от нефтебаз в отдаленные районы и осуществления междугородных перевозок. В соответствии с классификацией ГОСТ 6030—62 введено условное обозначение цистерн, которое включает следующие основные классификационные признаки: тип базового шасси (автомобиль— А, прицеп — П, полуприцеп — Г1П), тип цистерны (транспортная— Ц, топливозаправочная — ТЗ), номинальная вместимость (в м3), марка базового шасси.

Примеры условных обозначений:

транспортная цистерна вместимостью 8000 л, смонтированная на шаоси автомобиля МАЗ-500А — АЦ-8-500А;

топливозаправочная цистерна вместимостью 3800 л, смонтированная на шасси автомобиля ЗИЛ-130 — АТЗ-3,8-130;

транспортная цистерна, вместимостью 5600 л, смонтированная на базе узлов колесного хода прицепа ГКБ-817—ПЦ-5,6-817.

В приложениях 3 и 4 приведены выпускаемые крупносерийно промышленностью автомобильные цистерны для нефтепродуктов в соответствии с классификацией.

1.3. УСТРОЙСТВО АВТОМОБИЛЬНЫХ ЦИСТЕРН ДЛЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Автомобиль-цистерна состоит из трех основных частей; силовой установки, шасси и специального оборудования. Прицеп и полуприцеп-цистерна состоят из элементов несущей системы и специального оборудования. В качестве элементов несущей системы используют базовые шасси прицепов, полуприцепов или самое цистерну с элементами колесного хода.

Силовая установка является источником механической энергии, необходимой для движения автомобиля-цистерны и привода насоса. Шаоси представляет собой совокупность механизмов, обеспечивающих движение автомобиля-цистерны и управление ею, и элементов несущей системы, служащих для размещения специального оборудования.

Специальное оборудование автомобиля-цистерны включает устройства и системы, обеспечивающие сохранность качества g$p шспортируемых нефтепродуктов и сокращение затрат времени и руда на выполнение сливо-наливных операций.

Как правило, оно состоит из: цистерны в сборе; крышки горловины цистерны в сборе; гидравлической системы и электрооборудования; механизмов управления насосом и арматурой технологической обвязки гидравлической системы; комплекта вспомогательного оборудования (КИП, рукава, шланги, ящики, пеналы); комплекта запасных частей, инструмента и принадлежностей (ЗИП); комплекта противопожарного оборудования.

Цистерну .в сборе устанавливают вместо грузового кузова на раме базового шасси и закрепляют таким образом, чтобы их продольные оси находились в одной вертикальной плоскости. Это необходимо для равномерного распределения нагрузки на правый и левый лонжероны рамы. Положением цистерны на раме базового шасси в горизонтальной плоскости достигаются допустимые нагрузки на переднюю и заднюю оси базового шасси.

Крепление цистерны к раме осуществляется специальными устройствами, предотвращающими возникновение в пей недопустимых величин напряжений при ее закручивании во время движения по разбитым дорогам.

На цистерне установлены специальные площадки и лестницы, для доступа к горловине.

Горловина цистерны обеспечивает: доступ во внутреннюю полость цистерны для осмотра ее поверхностей и выполнения ремонтных работ; компенсацию температурного расширения транспортируемых нефтепродуктов. Горловина закрывается крышкой. На крышке горловины имеются дыхательные клапаны, устройство крепления реечного указателя для замера уровня нефтепродукта в цистерне, штуцер для подсоединепия трубопроводов газовой обвязки и наливные люки.

Гидравлическая система транспортной цистерны состоит из самовсасывающего насоса, арматуры и трубопроводов. Она обеспечивает выполнение различных сливо-наливных операций.

Самовсасывающий насос устанавливается в основном на автомобилях-цистернах и полуприцепах-цистернах. Его привод осуществляется от двигателя базового шасси через коробку отбора мощности (КОМ) и карданный вал. На прицепах-цистернах устанавливают ручные поршневые насосы для выдачи нефтепродуктов в мелкую тару и выполнения зачистных работ.

Комплект узлов и деталей электрооборудования обеспечивает освещение рабочих мест, сигнализацию предельного уровня нефтепродукта в цистерне, габаритное освещение и т. п.

Размещение элементов гидравлической системы и электрооборудования на автомобильных цистернах различно и зависит от типа базового шасси, состава и размещения специального оборудования изделия и др.

Для подсоединения автомобильных цистерн к резервуарам нефтебаз предусмотрены напорно-всасывающие рукава, которые состоят из секций и в транспортном положении укладываются в пеналы. С обоих концов рукава закрываются заглушками. Пеналы крепятся к цистерне с двух сторон на специальных кронштейнах.

Особенности и различия в устройстве автомобильных цистерн в основном относятся к шасси, цистерне в сборе, гидравлической системе и электрооборудованию, механизмам управления технологическим оборудованием, противопожарному оборудованию, комплекту запасных частей, инструментов и принадлежностей.

Так как силовые установки и шасси достаточно освещены в литературе по устройству автомобилей, будем акцентировать внимание на вопросах компоновки и устройства, остальных систем и механизмов.

Глава 2 автомобили-цистерны обычной проходимости  »
Библиотека »