Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Альметьевский государственный нефтяной институт

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

УП Мусин 2

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

15.05.2015

Размер:

1.65 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 23 / 143 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 > Следующая >>>

Расчетная сетка в гидродинамической модели

Для построения гидродинамической модели месторождения используется трехмерная геологическая модель этого объекта, например, постро-

енная с помощью пакета программ ZmapPlus, Stratamodel.	АГ
Геологическая модель имеет очень высокую степень детальности и
практически нет возможности использования в гидродинамическом модеНИ-
лировании из-за ограниченности ресурсов памяти и времени расчета.
Поэтому созданную геологическую модель импортируют в со-
ка
ответствующий программный модуль (например, GeoLink). В нем прово-

дится осреднение геологической модели по вертикали по выбр нному па-
раметру и устанавливается количество расчетных слоев.
											е
С помощью следующего модуля (например, Gridgenr) определяется внеш-
										т
няя граница объекта, наносится расчетная сетка, вычисляются параметры
объекта для каждого сеточного блока.									о
					Глава 2			и	о
							б
			РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
	С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИл								ЗАПАСАМИ
					б	и
	2.1. Разработка трещ новато-пористых пластов
				при вытеснении нефти водой
				ая
2.1.1. Общие представления о трещиноватости продуктивных пла-
			стов и фильтрации жидкости в них
В ряде случаев в ефтяных пластах кроме многочисленных пор и
			н
поровых каналов встречаются и трещины. Трещины могут отличаться
друг от друга по дли не, по ширине, по направлению и по густоте распо-
ложения.	тр	о
ложения.	тр

Такие пласты называются трещиновато-пористыми пластами. К трещиновато-по истым пластам относятся карбонатные коллектора, сложенные извес няками и доломитами. Известняки, в основном состоят из кальци а СаСО3. Химическая формула доломита – CaMg(CO3)2.

Месторождения нефти с трещиноватыми, трещиноватопористыми

колл торами имеются на территории Чеченской Республики, Пермской,
Волгоградскойк	, Самарской областей, Западной Сибири, Татарстана, Баш-

кортстана, Белоруссии, Ирана, Саудовской Аравии, США и других стран.
л	е

	21

Первые исследования фильтрационных процессов при разработке нефтяных месторождений с трещиноватыми породами связаны с открытием и разработкой крупных залежей нефти в карбонатных коллекторах в

США и в странах Ближнего и Среднего Востока. В бывшем СССР систе-
		АГ
матическое исследование этой проблемы началось со времени открытия и
ввода в разработку грозненских (1956-1957 гг.), затем белорусских (1964НИ-
1965 гг.) нефтяных месторождений.
Теоретические основы исследования движения жидкости и газа к от-
	ка

дельным скважинам и к галерее с учетом основных особенностей фильтрации в трещиноватых и деформируемых породах дост точно полно изложены в монографиях В, Н, Щелкачева, Г. И. Баренблатта, В.М. Ентова, В.М. Рыжика, Ю.П. Желтова, Л.Г. Наказной, В.Н.Ни олаевского, Е.С. Рома и др..

На месторождениях Республики Татарс ан зал жи нефти в верей-
ских, башкирских, турнейских отложениях	о	являютсяе	трещиновато-
пористыми. Они насыщены нефтью повышенн йтвязкости, часто подсти-
и

лаются подошвенной водой. Поэтому карбонатные залежи относят к категории сложно построенных, а их запасы нефти - к трудно-извлекаемым.

При бурении скважин в трещиновато-пористых пластах часто на-
	б
блюдается интенсивное поглощение промывочной жидкости несмотря на
и		эксплуатации скважин – вы-
очень низкую проницаемость породы, а прил

сокие дебиты. Эти явления говорят о том, что пласт пронизан системой сообщающихся между собой трещб н. По ним, в основном, происходит приток жидкости к скважинам.

Пустотное пространство кар онатных коллекторов имеет очень сложную структуру, состоит из пор, поровых каналов, каверн, микро и макротрещин. Макротрещины можно наблюдать невооруженным глазом,

а микротрещины - в шлиф х керна под микроскопом.
		н
Сама порода – м трица (блок) может быть непроницаемой или пред-
	н
ставлять собой обычнуюаяпористую среду.
В макропоровых каналах радиусом более 500 мкм движение жидко-
о
сти происходит в соответствии с законами гидродинамики. В поровых ка-

налах радиус м менее 0,1 мкм реальные градиенты давления не могут вы-
	тр
звать перемещение жидкости, поэтому в них движение жидкости проис-
ходит только под действием капиллярных сил.
	В поровых каналах радиусом 0,1-500 мкм движение жидкости может
	к
происходить как под действием гидродинамических сил, так и благодаря
	е
капиллярным силам.
л	Функция распределения пор по размерам отражает емкостные свой-

ства пород, а функция распределения поровых каналов по размерам - фи ьтрационные свойства пород. Поэтому между размерами поровых ка-

НИ

налов и проницаемостью наблюдается определенная зависимость, как это

показано в таблице

Проницаемость,10-3мкм2 <

1-10

10-100

100-500

500-1000

Ср. размер поровых каналов,

5,8

7,6

14,6

АГ

16,8

мкм <

Важной характеристикой пустотного пространства является величина

ка

удельной поверхности горных пород, определяющая такие их важные свой-

ства как проницаемость, нефте-водонасыщенность, коэффициент вытесне-

ния.

Под удельной поверхностью пористой среды понимают соотноше-

ние площади поверхности пор к объему или массе пористой среды.

Различают полную удельную поверхность и удельную поверхность

фильтрации.

Величина полной удельной поверхности терригенных пород меняет-

ся от 0,01 до 10 м2/г, карбонатных пород от 0,01 до 1м2/г. Для карбонат-

ных пород большое значение имеет

зученое удельной поверхности

фильтрации Sф. Она описывается уравнением:

380

Sф =

к / m

(2.1)

где

[к] = мкм2, [m]=%.

Наиболее вероятная модель реальной трещиноватой среды может

быть представлена в виде рис. 2.1. Согласно этой схемы, трещины относи-

ая

тельно больших размеров и другие пустоты (каверны, полости различной

формы и размеров)

соедин ются между собой микротрещинами. Послед-

ние в местах сужений имеют множество контактов породы, которые соз-

дают большие сопротивления при движении жидкостей.

тр

Риск.2.1. Схема элемента трещиноватопористой среды: 1- микротрещины;

2 – каверны, пустоты выщелачивания и т.д.; 3 – блоки породы.

Из-за сложности структуры пустотного пространства в карбонатных

коллекторах, при гидродинамических расчетах обычно прибегают к раз-

личным схемам и моделям пласта. На рис.2.2. показана одна из таких мо-

делей.

АГ

НИ

ка

Рис. 2.2. 1- блок (матрица); 2 –

рещина.

Обычно различают модели трещиноватых и трещиновато-пористых

пластов.

Первые из них представляют собой блокиогорной породы, разделен-

ные между собой трещинами. Сами б оки непроницаемы и не обменива-

ются жидкостью с трещинами.

В модели трещиновато-пористых пластовл

блоки (матрица) представ-

ляют собой куски обычной пористой среды, имеют свою пористость и

проницаемость. В обоих случаях объем трещин очень мал по сравнению с

объемом пор матрицы.

По происхождению поровое пространство или пористость подразде-

ляется на два вида: первичная илиб

гранулярная (межзерновая) и вторичная

или трещинная. Первичная пористость, характеризующая емкость породы

коллектора, обусловлена н личием пор между зернами породы. Вторичная

пористость образовал сь в результате тектонического воздействия на гор-

ную породу, в результате которого образовались трещины.

ая

Трещинная пористость, обычно не превышающаяся 0,1-1%, всегда

меньше грануляр ой.

Размеры блок в могут быть от долей до сотен см. Проницаемость

трещиноват й п р ды, как и ее пористость, подразделяется на трещинную

и грануля ную.оПолная проницаемость трещиновато-пористых пластов

может бы ь записана в виде:

k = kм+kт.

Гидродинамическаятр

проводимость в большинстве случаев в системе

тр щин во много раз больше, чем проводимость блоков. Поэтому можно

сказать, что в трещиновато-пористых пластах жидкость хранится в порис-

тых бе

оках, а перемещается по трещинам.

При стационарном движении жидкости это не приводит к существенным отличиям от обычной пористой среды. Однако при нестационарных процессах и при вытеснении нефти водой возникает ряд особенно-

стей.	АГ
Фильтрация жидкостей в чисто трещиноватых пластах происходит
как в обычных пористых средах.		НИ
В процессе разработки изменение давления быстрее распространяет-

ся по трещинам. При закачке воды она под действием гидродинамического перепада давления проникает в трещины и движется по ним. В пористые блоки вода впитывается под действием капиллярных сил. Вода замещает в блоках нефть, а нефть вытесняется в трещины. Далее по трещинам нефть вместе с водой движется к добывающим скважинам.

рицы кубической формы длиной грани l* . Образец породы насыщен неф-

Лабораторные опыты по вытеснению нефти водой показывают, что
							ка
при одинаковых физико-химических свойствах н ф и Квыт для терриген-
ных пород на 3-6% выше, чем для карбонатных породе . С увеличением
вязкости нефти эта разница увеличивается.						т
Для месторождений Пермской области М.Л. Сургучевым с соавто-
				и	о
рами предложена следующая зависимость для остаточной нефтенасышен-
ности Sно./32/:
lg Sно =0,0372 lnk+0,0056μн+0,0328лKa–1,218,							(2.2)
2			б
где [к] = мкм , [μн]= мПа·с; Ка- содержание асфальтенов в нефти, %.
Рассмотрим опыт по капиллярной пропитке отдельного блока мат-
	б	и

тью. Опустим его в воду. Если порода гидрофильная, вода начнет впиты-

ваться в образец под действием капиллярных сил, т.е. начнется противо-

точная капиллярная пропитка. Аналогичная ситуация возникает, когда
	н
блок в реальном пласте окружен трещинами и в трещинах находится вода.
н		теории и из энергетических соображе-
С учетом гидроди амическойая

ний Э.В. Скворцовым предложена формула для определения объемной скорости капилляр ой пропитки:

		о	f (t) =		ae−β t		,	(2.3)
			f (t) =			β t
						β t
			β =	Akσ cosθ
			β =	Akσ cosθ			,	(2.4)
					l3μн		,	(2.4)
где t-трвремя пропитки, σ-поверхностное натяжение на границе нефть-
е	к

вода, θ -краевой угол смачивания пород пласта водой, k- – абсолютная проницал мость, А- экспериментальная функция;

	ml3S η		β			НИ
a =	но
a =
		π
где Sно – начальная нефтенасыщенность, η - конечный коэффициент неф-
теотдачи блока при пропитке.					АГ
теотдачи блока при пропитке.
2.1.2. Гидродинамическая модель процесса вытеснения нефти
				ка
водой из трещиновато-пористого пласта
При изучении фильтрационных процессов в трещинов тых средах

необходимо учесть следующие особенности пород и свойств фильтрую-
щихся жидкостей.	е

1.Повышенную сжимаемость трещиноватых ср д, которая ведет к

существенной зависимости проницаемости, порис ости, производитель-
ности скважин от давления.						о
2.Наличие ярко выраженной анизотропии пртдуктивных пород.
					и
3.Обмен жидкостью между системами трещин и пористыми блока-
ми.
Ниже изложение материала дается с использованием работы Г.И.
				б
Баренблатта, В.М. Ентова, В.М. Рыжика /3/.
			и
Рассмотрим движение жидкостей влтрещиновато-пористых пластах.
Допустим, что трещиновато-пор стая среда состоит из системы блоков,
		б
отделенных друг от друга трещ нами, причем форма и расположение
трещин и блоков нерегулярны.
Рассмотрим сначала случай, когда проницаемость блоков очень мала
и поступательным движением жидкости в них можно пренебречь.
Для системы трещин закон Дарси можно записать в виде:
	н					(2.5)
н	Vx=-kh3/(μℓ) ∂p/∂x,					(2.5)
где: ℓ-характер ыйаяразмер блока, k – трещинная проницаемость, h –

средняя раскрытость трещин. Аналогично записываются соотношения для

Vy и Vz.

Предп ложим, что жидкость в пласте находилась первоначально под

давлением Po. Пусть через некоторое время в пласте произошло снижение
давления до P1.	о
Давление в блоках, ввиду их малой проницаемости, за это время не

могло измениться, поэтому между жидкостями в блоках и трещинах воз-
			тр
никает перепад давления Po –P1. и локальный градиент давления ∆P1= (Po –
P1)/ ℓ.		к		значительно выше, чем градиент давления в пласте
	Величина ∆P1			значительно выше, чем градиент давления в пласте
∆P2=е(Po –P1)/L, поскольку ℓ<<L.
л
				26

В силу этого даже при самой незначительной проницаемости блоков, возникают локальные фильтрационные потоки из блоков в трещины, выравнивающие местные перепады давления в блоках и трещинах.

Введем вместо одного среднего давления в данной точке два давле-

ния – давление в трещинах pт и давление в порах pб
Запишем теперь систему уравнений баланса жидкости в блокахНИи
трещинах (уравнения неразрывности):			АГ
∂(mт ρ)/∂t +∂ (ρ ∂ Vx/∂x )/∂x +∂ (ρ ∂ Vy/∂y)/∂y+	(2.6)
+∂ (ρ ∂ Vz/∂z )/∂z –q=0,
+∂ (ρ ∂ Vz/∂z )/∂z –q=0,
∂(mб ρ)/∂t +q=0,	(2.7)
где q – количество жидкости, перетекающ	за диницу времени из
	е	ка

Для q на основе теории размерности м жно записатьт

q=(α ρkб/ μ) (pб- pт)/ ℓ,2

(2.8)

где α- безразмерная постоянная, характеризующая геометрию среды.

Трещинная пористость мала и еюлможно пренебречь, пористость

блоков будем считать функцией обо х давлений:

∂(m )/∂t= m

(β

∂p /∂t + β

(2.9)

бо

ти

где mбо , β21, β22 – числовые коэффициенты.

Зависимость плотности жидкости от давления можно считать линей-

ной.

С учетом этих допущений из уравнений (2.6)- (2.9) для pт можно по-

уравнение вида

лучить одно диффере циальноеая

¶p Τ

¶Ñ2 p Τ

- a

= cÑ

p Τ

¶t

где а, с- числовые коэффициенты;

2 pΤ

Ñ2 p

- лапласиан.

¶x

¶y

¶z

Анализ полученных уравнений показывает:

1.изменениетр

давления в блоках и трещинах вызывает изменение массы

блоков в трещины в единице объема среды, ρ- пло ность жидкости. Компоненты скорости определяются соотношением (2.5).

жидкости в пористых блоках, т.е. приводит к перетоку жидкости из блоков в
л
тр щины и обратно. Перетоки жидкости происходят не мгновенно, а в тече-
ние некоторогое	конечного времени;
	27

2.по этой модели поток жидкости непосредственно по пористым блокам ничтожно мал. Поэтому выравнивание поровых давлений между двумя соседними точками пласта может происходить лишь путем обмена жидко-

стью между блоками и трещинами и перемещения жидкости по трещинам;

ленно и давление в блоках длительное время сохраняет свое начальноеАГ значение. Выравнивание давлений в блоках и трещинах будет тем длительно,

3.при изменении Рзаб в скважинах процесс распределения давления в

трещинах происходит с большой скоростью и в них за сравнительно корот-
кое время устанавливается новое распределение давления;	НИ

4.Из-за малой проницаемости блоков жидкость из них выходит мед-

чем меньше проницаемость блоков, больше его размеры, пористость и сжимаемость жидкости и порового пространства.

пластах состоит из уравнений неразрывности для пористых блоков и из

Таким образом, характеристики движения в блоках и трещинах оказы-
				ка
ваются различными. Поэтому трещиновато-пористые пласты можно пред-
ставить как систему двух вложенных друг в друга сред:
			е
∙ среда 1, в которой роль зерен п р ды играют пористые блоки,
а роль поровых каналов – трещины;		т
∙ Среда 2 – система пористых блоково		, состоящих из зерен по-
роды и мелких пор.
Наиболее полная модель движения жидкостии		в трещиновато-пористых
	л

которое харак еризуются средним нормальным напряжением τ .

уравнений неразрывности для трещин, связанных между собой дополни-
тельным членом, выражающим нтенс							вностьб	перетока в каждой точке.
2.2. Разработка пластови							с аномально высоким
			пластовымб			давлением
Нормальное нач льное пластовое давление Рпл примерно равно гид-
ростатическому:			ая		Рпл = 0,01Н МПа,
			ая		Рпл = 0,01Н МПа,
где Н- глуби а заленания пласта, м.
		н
Если Рплнач близко к горному, то такое давление считают аномально-
высоким. Так е давлениен				обычно встречается в замкнутых пластах, зале-
гающих на глубине более 3,5–4 км.
	о
Го ные по оды в земной коре находятся в напряженном состоянии,
тр

Между вертикальным горным давлением Рг , средним нормальным
е	и внутрипоровым пластовым давлением Рпл существует
напряжением τ	и внутрипоровым пластовым давлением Рпл существует
л
связь(смк. гл. 4):	Рг = Ρпл +τ .	(2.8)
	Рг = Ρпл +τ .	(2.8)
	28

ет. Нагрузка на породы со стороны вышележащих горных пород возрастаНИ- ет, порода уплотняется, при этом пористость пласта изменяется нелинейно. Зависимость пористости m от τ можно выразить следующим соотношением:

Согласно (2.10) при аномально высоком Рпл напряжение τ сравни-

тельно низкое, поэтому породы мало нагружены и слабо уплотнены.

Если такой пласт разрабатывать без воздействия, то Рпл быстро пада-

ном Qн(t)к

можно найти изменение во времени средневзвешенного пласто-

m = mое− β с (τ −τ о ) .

(2.11)

С учетом (8.10) соотношение (8.11) запишем в виде;

АГ

m = m е− β

с ( р − ро ).

ка

(2.12)

Масса нефти в пласте равна:

Мн = ρнVп (1−Sсв ) ,

(2.13)

где Vn – поровый объем, ρн – плотность неф и вепластовых условиях,

Sсв – насыщенность связанной водой.

Отсюда определим текущую добычу нефтио:

çæ dρ

÷ö

п и

qн

Vп +ρ

(2.14)

(t) = −ç

÷ Sно .

Зависимость плотности нефти от давления будем считать линейной:

= ρ

ê1+ Рβ

ú ,

Р−Р

. (2.15)

Р = ç

но ë

о ø

Учитывая, что объем пор равен:

Vп = mVпл,

(2.16)

из предыдущих формул для текущей добычи получим:

q (t) =-V

+êé1+DРβ

úùβ

×dP× ,

(2.17)

о e Рβсс íïβ

ýï

ая

нû

с ï

где

V o

= ρ oVплm (1−Sсв ) .

Интегрируя (2.17), найдем накопленную добычу нефти:

(t)=V

Рβ

Рβс ) .

но

(1−е Рβс +

(2.18)

Уравнение (2.18) устанавливает связь между накопленным отбором

тр

нефти и те ущим пластовым давлением. По этой зависимости при извест-

вого давления.

Рассмотрим сильно деформируемый пласт. Для терригенных коллек-

торов изменение проницаемости можно определить по зависимости

к = к

е Рβк ,

(2.19)

где βк – коэффициент изменения проницаемости за счет сжимаемости.НИ

Запишем закон Дарси для радиального притока нефти:

АГ

q =

2πкоh

е− Рβк r dP .

(2.20)

μн

Отсюда можно получить аналог формулы Дюпюи:

ка

−(Ρо −Ρк )βк

− е

−βк

(Р−Рс )

2πkоh е

qн =

(2.21)

μн βк ln

rc и

При разработке замкнутых пластов слтрещинной пористостью и про-

ницаемостью в случае значительного изменения Рпл, т.е. при сильной де-

формации пород происходит резкое зменение продуктивности скважин

из-за смыкания трещин.

Зависимость трещинной пористости от изменения давления и про-

ницаемости от давления запишембв виде:

mТ = m

ê1−ΔΡβТ

ú,

2.23÷

oТ ë

kТ = k

ù 3

ê1−ΔΡβТ ú

ç2.24÷

оТ ë

Тогда при разработкеаяпласта с трещинной пористостью связь накоп-

ленного отбора нефти с текущим пластовым давлением выразится форму-

лой

éæ

Q(t) = ρноm Vпл

+β

ΔΡ+β

ΔΡ

êç

. (2.25)

н ÷

оТ

êè

Аналог формулы Дюпюи в этом случае буде иметь вид

тр

<<< < Предыдущая 1 23 / 143 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
15.05.2015833.82 Кб33Транскоммуникация - презентация.pdf
#
15.05.2015742.4 Кб117ТУ промышленных предприятий..doc
#
16.11.2019129.2 Кб4туризм самост. работа.docx
#
27.08.20192.99 Mб36тэп расчет воздухоснабжения.doc
#
15.05.20151.75 Mб54УП 1 Мусин.pdf
#
15.05.20151.65 Mб57УП Мусин 2.pdf
#
20.12.20187.89 Mб22Упр.кач. (лекции).doc
#
15.05.2015137.73 Кб36управление качеством.doc
#
15.05.201572.7 Кб18учебно-ознакомительная практика 2008.doc
#
15.05.2015404.48 Кб16ФИД курс 2010г..doc
#
19.09.2019406.02 Кб3ФИД курс 2010г..doc