Глава 1. Виробничий процес розробки та експлуатації нафтових родовищ 8 страница

Методика базується на моделі шарово-неоднорідного пласта, складеного із пропластків, коефіцієнта проникності яких с дво- або тривимірним випадковим полем. Кожний пропласток характеризується коефіцієнтом ефективної проникності

(2Л

1 ₊ ^ п

\

де — середній коефіцієнт проникності пропластка; V = л]О/к₀ -

коефіцієнт варіації коефіцієнта проникності; О - дисперсія коефіцієнта проникності; п - розмірність випадкового поля в межах пропластка, що дорівнює 2 або 3.

Коефіцієнт проникності береться за даними вивчення керна або геофізичних досліджень свердловин. Для врахування особливостей багатофазного руху в реальних об’єктах порівняно із керном вводяться відносні коефіцієнти модифікованих проникностей. Цим задача фільтрації в неоднорідному пласті зводиться до еквівалентної задачі для пласта, однорідного за товщиною. Реальний неоднорідний рух рідини до рядів свердловин апроксимуєгься квазіодновимірним рухом, коли реальний потік до кожного із рядів умовно поділяється на два простих; до галереї (прямолінійної або колової), розміщеної на лінії ряду свердловин, і до кожної із свердловин всередині кола з радіусом а/я, де а - половина відстані між свердловинами.

Математичну модель процесу спільної трифазної фільтрації нафти, води і газу в системі проникних галерей (між галереями) подано системою рівнянь Маскета - Мереса із джерелами і стоками:

			(2.101) (2.102) (2.103) (2.104) (2.105) (2.106)

(2.107)

де н, г, в - індекси, що позначають нафту, воду і газ; х - просторова координата; t - час; р - тиск у пласті; F(x), т, k - відповідно площа поперечного перерізу, коефіцієнт пористості і коефіцієнт проникності пласта; для смугоподібного і кругового пластів відповідно F(x) = в(х) Іі(х) І F\x) = 2шИ{х)\ є(х), Іг(х) - ширина і товщина пласта; s_H, Jb, s_t - насиченості; %), 5_В), Ду* 5_В) - вщносні коефідіаші

проникності; Цн, (і» ц,- - динамічні коефіцієнти в’язкості; р_№ (V Рг - густини,*

в_и, в_в, в_г - об’ємні коефіцієнти; Л_№ Д_Б - розчинності газу в нафті і воді; И’н, н’в, н'г - фазові витрали нафти, води і газу; г(л-) - перевищення точки д: над деякою горизонтальною площиною; g - прискорення вільного падіння; у - номер ряду свердловин; X/ - просторова координата у-го ряду; 5(х) - дельта-функція Дірака; 8(У) = 1, ЯКЩО X = Х'|, І 6(Л') = 0, ЯКЩО Л' Ф ху, О^щ, (?_В], (Уу ~ зведені до стандартних умов дебіти нафти, води і газу для у-го ряду (дебіти додатні для нагнітальних і від’ємні для видобувних рядів).

Рівняння (2.101) - (2.103) - це рівняння нерозривності потоків для кожної фази (закони збереження маси); рівняння (2.104) - (2.106) - це узагальнений закон Дарсі для кожної фази (рівняння руху); рівняння

(2.107) - це рівняння балансу насиченості.

Дебіти свердловин у-го ряду визначаються за формулами:

Ям] ~ Я уФн у;?ву=?уФву; 4гу =<7у<Ргг (2.108)

де ц_і =

Фн =

Гу - радіус свердловини; - радіус внутрішнього кола в у-му ряді; Рщ - заданий вибійний тиск у свердловині; - тиск у у-й галереї; Я, - КІЛЬКІСТЬ свердловин у-го ряду; к/, }у - коефіцієнт проникності і товщина у внутрішній області у-го раду; у_н, у_г - частки нафти, води і

газу в потоці.

На контурах свердловин і зовнішніх межах задаються відповідні граничні умови (витрати і тиски), а як початкові умови - розподіли тиску і усереднені по товщині насиченості в початковий момент часу.

Складна нелінійна система рівнянь (2.101) - (2.108) розв’язується методом кінцевих різниць за схемою наскрізного обчислення. В облас­тях по координаті і часу введено дві різницеві сітки, а задача поділяється на дві: спочатку на попередньому рівні визначається тиск, а потім на новому рівні - насиченості. Розрахунки виконуються для одного елемента, потім аналогічні показники елементів з урахуванням моменту введення кожного в розробку додаються за правилом адитивносгі.

Результати зіставлення наближених розрахунків для даної гідро­динамічної моделі квазіодновимірної фільтрації за схемою наскрізного обчислення з еталонним (точні розв’язки таких задач отримати не вдається) розв’язком двовимірної задачі, отриманим традиційним кінцево-різницевим методом, показали достатню практичну точність. У ході зіставлення виявлено, що врахування неоднорідності пласта шляхом введення коефіцієнтів модифікованих відносних проникностей підвищує точність розрахунків, причому більше, ніж двовимірність руху.

Методика ВНДІ-2 використовується для проектування розробки родовищ. Наприклад, під час складання проекту розробки величезного Самотлорського нафтового родовища (Західний Сибір) було здійснено декомпозицію усіх об’єктів на 252 ділянки. Ділянки схематизовано прямокутниками або круговими секторами. Свердловини в ділянках згруповано в ряди, які, відповідно, паралельні або концентричні межам ділянок. Стосовно до кожної ділянки проводилась адаптація моделі до історії розробки. При цьому інформацію про свердловини вибирали із вхідного банку даних на магнітних носіях для побудови функції відносних коефіцієнтів проникностей, визначати потім коефіцієнти

приймальносгі і продуктивності, встановлювали час роботи ділянок на пружному режимі і т.д. Підбиранням розрахункових параметрів і багаторазовим відтворенням історії розробки добивались збігу річного видобутку нафти і рідини по роках, середнього пластового тиску в зоні відбирання і депресії тиску по свердловинах на останній рік Історії. Потім прогнозували технологічні показники на заданий термін, наприклад 20 років. У більшості розрахунків зтягувальні (останні) ряди відключали за обводненості 98%, інші ряди - за обводненості 90%. Значну частину розрахунків по Самотлорському родовищу було виконано в автоматизованому режимі.

Основні положення наближеної аналітичної методики ВНДІ-І

Однією з перших І найзастосову ваніших методик була методика, запропонована Ю.П.Борисовим і розвинута ним пізніше за участю багатьох авторів. Ця методика дістала назву методики ВНЛТ-Т У ній поєднуються моделі шарово-неоднорідного пласта і поршневого витіснення нафти водою.

Модель пласта - це набір шарів (трубок течій), які простягаються від початку до кінця покладу. Для переривчастого пласта беруться також коротші трубки течії - лінзи і напівлінзи. В основу побудови моделі пласта і методики розрахунку покладено реальний спектр (або гістограму) коефіцієнта проникності по об’єму пласта.

Оскільки кожна трубка течії неоднорідна за проникністю (вміщує окремі ділянки різної проникності), то спектр розподілу коефіцієнтів проникності по об’єму пласта перераховують (перебудовують) набли­жено в спектр розподілу коефіцієнтів проникності по трубках течії. Об’єми трубок течії беруть кратними частоті, а витрату рідини через кожну трубку течії - пропорційною коефіцієнту проникності цій трубки (за умови рівності розмірів і перепаду тиску на кінцях трубки).

Непоршневе витіснення нафти із заданого неоднорідного пласта враховується заміною його поршневим витісненням Із перетвореного пласта, спектр розподілу коефіцієнта проникності якого характери­зується функцією:

^г ч

1-

(2.109)

2(1 5_ЗВ 5_ЗН) -Jk ^ д/^"

Д^е/і(&) ~ перетворений спектр, який враховує характер витіснення нафти (перший член відображає процес фронтального витіснення нафти водою, а другий - її відмивання); /(£) - початковий спектр коефіцієнта проникності; к = kj І к_нм ~ нормована безрозмірна

значина коефіцієнта проникності, взята як відношення дійсного коефіцієнта проникності kj до його найімовірнішої (модальної) значини £_нм.

Поточний видобуток нафти і води розраховують з використанням методу еквівалентних фільтраційних опорів за рівняннями інтерфе­ренції типу (2.45). При цьому зовнішній фільтраційний опір від контура живлення до першого ряду поділяють на суму трьох опорів відповідно для водяної, водонафтової з рухом води і нафтової зон.

Опір у водонафтовій зоні домножують на коефіцієнт Оф збільшення фільтраційного опору за рахунок непоршневого витіснення нафти водою.

На основі експериментальних даних Ю.П.Борисов встановив, що насиченість породи рухомою нафтою на фронті витіснення за 1 < (До < 10 можна визначити за формулою:

а коефіцієнт Оф розраховують за такими формулами:

а) у разі смуголоді бнога покладу

аф = 1,7 -н 8лф +252ф;

б) у разі кругового покладу і витіснення в напрямку до центра покладу

де Цо - відношення динамічних коефіцієнтів в’язкостей нафти і води; Д_п - радіус початкового контура нафтоносності; Йф - радіус біжучого положення водонафтового контакту; фь ф2 - функції відношення Дф І Я_п.

Задаючись рядом різних положень фронту ВНК, визначають відповідні їм миттєві дебіти свердловин. Якщо біжу чий ВНК займає положення ряду свердловин, то розрахунки для кожного такого положення виконують двічі: а) цей ряд працює; б) цей ряд відключено.

Якщо задано дебіт покладу або дебіт свердловин, то миттєві значини вибійних тисків визначають за таким же рівнянням інтерференції, тільки попередньо ро раховують положення ВНК для смугоподібного і кругового покладів відповідно за формулами:

(2.113)

(2.114)

де 5в = 1 - 5зв - 5_ЗН - 2/3 "ф — коефіцієнт використання об’єму пор із врахуванням неповноти витіснення нафти водою Із зони водонафтової суміші.

Оскільки коефіцієнт 6ц - це частина порового об’єму, з якого нафта витіснена водою до фронту витіснення, то діленням його на початковий вміст нафти (1 - 5_ЗВ) дістають коефіцієнт витіснення із водонафтової зони:

(2.115)

Для розрахунку тривалості процесу розробки припускають, що відібраний об’єм нафт за витрати О_сум(У?ф) за певний проміжок часу ґ дорівнює зміні запасів нафти в пласті, тоді

(2.116)

Аналогічно можна записати для смугоподібного покладу.

Знаючи миттєві значини дебітів і відповідний їм час, можна побудувати залежність дебітів від часу і визначити накопичений видобуток нафти в часі Відношенням £?_н„(/) Д° балансових

запасів визначають поточний коефіцієнт нафговилучення Г) (Д Вище припускалось, що в міру підходу фронту витіснення до раду свердловин ряд відключається незалежно від обводненості продукції його свердловин. Встановлено, що свердловини зовнішніх радів доцільно експлуатувати до моменту досягнення дуже високої обвод­неності продукції (90...95%).

Дія врахування іюдспьшоїекстуаптцп свердловин V багаторядних системах беруть, що залежність насиченості х від координати х після проривання води в 1-й ряд свердловин має такий же параболічний характер, як і до проривання води в перший ряд. Вершина цієї' параболи буде переміщуватися до лінії розміщення радів свердловин залежно від положення фронту витіснення (рис. 2.3). Тоді розрахунки виконують аналогічно, лише внутрішні і зовнішні опори у водо наф­товій зоні домножують на коефіцієнт йф, який визначають за насиче- ностями на лініях рядів. Останні розраховують залежно від сумарної кількості рідини, яка пройшла через лінію даного ряду.

Рисунок 2.3 - Криві розподілу насиченосте» пласта в багаггорадній системі свердло вин на момент часу/), /2- 0^:1, Н,Ш-ряди свердловин

Для визначення коефіцієнта нафтовилучення будують функцію

^ (£) = */[і-Ф(*)]Л, (2.117)

де Ф(к) - частка кількості трубок течії, які мають коефіцієнт проникності від Одо к, від загальної кількості трубок:

к _ __

\МШк

ф (*) = £------ —. (2.118)

]/,(*)Л

О

Для визначення вмісту нафти і води в потоці, який проходить через заданий переріз, будують функцію

* _ _ _

\/_х(к)кс1к

^р2&) = і-------------. (2-119)

\/_х(к)ксІк

яка характеризує поточну витрату рідини через сукупність трубок течії з коефіцієнтом проникності від 0 до А у частках від загальної поточної витрати рідини (через усі трубки течії).

Функція Р₂(к) безпосередньо виражає частку нафти в продукції:

^_H + Qв 2

а тоді частка вода п_в = 1-Р^ к)

Видобуток нафти із кожного працюючого в момент часу І раду

ау(о=^ї*/(о1е,(о, (2і20)

де 0]{!) - дебіт рідини даного ряду в момент часу ґ,

_ <=у у

к! (0 - 5_В/⁷] і«⁵) У—'—, (°°) - значина допоміжної функції

і=і 6/(0

Р](к), якщо Л = ~, V,- об’єм порового простору, який розміщується

між перерізами і-го та (і-1)-го рядів, (),(() - уся кількість рідини, яка пройшла від початку розробки до моменту / через переріз;-го ряду,

й(о= і їааол.

^=;0

Потім визначають частку води в продукції і видобуток води в часі

Якщо задаються вибійні тиски, то необхідні для розрахунків дебіти і вибори визначають із рівнянь інтерференції' для однорідного пласта, при цьому середній коефіцієнт ефективної проникності цього розрахункового однорідного пласта

\kmdk к_с = (1 121)

І ПШк о

За допоміжною функцією Р\(к) визначають коефіщєнт нафтовилучення із пласта

^(к,)-^(*._і) ті = Лп - - —. (2122)

де к р) і /^гі(£₇), к і Г(к,_]) - значини аргументу і функції в момент часу / дляу-ю і о перерізів дшянки, Г|п = (1 -

- потенційно можливий коефіцієнт нафтовилучення із малого взірця даного пласта, який досягається в процесі нескінченно тривалого йоі о промивання водою і зумовлений мікронеоднорідністю породи, ВІН близький до коефіцієнта витіснення, який дістаємо в лабораторних умовах у випадку достатньо тривалої о промивання

Якщо порівняти формули (2.122) і (1.9), то встановимо, що другий множник у формулі (2,122) враховує неповноту промивання водою макроиеоднорідного (за проникністю) продуктивного пласта, можливе утворення малопромитих застійних зон у неоднорідному неперервному пласті І дорівнює коефіцієнту охоплення пласта заводненням Т)о.

Для переривчастого пласта розподіл трубок течії по покладу визначають за картами поширення шарів, прошарків або зональних Інтервалів. “Склавши” карти за всіма шарами, будують розрахункову модель переривчастого пласта. Для неї у врахуванням частки кожного шару в загальному об’ємі визначають коефіцієнт Хп охоплення пласта процесом витіснення, який зумовлений переривчастістю І лінзовидністю. Тоді коефіцієнт нафговилучення

Я ~ ЧпЯо^п* (2.123)

Під час розрахунку нагнітання води визначають об’єм води, приймальність нагнітальних свердловин і їх кількість. Об’єм нагнітальної води залежить від запроектованого відбору рідини і середнього тиску на лінії нагнітання, під яким розуміють середній

Інтегральний тиск вздовж цієї лінії, що забезпечує заміну фактичної системи нагнітальних свердловин розташованою на її місці рівнодебітною нагнітальною галереєю.

Під час законтурного або приконтурного заводнення тиск

може бути більшим або меншим (дуже рідко зустрічається) від початкового пластового тиску (р™⁴ — р_к) або дорівнювати йому (найчастіше зустрічається на практиці). Тоді сумарну витрату нагнітальної води <2_ІУІІ за усталеного процесу нагнітання можна записати з балансового співвідношення відповідно для цих випадків:

Q'sb ~ 26; ⁺ 2bt> S3 в

де Qj - дебіт свердловин i-ro ряду, визначений Із рівнянь інтерференції; N - кількість рядів видобувних свердловин; О_ш, Q_np - витрата відтікання нагнітальної води в законтурну область і витрата припливу законтурної пластової вода в поклад.

Витрата відтікання води в законтурну область залежить від перепаду (репресії) тиску -/?*), колекторських і пружних

властивостей порід, будови пласта в законтурній області. Якщо за лінією нагнітання в стороні, що протилежна покладу, є тектонічне порушення або літологічне заміщення колектора непроникними породами, то Qbt^O. Втрату (чи приплив) води можна оцінити за формулами для пружноводонапірного режиму (див. § 2.3).

Якщо задано графік запомповування води в часі, що може бути зумовлено спорудженням І розширенням системи 11111, то визначають тиск р_п (t), замінюючи нагнітальні свердловини нагнітальною гале- ресю і усі працюючі ряди видобувних свердловин еквівалентною видобувною галереєю.

Середня приймальнісіь нагнітальної свердловини

_ 2ji£_B/t(/?_BH)

де кз - коефіцієнт фазової проникності для води у привибійній зоні нагнітальної свердловини (під час внутрішньоконтурного заводнення, звичайно, беруть ^=(0,5 - 0,6) к, - коефіцієнт, який

враховує забруднення привибійної зони нагнітальної свердловини (визначається за данини дослідного нагнітання або за промисловими даними, що отримані на аналогічних родовищах);

г_с - радіус нагнітальної свердловини; СТ_Н - половина відстані між нагнітальними свердловинами; р_йН = р_нас + //рв£ - р?~ ™ск на вибої нагнітальної свердловини; - тиск на викиді насосів; Н - середня глибина свердловин; р_т - втрата тиску на тертя у водоводах і в стовбурі свердловини.

У рівнянні (2.124) невідомими с і ст_н. Оскільки с/_н = Оцв/п_к, 2о_н = В_т/ и_нс. то рівняння (2.124) набуває вигляду

ЄнвИв^з Г_1п^лн___1п„_нс^Л і. ²^с у

звідки графоаналітичним методом або шляхом послідовних наближень знаходять кількість нагнітальних свердловин я_мс, де В_ш - довжина лініїнаї'нітання. Потім визначають і 2<7_Н.

Технологічні показники спільної роботи рядів видобувних і нагнітальних свердловин під час законтурного і приконтурного заводнення можна розрахувати також за рівняннями інтерференції типу (2.45), додатково враховуючи в схемі опорів нагнітальні свердловини І вводячи зовнішній фільтраційний опір між лінією нагнітання і умовним контуром живлення з радіусом ЛУО*

Під час внутрішньоконтурного заводнення ()_т = 0, а для визначення технологічних показників роботи видобувних і нагнітальних радів складають систему рівнянь інтерференції (зручніше за аналогією з першим законом Кірхгофа).

Досвід розробки багатьох родовищ І результата теоретичних досліджень підтвердили обгрунтованість принципу організації системи заводнення з метою підтримування пластового тиску на рівні, близькому до початкового пластового тиску, з самого початку введення

родовища в промислову розробку. Проте, якщо початковий пластовий тиск /С^ч = р_к і дорівнює тиску насичення р_н або незначно його

перевищує, то в разі зниження вибійного тиску р_й нижче тиску р_н у покладі неминуче розвивається режим розчиненого газу, який пізніше переходить у мішаний режим витіснення газованої нафти водою. Лабораторними і теоретичними дослідженнями для Ідеальних умов було встановлено, що з позицій отримання прийнятих коефіцієнтів нафтовилучення поточний пластовий тиск допустимо знижувати до (0,8 * 0,9) а вибійний тиск р_я - до 0,75 р_н. Ці особливості належить враховувати під час розрахунку показників розробки родовищ.

Із підземної гідрогазомеханіки відомо, що розрахунок усталеної фільтрації газованої нафти можна звести до розрахунку усталеної фільтрації нестисливої рідини введенням функції Христиановича або динамічного коефіцієнта фіктивної в’язкості нафти. Тоді розрахунки виконують аналогічно з використанням методу еквівалентних опорів, лише до них замість динамічного коефіцієнта істинної в’язкості нафти |Х_Н вводять динамічний коефіцієнт фіктивної в’язкості Цф = Ц_н0%)Єц(рц) /А_НГ, коефіцієнт збільшення фільтраційного опору в зоні витіснення /(}іо,5_ав), а також під час розрахунку тривалості

розробки замість коефіцієнта використання об’єму пор 5„ записують коефіцієнт середньої водонасиченості В ЗОНІ витіснення 5_С(Цо, 5_ЗВ)■ Тут

М-н(Ри). ви(Рч) позначають динамічний коефіцієнт в’язкості та об’ємний коефіцієнт нафти як функції тиску насичення I^іо =М-в/Цн ~ відношення динамічних коефіцієнтів в’язкостей вода і

нафти; А_ш - коефіцієнт, який залежить від властивостей нафти і газу (розглядається у підземній гідрогазомеханіці).

Розрахунки паралельно виконують стосовно до режиму розчине­ного газу і режиму витіснення газованої нафти водою. За критерій переходу з режиму розчиненого газу на режим витіснення газованої нафти водою беруть рівність дебітів за заданих вибійних тисків або рівність вибійних тисків за заданих дебітів. Спочатку припускають, що усі ряди, окрім першого, працюють в умовах режиму розчиненого газу. Для свердловин цих рядів розрахунки ведуть стосовно до режиму розчиненого газу, а для першого ряду свердловин із рівнянь інтерференції (з урахуванням особливостей розрахунку витіснення газованої нафти водою) визначають його дебіт під час переміщення ВНК від початкового положення до лінії першого ряду.

Потім припускають, що в умовах напірного режиму витіснення працює вже два ряди і для них аналогічно ведуть розрахунки. Дебіти свердловин в умовах обох режимів роботи змінюються в часі. Після того, як дебіт свердловин другого ряду в умовах режиму розчиненого газу стане меншим за дебіт в умовах напірного режиму, вважають, що другий ряд перейшов на роботу в умовах напірного режиму. Проектну тривалість розробки до переходу другого ряду на роботу в умовах напірного режиму розраховують за дебітом одного першого ряду.

Далі припускають, що в умовах напірного режиму працює три ряди свердловин, визначають момент переходу третього ряду на ро­боту в умовах напірного режиму, проектну тривалість розробки до переходу третього ряду на роботу в умовах напірного режиму розра­ховують за дебітом перших двох рядів і т.д. Аналогічно виконують розрахунки вибійних тисків за заданих дебітів, порівнюючи вже вибійні тиски.

§ 2.6 Принципи розробки нафтових родовищ з газовою шапкою, підошовною і крайовою водою

Нафтові поклади з газовою шапкою називають газонафтовими (рис.2.4). На вибір системи і технології розробки газонафтового покладу впливають умови залягання нафти і газу, відношення об’ємів нафтогазової облямівки і газової шапки, товщина нафтової облямівки, ширина (на площі) нафтової облямівки, чисто нафтової, газо- І водо- нафтової зон, структурна форма пастки, активність пластової води.

Рисуток 24 - Нафтогазові поклади з крайовою (я), підошовною (є) водою і прочшного типу (б) Контури 1 - зовнішній воденафтовіш, 2 - внугрішній водонафтовий, 3 - зовнішній газонафтовий, 4 - внутрішній газонафтовий, зони І - водонафтова, II - нафтова, III - газонафтова. IV - газова, V - газо водонафтова

За активністю пластової води можна виділити поклади, які мають достатньо активний напір пластових вод (з урахуванням темпів від­бирання вуглеводнів), і замкнені поклади. У замкнених покладах, в яких пластові води малоактивні або зв’язок із законтурною областю утруднений чи взагалі відсутній, головне джерело енергії - це енергія розчиненого газу і газу газової шапки. У покладах з активною пласто­вою водою нафгу можна видобувати за рахунок використання енергії напору води при підпорядкованій ролі енергій розчиненого газу і газової шапки.

За умовами залягання нафта, газу і води можна виділити два основних типи газонафтових покладів'.

1) поклади першого типу - поклади з крайовою водою або з криловою нафтовою облямівкою (рис. 2.4, а);

2) поклади другого типу - поклади з підошовною водою або із склепінною нафтовою облямівкою (рис. 2.4, е),

У покладах першого типу поверх газоносності більший від товщини продуктивного пласта; виділяються два контури нафтоносності і два контури газоносності (зовнішній і внутрішній), МІЖ якими роз­міщуються водонафтова, нафтова, газонафтова і газова зони. Замість нафтової зони може бути двоконтактна зона - газонафтова, яка розміщена між поверхнями газонафтового і водонафгового контактів (ГНК і ВНК). Для цих покладів відношення сумарної площі ГНК і ВНК (поверхонь) до загальної площі покладу, обмеженої зовнішнім контуром нафтоносності, становить менше кількох десятих (близько 0,1),

У покладах другого типу по усій площі покладу вода підстиляе нафту, яка, у свою чергу, лідстиляє газову шапку. Для них характерні всього два зовнішні контури: газо- і нафтоносності, що оконтурюють водонафтову і газонафтову зони. Площа ГНК приблизно дорівнює загальній площі нафтоносності (площі ВНК).

Між цими двома крайніми типами можна виділити проміжний {третій) тип покладів (рис. 2,4, 6) з трьома контурами (один газоносності, два нафтоносності), що в разі наближення ВНК і ГНК під час розробки покладу може перейти в перший або другий типи.

Іноді, стосовно до кожного типу газонафтових покладів за відношенням газо- І нафтонасиченого об’ємів (%) виділяють нафтові поклади з газовою шапкою (25), нафтогазові (25 - 50), газонафтові (50 - 75) і газові з нафтовою облямівкою (75).

Нафтогазові поклади є практично в усіх нафтовидобувних районах, вони містять великі запаси нафти. Більшість нафтогазових покладів відноситься до багатопластових родовищ, які мають як нафтогазові, так і чисто нафтові і чисто газові поклади.

Наявність газових шапок, а також підошовної води істотно ускладнює розробку нафтогазових покладів. Труднощі розробки нафтогазових покладів головним чином пов’язані із взаємним впливом газової шапки і нафтової частини покладу. Розробка таких покладів з витісненням нафти газом газової шапки внаслідок поганої витіснювальної здатності і низького охоплення витісненням малов’язким агентом характеризується вкрай низьким нафтовилу- ченням. Розробка ж на водонапірному режимі (точніше мішаному режимі витіснення водою) характеризується втратами нафти, що зумовлено її вторгненням у газову шапку. Тому основний принцип розробки нафтогазових покладів — це обмеження взаємовпливу газової шапки і нафтової частини з одночасним створенням умов для витіснення нафти водою. Залежно від геологічних умов цей принцип реалізується різними шляхами.

Для невеликих покладів у високопроникних колекторах, які містять малов’язку нафту і мають активні пластові води, з успіхом застосовується система розробки з нерухомим ГНК. У ході розробки таких покладів тиск у зоні відбирання і в законтурній зоні змінюється практично так, як і на пружноводонапірному режимі, з дещо меншим темпом зміни за рахунок додаткового витіснення нафти розчиненим газом, що виділяється із нафти. Пропорційно темпу падіння тиску і початковому об’єму газової шапки з неї здійснюється погрібне (контрольоване) відбирання газу.

У практиці розробки нафтогазових покладів допускались випадки необмеженого відбирання газу внаслідок недостатньої розвіданосгі покладів, одночасного відбирання нафти і газу з переміщенням ГНК у сторону ібзової шапки або нафтової зони у зв’язку з потребою в газі або в разі аварійного фонтанування свердловин, а також відбирання нафти з розширенням газової шапки в початковий період розробки з метою оцінки активності вод і пружного запасу газу. Відомо також застосування закокпурного і приконтурного заводнення для підтри- ування пластового тиску на рівні початкового пластового тиску в зоні відбирання або з його зниженням чи з метою перетворення нафтогазового покладу в нафтовий за великої значини співвідношень порових об’ємів нафтової і газової частин.

Дата добавления: 2015-08-29