Розрахунок технологічних показників розробки однорідного пласта з використанням моделі непоршневого витіснення нафти водою

Кафедра "Розробки та експлуатації нафтових і газових родовищ"

Факультет курс IV група2

Курсова робота

З дисципліни Розробка та експлуатація нафтових і газових родовищ

На тему

Розрахунок технологічних показників розробки однорідного пласта з використанняммоделі непоршневого витіснення нафти водою

Керівник Л.Н. Іконникова

2010

ВИХІДНІ ДАНІ:

;;;

;;;;;

;;;;;

;;.

Реферат

Курсова робота обсягом ___ сторінка,містить 11 рисунків, 7 таблиць.

Мета роботи - розрахунок технічнихпоказників розробки однорідного пласта з використанням моделі непоршневого витісненнянафти водою.

Робота складається з трьох розділів.У першому розділі представлена ​​теорія поршневого і непоршневого витіснення. У другомурозділі - основи методу еквівалентних фільтраційних опорів. У третьому розділі- Розрахунок технологічних показників розробки пласта з використанням моделі непоршневоговитіснення; розрахунок зміни забійного тиску і перепаду тиску від нагнітальноїсвердловини до добувної залежно від мінливого фронту води.

В результаті виконаних розрахунківмною знайдено зміну в часі видобутку нафти, води, обводненості продукції тапоточної нафтовіддачі для елемента системи розробки та для родовища в цілому.Розглянуто динаміку зміни тиску в залежності від мінливого фронту води.

Дата__________ Подпісь__________

Зміст

Введення

1. Основи теорії поршневого і непоршневого витіснення

2. Метод еквівалентних фільтраційних опорів

3. Розрахункова частина

3.1 Розрахунок технологічних показниківрозробки однорідного пласта з використанням моделі непоршневого витіснення

3.2 Розрахунок загальної депресії, забійного тиску p c призмінюваному фронті витіснення

Висновок

Список використаних джерел

Введення

Газова та нафтова галузі займаютьважливе місце в економіці країни, сприяючи вирішенню соціальних проблем суспільстваі розвитку інших галузей. У стані цих галузей провідне місце належитьрозробці нафтових і газових родовищ. Їх промислове освоєння повинно забезпечуватинеобхідні рівні видобутку нафти і газу, можливо більш повне використання надр якпо родовищах, що розробляються тривалий час, так і по знову вводиться. Передпрацівниками нафтової і газової промисловості стоять великі завдання забезпечення необхіднихтемпів розробки, підвищення нефтегазоотдачі, оптимального поєднання зусиль, спрямованихна освоєння нових родовищ і на максимальне використання надр довгостроково розроблювальнихродовищ.

Для облікувидобутку обводненій продукції була створена модель непоршневого витіснення нафти водоюабо модель двофазної фільтрації. Ця модель, початок якої було покладено американськимидослідниками Баклеем і Льоверетт, послужила основою багатьох методик розрахунківрозробки нафтових пластів з урахуванням спільної фільтрації нафти і води.

Облікнепоршневого характеру витіснення нафти водою привів до необхідності використаннявідносних проницаемостей, які, природно, неоднакові для різних пластів.Модель процесу непоршневого витіснення нафти водою навіть в поєднанні з моделлю однорідногопласта дозволяє розраховувати дані розробки пласта в період видобутку обводненійпродукції. Тим не менш необхідно було якось враховувати і реальну неоднорідністьпластів. Однією з перших методик, по якій брали до уваги непоршневой характервитіснення нафти водою з моделі шарувато-неоднорідного пласта, стала методика, запропонованаЮ.П. Борисовим і розвинена їм згодом за участю ряду авторів. Ця методикаотримала назву "методика ВНДІ-1".

За цієюметодикою пласт складається з набору окремих шарів - пропластков (трубок струму). Розподілабсолютної проникності встановлюють на основі певного ймовірносно-статистичногозакону. Найчастіше в якості такого закону використовують логарифмічно нормальнийзакон. Наближено приймають, що витрата води, що надходить в кожен окремий шар,пропорційний абсолютній проникності цього шару. Для розрахунку фільтраційногоопору в зоні спільного руху нафти і води використовують емпіричні залежності,отримані на основі апроксимації відносних проницаемостей.

Визначативидобуток обводненій продукції можна також на основі поєднання моделі поршневого витісненнянафти водою з моделлю шарувато-неоднорідного пласта.

1. Основи теорії поршневого і непоршневого витіснення

Водонапірнірежим витіснення нафти водою - основний в практиці розробки нафтових родовищ.Тенденція у розвитку методик розрахунків технологічних показників полягає в максимальномунаближенні математичних моделей до реальних умов родовищ (відмінність в'язкостей,Багатофазні руху, неоднорідність пласта та ін.)

Поршневевитіснення нафти - це ідеальний випадоквитіснення нафти, коли в пласті між нафтою і водою утворюється чітка межарозділу, попереду якої рухається тільки нафту, а позаду - тільки вода, тобто поточнийВНК збігається з фронтом витіснення.

На пластстворюється постійний перепад тиску постійні тиску відповідно на контуріпласта і на галереї (решту поверхні непроникні). Рідини вважаються нестисливими,взаємно нерозчинними і хімічно не реагують одна з одною і з пористої середовищем.Покладається, що площина контакту нафти і води вертикальна. Це справедливо длявипадку або гранично анізотропного пласта (проникність у вертикальному напрямкудорівнює нулю), або рівною щільності нафти і води. Різні тільки в'язкості нафтиі води. У шарі виділяються водяна, заводнення і нафтова зони. У перших двохрухається вода, а в третій - нафта. До початку витіснення насиченість нерухомоюпов'язаної водою в нафтовій зоні становить S CB . У заводнення зоні залишкова нефтенасищенних залишаєтьсяпостійною і рівною S 0 H , а зв'язана вода нерухомаі змішується з закачиваемой водою (малюнок 1).

Швидкістьфільтрації та витрата змінюються з переміщенням ВНК, тобто в часі. Отже,незважаючи на сталість перепаду тиску рух рідини нестале.

ПоложенняВНК не паралельно галереї (викривлено). Чим більше довжина ВНК, тим більше v і q . Значить, у тих перетинах, де довжина більше або межа розділу ближче до галереї, буде відбуватися випереджаюче переміщенняВНК і подальше викривлення лінії розділу. Звідси приходимо до висновку, що якщо намежі розділу утворився "мову обводнення", то в подальшому він не тількине зникає, але ще більше витягується, просуваючись з більшою швидкістю. Викривлене,вірніше горизонтальне положення ВНК по відношенню до галереї, наголошується в похилихпластах, що призводить до більш швидкого обводнення галереї по підошві пласта. У реальнихумовах неминучі обурення на межі розділу (наприклад, зміна проникності)і освіта "мов обводнення", тобто проявляється вязкостная нестійкістьвитіснення . Якщо рух утворилися "мов обводнення" уповільнюється,то таке переміщення кордону розділу називають стійким.

Оскількирух рідин нестале, то це викликає зміну тиску в різнихточках пласта. У разі стисливих рідин такий перерозподіл тиску призводитьдо зміни швидкостей руху.

Часперерозподілу тиску за рахунок стисливості рідин істотно менше, ніжчас витіснення, тому впливом стисливості на процес витіснення можна знехтувати.

Непоршневоевитіснення нафти - це витіснення,при якому за його фронтом рухаються витісняє і витісняється флюїди, тобто за фронтомвитіснення відбувається багатофазна фільтрація.

Питаннявитіснення нафти водою вивчалися багатьма дослідниками. Механізм витіснення нафтиводою з мікронеоднорідних гідрофільних пористих середовищ можна представити так (поМ.Л. Сургучева). У чисто нафтової зоні пористого середовища перед фронтом впровадження водирух нафти відбувається безперервною фазою під дією гідродинамічних сил.За великим порові каналів нафту... рухається швидше, ніж по дрібних. На фронті впровадженняводи в нафтову зону, в масштабі окремих пір, рух води і нафти повністювизначається капілярними силами, так як вони перевершують гідродинамічні силина малих відрізках шляху. Вода під дією капілярних сил спрямовується з випередженнямпереважно в дрібні пори, витісняючи з них нафту в суміжні великі пори до тихпір, поки роз'єднані великі пори не виявляться з усіх боків блокованими водою.Якщо великі пори утворюють безперервні канали, то вода по них буде рухатися звипередженням. Тим не менш відстала нафту з дрібних пор під дією капілярнихсил також переміститься в уже обводнені великі пори і залишиться в них у вигляді окремихглобул.

Такимчином, дрібні пори опиняються заводнення, а великі залишаються в різного ступенянефтенасищенних. У масштабі великої зони пористого середовища, між переднім фронтомвнедряющейся води і заднім фронтом рухомий нафти, водонасиченому пласта уздовжпотоку зменшується від граничної водонасиченому при нерухомій нафти до деякоїфронтальної водонасиченому. У цій зоні йде спільна фільтрація води і нафти.Вода рухається по безперервним заводнення каналах, обтікаючи вже блоковану нафтуу великих порах, а нафта переміщується в незаводненной частини середовища. Співвідношення швидкостейруху води і нафти визначається розподілом пор за розмірами, водонасиченняі об'ємом нафти, блокованої у великих порах заводнення частини середовища, а такожрозподілом пор, об'ємом нафти і зв'язаної води в нефтенасищенной частини середовища.В інтегральному вигляді ці умови фільтрації води і нафти виражаються кривими фазових(Або відносних) проницаемостей.

За заднімфронтом рухомий нафти нефтенасищенних обумовлена ​​наявністю нафти в розрізнених,великих, блокованих водою порах. Безперервних, нефтенасищенних каналів, аждо видобувних свердловин, в цій зоні немає, нафта є залишковою, нерухомою.Але нафту в глобул не втрачає здатності рухатися при усуненні капілярних сил.

поршневе витіснення нафту вода

Якщопориста середу має часткової гідрофобністю, що характерно практично длявсіх нафтоносних пластів, то залишкова нафта може залишатися в порах також у виглядіплівки.

У гідрофобнихколекторах, які на практиці зустрічаються рідко, зв'язана вода розподіленауривчасто і займає найбільш великі пори. Закачується вода змішується зі пов'язаноїводою і залишається у великих порах. Залишкова ж нафта залишається у вигляді плівки в крупнихпорах і в порах меншого розміру. Вона також не втрачає здатності рухатися приусуненні капілярних сил. На цьому засновані теорії методів збільшення нафтовіддачіпластів.

У заводненнязоні гідрофільного шару залишається розсіяною 20-40% нафти від первісного їїутримання залежно від проникності, розподілу розмірів пор і в'язкостінафти, а в гідрофобному пласті - вже 60-75%.

багатофазніфільтрація з урахуванням усіх факторів, що впливають являє собою досить складне завдання.Наближену математичну модель спільної трифазної фільтрації нафти, газуі води запропонували М. Маскет і М. мерее (1936г.), які вважають, що вуглеводніпредставлені рідкою і газовою фазами, перехід між ними підпорядковується лінійному законуГенрі, рух ізотермічне, а капілярними силами можна знехтувати. Модель двофазноїфільтрації без урахування капілярних сил розглядали С. Баклі і М. Льоверетт (1942 р.). У 1953 Г.Л. Рапопорт і В. Лис запропонували модель двофазної фільтрації з урахуванням капілярних сил.

Згіднонайбільш простої моделі Баклея - Льоверетт непоршневое витіснення, як відомоз підземної гідрогазодинаміки, описується рівнянням частки витісняючої рідини(Води) в потоці і рівнянням швидкості переміщення площині з постійною насиченістю.

Малюнок1 - Залежність нефтенасищеноості від кордону фронту

ВНК припоршневому і непоршневом витісненні ().

2. Метод еквівалентних фільтраційних опорів

Методеквівалентних фільтраційних опорів - основний аналітичний метод визначеннякількісної зв'язку між дебітом свердловин і тисками на їх забоях і на контуріхарчування пласта (нагнітання води) в умовах жорсткого водонапорного режиму.

Сутністьметоду полягає в заміні повного фільтраційного опору реального потоку рідинскладної конфігурації декількома еквівалентними (рівнозначними) послідовнимиабо паралельними фільтраційними опорами найпростіших (прямолінійно-паралельних,плоскорадіальних) потоків. Зрозуміло, що така заміна вносить певну похибкув результати розрахунку, яка проте припустима при недостатній точності вихідноїгеолого-промисловий інформації.

При вирішеннізавдання таким методом фільтраційні опору в пласті з системою свердловин поділяютьсяна внутрішні (існуючі поблизу свердловин за умови) і зовнішні, що виникають при русінафти і води між рядами нагнітальних і видобувних свердловин (малюнок 2).

Витратаводи, закачиваемойв одну нагнітальну свердловину буде дорівнює:

(1)

Загальнийвитрата води в нагнітальній свердловині, проте будемо вважати, що вліво всторону видобувних свердловин надходить витрата води. Так як режим жестководонапорний,значить загальна витрата води:.

Фільтраціяводи від ряду нагнітальних свердловин до фронту витіснення нафти водою, віддаленогона відстані, описується законом Дарсі:

. (2)

На ділянцівитіснення між рядом видобувних і нагнітальних свердловин:

. (3)

Дебітна добувної свердловині буде дорівнює:

(4)

1 - фронт витіснення; 2 - контурвитіснення свердловин;

3 - видобувна свердловина; 4 - нагнітальнасвердловина;

X В - відстаньвід осі нагнітальної свердловини до фронту витіснення;

l - відстань між нагнітальних і видобувних свердловин;

Пѓ/ПЂ - радіус контурувитіснення свердловини

Малюнок 2 - Модель еквівалентнихфільтраційних течій

3. Розрахункова частина3.1 Розрахунок технологічних показників розробки однорідногопласта з використанням моделі непоршневого витіснення

Вихідні дані:

Нафтове родовища площею нафтоносності вирішено розроблятиз використанням заводнення при однорядною схемою розташування свердловин. Елемент однорядноюсхеми, що містить 1 свердловину (1/2 добувної і нагнітальної), має ширину - b = 500 м, l = 600 м.

Родовище вводиться в розробку за 2 роки. щороку по 30 елементів. Розроблювальний пластродовища має наступні параметри: товщина пласта h ,пористість m , насиченість пов'язаної водою, в'язкість нафти в пластовихумовах,в'язкість води.

Пласт порівняно однорідний. Встановлено, що витісненнянафти водою відбувається непоршневим способом. Дана залежність відносних проницаемостейдля нафти і води. Відносні проникності для нафти і води і, залежні від водонасиченому S , виражаються наступними формулами:

; (5)

при, (6)

при, (7)

При цьому,. В пласт з лініїнагнітання закачуєтьсявода з витратою. Коефіцієнт охоплення пласта заводненню.

Потрібно знайти зміна в часівидобутку нафти, води, обводненості продукції і поточною нафтовіддачі для елемента системирозробки і для родовища в цілому, а так само побудувати графіки: обводненості,нафтовіддачі, дебіту нафти елемента розробки в залежності від часу () і обводнення,нафтовіддачі, дебіту нафти в цілому по родовищу в залежності від часу () для непоршневоговитіснення.

Визначення чисельних значенькоефіцієнтів а і b , що входять в наведені залежності і

Значення коефіцієнта b знаходимо з умови,що:

;.

Значення коефіцієнта встановимо з умови:

;

;

Визначимо відносні проникностінафти і води в залежності від водонасиченому.

Задамося значеннями від до 1 і зробиморозрахунки за формулами (5), (6) і (7), будуємо графік на малюнку 3, дані розрахунку заносимов таблицю 1.

При:

Обчислення функцій, побудова графіка функцій.

У відповідності з теорією фі...льтраціїнеоднорідних рідин, розподіл водонасиченому в пласті знаходять по функції Баклея-Льоверетт:

; (8)

Дані записуємо в таблицю 1.Будуємо графік функції залежно від (Малюнок 4).

Таблиця 1 - Дані розрахунку відносних проницаемостейі функції

S

k н (S)

k в (S)

f (S) Δf (S) ΔS f '(S) 0,14 1 0 0 0 0 0 0,17 0,9173 0,00001 0,00002 0,00002 0,03 0,0007 0,2 0,8381 0,0002 0,0004 0,00036 0,03 0,0119 0,25 0,7141 0,0024 0,0050 0,00462 0,05 0,0924 0,3 0,6001 0,0107 0,0261 0,02106 0,05 0,4213 0,35 0,4959 0,0318 0,0877 0,06160 0,05 1,2320 0,4 ​​ 0,4017 0,0746 0,2180 0,13031 0,05 2,6062 0,45 0,3174 0,1508 0,4162 0, 19823 0,05 3,9645 0,5 0,2430 0,2744 0,6287 0,21254 0,05 4,2507 0,55 0,1785 0,4616 0,7950 0,16626 0,05 3,3252 0,6 0,1240 0,7314 0,8985 0,10346 0,05 2,0693 0,65 0,0793 0,05 0,7 0,05 0,05 0,8 0,05 0 1 0,05 0,9 - 1 0 0,05 0 - 1 0 0,05 0 1 - 1 1 0 0,05 0

, (9)

4);

.

, (10)

, (11)

, (12)

.

; (13)

; (15)

способом.

, (16)

. Наведемо

; (17)

()

.

2.

1 - 2 - 3 - 4 - 9 10 11 15 (6).

;

.

.

9)

де - поточна видобуток води з елементарозробки,;- Поточнавидобуток рідини з елемента розробки,; - поточна обводненість елемента;

Визначимо поточну нефтеотдачадля елемента розробки.

Безводний період розробки.

при:

; (20)

.

Водний період розробки.

при:

; (21)

де - функція водонасиченому;

- похідна від функції водонасиченому;

.

Отримані значення введемо в таблицю2.

Визначимо видобуток нафти і водипо групах елементів.

Визначимо кількість елементіввводяться щороку.

; (22)

Визначимо видобуток нафти по групамелементів.

(23)

де - поточна видобуток нафти з елемента розробки,;

. Результати розрахунку зведемо в таблицю3.

Таблиця 3 - Дані розрахунку по групах елементів і

Т , роки

по групах елементів,

1 (100) 2 (125) 1 22500 22500 2 22500 22500 45000 3 22500 22500 45000 4 22500 22500 45000 5 22500 22500 45000 6 2211 22500 24711 7 2138 2211 4348 8 2048 2138 4186 9 2013 2048 4062 10 1978 2013 3992 11 1961 1978 3939 12 1927 1961 3888 13 1630 1927 3557 14 1568 1630 3198 15 1287 1568 2855

Визначимо видобуток нафти з родовища.

:

45000 м 3 /добу (24)

Визначимо видобуток води по групахелементів.

t = 6 років:

(25)

Визначимо видобуток води з родовища.

:

20289 м 3 /добу. (26)

Визначимо поточну обводненістьродовища.

; (27)

де - видобуток води з родовища,;

- видобуток нафти з родовища,;

:

Результати розрахунку зведемо в таблицю4.

Таблиця 4 - Дані розрахунку по групах елементів, і

Т, роки

по групах елементів,

1 (125) 2 (125) 1 0 - 0 0 2 0 0 0 0 3 0 0 0 0 4 0 0 0 0 5 0 0 0 0 6 20289 0 20289 0,451 7 20362 20289 40652 0,903 8 20452 20362 40814 0,907 9 20487 20452 40938 0,910 10 20522 20487 41008 0,911 11 20539 20522 41061 0,912 12 20573 20539 41112 0,914 13 20870 20573 41443 0,921 14 20932 20870 41802 0,929 15 21213 20932 42145 0,937

Визначимо поточну нефтеотдачуродовища.

(28)

де - поточна нефтеотдача відповідногоелемента;

:

Результати розрахунку зведемо в таблицю5.

Таблиця 5 - Дані розрахунку поточної нафтовіддачі по групамелементів

Т , роки

Поточна нефтеотдача по групах елементів

1 (125) 2 (125) 1 0,104 - 0,052 2 0, 208 0,104 0,156 3 0,313 0, 208 0,260 4 0,417 0,313 0,365 5 0,534 0,417 0,475 6 0,549 0,534 0,541 7 0,558 0,549 0,554 8 0,573 0,558 0,566 9 0,585 0,573 0,579 10 0,588 0,585 0,587 11 0,598 0,588 0,593 12 0,609 0,598 0,604 13 0,617 0,609 0,613 14 0,629 0,617 0,623 15 0,646 0,62...9 0,637

Як видно з виконаних розрахунківчерез 15 років після початку розробки родовища нефтеотдача досягне значення0,64 при обводненості 94%.

Побудуємо графіки залежностейобводненості, поточної нафтовіддачі і дебіту нафти елемента від часу.

Малюнок 6 - Залежність ОЅ е., О· е., q н. е. від t

Побудуємо графіки залежностейобводненості, нафтовіддачі і дебіту нафти родовища від часу.

Малюнок 7 - Залежність ОЅ,О·, Q н від

3.2 Розрахунок загальної депресії, забійного тиску p c при змінюваному фронті витіснення

Визначаємо зміни забійноготиску і перепаду тиску залежно від положення мінливого фронту витіснення.Схема внутрішніх і зовнішніх фільтраційних опорів при витисненні нафти водоюзображена на малюнку 2.

1) при

; (29)

де - перепад тиску між нагнітальних і видобувних свердловинпри положенні фронту витіснення на ділянці внутрішніх опорів в межах контурувитіснення нагнітальної свердловини,;

- відстань від осі нагнітальнійсвердловини до фронту витіснення, м;

Пѓ/ПЂ - радіус контурувитіснення свердловини.

- радіускругового контура витіснення, м.

2) при

; (30)

3) при

; (31)

Тиск на добувної свердловинівизначається за формулою:

; (32)

де - тиск на нагнітальній свердловині,

.

Значення тиску в залежностівід часу представлені в таблиці 6. Залежність тиску і перепаду тиску відфронту витіснення представлені на малюнках 9 і 8 відповідно.

Таблиця 6 - Результати розрахунку зміни забійного тискуі перепаду тиску від нагнітальної свердловини до добувної залежно від мінливогофронту води

x в , м

0,10 10,00 20,00 40,00 60,00 79,58 110,00 120,00

О” р , МПа

7,74 7,05 6,95 6,84 6,78 6,74 6,63 6,62

р з , МПа

24,26 24,95 25,05 25,16 25,22 25,26 25,37 25,38

x в , м

350,00 520,42 540,00 560,00 580,00 590,00 599,90

О” р , МПа

6,41 6,25 6,13 6,07 5,96 5,86 5,16

р з , МПа

25,59 25,75 25,87 25,93 26,04 26,14 26,84

Рисунок 8 - Залежність перепадутиску від фронту витіснення

Рисунок 9 - Залежність тискувід фронту витіснення

Висновок

В результаті виконаних розрахунківбуло знайдено, що нафта почне видобуватимуться разом з водою через 5,1 року, коженрік на родовищі буде вводитися по 125 елементів на протязі 2 років, через 15років після початку розробки родовища нефтеотдача досягне значення 0,64 приобводненості 94%.

Знайдено зміна в часі видобуткунафти, води, обводненості продукції і поточною нафтовіддачі для елемента системирозробки і для родовища в цілому. У залежності від положення фронту витіснення,по мірі його наближення до добувної свердловині, забійні тиск зростає, а перепадтиску - падає.

Список використаних джерел

1. Желтов Ю.П. Розробка нафтових родовищ: Підручник для вузів.- 2-е видання, перероблене і доповнене. - М.: НЕДРА, 1998.

2. Коротаєв Ю.П. Експлуатація газових родовищ/Ю.П. Коротаєв.- М.: НЕДРА, 1975.

3. Амелін І.Д. Особливості розробки нафтогазових покладів/І.Д. Амелін.- М.: НЕДРА, 1978.

4. Пірвердян А.М. Експлуатація та технологія розробки нафтових і газовихродовищ/Под ред. д-ра техн. наук А.М. Пірвердяна. - М.: НЕДРА, 1978.

5. Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ: Підручникдля вузів. - М.: НЕДРА, 1990.