Лекция №21

Тема: Обводненность и характер обводнения продукции скважин при различных геолого-промысловых условиях. Газовый фактор и его изменение во времени разработки при различных режимах работы пласта.

Цель:Изучить изменение газового фактора при различных режимов работы пласта.

Ключевые слова:обводненность, водонопорным режим, упругий режим,режим газовой шапки, текущий газовый фактор, первоначальный газовый фактор.

Основные вопросы и содержание:

1. Динамика обводненности продукции скважин

2. Этапы темпа обводнения

3. Общие сведения о газовом факторе.

4. Изменение газового фактора при различных режимов работы пласта.

1. Динамика обводненности продукции скважин при разработке залежи в естественном режиме и с поддержанием пластового давления (ППД) должна подчиняться различным закономерностям. С учетом этого эксплуатационные объекты разделены на две группы: с ППД и без ППД. Следствием одной из проблем оценки динамики обводненности для залежей, разрабатываемых в естественном режиме, является в целом низкий темп выработки запасов и небольшое количество эксплуатационных объектов с высокой степенью их выработки. Для объектов с реализацией системы ППД, напротив, накоплен значительный опыт разработки, в том числе и для залежей с высокой выработкой запасов. Динамика текущей обводненности продукции w от выработки запасов η во многом определяется вязкостью нефти µ. В зависимости от величин µ выделены 4 группы нефтей: с вязкостью до 2 Мпа , от 2 до 5 Мпа , от 5 до 20 Мпа и более Мпа . Начальная динамика в конечном счете закладывает динамику обводненности продукции скважин на перспективу. Изменение обводненности с ростом степени выработки запасов в начальный период разработки во многом определяется технологическими параметрами разработки, среди которых основными являются: порядок ввода добывающих скважин, близость добывающих скважин к начальному контуру нефтеносности, интенсивность закачки. Эти факторы могут приводить к резкому изменению динамики обводненности, что часто носит локальный характер и не характеризует обводнение по площади залежи в целом.

В процессе разработки залежей изменение обводненности с ростом степени выработки запасов во многом зависит от выбытия обводнившегося фонда скважин, срока работы эксплуатационного 79 фонда, близости скважин к ВНК, влияния закачки, порядка ввода добывающих скважин и других факторов. Очевидно, что при проектировании разработки новых месторождений указанные флюктуации зависимости w = f(η) невозможно достоверно учитывать при долгосрочном прогнозе.

По результатам обработки промысловых данных установлено, что при одинаковых значениях выработки запасов с ростом вязкости пластовой нефти обводненность продукции растет значительно быстрее. Высоковязкие нефти в сравнении с водой имеют существенно более низкую подвижность, в результате для таких залежей по наиболее высокопроницаемым пропласткам происходит опережающее обводнение скважин.

Особенности резкого обводнения залежей с высоковязкой нефью статистически обоснованы для визейских и турней-фаменских отложений Пермского края (рис. 1, 2). Для башкирских объектов разработки статистического влияния на динамику обводненности продукции скважин в зависимости от величин вязкости не отмечено (рис. 3).

Рис. 1. Влияние обводненности продукции и вязкости нефтина выработку запасов (визейские терригенные залежи)

С целью учета влияния вязкости пластовой нефти на динамику обводнения продукции скважин в данной работе для различных типов эксплуатационных объектов построены статистические зависимости w = f(η) для различных диапазонов µ. После построения зависимостей обводненности продукции от выработки запасов нефти по выделенным объектам разработки, находящимся на завершающих стадиях, были подобраны линии тренда для каждой группы залежей по вязкости с высоким коэффициентом корреляции.

Для терригенных визейских залежей получены следующие статистические зависимости w = f(η):

– вязкость более 20 Мпа

- вязкость от 5 до 20 Мпа

- вязкость от 2 до 5 Мпа

- вязкость менее 2 Мпа

Рис. 2. Влияние обводненности продукции и вязкости нефти

на выработку запасов (карбонатные турней-фаменские залежи)

Рис. 3. Влияние обводненности продукции и вязкости нефти на выработку

запасов (карбонатные башкирские залежи)

Для карбонатных турней-фаменских залежей:

– вязкость более 20 Мпа

– вязкость от 2 до 5 Мпа

– вязкость менее 2 Мпа

В целом на представленных статистических зависимостях четко прослеживается влияние вязкости нефти на динамику обводненности продукции. Последовательно по мере увеличения вязкостей пластовой нефти закономерно при равных величинах выработки запасов увеличиваются и средние показатели обводненности. Полученные статистические модели w = f(η) можно использовать при долгосрочном прогнозе динамики обводненности на перспективу.

2. Темпы обводнения рассчитывают в три этапа. На темп обводнения добываемой продукции, кроме размеров канала поступления воды, существенное влияние оказывает мощность питающего пласта. Уменьшение темпа обводнения продукции может быть достигнуто перекладыванием части добычи жидкости с первого ряда на внутренние ряды, так как первый ряд экранирует работу последующих рядов и, обводняясь, снижает общую добычу нефти с залежи. Темп обводнения зависит от давления нагнетания: с повышением давления до некоторого предела он уменьшается, а при превышении этого предела (особенно в целом по пласту) интенсивность обводнения может увеличиваться.
Себестоимость 1 т дополнительно добытой нефти в % от себестоимости добычи нефти без применения новых методов при различных удельных затратах на реагент. Характер и темпы обводнения месторождений в некоторой части предопределяют объемы подготовки нефти, но могут быть изменены системой сбора продукции скважин. При совместном сборе, когда безводная нефть смешивается с обводненной, объемы подготовки нефти при средней обводненности по месторождению выше 1 % равны объемам добываемой жидкости. Раздельный сбор в данном случае дает возможность резко сократить объемы подготовки нефти. Как известно, темпы обводнения отдельных месторождений неодинаковы. На одних месторождениях большая часть нефти в течение продолжительного времени (10 - 20 лет) добывается безводной, а на других уже на первом

этапе разработки - с водой.

Таким образом, темп обводнения продукции скважин существенно зависит от условий их эксплуатации, от взаимодействия и от внешнего воздействия на призабойные зоны водными растворами. Рациональные условия эксплуатации обводненных скважин заключаются в непрерывной работе их на неизменном режиме и в отсутствии внешнего воздействия на призабойные зоны растворами на водной основе. Вынужденные простои обводненных скважин и воздействие на их призабойные зоны должны быть возможно

меньшей продолжительности.

Прогнозирование характера и темпов обводнения газовой залежи и эксплуатационных скважин возможно в результате решения трехмерных задач с подвижной границей раздела газ - вода. Из-за сложности насыщения такой математической модели исходной информацией исследуются двумерные задачи теории

водонапорного режима.

Прогнозирование характера и темпов обводнения газовой залежи и добывающих скважин возможно в результате решения трехмерных задач с подвижной границей раздела газ - вода. Обычно имеются сложности насыщения такой математической модели исходной информацией, поэтому нередко исследуются двумерные задачи теории водонапорного режима. При учете неоднородности пласта по коллекторским свойствам, произвольного размещения скважин прогнозирование осуществляется в результате численного интегрирования на ЭВМ соответствующих краевых задач.
Прогнозирование характера и темпов обводнения газовой залежи и добывающих скважин возможно в результате решения трехмерных задач с подвижной границей раздела газ - вода. Обычно имеются сложности насыщения такой математической модели исходной информацией, поэтому нередко исследуются двумерные задачи теории водонапорного режима. При учете неоднородности пласта по коллекторским свойствам, произвольного размещения скважин прогнозирование осуществляется в результате численного интегрирования на ЭВМ соответствующих трехмерных двухфазных краевых задач.
Следует подчеркнуть, что темпы обводнения совместно разрабатываемых пластов могут резко отличаться и в случае, если текущие пластовые давления поддерживать одинаковыми. Иными словами, при упруговодонапорном режиме одним из основных условий для предотвращения преждевременного обводнения одного из пластов является

поддержание одинакового темпа обводнения. Модель добычи нефти, воды и темпов обводнения в зависимости от накопленной добычи и вязкости флюидов. В следующих графах вычисляются темпы обводнения для других соотношений вязкости.
Следует отметить, что темп обводнения залежи ежегодно увеличивается, причем и для тех зон залежи, где уже достигнут период постоянной добычи и даже осуществляется уменьшение годовых отборов газа за счет регулирования.
Излом вниз (увеличение темпов обводнения) свидетельствует об отрицательном технологическом эффекте. При этом коэффициент нефтеотдачи не только не возрастает, но даже уменьшится по сравнению с этим параметром при разработке участка без воздействия на пласт.

Несмотря на различие в темпах обводнения, для всех залежей характерна общая черта, заключающаяся в том, что при высокой обводненности добывается небольшая доля нефти от суммарной добычи. Поскольку причины, характер и темпы обводнения изменяются во времени, на скважинах изменяют и методы удаления воды, обычно от простых и дешевых до сложных и дорогостоящих. Различают методы периодического и непрерывного удаления жидкости с забоя скважин. С начала закачки воды определены темпы обводнения продукции по всем скважинам опытного участка и построена карта продвижения воды по площади.

В качестве параметра для оценки темпов обводнения нами использована средняя скорость w нарастания обводненности продукции скважины, значение которой соответствует приросту обводненности (в %) при добыче единицы объема жидкости. Скорость нарастания обводненности на каждом прямолинейном участке постоянна, переход же с одного участка на другой сопровождается ее изменением. Таким образом, излом вниз на отрезке характеристики первого типа соответствует резкому увеличению скорости нарастания обводненности продукции скважины на последующей стадии ее работы.
Характер влияния динамики пластового давления на темпы обводнения продукции изучали по данным скважин с характеристиками об-ввднения первых трех типов. Доля скважин с характеристиками обводнения этих типов составляет 73 % от общего числа изученных.

Увеличивается темп отбора нефти, снижаются темпы обводнения продукции.
С уменьшением же пластового давления повышаются темпы обводнения нижнего пропластка, что способствует проникновению воды в верхнюю часть пласта.
Дается сравнительная оценка различных методов расчета темпов обводнения залежей. Выявлены причины соответствия и несоответствия расчетных данных процесса обводнения фактическим при различных методах расчета. Результаты работы могут быть использованы при анализе разработки и при проектировании разработки нефтяных месторождений.
В настоящее время наиболее достоверные методы прогнозирования темпов обводнения разработаны для случая, когда залежь нефти эксплуатируется рядами скважин. Если залежь находится в длительной эксплуатации, то имеется возможность прогнозирования обводненности по скважинам в отдельности.
На характер перемещения пластовых и закачиваемых вод, темпы обводнения и период безводной эксплуатации значительное влияние оказывает наличие или отсутствие слабо или низкопроницаемых гропластков между нижними дырами перфорации и начальным положением ВНК.

В настоящее время для расчетов добычи нефти и темпов обводнения разработаны экспресс-методы, в основу которых заложены законы натурного моделирования.
В настоящее время для расчетов добычи нефти и темпов обводнения разработаны экспресс-методы, в основу которых положены законы натурного моделирования.
Вопрос о том, как распорядиться информацией о темпах обводнения в зависимости от характеристик геологического строения и разработки залежи с , довольно сложен. Возможно проведение оптимизации: интервала вскрытия пласта скорости отбора запасов и, наконец, проведение превентивных мер по предотвращению или отсрочке обводнения скважин.

3. Газовый фактор, отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в ), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или при том же давлении и температуре. Газовый фактор является важнейшим показателем расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов нефтяного месторождения.
Объём газа при этом приводится к давлению 1,01 10⁵ Па и t 20°С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор. Первый характеризует нефтяную залежь в начале разработки, второй — на каждом её этапе. В случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения (т. е. нет выделения из нефти растворённого газа), газовый фактор остаётся постоянным и равным первоначальному. Величина газового фактора учитывается при решении многих вопросов.

При этом могут употребляться три понятия: начальный газовый фактор, текущий газовый фактор и средний эксплуатационный газовый фактор.

Начальный газовый фактор представляет собой соотношение количеств газа и нефти, добытых в самом начале разработки (обычно в течение первого месяца или квартала работы скважины или группы скважин).

Текущий газовый фактор выражается отношением количеств газа и нефти, добытых в течение любого произвольно выбранного ограниченного отрезка времени, но обычно текущий газовый фактор связывается с добычей за текущий месяц или квартал (или год).

Средний газовый фактор (или средний эксплуатационный газовый фактор) представляет собой отношение добытых газа и нефти, накопленных с начала разработки до любой произвольной даты.

4. Газовый фактор зависит не только от соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте, но и от режима работы залежи (рис.1).

Рис.1. Изменение газового фактора в зависимости от режима работы пласта.

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаются ее замещением законтурной или нагнетаемой водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин, пластовое давление и газовый фактор. Стабильность газового фактора обусловлено еще и тем, что при > выделения газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в ней растворено при пластовых условиях (рис. 2.).

Рис. 2. Изменение во времени основных характеристик водонапорного режима.

При упругом режиме газовый фактор должен оставаться постоянным по тем же причинам, что и при водонапорном режиме.

Для режима газой шапки характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки.

Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения.

Рекомендуемая литература:

1. Орешский Б. М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М., Недра, 1977.

2. Орлов В. С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторож­дений при вытеснении нефти водой. М., Недра, 1973.

3. Оценка промышленных запасов нефти, газа и конденсата/Л. Ф. Демен­тьев, Ю. В. Шурубор, В. И. Азаматов и др. М., Недра, 1981.

4. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.,Недра, 1971

5. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей М., Наука, 1976.

6. Справочник по нефтегазопромысловой геологии, под редакцией Н. Е. Бы­кова, М. И. Максимова, А. Я. Фурсова. М., Недра, 1981.

7. Султанов С. А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М., Недра,1974.

8. Чоловский И. П. Геологопромысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М., Недра,

Контрольные вопросы:

1. Что такое обводненность?

2. Что оказывает существенное влияние на тепм обводненности добываемой продукции?

3. Что называется газовым фактором?

4. Что такое текущий газовый фактор?

5. Как изменяется газовый фактор при водонапорном режиме?

6. Как изменяется газовый фактор при режиме растворенного газа?

Глоссарий:

Обводнение — комплекс мероприятий, главным образом гидротехнических, проводимых в безводных и маловодных районах для обеспечения их водой путем освоения местных ресурсов и/или переброски ее с других территорий при помощи различных гидротехнических сооружений.

Газовый фактор, отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в ), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или при том же давлении и температуре.

Начальный газовый фактор представляет собой соотношение количеств газа и нефти, добытых в самом начале разработки (обычно в течение первого месяца или квартала работы скважины или группы скважин).

Средний газовый фактор (или средний эксплуатационный газовый фактор) представляет собой отношение добытых газа и нефти, накопленных с начала разработки до любой произвольной даты.

Текущий газовый фактор выражается отношением количеств газа и нефти, добытых в течение любого произвольно выбранного ограниченного отрезка времени, но обычно текущий газовый фактор связывается с добычей за текущий месяц или квартал (или год).