УДК 622.276.4;622.276.6 ВЛИЯНИЕ ПОЛЗУЧЕСТИ ГОРНЫХ …proceedings.socar.az/uploads/pdf/12/Kuliev_32-37.pdf · (Институт геологии НАНА)

2012 3 ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ

32 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2012 3

В статье изучено влияние ползучей деформации горных пород на нефтеотдачу нефтяной залежи при эксплуатации ее равномерной сеткой скважин в режиме растворенного газа Для гипотетической залежи разрабатываемой квадратной или треугольной сеткой сква-жин с различной плотностью установлено что нефтеотдача залежи с ползучей средой в рассмотренных случаях может быть на 20-25 больше чем в залежах с нелинейно-упру-гой средойКлючевые слова ползучая деформация нефтяная залежь давление пористость нефте-насыщенность плотность сетки скважин коэффициент нефтеотдачи Адрес связи bildersony1gmailcomDOI 105510OGP20120300120

УДК 62227646222766

ВЛИЯНИЕ ПОЛЗУЧЕСТИ ГОРНЫХ ПОРОД НАНЕФТЕОТДАЧУ ЗАЛЕЖЕЙ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ

В ЕСТЕСТВЕННОМ РЕЖИМЕ

АМКулиев РМЭфендиев БЗКазымов(Институт геологии НАНА)

Одним из важнейших показателей эффективно-сти системы разработки нефтяных месторождений является коэффициент нефтеотдачи Эта величина зависит от многих факторов влияние которых на ее значения изучено не полностью С этой точки зрения исследование этого вопроса имеет большое научное и практическое значение Особенно важны-ми являются работы по определению нефтеотдачи залежей со сложными реологическими характери-стиками и исследование влияния ряда факторов на ее конечное значение

Известно что повышение нефтеизвлечения из пластов в значительной мере определяется совер-шенствованием применяемой технологии разра-ботки нефтяных залежей правильностью выбора плотности сетки скважин В то же время внедрение новых методов воздействия на пласты может быть не эффективным если плотность сетки скважин и размещение скважин неверно выбраны Поэтому установление влияния плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу является одной из актуаль-нейших задач в нефтедобычи

Вопросы влияния геологических технологиче-ских параметров в залежах с однородными неодно-родными и терригенными коллекторами рассмо-трены в многочисленных работах [1-7]

В работе [4] анализируя обширный литератур-ный материал отмечено что коэффициент нефте-отдачи ndash нефтеизвлечения зависит от геологических и технологических условий разработки нефтяных месторождений

Необходимо отметить что все опубликованные работы так или иначе были связаны с проблемой ldquoплотность сетки скважин ndash коэффициент нефтеиз-влеченияrdquo

В работе [1] отмечено что заслуживает внимания построение зависимостей коэффицента нефтеиз-влечения от удельных запасов нефти приходящихся на одну скважину Использование этой зависимости позволяет учитывать трехмерность распределения запасов а также учитывать такие параметры как

толщина пласта коэффициенты пористости нефте-насыщенности и др

В работе [6] c использованием параметра удель-ных запасов линейно связанного с параметром плотности сетки скважин рассмотрена динами-ка плотности сетки скважин в процессе разработ-ки и установлено что равномерная сетка скважин не означает равномерного распределения запасов дренируемых скважинами Показано что большая часть запасов нефти извлекается лишь сравнительно небольшим числом высокодебитных скважин

Нефтесодержащие породы глубокозалегаю-щих нефтяных месторождений находящиеся под огромным геостатическим давлением в процессе разработки подвергаются сильной деформации причем невсегда упругой В залежах этих место-рождений по мере снижения пластового давления происходит увеличение напряжения на скелет пористой среды что приводит к деформации горных пород Экспериментальные исследования деформации горных пород показывают что в некоторых случаях зависимость между пористо-стью и давлением предложенная в работе [8] для описания закона изменения пористости является недостаточным и поэтому для описания деформа-ционных процессов в горных породах необходимо использовать реологические взаимосвязи свой-ственные ползучести материалов

Влияние ползучести горных пород на харак-тер изменения основных показателей разработ-ки нефтяных месторождений эксплуатируемых в естественном режиме исследовано в работе [9] и показано что ползучий характер пористой среды существенно влияет на ряд природных и технологи-ческих показателей разработки

В связи этим большой практический интерес представляет изучение вопроса влияния плотно-сти сетки скважин на конечное нефтеизвлечение в залежах с ползучей характеристикой коллек-торов

В работе [10] изучено влияние плотности сетки

ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ 2012 3

33РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2012 3

скважин на газоотдачу залежей с релаксацирующей средой разрабатываемых на режиме истощения

Настоящая работа посвящена исследованию вли-яния плотности сетки скважин на показатели разра-ботки нефтяных месторождений эксплуатируемых равномерной сеткой скважин при режиме раство-ренного газа и установлению влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеотдачи зале-жей с учетом ползучести горных пород

Известно что при разработке нефтяных залежей на режиме растворенного газа вследствие равно-мерного распределения энергии пласта по всей площади нефтеносности скважины целесообразно располагать в виде равномерной сетки Скважины при равномерном размещении обычно располага-ются по квадратной или треугольной сетки и весь пласт как бы делится на одинаковые области влия-ния каждой скважины размеры которой зависят от расстояния между скважинами Границы областей при одновременном вводе скважин в эксплуатацию и одинаковых давлениях эквивалентны непроницае-мым границам

В работе [11] доказано что за область влияния каж-дой скважины с достаточной точностью может быть принята цилиндрическая область с круговым основа-нием равным площади квадрата или шестиугольника который приходится на одну скважину в квадратной или треугольной сетки При этом радиус эквивалент-ного круга если расстояние между скважинами равно 2σ для квадратной сетки равен rk asymp 113σ а для треу-гольной - rk asymp 094σ

Допустим что полосообразная замкнутая залежь разрабатывается при режиме растворенного газа равномерной квадратной (треугольной) сеткой сква-жин с различным значением расстояния между скважинами при одновременном вводе скважин

Дебит нефти из каждой скважины при заданном значении забойного давления будет иметь следую-щий вид [12]

qH = A(Hk - Hc) (1)

где (МПасек)-1

м3(МПасек)-1

k h - соответственно проницаемость и толщина пласта м2 и м Pk и Pc - значения давления соответственно на кон-туре области дренирования (контурное давление) и в скважине МПа Fн(σ) - относительная проницаемость для нефти microн(P) - вязкость нефти МПасекa(P) - объемный коэффициент нефтиrk и rc - соответственно радиус области дренирова-ния и скважины м

Для приближенного расчета Hk - Hk имеем следу-ющее соотношение

(2)

При заданном значении депрессии на пласт ndash ∆P давление на забое скважины Pc определяется следу-

ющим образом Pc(t) = Pk(t) - ∆PДля определения σc(t) используется следующее

соотношение вытекающее из условия постоян-ства газового фактора вдоль линии тока в каждый момент времени

(3)

где

Fc(σ) - относительная проницаемость для газаS(P) - масса газа в единице объема нефти

Из (3) для определения σc(t) получим следующее выражение

(4)

При известных значениях Pk(t) σk(t) и Pc(t) путем итерации из (4) находятся значения σc(t) а затем по формуле (1) определяется дебит скважины Следует отметить что при определении σc(t) в выражении (4) принимается Pk(t) cong P(t) и Pk(t) cong σ(t) (где P(t) и σ(t) являются средневзвешенными по пласту значе-ниями давления и насыщенности) Справедливость этих приближенных равенств по приемлемым для практических расчетов были отмечены в работах многих авторов [12]

Средневзвешенное по пласту давление (P) и насы-щенность (σ) в залежах с ползучей средой могут быть определены с использованием уравнения мате-риального баланса для нефти и газа а также закона ползучести горных пород в виде [9]

(5)

где

P0 - начальное пластовое давление МПаm - текущее значение пористостиm0 - начальное значение пористостиm1 - параметр ползучести (МПасек)-1βn - коэффициент сжимаемости (объемной упруго-сти) горных пород МПа-1

Решая совместно уравнения материального баланса для нефти и газа а также закон измене-ния пористости от давления для пород с ползучей характеристикой для определения величин P σ и m получим следующую систему дифференциальных уравнений

(6)

где

( )( )

( )г

н

FF

σψ σ

σ=

10 00

( ) 1 ( ) exp ( ) ( )t

п mm t P P m t P P dβ γ τ τ = + minus + minus minus minus

int

11

п

mm

β=

0

mmm

=

1

1

( )

( )

( )

P

m

dP f t m Pdtd

f t m Pdt

dm f m Pdt

σ

σ

σσ

=

=

=

10 0 0

0 1 0

[ ( ) ] ( ) ( )( ) ( ) (1 )[ ( ) ( )] ( )

п m mнP

п

q P Г a P P m P P Pa P mf

m a P P a P Pϕ β γ γ

σ ϕ β

+ + + minus + minus= minus

primeminus +

( ) ( )1 ( )2 ( ) ( ) ( ) ( )

н k н ck c k c

н к k н c c

F FH H P P

P a P P a Pσ σ

micro micro

minus = + minus

( ) ( )( ) ( ) ( )

( )( ) ( )

k ck k н k k

cc н c c

S P S PP P a P

P P a P

ψ σ microβψ σ

micro

minus+

=

( )( ) ( )

k

c

Pн

k cнP

FH H dP

P a Pσ

microminus = int

21ln2

k

c

khArr

π=

minus

βmicroσψ

βmicroσψ )()()()()()()()( k

kkнkkc

ccнccPSPaPPPSPaPP +=+



2012 3

qн - дебит одной скважины м3секΩзапн - балансовый запас нефти м3 microг (Р) - вязкость газа МПасек

Учитывая что залежь разрабатывается равно-мерной сеткой скважин и контурные давления оди-наковы добыча нефти из всей залежи (Qн) должна быть равной произведению числа всех скважин (n) на дебит отдельной скважины (qн ) те Qн = n qн (7)

Представленные здесь соотношения (1-7) позво-ляют одновременно учитывать влияние плотно-сти сетки скважин на показатели разработки и на нефтеотдачу залежей с ползучей средой

С целью сравнения значения нефтеотдачи в зале-жах с ползучей средой со значениями нефтеотдачи в залежах с упругой средой были проведены рас-четы при одних и тех же плотностях сетки скважин результаты которых приведены в графиках и в таблицах В этом случае значения для fP и fm будут иметь следующий вид

Коэффициент нефтеотдачи для залежей с упру-гой и ползучей средой определялись по известной формуле

Для установления влияния плотности сетки сква-жин в залежах с ползучей средой при различных значениях расстояния между скважинами при ква-дратной и треугольной сетки скважин при следую-щих исходных данных

P0 = 40 МПа βн = 2510-3 МПа-1 m0 = 02 β = 08

a(P0) = 1253 microн0 = 0510-9 МПасек Fн(σ) = 106σ3 - 006Fг(σ) = 116(1-σ)2

microг(P) = 00054(PP0)2 + 00114 (PP0) + 00105 10-9 МПасекγm = 4310-6 сек-1 m1 = 3410-8 10210-8 (МПасек)-1 по представленным формулам приведены расчеты результаты которых представлены на рисунках 1-4

В качестве гипотетической залежи принята

полосообразная залежь прямоугольной формы дли-ной 1500 м шириной 1000 м толщиной 50 м Были рассмотрены варианты с расстоянием между скважинами 2σ = 400 300 и 200 м с плотностью сетки скважин соответственно 12 гаскв 75 гаскв и 4 гаскв При этом количество скважин для ква-дратной сетки равно соответственно 12 20 и 35 для треугольной сетки ndash 12 21 и 36 скв В расчетах для дебита скважины была использована фор-мула (1) где радиус эквивалентного круга rk для квадратной и треугольной сетки в рассмотренных вариантах определялся по указанным формулам Чтобы учитывать влияние характера пористой среды были рассмотрены варианты с различным значением параметра ползучести - m1

На рисунке 1 и 2 представлены изменения дебита и коэффициента нефтеотда чи в залежах с упругой и ползучей средой при квадратной сетки размещения сква жин при различных плотностях

На рисунке 1 показаны изменения дебита сква-жин в залежах с упругой и пол зучей средой с раз-личными значениями параметра ползучести кото-рый хара к теризует вещественный состав пород при квадратной сетки

На рисунке 1 видно что дебиты скважин при плотных сетках скважин (количе ство скважин больше - 4 гаскв) меньше чем при редких сетках (количество скв ажин меньше 75 и 12 гаскв) как в залежах с упругой так и в залежах с пол зу чей средой Причем дебит скважины во всех плотно-стях сетки скважин всег да меньше чем в редких сетках скважин независимо от характера пори-стой среды

Необходимо отметить что дебит скважин в зале-жах с ползучей средой всегда меньше чем в залежах с упругой средой Причем если в залежах с более рыхлой породой (m1 = 10210-8 (МПа∙сек)-1) это более ощутимо то в залежах с твердой породой (m1 = 3410-8 (МПа∙сек)-1) это различие незначи-тельно

Из рисунка 1 видно что во всех плотностях сетки скважин дебиты скважин в залежах с упругой и ползучей средой в начальный период разработки очень близки и почти не отличаются друг от друга Это может быть объяснено тем что в начальном периоде разработки из-за незначительного сни-жения пластового давления напряжение на скелет пород небольшое это приводит к незначительной деформации и породы пласта ведут себя как упру-гая среда

Из рисунка 1 также видно что снижение дебита скважин в плотных сетках независимо от характера пород и деформации происходит за короткий про-межуток времени Это связано с тем что в этом слу-чае в эксплуатацию одновременно вводится боль-шое количество скважин а это приводит к резкому снижению пластового давления за короткое время давление снижается до 1 МПа Причем в залежах с ползучей средой это время несколько больше чем в залежах с упругой средой (в рассматриваемом при-мере эта разница составляет около 6 месяцев)

На рисунке 2 показано изменение нефтеотдачи пласта при различных плотностях сетки скважин в залежах с упругой и ползучей средой

1 0( )( ) (1 )п P m mmf f m P P mβ γ γ = + + minus + minus

1 11 [ ( ) ]н mf q t fmσ σ= minus +

1 ( )a Pσσ = н

нзап г

qq =

Ω( )( ) ( ) S PP Pa Pϕβ

= minus

( )( ) ( ) ( )атм

S PГ P Pa PPβ ψ σ micro

β

= +

атмГ PГ

βsdot

=( )

( ) ( )

г

н

FF

σψ σ

σ=

( )( )

( )н

г

PP

Pmicro

micromicro

=

н

зап н

Qη =

Ω

39 155 5 МПа( )

7 5 МПаP P

S PP P

+ ge= le

00058 1021 5 МПа( )

001 1 5 МПаP P

a PP P

+ ge= + le

0005( )0( ) P P

н нP emicro micro minus minus=

0 0 1

[ ( ) ][ ( ) ( ) ( )]

нP

п

q P Гf

m a P a P P Pϕ

β σ ϕ

+= minus

prime+ minus

п Pmf mfβ=



2012 3

000

005

010

015

020

025

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

000

005

010

015

020

025

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Из рисунка 2 видно что как текущий так и конечный коэффициент нефтеотдачи в залежах с ползучей средой независимо от плотности сетки скважин больше чем в залежах с упругой средой

Влияние плотности сетки скважин в залежах с упругой и ползучей средой на текущий коэффици-ент нефтеотдачи идентично Так текущий коэффи-циент нефтеотдачи в плотных сетках больше чем в редких сетках Это связано с тем что в плотных

сетках количество скважин больше чем в редких сетках вследствие чего добыча нефти в плотных сет-ках больше чем в редких а это приводит к тому что текущий коэффициент в плотных сетках получается больше чем в редких

Из рисунка 2 видно что конечный коэффициент нефтеотдачи в залежах с упругой и ползучей средой почти не зависит от плотности сетки скважин Это видимо связано с тем что при определении дебита

Рис 1 Изменение дебита скважин в зависимости от времени в залежах с упругой и ползучей

средой в случае квадратной сетки


средой в случае треугольной сетки

Рис2 Изменение нефтеотдачи пласта в зависимостиот времени при различных плотностях сетки

скважин в залежах с упругой и ползучей средой в случае квадратной сетки


скважин в залежах с упругой и ползучей средой в случае треугольной сетки

000010002

00030004000500060007

00080009

001

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

0

0001

0002

0003

0004

0005

0006

0007

0008

0009

001

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

t годыt годы


q н

106 м

3 год

q н

106 м

3 год

η η

A - n = 12

B - n = 20

C - n = 35

- упругая среда

- ползучая среда m1 = 3410-8 (МПасек)-1


AA

A

A

B B

B B

C C

C

C



2012 3

Литература

1 МТАбасов СНЗакиров Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу Нефтяное хозяйство -2005 -9 -С90-92

(MTAbasov SNZakirov Vliyaniye plotnosti setki skvazhin na nefteotdachu Neftyanotnoe hozyaystvo -2005 -9 -S90-92)

2 ГБВижигин ААПилов Влияние плотности скважин на эффективность разработки залежей Нефтяное хозяйство -1981 -12 -С26-29

(GBVizhigin AAPilov Vliyaniye plotnosti skvazhin na effektivnost razrabotki zalezhey Neftyanotnoe hozyaystvo -1981 -12 -S26-29)

3 РНДияшев РГАбдулмазитов РГРамазанов ВТВладимиров АФБлинов Влияние плотности сетки сква-жин на нефтеизвлечение на примере месторождения Татарии МВНИИОЭНГ 1990

(RNDiyashev RGAbdulmazitov RGRamazanov i dr Vliyanie plotnosti setki skvajin na nefteizvlechenie na primere mestorojdeniya Tatarii MVNIIOENG 1990)

4 СНЗакиров Анализ проблемы ldquoПлотность сетки скважин - нефтеотдачаrdquo М Грааль 2002(SNZakirov Analysis of the ldquoWell grid - oil recovery problem M Graal 2002)5 ВДЛысенко Выбор плотности сетки скважин Нефтяное хозяйство -1981 - 8 -С29-32(VDLisenko Vibor plotnosti setki skvazhin Neftyanoe hozyaystvo -1981 - 8 -S29-32)6 БФСазонов Плотность сетки скважин и ее динамика в процессе разработки нефтяной залежи Труды

Гипровостокнефть Разработка эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений Самара -2000 -С25-34

(BFSazonov Plotnost setki skvajin i eye dinamika v protsesse razrabotki neftyanoy zaleji Trudi Giprovostokneft Razrabotka ekspluatatsiya i obustroystvo neftyanyh mestorojdeniy Samara -2000 -S25-34)

скважин расчеты проводились до достижения пла-стового давления значения 1 МПа

Однако время достижения одинакового значения коэффициента конечной нефтеотдачи при различ-ных плотностях разное С увеличением плотности от 12 гаскв (количество скважин меньше) до 4 гаскв (количество скважин больше) время достижения одинакового коэффициента уменьшается

Из рисунка 2 видно что время достижения конеч-ного коэффициента в залежах с ползучей средой во всех плотностях больше чем в залежах с упругой средой Причем в плотных сетках скважин эта раз-ница меньше чем в редких сетках

Следует отметить что характер изменения коэф-фициента нефтеотдачи во времени в залежах как с упругой так и с ползучей средой при различных плотностях сетки скважин отличаются друг от друга

Если при плотных сетках кривые показываю-щие изменение коэф фи цие н та нефтеотдачи имеют резко увеличивающийся характер за короткий про-межуток времени то при редких сетках эти кривые имеют более пологий характер

Необходимо отметить что в начальный период разработки во всех плотностях сетки скважин текущие коэффициенты нефтеотдачи в залежах с ползучей и упругой средой почти совпадают Как было отме-чено выше это связано с тем что из-за небольшого снижения давления породы пласта деформируются незначительно и ведут себя как упругая среда поэто-му дебиты скважин в залежах с упругой и ползучей средой получаются почти одинаковыми и добыча нефти соответственно из залежей с ползучей и упру-гой средами получается одинаковой вследствие этого текущая нефтеотдача получается одинаковой

На рисунках 3 и 4 представлены аналогичные показатели при треугольной сетки при тех же плот-ностях сетки скважин для залежей с упругой и пол-

зучей средамиИз рисунка 3 видно что и при треугольной сетке

скважин дебит скважин в плотных сетках меньше чем в редких Причем как и при квадратной сетке дебит скважин в залежах с более рыхлыми порода-ми (m1 = 10210-8 (МПа∙сек)-1) значительно отличает-ся от дебита скважин в залежах с упругой средой

Из рисунка 3 видно что время снижения пласто-вого давления до 1 МПа при котором прекращались расчеты при треугольной сетке несколько больше чем при квадратной сетке В нашем примере при редких сетках скважин разница составляет почти 05 года (при квадратной сетке время достижения пла-стового давления 1 МПа составляет 85 года а при треугольной сетке - около 8-9 лет)

При плотных сетках как в залежах с упругой так и с ползучей средой эта разница не так уж заметна

Характер изменения коэффициента нефтеотдачи в залежах с ползучей и упругой средой при треу-гольной сетки при различных плотностях проиллю-стрирован на рисунке 4

Из рисунке 4 видно что и в треугольной сетке скважин текущий и конечный коэффициент нефте-отдачи в залежах с упругой средой меньше чем в залежах с ползучей средой В зависимости от свойств пород разница между значениями коэффи-циентов текущей и конечной нефтеотдачи в залежах с упругой и ползучей средой бывают различной Если в пластах с рыхлыми породами разница между значениями коэффициента нефтеотдачи в залежах с упругой и ползучей средой значительна то в зале-жах с более твердой породой эта разница не так заметна

Следует отметить что время достижения конеч-ного коэффициента в залежах с ползучей и упругой средой при треугольной сетке скважин меньше чем при квадратной сетке скважин



2012 3

The influence of rock creep on oil recovery of deposits developed in the natural mode

AMGuliyev RMEfendiyev BZKazimov (Institute Geology of ANAS)

Abstract

In this article the influence of creeping deformation of rocks on oil recovery of the oil deposit is studied by using a uniform grid of wells on a mode of the dissolved gas For the hypothetical deposit developed using a square or triangular grid of wells with various density it is established that oil recovery of a deposit with rock creep can be for 20-25 more than in deposits with a nonlinear - elastic environment

Təbii rejimdə işlənilən yataqların neft veriminə suumlxurların suumlruumlşgəcliyinin təsiri

AMQuliyev RMƏfəndiyev BZKazımov(AMEA Geologiya Иnstitutu)

Xuumllasə

Мягалядя mцнtязяm гуйулар шябяkяси иля щялл олmуш газ реjиmиндя исtисmар олунан нефt йаtаьынын нефtверmя яmсалы сцхурларын сцрцшэяcли дефорmасийасынын tясири mясяляси юйрянилmишдир Kвадраt вя йа цчбуcаглы гуйулар шябяkяси иля ишлянилян щипоtеtик йаtаг tиmсалында mцяййян олунmушдур kи бахылан щалларда сцрцшэяcли mцщиtя mалик йаtаьын нефtверmя яmсалы гейри-хяttи еласtиkи mцщиtли йаtаьа нязярян 20-25 чох ола биляр

7 ВНЩелкачев О подтверждении упрощенной формулы оценивающей влияние плотности сетки сква-жин на нефтеотдачу Нефтяное хозяйство -1984 -1 -С30-33

(VNChelkachev O podtverzhdenii uproshennoy formuly otsenivayushey vliyaniye plotnosti setki skvazhin na nefteotdachu Neftyanoe hozyaystvo -1984 -1 -S30-33)

8 ЮММолокович ППОсипов Основы теории релаксационной фильтрации Казань Казанский Государственный Университет 1987

(YuMMolokovich PPOsipov Osnovi teorii relaksatsionnoy filtratsii Kazan Kazanskiy Gosudarstvenniy Universitet 1987)

9 АМКулиев МАДунямалыев РМЭфендиев БЗКазымов Моделирование разработки глубокозалегаю-щих месторождений с учетом ползучести горных пород Известия НАНА сер ldquoНауки о Землеrdquo -2000 -2 -С18-21

(AMKuliyev MADunyamaliev RMEfendiyev BZKazimov Modelirovanie razrabotki glubokozalegayushih mestorojdeniy s uchetom polzuchesti gornyh porod Izvestiya NANA ser ldquoNauki o Zemlerdquo -2000 -2 -S18-21)

10 АМКулиев РМЭфендиев БЗКазымов СЭТагиева Влияние плотности сетки скважин на газоотдачу залежей с релаксирующими коллекторами Нефтепромысловое дело -2005 -11 -С31-34

(AMKuliyev RMEfendiyev BZKazimov SETagiyeva Vliyaniye plotnosti setki skvazhin na gazootdachu zalezhey s relaksiruyushimi kollektorami Neftepromislovoe delo -2005 -11 -S31-34)

11 КАЦаревич Приближенный способ расчета притока нефти и газа к скважинам при режиме раство-ренного газа Труды МИИ -1947 -5

(KATsarevich Priblijenniy sposob rascheta pritoka nefti i gaza k skvajinam pri rejime rastvorennogo gaza Trudi MII -1947 -5)

12 МДРозенберг САКундин Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа М Недра 1976

(MDRozenberg SAKundin Mnogofaznaya mnogokomponentnaya filtratsiya pri dobiche nefti i gaza M Nedra 1976)

13 ЮПЖелтов Деформация горных пород М Недра 1986(YuPZheltov Rock deformation M Nedra 1986)



2012 3

скважин на газоотдачу залежей с релаксацирующей средой разрабатываемых на режиме истощения

Настоящая работа посвящена исследованию вли-яния плотности сетки скважин на показатели разра-ботки нефтяных месторождений эксплуатируемых равномерной сеткой скважин при режиме раство-ренного газа и установлению влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеотдачи зале-жей с учетом ползучести горных пород

Известно что при разработке нефтяных залежей на режиме растворенного газа вследствие равно-мерного распределения энергии пласта по всей площади нефтеносности скважины целесообразно располагать в виде равномерной сетки Скважины при равномерном размещении обычно располага-ются по квадратной или треугольной сетки и весь пласт как бы делится на одинаковые области влия-ния каждой скважины размеры которой зависят от расстояния между скважинами Границы областей при одновременном вводе скважин в эксплуатацию и одинаковых давлениях эквивалентны непроницае-мым границам

В работе [11] доказано что за область влияния каж-дой скважины с достаточной точностью может быть принята цилиндрическая область с круговым основа-нием равным площади квадрата или шестиугольника который приходится на одну скважину в квадратной или треугольной сетки При этом радиус эквивалент-ного круга если расстояние между скважинами равно 2σ для квадратной сетки равен rk asymp 113σ а для треу-гольной - rk asymp 094σ

Допустим что полосообразная замкнутая залежь разрабатывается при режиме растворенного газа равномерной квадратной (треугольной) сеткой сква-жин с различным значением расстояния между скважинами при одновременном вводе скважин

Дебит нефти из каждой скважины при заданном значении забойного давления будет иметь следую-щий вид [12]

qH = A(Hk - Hc) (1)

где (МПасек)-1

м3(МПасек)-1

k h - соответственно проницаемость и толщина пласта м2 и м Pk и Pc - значения давления соответственно на кон-туре области дренирования (контурное давление) и в скважине МПа Fн(σ) - относительная проницаемость для нефти microн(P) - вязкость нефти МПасекa(P) - объемный коэффициент нефтиrk и rc - соответственно радиус области дренирова-ния и скважины м

Для приближенного расчета Hk - Hk имеем следу-ющее соотношение

(2)

При заданном значении депрессии на пласт ndash ∆P давление на забое скважины Pc определяется следу-

ющим образом Pc(t) = Pk(t) - ∆PДля определения σc(t) используется следующее

соотношение вытекающее из условия постоян-ства газового фактора вдоль линии тока в каждый момент времени

(3)

где

Fc(σ) - относительная проницаемость для газаS(P) - масса газа в единице объема нефти

Из (3) для определения σc(t) получим следующее выражение

(4)

При известных значениях Pk(t) σk(t) и Pc(t) путем итерации из (4) находятся значения σc(t) а затем по формуле (1) определяется дебит скважины Следует отметить что при определении σc(t) в выражении (4) принимается Pk(t) cong P(t) и Pk(t) cong σ(t) (где P(t) и σ(t) являются средневзвешенными по пласту значе-ниями давления и насыщенности) Справедливость этих приближенных равенств по приемлемым для практических расчетов были отмечены в работах многих авторов [12]

Средневзвешенное по пласту давление (P) и насы-щенность (σ) в залежах с ползучей средой могут быть определены с использованием уравнения мате-риального баланса для нефти и газа а также закона ползучести горных пород в виде [9]

(5)

где

P0 - начальное пластовое давление МПаm - текущее значение пористостиm0 - начальное значение пористостиm1 - параметр ползучести (МПасек)-1βn - коэффициент сжимаемости (объемной упруго-сти) горных пород МПа-1

Решая совместно уравнения материального баланса для нефти и газа а также закон измене-ния пористости от давления для пород с ползучей характеристикой для определения величин P σ и m получим следующую систему дифференциальных уравнений

(6)

где

( )( )

( )г

н

FF

σψ σ

σ=

10 00

( ) 1 ( ) exp ( ) ( )t

п mm t P P m t P P dβ γ τ τ = + minus + minus minus minus

int

11

п

mm

β=

0

mmm

=

1

1

( )

( )

( )

P

m

dP f t m Pdtd

f t m Pdt

dm f m Pdt

σ

σ

σσ

=

=

=

10 0 0

0 1 0

[ ( ) ] ( ) ( )( ) ( ) (1 )[ ( ) ( )] ( )

п m mнP

п

q P Г a P P m P P Pa P mf

m a P P a P Pϕ β γ γ

σ ϕ β

+ + + minus + minus= minus

primeminus +

( ) ( )1 ( )2 ( ) ( ) ( ) ( )

н k н ck c k c

н к k н c c

F FH H P P

P a P P a Pσ σ

micro micro

minus = + minus

( ) ( )( ) ( ) ( )

( )( ) ( )

k ck k н k k

cc н c c

S P S PP P a P

P P a P

ψ σ microβψ σ

micro

minus+

=

( )( ) ( )

k

c

Pн

k cнP

FH H dP

P a Pσ

microminus = int

21ln2

k

c

khArr

π=

minus

βmicroσψ

βmicroσψ )()()()()()()()( k

kkнkkc

ccнccPSPaPPPSPaPP +=+



2012 3







P0 = 40 МПа βн = 2510-3 МПа-1 m0 = 02 β = 08














1 ( )a Pσσ = н

нзап г

qq =

Ω( )( ) ( ) S PP Pa Pϕβ

= minus

( )( ) ( ) ( )атм


β

= +

атмГ PГ

βsdot

=( )

( ) ( )

г

н

FF

σψ σ

σ=

( )( )

( )н

г

PP

Pmicro

micromicro

=

н

зап н

Qη =

Ω

39 155 5 МПа( )

7 5 МПаP P

S PP P

+ ge= le

00058 1021 5 МПа( )

001 1 5 МПаP P

a PP P

+ ge= + le

0005( )0( ) P P


0 0 1

[ ( ) ][ ( ) ( ) ( )]

нP

п

q P Гf

m a P a P P Pϕ

β σ ϕ

+= minus

prime+ minus

п Pmf mfβ=



2012 3

000

005

010

015

020

025

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

000

005

010

015

020

025

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9













000010002

00030004000500060007

00080009

001

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

0

0001

0002

0003

0004

0005

0006

0007

0008

0009

001

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9



q н

106 м

3 год

q н

106 м

3 год

η η

A - n = 12

B - n = 20

C - n = 35




AA

A

A

B B

B B

C C

C

C



2012 3



























2012 3



Abstract




Xuumllasə

















2012 3







P0 = 40 МПа βн = 2510-3 МПа-1 m0 = 02 β = 08














1 ( )a Pσσ = н

нзап г

qq =

Ω( )( ) ( ) S PP Pa Pϕβ

= minus

( )( ) ( ) ( )атм


β

= +

атмГ PГ

βsdot

=( )

( ) ( )

г

н

FF

σψ σ

σ=

( )( )

( )н

г

PP

Pmicro

micromicro

=

н

зап н

Qη =

Ω

39 155 5 МПа( )

7 5 МПаP P

S PP P

+ ge= le

00058 1021 5 МПа( )

001 1 5 МПаP P

a PP P

+ ge= + le

0005( )0( ) P P


0 0 1

[ ( ) ][ ( ) ( ) ( )]

нP

п

q P Гf

m a P a P P Pϕ

β σ ϕ

+= minus

prime+ minus

п Pmf mfβ=



2012 3

000

005

010

015

020

025

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

000

005

010

015

020

025

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9













000010002

00030004000500060007

00080009

001

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

0

0001

0002

0003

0004

0005

0006

0007

0008

0009

001

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9



q н

106 м

3 год

q н

106 м

3 год

η η

A - n = 12

B - n = 20

C - n = 35




AA

A

A

B B

B B

C C

C

C



2012 3



























2012 3



Abstract




Xuumllasə

















2012 3

000

005

010

015

020

025

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

000

005

010

015

020

025

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9













000010002

00030004000500060007

00080009

001

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

0

0001

0002

0003

0004

0005

0006

0007

0008

0009

001

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9



q н

106 м

3 год

q н

106 м

3 год

η η

A - n = 12

B - n = 20

C - n = 35




AA

A

A

B B

B B

C C

C

C



2012 3



























2012 3



Abstract




Xuumllasə

















2012 3



























2012 3



Abstract




Xuumllasə

















2012 3



Abstract




Xuumllasə















Documents

УДК 622.276.4;622.276.6 ВЛИЯНИЕ ПОЛЗУЧЕСТИ ГОРНЫХ …proceedings.socar.az/uploads/pdf/12/Kuliev_32-37.pdf · (Институт геологии НАНА)