РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ

—
это осуществление процесса извлечения нефти из недр в усло-
виях, когда

пластовое давление превышает давление насыще-
ния, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды,
насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области
неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.
Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изме-
няются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды,
закачиваемой в нагнетательные скважины

например в процессе разработки месторождения с использованием законтурного заводнения, в

законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Упругий режим с точки зрения физики — расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т. е.нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.

из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ и режим

пласта изменится — упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач по разработке нефтяных месторождений.
1. При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации,а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта. На основе теории упругого режима создан наиболее известный в практике разработки нефтяных месторождений метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД)

с постоянным дебитом q до достижения притока в скважину, близкого

к установившемуся. Затем на забой (рис. 52) опускают глубинный манометр, способный регистрировать изменение давления на забое скважины во времени . В некоторый момент времени, условно принимаемый за начальный (t=0), закрывают исследуемую скважину. Давление на ее забое рс начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового рк (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважинами. В каждой исследуемой скважине давление может восстанавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления рc=pc(t), определяют на основе соответствующего решения задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопроводность пласта. На рис. 53 показана типичная фактическая кривая восстановления забойного давленияв виде зависимости pc=рc(lgt)

давления на забоях одних скважин,в результате пуска-остановки или изменения режима

работы других скважин, разрабатывающих пласт. Эти расчеты используют, в частности, для интерпретации данных ≪гидропрослушивания≫ пласта, осуществляющегося следующим образом. В момент времени t=0 производят, например, пуск в работу скв. А с дебитом qA (рис. 54). На забое остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного давления pcкв = pскв(t)

то считают, что между этими скважинами существует непроницаемый барьер (тектонический

сдвиг, участок залегания непроницаемых пород и т. д.). Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для определения охвата пласта воздействием и регулирования его разработки.
3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения.
Если нефтяное месторождение разрабатывается без воздей-ствия на пласт и это месторождение окружено обширной водоносной областью с достаточно хорошей проницаемостью пород в этой области, то отбор нефти из месторождения и пони
жение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток
воды из законтурной в нефтеносную область разрабатываемого
пласта.

скважин, разрабатываемого на естественном режиме. В процессе отбора из пласта

вначале нефти,а затем нефти с водой пластовое давление изменится по сравнению с начальным рко, которое сохранится в водоносной части на некотором, постоянно увеличивающемся удалении от контура нефтеносности. В нижней части этого рисунка показана эпюра пластового давления вдоль разреза пласта по линии АА'. Как видно из этой эпюры, вблизи внешнего и внутреннего 2 контуров нефтеносности пластовое давление резко снижается в результате роста фильтрационного сопротивления при совместной фильтрации нефти и воды, затем плавно изменяется по площади. Вблизи добывающих скважин 3, естественно возникают воронки депрессии и забойное давление в скважинах составляет pc.

пластовое давление р (см. рис. 55), которое в процессе разработки

месторождения на естественном режиме будет уменьшаться со временем. Если вблизи контура нефтеносности имеются наблюдательные (пьезометрические) скважины 4, то замеряют изменение давления на контуре ркон в этих скважинах, при этом считая, что пьезометрические скважины находятся на некотором условном контуре нефтеносности 6. Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средневзвешенного пластового давления p = p(t) или контурногоРкон=Ркон(t). По отбору жидкости из нефтяной залежи с корректировкой на изменение упругого запаса можно определить изменение во времени отбора воды qзв из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из законтурной области пласта равен темпу отбора жид
кости из нефтяной залежи qж=qж(t).

замерам определено изменение в них давления ркон=pкон(t) а некоторый начальный

период разработки месторождения ∆t1.
Фактическое изменение ркон=ркон(t) показано на рис. 56,а на рис. 57 — изменение qж=qж(t) за начальный период ∆t1 и за весь период разработки месторождения.

в связи с его разбуриванием и вводом в эксплуатацию скважин

возрастает. За этот период и определено фактическое изменение давления на контуре рк о н . При t>t1 отборжидкости из месторождения изменяется иначе, чем в начальный период: он сначала стабилизируется, а в поздний период разработки снижается.Поэтому просто экстраполировать изменение pкон(t) по имеющейся зависимости ркон=pкон(t) за начальный период разработки ∆t1 нельзя, так как темп отбора жидкости изменится при t>t1. Изменение ркон=pкон(t) прогнозируют на основе решения соответствующих задач теории упругого режима.

случае перехода на разработку месторож-дения с применением заводнения или при

расчетах утечки водыв законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.
Если нефтяное месторождение в некоторый момент времениначинает разрабатываться с применением законтурного заводнения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтурной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С повышением давления на линии нагнетания приток воды в нефтенасыщенную часть месторождения из законтурной области с начала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода начнет утекать в законтурную область.

упругого режима, когда на контуре нагнетательных скважин (рис. 58) задано

давление ркон,а требуется определить расход воды, утекающей в законтурную область пласта.
5. При определении времени, в течение которого в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.
Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с применением внутриконтурного заводнения при однорядной системе разработки. Пусть в какой-то момент времени были остановлены первый и второй ряды нагнетательных скважин, а в момент времени t = 0 их вновь включают в эксплуатацию. Процессы вытеснения нефти водой происходят обычно медленнее чем процесс перераспределения давления при упругом режиме.

среднее нормальное напряжение.
Пористость пласта т, как было отмечено в предыдущей

главе, нелинейно зависит от среднего нормального напряжения σ. Однако в диапазоне изменения σ от доли единицы до 10 МПа
зависимость пористости от среднего нормального напряжения
можно считать линейной, а именно

напряжением σ и внутрипоровым
(пластовым) давлением р, определяемую формулой

pг=p+σ (1)
Из формулы (1) следует, что при pг=const

жидкости в первом
приближении линейно зависит от давления р, т. е.
где

βж — сжимаемость жидкости; ρ0 — плотность жидкости при начальном давлении р0.

μ не зависящими от координаты, имеем
Подставим (Ш.4), (III.6) и (Ш.7)

в (III.1). В результате получим следующее выражение:

Учитывая незначительную сжимаемость жидкости, в формуле (Ш.8) можно положить ρ≈ρо. Тогда окончательно получим дифференциальное уравнение упругого режима в следующем виде:

(по предложению В. Н. Щелкачева).Решение уравнения упругого режима позволяет рассчитывать

изменение давления во времени в каждой точке пласта.Однако при грубых оценках возможностей разработки нефтяных месторождений при упругом режиме используют понятие об упругом запасе месторождения, его части или законтурной области. Упругий запас — это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное, предельное, исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения, значение. Упругий запас обычно определяют по формуле линейного закона сжимаемости пласта

пласта объемом V; ∆Vn и ∆р — абсолютные ве-
личины.
П р

и м е р III.1. Рассмотрим пример определения упругого запаса нефтяного месторождения. Пусть имеем месторождение, продуктивный пласт которогоимеет объем V= 109 м3=1 км3. Это — довольно большое месторождение, например длиной 20 км и шириной 5 км. Толщина пласта составляет 10 м. Предположим, что начальное пластовое давление равно 16 МПа, а давление насыщения — 6 МПа. Продуктивный пласт непосредственно за контуром нефтеносности выклинивается, замещаясь практически непроницаемыми породами.

незначительное количество воды. Можно рассчитывать только на упругий запас нефтеносной

части месторождения. Вопрос ставится следующим образом: сколько можно добыть жидкости из пласта при снижении пластового давления ∆р на 10 МПа от начального пластового до давления насыщения?
Для ответа на этот вопрос необходимо определить упругий запас нефтяного месторождения с учетом указанных его особенностей. Пусть β= 10-4 1/МПа.
Тогда, согласно (Ш.10)
.

10 МПа упругий запас месторождения составляет 1 млн. м3.