коэффициент охвата по площади (3 видео)

Содержание

Коэффициент охвата по площади
Охват объекта разработкой
КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ И ЕГО ОПРЕДЕЛЕНИЕ
🎥 Видео

Видео:#2 Как устроен нефтяной пласт?Скачать

Коэффициент охвата по площади

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ И ЕГО ОПРЕДЕЛЕНИЕ

При разработке залежей УВ одна из главных задач — возможно более плотное вовлечение объема залежи в процесс дренирования. Степень вовлечения объема эксплуатационного объекта в разработку характеризуется коэффициентом охвата залежи разработкой k_охв.р, представляющим собой отношение части эффективного объема эксплуатационного объекта V_охв.р, включенной в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которыми она располагает, к общему эффективному объему залежи (объекта) V_общ: k_охв.р=V_охв.р/V_общ.

Коэффициент охвата вытеснением k_{охв. выт} представляет собой отношение части эффективного объема залежи (эксплуатационного объекта) V_{охв.выт}, участвующей в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к общему эффективному объему залежи (объекта) V_общ:

При изучении степени охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения различают коэффициент охвата по мощности и коэффициент охвата по площади. Коэффициент охвата вытеснением по мощности k_{охв.выт} _h определяется в скважине как отношение нефтенасыщенной мощности, подвергающейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта.

Коэффициент охвата вытеснением по площади k_{охв.выт} _S определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи.

Видео:Оценка запасов нефти по характеристикам вытеснения. Пример использования.Скачать

Охват объекта разработкой

Коэффициент охвата продуктивных пластов разработкой к_охв определяется отношением части объема залежи, где происходит перераспределение пластового давления и движение флюидов V _oxb ко всему объему залежи V_o6. Охват пластов разработкой определяет полноту вовлечения в выработку извлекаемых запасов нефти и газа по продуктивной площади и разрезу.

Охват нефтяного пласта (объекта) разработкой зависит от геологических и технологических факторов. К геологическим факторам относятся: характер и степень геологической неоднородности (степень прерывистости коллекторов, объем непроницаемых пород, наличие линз, полулинз коллекторов, характер изменения проницаемости, песчанистости и т. п.); соотношение нефтенасыщенной и водонасыщенной частей эффективной мощности пласта; размеры водонефтяных и чисто нефтяных зон; вязкость нефти и вытесняющей ее воды. К технологическим факторам относятся: форма и плотность сетки добывающих скважин; степень вскрытия объекта фильтрами скважин; расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами; соотношение между количеством этих скважин и др.

Охват газоносных пластов разработкой зависит от характера и степени их геологической неоднородности, естественного режима работы залежи, формы и плотности сетки скважин, геолого-технологических условий эксплуатации скважин, определяющих их допустимые дебиты.

Для изучения изменения охвата пласта разработкой по площади и мощности по данным глубинных дебитомеров и расходомеров строят карты работающих мощностей, карты относительных работающих мощностей. Их выполняют так же, как и обычные карты изопахит, т. е. с помощью линейной интерполяции.

При построении карты относительных работающих мощностей интерполируют величины отношения работающей (отдающей, принимающей) мощности к эффективной нефтенасыщенной мощности пласта в скважине: h_p._0T = h^h , где h_p._0T— относительная работающая и эффективная нефтегазонасыщенные мощности пласта.

На картах охвата пласта разработкой необходимо показать начальные и текущие контуры нефтегазоносности, зоны распространения коллекторов, данные об отборах и закачке по скважинам, выделить зоны распределения отдающих (участки отбора) и принимающих (участки нагнетания) мощностей. Границы между этими зонами должны соответствовать текущим контурам нефтегазоносности.

По результатам анализа карт охвата пласта разработкой, построенных на различные даты, определяют характер и темпы изменения коэффициента охвата во времени и в разных зонах залежи в зависимости от изменения геолого-технологических условий разработки. С помощью обработки таких карт можно получить значение фактического коэффициента охвата пласта разработкой для залежи в целом (и ее отдельных зон) на дату исследования.

Коэффициент охвата пласта разработкой можно рассчитывать по карте относительных работающих мощностей:

где h_p._0Tl, h_p._or2 — среднее значение относительной работающей мощности пласта между двумя соседними изопахитами относительной работающей мощности; f,, f₂ — площади участков, ограниченных изопахитами относительной работающей мощности и текущим внешним контуром нефтегазоносности; h_cp — средняя нефтенасыщенная мощность пласта; F — площадь залежи.

Для изучения охвата объекта разработкой можно также пользоваться данными о динамике коэффициента продуктивности скважин, картами коэффициента продуктивности. Однако эти карты дают вполне определенное представление об изменениях охвата карты разработкой лишь по площади. Судить же об охвате объекта разработкой по мощности без данных исследований глубинными дебитомерами и расходомерами по картам коэффициентов продуктивности не представляется возможным. Поэтому в тех случаях, когда нет представительных данных глубинных исследований, карты охвата разработкой строят по данным о геологической неоднородности продуктивных пластов, состоянии разработки с учетом имеющихся данных глубинных исследований скважин.

При изучении охвата пластов разработкой используют карты влияния закачки, т. е. карты охвата разработкой, предложенные впервые М. М. Ивановой, И. П. Чоловским. Карты влияния закачки строят на основе карт распространения различных типов коллекторов по их фильтрационным свойствам (высокопроницаемые, слабопроницаемые — песчаники, алевролиты). На эти карты наносят данные об объеме закачанной воды в каждую нагнетательную скважину. На этих картах выделяют зоны наличия, отсутствия, слабого влияния закачки в зависимости от изменения дебитов, пластовых давлений, обводненности, газового фактора и т. п.

Высокие и стабильные во времени пластовые давления, высокие дебиты нефти (уменьшающиеся лишь по мере обводнения продукции), обводнение продукции скважин закачиваемой водой, стабильные газовые факторы характеризуют зону влияния закачки (зону, охваченную разработкой). Падающие пластовые давления, дебиты нефти (жидкости), растущие газовые факторы фиксируют зоны слабого влияния закачки или отсутствия ее влияния (если перечисленные показатели изменяются во времени так же, как и при естественном режиме разработки).

Анализ карт влияния закачки, построенных на разные даты, позволяет изучить охват объекта разработкой по площади и менее точно — по мощности и выявить причины изменения коэффициента охвата пласта разработкой в зависимости от геологических условий и динамики технологических показателей разработки.

Видео:Технологии повышения нефти отдачи пластовСкачать

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ И ЕГО ОПРЕДЕЛЕНИЕ

При разработке залежей УВ одна из главных задач — возможно более полное вовлечение объема залежи в процесс дренирования, поэтому большое значение имеет контроль этого процесса. Степень вовлечения объекта в разработку характеризуется коэффициентом охвата залежи разработкой , представляющим собой отношение части эффективного объема объекта , включенной в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которыми она располагает, к общему эффективному объему залежи (объекта) :

(XIV.1)

При разработке газовых и газоконденсатных залежей, которая осуществляется в условиях природных режимов, при незначительной макронеоднородности горизонта из-за большой подвижности пластового газа приближается к единице.

Разработка нефтяных эксплуатационных объектов, особенно при больших площадях нефтеносности и вследствие повышенной вязкости нефти, характеризуется слабой гидродинамической связью между отдельными их частями. В результате изменение давления в одной точке объекта может не оказывать видимого влияния на другие его точки. В связи с этим значение чаще намного меньше единицы.

Как уже отмечалось, нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт.

При этом важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти водой. Охваченными процессом вытеснения считают те части эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент охвата вытеснением представляет собой отношение части эффективного объема залежи (эксплуатационного объекта) , участвующей в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к общему эффективному объему залежи (объекта) :

(XIV.2)

Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу (VII.7), используемую для прогноза коэффициента нефтеизвлечения. Его значение во многом определяет конечную нефтеотдачу.

Стремление к достижению возможно большего значения этого коэффициента играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи и является основной целью управления протекающими в пластах процессами на протяжении всего периода разработки.

При изучении степени охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения различают коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по площади. Коэффициент охвата вытеснением по толщине определяют как отношение нефтенасыщенной толщины, подвергающейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной толщине объекта. В нагнетательных скважинах подвергающимися воздействию считают те пласты и прослои, в которые поступает нагнетаемая вода, а в добывающих скважинах — пласты и прослои, активно отдающие нефть в условиях стабильного или даже возрастающего пластового давления.

Коэффициент охвата вытеснением по площади определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он принимается равным отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи.

Величины , и зависят в первую очередь от геологической характеристики эксплуатационного объекта. Большое влияние оказывают также степень соответствия принятой системы разработки геологической характеристике объекта и уровень ее реализации.

Рассмотрим особенности охвата процессом вытеснения для случая, когда эксплуатационный объект представлен монолитным пластом. При нагнетании в такой пласт воды можно считать равным единице. На охват этого объекта процессом вытеснения по площади в первую очередь влияют фильтрационные свойства пласта. При прочих равных условиях расстояние, на которое по горизонтали воздействует закачка воды, возрастает с увеличением проницаемости пласта и уменьшением вязкости нефти. Для характеристики фильтрационной способности пласта используют отношение этих параметров , называемое подвижностью нефти в пластовых условиях или проводимостью пласта. Как показывает опыт разработки, при пониженной подвижности нефти ( 4 (Н-с)) влияние от разрезающего ряда нагнетательных скважин распространяется не далее 1 — 1,5 км в каждую сторону от него. Поэтому в таких условиях принимают, что ширина полос между разрезающими рядами не более 2 — 3 км. При высокой подвижности нефти ( > 0,1 м 4 (Н-с)) влияние нагнетания воды распространяется на большее расстояние, поэтому ширину полос между линиями разрезания можно принимать большей — до 4 —5 км. Выбор оптимальной ширины полосы между разрезающими рядами (определение возможности применения законтурного заводнения, выбор расстояния между очагами заводнения и т.д.), соответствующей фильтрационной характеристике пласта, обеспечивает охват залежи воздействием по всей ее площади. Завышение ширины полос при разрезании залежей или применение законтурного заводнения при большой ширине залежи приводит к тому, что внутренняя, удаленная от нагнетательных скважин часть площади не испытывает воздействия.

Большое влияние на степень охвата пласта вытеснением по площади оказывает его микро- и макронеоднородность. Наличие локальных участков отсутствия коллекторов, участков с низкой проницаемостью, дизъюнктивных нарушений приводит к низкой приемистости или ее отсутствию в части нагнетательных скважин, отсутствию взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами и в результате ограничивает распространение влияния закачки на отдельные части площади.

Значение коэффициента охвата воздействием зонально-неоднородного пласта зависит от расположения нагнетательных и добывающих скважин. Их расположение без учета характера неоднородности увеличивает количество и размеры участков, не испытывающих влияния закачки. Кроме того, вне процесса вытеснения оказываются локальные участки вдоль границ распространения коллекторов, за добывающими скважинами, хотя на них распространяется влияние закачки (рис. 93). На этапах проектирования разработки учесть при размещении проектных скважин неоднородность во всех ее деталях не удается, так как она бывает изучена еще не в полной мере. Сокращение размеров не охваченных вытеснением зон залегания коллекторов возможно за счет бурения скважин резервного фонда.

Рис. 93. Охват процессом вытеснения прерывистого продуктивного пласта:

1 — границы распространения коллекторов; зоны пласта:

2 — охваченная процессом вытеснения, 3 — не охваченные процессом вытеснения; скважины: 4 — добывающие, 5 — нагнетательные

Значение коэффициента охвата вытеснением по площади тесно связано также с соотношением объемов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из него жидкости (в пластовых условиях). Если это соотношение меньше единицы, т.е. закачка меньше отбора, удаленные от нагнетательных скважин участки площади испытывают недостаточное воздействие или не испытывают его вовсе. Соответствие объема нагнетаемой воды объему добываемой из пласта жидкости является, таким образом, одной из важнейших предпосылок увеличения коэффициента охвата вытеснением.

При разработке многопластового эксплуатационного объекта явления, рассмотренные для однопластового объекта, могут быть свойственны каждому из пластов в отдельности. При этом на разных участках объекта в плане могут совмещаться зоны пластов как с примерно одинаковой, так и с существенно различающейся характеристикой охвата вытеснением. Следует иметь в виду, что выполняемое из экономических соображений объединение неоднородных пластов для совместной их разработки объективно приводит к снижению в той или иной мере степени охвата каждого из них процессом вытеснения. Это обусловлено особенностями приемистости пластов в нагнетательных скважинах. Установлено, что при совместной перфорации в нагнетательных скважинах пластов с различной проницаемостью воду принимают пласты с повышенной проницаемостью, в то время как в менее проницаемые пласты и прослои вода не поступает.

На рис. 94 показана особенность охвата воздействием объекта разработки, состоящего из двух пластов. В скв. 1 воду принимает только нижний пласт ■, который на этом участке более проницаем, чем пласт а, в результате в западной части объекта воздействием охвачена только его нижняя часть. В скв. 2 воду принимает лишь верхний (более проницаемый на этом участке) пласт и, следовательно, в восточной части объекта воздействием охвачена лишь его верхняя часть.

На Ромашкинском нефтяном месторождении в разрезе горизонта Д_1г разрабатываемого в виде единого эксплуатационного объекта, выделяют семь пластов-коллекторов. В условиях прерывистого залегания по площади каждого из них, постепенного уменьшения числа нефтенасыщенных пластов к периферии залежи и наличия мест слияния пластов в разрезах скважин часто встречается два — четыре пласта. Анализ приемистости пластов при давлении нагнетания воды 12 МПа показал, что при наличии в разрезе нагнетательных скважин двух пластов они оба принимают воду только в 50 % скважин, а в остальных скважинах в один из пластов вода не поступает. В скважинах, в разрезе которых три изолированных пласта, в 50 % случаев воду принимает только один пласт, в 30 % случаев — два пласта и лишь в 20 % все три пласта.

Рис. 94. Охват вытеснением объекта разработки, состоящего из пластов а и б.

Скважины: 1 — добывающие, 2 — нагнетательные; 3 — интервал перфорации; коллекторы: 4 — малопроницаемый, 5 — высокопроницаемый

Среди скважин, имеющих в разрезе четыре пласта, не выявлено таких, где все пласты принимают воду. Связано это с тем, что для освоения под закачку пластов с разной проницаемостью требуются разные репрессии — меньшие при высоких значениях проницаемости и большие при низких. При совместном освоении пластов с резко различающейся проницаемостью вода поступает только в те пласты, для которых применяемое давление нагнетания воды оказывается достаточным. Это обстоятельство необходимо учитывать при обосновании выделения эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении, а также при обосновании и выполнении комплекса мероприятий по управлению процессом разработки, в том числе включению в работу возможно большей части нефтенасыщенной толщины объекта.

Методика оценки коэффициента охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения основана на использовании карт охвата пластов вытеснением, характеризующих размеры площади зон вытеснения. Для однопластового эксплуатационного объекта строят одну такую карту, для многопластового объекта их количество соответствует числу пластов в объекте. Указанные карты строят на основе карт распространения коллекторов. На них указывают местоположение нагнетательных и добывающих скважин, границы распространения коллекторов с разной продуктивностью (наиболее часто выделяют две группы коллекторов — с высокой и низкой продуктивностью), дизъюнктивные нарушения, границы зон вытеснения. По карте охвата находят и , которые определяют в соответствующих границах как произведение средней толщины пласта на величину площади.

По многопластовому объекту в целом коэффициент охвата вытеснением может быть определен как среднее взвешенное по толщине из значений этого коэффициента, полученных для отдельных пластов:

(XIV.3)

Где и — соответственно коэффициент охвата вытеснением и нефтенасыщенная толщина i-го пласта объекта.

Различают прогнозный и фактический коэффициенты охвата вытеснением.

Прогнозный коэффициент охвата вытеснением обосновывают при подсчете запасов и проектировании разработки месторождения для определения технологического коэффициента нефтеизвлечения.

Поскольку данных о неоднородности пластов, полученных по разведочным скважинам, бывает недостаточно, при составлении первого проектного документа значение можно принять равным идентичных пластов более изученных ближайших залежей его же горизонта.

При составлении второго проектного документа, когда имеются данные бурения скважин основного фонда, могут быть использованы карты распространения коллекторов, составленные непосредственно по изучаемым пластам. Границы зон воздействия при этом наносят на карты предположительно, исходя из особенностей макронеоднородности пластов.

Известно несколько способов выделения таких зон при прогнозе коэффициента охвата вытеснением.

Широко используется способ прогноза , предложенный Ю.П. Борисовым, В.В. Воиновым, З.К. Рябининой. Способ основан на разделении всего нефтенасыщенного объема пласта на непрерывную часть , полулинзы и линзы . На карте распространения коллекторов к непрерывной части пласта относят участки залегания коллекторов, имеющие не менее чем два выхода к контуру питания (нагнетания), т.е. получающие воздействие с противоположных сторон. К полулинзам относят участки коллекторов, прилегающие лишь к одной линии нагнетания, вследствие чего воздействие на них может осуществляться только с одной стороны. К линзам относят изолированные участки пласта-коллектора, окруженные со всех сторон непроницаемыми породами и не выходящие на линии нагнетания.

При прогнозировании исходят из следующего допущения. Непрерывные части пласта, где вытеснение нефти водой происходит по встречным направлениям, будут охвачены этим процессом полностью. В полулинзах вытеснение происходит только в одном направлении со стороны нагнетательных скважин. При этом между последним рядом добывающих скважин и границей распространения коллекторов будут оставаться участки, не вовлекаемые в разработку, поэтому полулинзы окажутся охвачены вытеснением не полностью. В линзах вытеснение происходить не может, поэтому они остаются вне границ охвата вытеснением.

В соответствии с этим прогнозный коэффициент охвата воздействием определяется по формуле

(XIV.4)

где — полный объем нефтенасыщенного пласта; α — коэффициент, определяемый исходя из длины полулинз в направлении, соответствующем общему направлению вытеснения.

На рис. 95, а показано определение , и на соответствующих участках прерывистого продуктивного пласта при законтурном (приконтурном) заводнении. Прогнозный коэффициент охвата в целом по этому пласту

(XIV.5)

Рис. 95. Выделение объемов непрерывной части пласта , полулинз и линз для определения коэффициента охвата вытеснением:

а – законтурное заводнение, б – внутриконтурное заводнение. Штрихпунктирными линиями показано положение рядов нагнетательных скважин.

Важно подчеркнуть, что доли объемов , и в общем объеме залежи во многом зависят от системы заводнения (или другого вида воздействия). На рис. 95, 6 показано , и для того же пласта, но в случае применения наряду с законтурным заводнением еще и разрезания тремя рядами нагнетательных скважин.

В результате разрезания существенно увеличилась площадь и соответственно объем непрерывной части пласта, к которому теперь стали относиться объемы и , . Сократился объем полулинз, в котором остались небольшие участки , , У_пд3, , , , уменьшился объем линз, поскольку в новых условиях линзы представлены лишь объемами и на соответствующих участках пласта.

Прогнозный при этом значительно повышается и составляет

(XIV.6)

Из приведенного примера видно, что при прерывистом строении пласта, меняя положение и количество нагнетательных скважин, можно увеличивать охват залежи воздействием.

При залегании прерывистых пластов преимущественно в виде полос сложной конфигурации М.М. Саттаров и другие исследователи предлагают использовать иной способ определения . Он основан на предпосылке, что при заводнении подобных пластов в процесс вытеснения не включаются в работу окраины полос коллекторов вдоль границ их распространения, имеющие в среднем ширину, равную половине расстояния между добывающими скважинами при принятой сетке их размещения (см. рис. 93).

При этом прогнозный коэффициент охвата пласта вытеснением определяется по формуле

(XIV. 7)

где L — общая длина границ распространения коллекторов изучаемого пласта в пределах залежи; α — принятое расстояние между добывающими скважинами; F — площадь распространения коллекторов в пределах залежи; Lα/2F — коэффициент потерь за счет неполного охвата пласта воздействием.

Применение этого способа определения прогнозного позволяет количественно оценивать влияние на его величину плотности сетки добывающих скважин.

В процессе разработки эксплуатационного объекта периодически (обычно на конец года) составляют карты фактического охвата процессом вытеснения каждого пласта эксплуатационного объекта и объекта в целом. Это делается для оценки эффективности принятой системы и процесса разработки — для выяснения соответствия фактического охвата проектному, выявления частей объекта, недостаточно участвующих в дренировании, а также для обоснования технологических мероприятий, направленных на активизацию их разработки.

Для построения карт фактического охвата вытеснением используют комплекс данных, характеризующих работу скважин и пластов в целом.