Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Краткий обзор работ по неизотершческому вытеснению парафинистой нефти водой 11
Глава 2. Методика опщделения и исследования технологических показателей трехфазной неизотермической фильтрации несжимаемых несмешйвакщхся жидкостей 20
2.1. Метод исследования внутрипластовых процессов 20
2.2. Дифференциальные уравнения трехфазной неизотермической фильтрации несжимаемых несмешивагощихся жидкостей в однородном пласте 22
2.2.1. Математическая модель плоско-параллельной фильтрации при нагнетании воды в пласт через прямолинейную галерею 26
2.2.2. Математическая модель осесимметричной фильтрации при нагнетании воды в пласт через единичную скважину 31
2.3. Численная модель трехфазной неизотермической фильтрации в однородном пласте 35
2.3.1. Выбор разностной схемы и метода решения 36
2.3.2. Численная модель плоско-параллельной фильтрации 42
2.3.3. Численная модель осесимметричной фильтрации.. 48
2.3.4. Аппроксимация основных физических величин 52
2.4. Математическая модель трехфазной неизотермической фильтрации в слоисто-неоднородных пластах 54
2.5. Программы для расчета трехфазной неизотермической фильтрации несжимаемых несмешивагощихся жидкостей в слоисто-неоднородных пластах 59
Глава 3. Исследование процесса неиэотермического вытеснения парафинистой нефти в слоисто-неоднородных пластах пга тіехфазн0й фильтрации 64
3.1. Анализ устойчивости моделей неизотермической трехфазной фильтрации 64
3.2. Характеристики неизотермического вытеснения пара-финистой нефти водой в однородном пласте 70
3.2.1. Осесимметричное вытеснение при постоянном перепаде давления 70
3.2.2. Плоско-параллельное вытеснение при постоянном перепаде давления 74
3.2.3. Плоско-параллельное вытеснение в режиме фиксированной скорости фильтрации 78
3.3. Изучение процесса плоско-параллельного вытеснения нефти в слоисто-неоднородных пластах при фиксированных скоростях фильтрации 81
3.4. Исследование осесимметричной фильтрации в слоисто-неоднородных пластах при постоянном перепаде давления 85
3.5. Исследование плоско-параллельного вытеснения па-рафинистой нефти водой в слоисто-неоднородных коллекторах при задании постоянного перепада давления 91
3.5.1. Влияние температуры закачиваемой в пласт воды на нефтеотдачу и газоотдачу 92
3.5.2. Влияние мощности межслойных перемычек на уро вень нефтеотдачи и газоотдачи пятислойного пласта 94
3.5.3. Влияние температуры кристаллизации парафина на нефтеотдачу и газоотдачу пятислойного пласта 96
3.5.4. Анализ относительного влияния вязкости, начального градиента давления сдвига, фазовых проницаемостей, кристаллизации парафина на нефтеотдачу и газоотдачу пятислойного пласта. 98
3.5.5. Влияние перепада давления на процесс вытеснения парафинистой нефти водой 103
3.5.6. Зависимости нефтеотдачи и газоотдачи пятислойного пласта от кратности промывки 105
3.5.7. Изменение во времени гидродинамических и технологических показателей пропластков, составляющих пласт 107
Глава 4. Приближенные методы определения показателей разработки пш площадных системах неиpjтермйческого заводнения 116
4.1. Схематизация полей фильтрации при площадном заводнении 117
4.1.1. Симметричные схемы размещения скважин 117
4.1.2. Произвольные схемы размещения скважин 119
4.2. Приближенные формулы для определения технологиче ских показателей разработки при неизотермическом вытеснении парафинистой нефти водой 122
4.2.1. Определение расхода воды (дебита жидкости)... 122
4.2.2. Уравнения для определения положения фронта вытеснения (водонефтяного фронта) 123
4.2.3. Определение положения теплового фронта 124
4.2.4. Выделение зон теплового воздействия и усреднение температур 125
4.2.5. Аппроксимация и усреднение водонасыщенности.. 127
4.2.6. Аппроксимация фазовых проницаемостей, вязкос-тей, начального градиента давления сдвига 128
4.2.7. Приближенные расчетные формулы для перепада давления, фильтрационного сопротивления, фронта вытеснения 128
4.3, Алгоритм и программа приближенных расчетов показателей разработки при площадном заводнении 130
4.4, Практические расчеты технологических показателей разработки при неизотермическом площадном заводнении месторождений, содержащих парафинистые нефти 132
4.4.1. Определение показателей разработки участка месторождения Узень для пятиточечной системы размещения скважин при переходе с закачки холодной воды на горячую 133
4.4.2. Расчеты технологических показателей участка месторождения Луква для четырехточечной системы размещения скважин при переходе с закачки горячей воды на холодную 134
4.4.3. Определение технологических показателей участка месторождения Карамандыбас для девятиточечной системы размещения скважин 140
- Дифференциальные уравнения трехфазной неизотермической фильтрации несжимаемых несмешивагощихся жидкостей в однородном пласте
- Изучение процесса плоско-параллельного вытеснения нефти в слоисто-неоднородных пластах при фиксированных скоростях фильтрации
- Приближенные формулы для определения технологиче ских показателей разработки при неизотермическом вытеснении парафинистой нефти водой
- Практические расчеты технологических показателей разработки при неизотермическом площадном заводнении месторождений, содержащих парафинистые нефти
Введение к работе
Важным направлением совершенствования разработки нефтяных месторождений в настоящее время является повышение степени использования геологических запасов нефти. Задача увеличения извлечения нефти из недр за счет расширения применения новых методов воздействия поставлена в "Основных направлениях экономического и социального развития СССР на І98І-І985 годы и на период до 1990 года". Учитывая большое народнохозяйственное значение этой проблемы, решение ее предусмотрено комплексной целевой научно-технической программой, которая ориентирует на создание новых методов повышения нефтеотдачи пластов.
Среди эффективных способов увеличения нефтеизвлечения при разработке месторождений, содержащих высокопарафинистые и высоковязкие нефти, особое место занимают тепловые методы, которые можно применять как на вновь вводимых объектах, так и на эксплуатируемых месторождениях в поздней стадии их разработки.
Одним из методов активного теплового воздействия на пласт является способ постоянного или переменного нагнетания в нефте-насыщенный коллектор различных теплоносителей (горячей воды, пара или горячих газов). Результаты опытных работ свидетельствуют о достаточно высокой его эффективности. Так, закачка горячей воды на месторождении Узень дает около I млн. т дополнительной добычи нефти в год. На месторождении Кенкияк средний дебит скважин и текущая нефтеотдача на участке, разрабатываемом с воздействием паром, выше в 2 и 3 раза соответственно, чем на остальной площади.
Применение этого способа повышения нефтеотдачи приводит к сложным неиэотермическим условиям фильтрации, требующим учета возможного появления в пористой среде твердой фазы из-за выпа-
7 дения в осадок парафина, а также учета зависимостей от температуры вязкостей, начальных градиентов давления сдвига и фазовых проницаемостей.
Широкая область использования метода и его перспективность обосновывают актуальность проведения исследований, связанных с изучением внутрипластового механизма теплового воздействия, с определением технологических показателей разработки и оценкой эффективности применения метода.
Решение вопросов рациональной разработки месторождений при нарушении природных термодинамических условий нефтяных залежей за счет закачки в пласт агента, имеющего температуру на забое, отличную от первоначальной пластовой, требует выполнения комплексных (лабораторных, промысловых, теоретических) исследований процессов нефтеиэвлечения. Однако трудность физического моделирования в лабораторных условиях и сложность проведения промысловых экспериментов вызывают необходимость отдавать предпочтение теоретическим исследованиям, основанным на использовании принципов математического моделирования, численных методов и высокопроизводительных современных ЭВМ.
Изучение накопленного к моменту постановки темы опыта исследований в этой области позволило выбрать актуальные задачи, решению и исследованию которых посвящена настоящая диссертационная работа:
I. Разработка методики определения и исследования технологических показателей трехфазной неизотермической фильтрации несжимаемых несмешивающихся жидкостей, включающей в себя:
- создание математических и численных моделей плоско-параллельного и осесимметричного изотермического и неизотермического двухфазного и трехфазного течения флюидов в однородном и многослойном пласте для режима фиксированной скорости фильтрации и
8 для режима постоянного перепада давления ;
- реализацию численных моделей в виде программного комплекса на алгоритмическом языке ПЛ/І.
Выполнение исследования процесса неизотермического вытеснения парафинистой нефти водой в слоисто-неоднородных пластах при трехфазной фильтрации.
Разработка приближенных методов определения показателей разработки для площадных систем неизотермического заводнения при симметричном и произвольном размещении нагнетательных и добывающих скважин.
Поставленные задачи решались с использованием современных математических методов и высокопроизводительной вычислительной техники. Разработка методики и исследование трехфазной неизотермической фильтрации парафинистых нефтей в слоисто-неоднородных пластах проводилось с применением новой технологии научных исследований - вычислительного эксперимента, важнейшим преимуществом которого является возможность эффективно изучать, применяя ЭВМ, сложные и полные математические модели, всесторонне описывающие пластовый объект.
На этапах выполнения вычислительного эксперимента использованы методы математического моделирования (описание объекта исследования в виде системы дифференциальных уравнений, выражающих физические законы сохранения), численные методы решения нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных, средства программирования на алгоритмическом языке ГОІ/І и вычислительные мощности ЕС ЭВМ.
Для определения и исследования технологических показателей разработки при площадном неизотермическом заводнении применены инженерные методы расчета, основанные на приближенном моделировании и программной реализации моделей средствами языка ПЛ/І на
9 ЕС ЭВМ.
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:
Заседаниях секции физико-гидродинамических основ разработки сложно-построенных месторождений Ученого Совета ВНИИ, Москва, 1982-1984 гг.
Заседании технико-экономического совета информационно-вычислительного центра объединения "Мангышлакнефть", г.Шевченко, 1984 г.
93-м заседании Всесоюзного семинара по разработке нефтяных месторождений под руководством профессора Г.Г.Вахитова, Москва, 1982 г.
Выездном заседании секции разработки нефтяных и газовых месторождений научно-технического совета Миннефтепрома СССР, г.Шевченко, 1982 г.
Работа выполнена в информационно-вычислительном центре производственного объединения "Мангышлакнефть" в период обучения автора в заочной аспирантуре Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института.
Результаты исследований нашли применение в объединении "Мангышлакнефть", НГДУ "Узеньнефть", ЦНИЛ объединения "Укрнефть". Пользуясь случаем, автор благодарит сотрудников указанных организаций Л.П.Дмитриева, В.С.Дердугуі И.Н.Мищука за помощь в организации внедрения результатов диссертационной работы.
Автор считает своим приятным долгом выразить глубокую благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору М.Д.Розенбергу за большую помощь и ценные советы в процессе работы над диссертацией, а также доктору технических наук, профессору Ю.П.Борисову, кандидату технических наук, старшему научному сотруднику Е.В.Теслюку за помощь, советы и участие в
10 обсуждении полученных результатов.
Основные научные положения, защищаемые в диссертационной работе:
Методика определения и исследования технологических показателей трехфазной неизотермической фильтрации несжимаемых несмешивагощихся жидкостей (математические и численные модели плоско-параллельного и осесимметричного течения флюидов в однородном и многослойном пласте для режима фиксированной скорости фильтрации и для режима постоянного перепада давления).
Программный комплекс, реализующий на ЕС ЭВМ средствами алгоритмического языка ПЛ/І численные модели трехфазной неизотермической фильтрации парафинистых нефтей.
Результаты исследования процесса неизотермического вытеснения парафинистой нефти водой в слоисто-неоднородных пластах при трехфазной фильтрации (относительный вклад вязкости, начального градиента давления сдвига, фазовых проницаемоетей,кристаллизации парафина в изменение нефтеотдачи и газоотдачи ; степень влияния начальных данных на характер распределения насыщен-ностей нефти и газа в динамике ; зависимости нефтеотдачи и газоотдачи пропластков, составляющих нефтенасыщенный коллектор, от их теплового взаимодействия ; влияние температуры нагнетаемой воды, мощности межслойных перемычек, перепада давления, степени промывки пласта на процесс вытеснения).
Метод приближенного определения показателей разработки
в условиях неизотермического вытеснения парафинистой нефти водой при произвольном размещении добывающих и нагнетательных скважин и его программная реализация на ЕС ЭВМ средствами алгоритмического языка ПЛ/І.
Дифференциальные уравнения трехфазной неизотермической фильтрации несжимаемых несмешивагощихся жидкостей в однородном пласте
Движение флюидов в пористых средах определяется фундаментальными, базирующимися на сохранении массы, импульса и энергии законами, которые детально обсуждаются в ряде работ [52,103,1-19,140, 143]. Строго сформулированные дифференциальные уравнения, выражающие эти законы, составляют основу любой математической модели пластовой системы. При формировании математической модели для проведения конкретного исследования с целью выделения наиболее существенных связей и устранения ненужных (с точки зрения данного исследования) связей принимаются те или иные упрощающие предположения.
Дифференциальные уравнения трехфазной неиэотермической фильтрации для однородного пласта могут быть получены, исходя из общей системы дифференциальных уравнений многофазной многокомпонентной неизотермической фильтрации[51,70,103,119]. Для этого необходимо принять число фаз К=3 (нефть-вода-газ) и считать, что каждая фаза состоит из одного компонента. Явлениями диффузии внутри фазы и массообмена между фазами фильтрующихся флюидов пре небрегаем. Принимаем нефть, воду, газ несжимаемыми жидкостями, Скелет коллектора считаем недеформируемым. При таких предположениях уравнения неразрывности, являющиеся выражением закона сохранения массы, будут иметь вид
Уравнения, описывающие закон изменения количества движения фильтрационного потока, заменяются (используется,как и в большинстве случаев,полуэмпирический подход) обобщенным законом Дар-си. Будем учитывать влияние на процесс фильтрации структурно-механических свойств нефти посредством введения начального градиента давления сдвига. Капиллярными эффектами и массовыми силами пренебрегаем. Принимая во внимание вышесказанное, выпишем выражения для фазовых скоростей фильтрации нефти, воды и газадля нефти. Моделирование воздействия неизотермии на процесс фильтрации осуществляется при помощи использования зависимостей вязкости, фазовых проницаемостей нефти, воды, газа и начального градиента давления сдвига для нефти от температуры [119]. Начальным градиентом давления сдвига для воды и газа пренебрегаем.
При неизотермической фильтрации парафинистой нефти, когда в процессе разработки месторождения, насыщенного парафинистой нефтью, температура снижается ниже температуры насыщения парафином (температуры кристаллизации I кр ), из нефти выпадают частицы, состоящие из парафина и асфальто-смолистых веществ. Применительно к этому наиболее важному для практики случаю мы будем считать, что при охлаждении участков пласта до температуры I кр и ниже фазовая скорость фильтрации нефти 60ц на этих участках становится равной нулю. Кроме того, UH приравнивается к нулю, если
Замыкает систему дифференциальных уравнений неизотермической фильтрации трехфазных несжимаемых жидкостей уравнение теплового баланса, которое выводится с использованием закона сохранения энергии [103,119,140]. Предполагаем, что выравнивание температур между контактирующими фазами и скелетом коллектора происходит мгновенно, т.е. в каждой точке пористой среды существует термическое равновесие. Из элементарных перемещений тепловой энергии при движении флюидов будем принимать во внимание только конвективный перенос тепла и рассеивание тепла в результате теплопроводности. Влиянием дроссельного эффекта (Джоуля-Томпсона) пренебрегаем. Считаем также, что внутренней генерации тепла из-за термохимических окислительных процессов и реакций не происходит. Адиабатическое охлаждение пласта отсутствует, так как фильтрующиеся жидкости несжимаемы. Учитывая принятые упрощения, уравнение энергии для продуктивного коллектора будет иметь вид
Т - температура; CH)Ci}CrjCc - объемные теплоемкости нефти, воды, газа,скелета коллектора ; \HX.g ХГХС- теплопроводность нефти, воды, газа, скелета коллектора. В кровле и подошве пласта перенос тепла осуществляется посредством теплопроводности и описывается следующими уравнениямигде Ск Cn- объемные теплоемкости кровли и подошвы пласта; \к \п- теплопроводности кровли и подошвы пласта.2.2.1. Математическая модель плоско-параллельнойфильтрации при нагнетании воды в пласт через прямолинейную галерею
Будем рассматривать однородный продуктивный пласт мощности Л , ограниченный по оси Z координатами 0 и (-/? / , который простирается вдоль оси X . Нагнетательная и эксплуатационная галереи расположены перпендикулярно оси X и имеют координаты 0 и Хк . Давление на линии нагнетания и линии отбора равно соответственно рн ир. Уравнения неразрывности (2.1) для фильтрующихся фаз примут вид
Изучение процесса плоско-параллельного вытеснения нефти в слоисто-неоднородных пластах при фиксированных скоростях фильтрации
Плоско-параллельное вытеснение нефти водой в слоисто-неоднородных пластах при фиксировании скоростей фильтрации по про пласткам изучалось с использованием программного модуля PU003030 [128, 129 J . Исследовался пятислойный продуктивный
коллектор (рис. 10), имеющий мощности нефтенасыщенных пропластков "4 =г72 = П3=пч= П5=3ми мощности непроницаемых перемычек П = П2 = Н3 = пц = 1м. Проницаемости слоев равны / =0,4-10" м,ногослойный коллектор, принимались пропорциональными проницаемос-тям 0)4 = 1,84-10 6 м/сек, (02 = 0,92-10 б м/сек, (л)3 = =4,6-Ю"6 м/сек, Сдч = 0,46-Ю"6 м/сек, 0)5 = 3,22-Ю 6 м/сек. Расчеты проводились на упрощенной модели, не учитывающей начальный градиент давления сдвига и температурное влияние на скорость выпадения парафина, фазовые проницаемости (упрощенная модель принята потому, что нецелесообразно создавать для нереализуемого на практике случая сложную модель).
Результаты вычислений в виде зависимостей перепада давления Лр от времени приводятся на рис. II. Перепад давления в период преимущественного отбора газа (кривые I, 2, 3, 4, 5, снятые при , = 21С) возрастает от начального до максимального значения более чем в восемь раз, причем максимум имеет место для каждого пропластка в разное время. В высокопроницаемых слоях ЇЇ10Х Др достигается быстрее, чем в низкопроницаемых. Справа от максимума перепад давления снижается по мере уменьшения фильтрационного сопротивления за счет увеличения в пласте водяной фазы.
Таким образом, для сохранения постоянных скоростей фильтрации СО, , U) , U)3 ,0) , С05 необходимо каждый пропласток разрабатывать при специальном функционально зависящем от времени перепаде давления. Создать такие,в большом диапазоне меняющиеся во времени, индивидуально для каждого пропластка перепады давления практически невозможно, поэтому режим фильтрации с фиксиро ванными скоростями для слоисто-неоднородного пласта не может быть практически реализован.
Неизотермия процесса почти не сказывается на нефтеотдаче и газоотдаче. Температура закачиваемой воды главным образом влияет на характер зависимостей перепадов давления от времени. На рис.11 приведены для сравнения изотермические кривые 3 и 4 для высокопроницаемого третьего и низкопроницаемого четвертого пропластков.
Осесимметричное вытеснение парафинистой нефти водой в многослойном коллекторе исследовалось для режима фиксированного перепада давления программным модулем Р1УО03ОЯО Ці28, 129 J при следующих исходных данных. Пласт принимался пятислойным (рис.10), общая мощность пласта равнялась 15,4 м ( И = rL = п, = f? ц = =П5 = 3 м, п = п2 = Н3 = пч= 0,1 м). Проницаемости продуктивных пропластков, измеренные иг, имеют значения: к4 = 0,2-10" ,kz= 0,08-I0"12, къ = 0,8-I0"12, кц = о,02-ю-12, ks = =0,37 10 . Перепад давления Ар = 0,6-10 Па. Радиус контура отбора Гк = 100 м.Графики нефтеотдачи (4, 5, 6) и газоотдачи (I, 2, 3) в целом по пласту приведены на рис. 12. Неизотермическая ( TV = 21С) нефтеотдача (б) ниже уровня изотермической нефтеотдачи (4) приt = 4000 сут. на 14 процентов. Кривая 5 соответствует неизотермической нефтеотдаче, но без учета теплового влияния пропластков друг на друга. В этом случае уровень неизотермической нефтеотдачи при U = 4000 сут. только на 8$ ниже изотермического. Неизо термическая газоотдача пласта (3) при t = 4000 сут. на Ы% ниже изотермической (I). При отсутствии теплового взаимодействия про-пластков уровень газоотдачи (2) почти совпадает (разница составляет 1%) с изотермическим.
По кривым нефтеотдачи можно следить за движением нефтегазового фронта. Начало первой ступени резкого возрастания нефтеотдачи соответствует прохождению нефтегазового фронта высокопроницаемого третьего пропластка через линию отбора. Начало второй ступени соответствует моменту достижения линии отбора нефтегазовым фронтом пятого высокопроницаемого пропластка. Третья ступень соответствует прохождению нефтегазового фронта первого пропластка и т.д. На изотермической (4) и неизотермической (6) кривых положения этих ступеней смещены во времени.
Для более правильной трактовки поведения нефтеотдачи пласта строятся графики зависимостей дебитов нефти от времени по каждому из составляющих пласт пропластков. На рис. 12 кривые 7, 8 соответствуют изотермическому и неизотермическому дебитам нефти для второго пропластка. Максимум изотермического дебита нефти в 2,5 раза больше неизотермического. Нефтегазовый фронт при изотермическом процессе в 2 раза быстрее достигает линии отбора, чем при неизотермическом процессе. Моменты пересечения нефтегазовыми фронтами линии отбора характеризуются изломами на кривых нефтеотдачи (4, 6) и кривых газоотдачи (I, 3). Извлечение нефти из четвертого слабопроницаемого пропластка при изотермическом процессе (кривая 9) начинается только через 4500 сут., когда нефтеотдача по пласту в целом составляет уже 38 . Поддержание же заданного перепада давления закачкой холодной воды ( Т. = 21С) приводит к тому, что дебит нефти по этому пропластку практически равен нулю на протяжении всего срока разработки.На рис. 13 приводятся кривые нефтеотдачи и газоотдачи по
Приближенные формулы для определения технологиче ских показателей разработки при неизотермическом вытеснении парафинистой нефти водой
Вывод формул, моделирующих неизотермическую фильтрацию при площадном заводнении,основывается на приближенном решении уравнений (2.20) двухфазной фильтрации несжимаемых несмешивающихся жидкостей при заданном перепаде давления Ар с учетом структурно-механических свойств нефти, которую считают вязко-пластичной жидкостью, и неизотермии процесса [79,126].
Простые преобразования уравнений неразрывности (2.20) дают для определения объемного расхода (дебита жидкости) t-й труб трубке тока / -го слоя определяется по методу материального баланса. При нахождении водонефтяного фронта Ґ L в первомзвене трубки тока имеет место уравнение
Положение фронта вытеснения для первого звена трубки тока находят, решая уравнение (4.12) относительно Г и . Для второго звена трубки тока положение фронта вытеснения устанавливают,решая уравнение (4.13) относительно А ф.
Приближенное определение положения теплового фронта осуществляется посредством применения формулы Ловерье [147]. Сложное тепловое поле многослойного пласта, определяемое степенью его неоднородности по проницаемости, заменяется средним распределе ниєм температур, которое имело бы место, если бы заводнялся однородный пласт мощности &"Э(р при том же перепаде давления и уровне расхода нагнетаемой воды. Исходя из этого, продвижение усредненного по разрезу теплового фронта в первом эвене L -й трубки тока КТ(р; можно приближенно оценить по формулегде ч ї, накопленная к данному моменту времени закачка воды ; С с» с - объемные теплоемкости жидкости и скелета коллектора. Если тепловой фронт перешел во второе звено трубки тока ( тф l"l ), то его положение рассчитывают исходя из решения уравнения теплового баланса
Влияние неизотермии процесса на технологические показатели разработки месторождений учитывается путем использования усредненных по объему пласта температур в выбранных зонах теплового воздействия.
По своим гидродинамическим характеристикам слои, входящие в продуктивный разрез, условно разбивают на две группы: первая содержит высокопроницаемые слои, в которых фронт вытеснения нефти водой опережает тепловой фронт ; во вторую входят слои пониженной126 проницаемости, в которых фронт вытеснения нефти водой отстает от теплового фронта. Для слоев первой группы выделяется одна зона теплового воздействия, где температуру усредняют для интервала от Ґс до ЯТЧ І ( R2 т рі ) и обозначают Тс і . Слои второй группы имеют две таких зоны: в первой - температуру усредняют для интервала от Гс до f\T pL (R2T«pi) и обозначают Т с ; во второй - для интервала от фронта вытеснения Г .. ( Г2 .Л до теплового фронта КТф{, ( Я 2Тфг ) и обозначают Tj- . Усреднение температур Tci , T ci , Т/,. осуществляется с использованием степенной аппроксимации формулы Ловерье (учитывающей потери тепла на прогрев межслойных перемычек, а также потери тепла в кровлю и подошву) в интервалах, определяемых принадлежностью слоя к высокопроницаемым или низкопроницаемым.
В процессе эксплуатации продуктивных объектов иногда практикуется переменный температурный режим. При этом в процессе перехода, например, с закачки холодной воды на горячую температуры сі. hcl » hlj вычисляются с учетом поправок A Tci , А I hci , A hi і , отражающих влияние последующей закачки горячей воды.
Средняя температура Т : перед фронтом вытеснения в низкопроницаемом слое j определяет условия движения в зоне с первоначальной нефтенасыщенностыо. Снижение Tj,- ниже температуры начала кристаллизации парафина Ткр (при закачке холодной воды) способствует выпадению твердого смолисто-парафинистого осадка, закупоривающего поровые каналы, поэтому предусматривается отключение этого слоя из разработки. При последующей закачке горячей воды и повышении Tfij,; до температуры (Ткр + А Ткр ) отключенный слой снова вводится в разработку.Таким образом, для фиксированного момента времени выражения (4.10), (4.II) интегрируются по С -й трубке тока I -го слоя
Практические расчеты технологических показателей разработки при неизотермическом площадном заводнении месторождений, содержащих парафинистые нефти
Используя разработанные методы, были выполнены расчеты технологических показателей разработки некоторых участков месторождений Узень, Луква, Карамандыбас, содержащих высокопарафинистые нефти.
В основу расчетов показателей разработки базового элемента пятиточечной системы размещения скважин заложены гидродинамические параметры пласта, сходные с четырнадцатым горизонтом месторождения Узень, содержащего высокопарафинистые нефти, имеющие Т р » близкую к начальной пластовой температуре Тп . Суммарная эффективная мощность слоисто-неоднородного пласта равна 22,8 м, d = 1,3. Пористость равна 0,25. Принято, что продуктивный разрез состоит из десяти (j0 = 10) равных по толщине ( П,- -=2,28 м) слоев различной проницаемости: к = 0,017 10" м ,
. Расстояние от нагнетательной до добывающей скважины R - 500 м. Теплопроводность Л « 1,745 вт/(м-С). Теплоемкость пластовой системы равна 2,721-10 дж/(м3-С). Средняя теплоемкость фильтрующихся жидкостей C s 4,2-I06 дж/(м3-С). Температуропроводность окружающих пород 32. = 0,63-10-6 м сек. %сло трубок тока о= 3. Перепад давления Ар = 38-10 Па. Константы аппроксимации: Ан= 0,151 Па-сек-С, Ag = 0,0467 Па-сек-С, Вн = Результаты расчетов зависимостей дебитов нефти (кривые 1,2), воды (кривые 3, 4), жидкости (кривые 5, 6) от времени приводятся на рис. 27. Кривые 2, 4, 6 соответствуют варианту разработки при поддержании пластового давления нагнетанием холодной воды ( Т = 20С). Кривые I, 3, 5 дают изменение дебита при переходе с закачки холодной воды на горячую ( Т. = 50С) через 5 лет эксплуатации. С момента перехода на нагнетание горячей воды уровень дебита нефти, воды, жидкости переходного варианта выше, чем дебит при закачке холодной воды. На рис. 28 приводятся графики накопленной добычи нефти (I, 2), воды (3, 4), жидкости (5, 6) для тех же двух вариантов разработки. Накопительные показатели (чн 0.5 » Q nc ) при переходе на закачку горячей воды растут более быстро, чем при нагнетании холодной воды в течение всего периода.
Сравнительные графики нефтеотдачи для трех вариантов разработки приводятся на рис. 29. Кривая I соответствует варианту закачки горячей воды, а кривая 3 - варианту закачки холодной воды в течение всего периода. Кривая 2 соответствует переходному варианту (переход на закачку горячей воды через 5 лет эксплуатации). Из графиков видно, что охлаждение пласта нагнетанием холодной воды в течение первых пяти лет приводит к существенному снижению нефтеотдачи по сравнению с вариантом закачки горячей воды с начала разработки. Последующее нагнетание горячей воды способствует повышению нефтеотдачи, но менее эффективно, чем нагнетание горячей воды с начала разработки.
Вычисление показателей разработки для базового элемента дебита нефти О н (I, 2), воды Ов (3, 4), жидкости аж (5, 6) во времени для базового элемента пятиточечной системы размещения скважин (исходные данные по участку Узенского месторождения). 2, 4, б - при нагнетании холодной воды, Т- в 20С ; I, 3, 5 - при переходе на закачку горячей воды ( Т, = 50С) через 5 лет. г ай.
Рис. 28. Изменение накопленной добычи нефти QH (I, 2), воды Q,g (3, 4), жидкости uwc (5, б) во времени для базового элемента пятиточечной системы размещения скважин (исходные данные по участку месторождения Уэень). 2, 4, б - при закачке холодной воды, Т 20С ; 1, 3, 5 - при переходе на закачку горячей воды ( Tg = 50С) через 5 лет. Рис. 29. Динамика пятиточечной системы размещения скважин (исходные данные по участку Узенского месторождения). I - при закачке горячей воды, Tj 50С ; 2 - при переходе на закачку горячей вода (Tj - 50С) через 5 лет ; 3 - при закачке холодной воды (Т 20С).четырехточечной (семиточечной обращенной) система размещения скважин выполнено с использованием исходных данных, близких к четвертому участку Луквинского месторождения. Пласт принимался десятислойным ( Jo s Ю)J количество трубок тока l0 = 3. Распределение проницаемостей по слоям следующее: К/ = 0,0016-10" нг9 к2 = 0,002-Ю"12 м2, к3 = 0,0027-Ю"12 м2, к , = 0,0034-10 1 ks = 0 0042-Ю-12 м2, / f = 0,0055-Ю"12 м2, к? = 0,0074-10-1 к8 = 0,0122-Ю"12 м2, к3 ш 0,0333-КГ12 м2, kfe« 0,218-10-1. Пропластки равны друг другу по толщине и составляют эффективную мощность п Э(р = 28,2 м. Полная мощность продуктивного коллектора с учетом межслойных перемычек п = 1,3 П Э1р . Начальная пластовая температура равна 39С. Пористость равна 0,128. Расстояние от нагнетательной до добывающей скважины А 200 м. Тепло-физические параметры X , Сс ,СЖ ,92 приняты такими же, как в 4.4.1. Перепад давления Ар = 25-10 Па. Угол раскрытия Чt = =31/6 . Константы аппроксимации: Ан 0,0417 Па-сек-С, Ae = =0,0317 ПасекС,йн = 1,9 С, Ьв = 13,3 С, kff4 =
Расчеты были выполнены по двум методикам: по методике для симметричных систем разработки, описанной в 4.І.І, и по методике для систем с произвольным размещением скважин, описанной в 4.1.2. На рис. 30 приведены зависимости накопленной добычи жидкости от угла наклона j8 (рис. 26), отнесенные к моменту времени І = =40 лет. Кривая I соответствует закачке горячей воды (Tj = 80С). Кривая 2 соответствует закачке холодной воды (L = 12С). Максимальный уровень жидкости достигается при значении » 1,8326 рад (105), которое хорошо согласуется с величиной , полученной Рис. 30. Зависимости накопленной добычи жидкости фж от наклона fi для базового элемента четырехточечной системы размещения скважин (исходные данные по участку месторождения Луква). I - при закачке горячей воды, Т = 80С ; 2 - при закачке холодной воды, Т. = 12С.
