Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме - это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.
Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например, в процессе разработки месторождения, с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Упругий режим с точки зрения физики - расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т.е. нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.
С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ, и режим пласта изменится - упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.
Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач по разработке нефтяных месторождений.
|
|
1. При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.
На основе теории упругого режима создан наиболее известный в практике разработки нефтяных месторождений метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД). Технологически этот метод состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом q до достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой (рис.5.1) опускают глубинный манометр, способный регистрировать изменение давления на забое скважины во времени t. В некоторый момент времени, условно принимаемый за начальный(t = 0), закрывают исследуемую скважину.
Давление на ее забое Рс начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового 
(контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважинами.
В каждой исследуемой скважине давление может восстанавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления определяют на основе соответствующего решения задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопроводность пласта. На рис. 5.2 показана типичная фактическая кривая восстановления забойного давления в виде зависимости 
.
Рис.5.1 - Схема скважины при исследовании методом восстановления давления
1 - ролик подъемного устройства; 2 - канат (кабель);3 - задвижка;
4 - скважина; 5 - глубинный манометр; 6 - пласт.
|
|
Рис.5.2 -Кривая восстановления забойного давления в скважине:
1-точки фактических измерений забойного давления глубинным манометром
2. При расчетах перераспределения давления в пласте и соответственно изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.
Эти расчеты используют, в частности, для интерпретации данных “гидропрослушивания” пласта, осуществляющегося следующим образом. В момент времени 
производят, например, пуск в работу скважины А с дебитом 
(рис.5.3). На забое остановленной скважиныВ, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного давления 
.
На рис. 5.3 слева показаны “волны” понижения пластового давления 
, а справа типичная фактическая кривая понижения давления в прослушиваемой скважине.
По скорости и амплитуде понижения давления 
можно оценить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скважинами А и В. Если же в скважине В не происходит изменения давления, т.е. она не прослушивается из скважины А, то считают, что между этими скважинами существует непроницаемый барьер (тектонический сдвиг, участок залегания непроницаемых пород и т.д.).
Рис.5.3 -Кривая понижения давления в прослушиваемой скважине
Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для определения охвата пласта воздействием и регулирования его разработки.
3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения.
|
|
Если нефтяное месторождение разрабатывается без воздействия на пласт и это месторождение окружено обширной водоносной областью с достаточно хорошей проницаемостью пород в этой области, то отбор нефти из месторождения и понижение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из законтурной в нефтеносную область разрабатываемого пласта.
На рис.5.4 показана схема нефтяного месторождения с равномерным расположением скважин, разрабатываемого на естественном режиме. В процессе отбора из пласта вначале нефти, а затем нефти с водой пластовое давление изменится по сравнению с начальным 
, которое сохранится в водоносной части на некотором, постоянно увеличивающемся, удалении от контура нефтеносности.
В нижней части этого рисунка показана эпюра пластового давления вдоль разреза пласта по линии АА'. Как видно из этой эпюры, вблизи внешнего 1 и внутреннего 2 контуров нефтеносности пластовое давление резко снижается в результате роста фильтрационного сопротивления при совместной фильтрации нефти и воды, затем плавно изменяется по площади. Вблизи добывающих скважин 3, естественно, возникают воронки депрессии и забойное давление в скважинах составляет 
. Построив изобары 5 (линии равного пластового давления), можно определить средневзвешенное пластовое давление Р (см. рис. 5.4), которое в процессе разработки месторождения на естественном режиме будет уменьшаться со временем. Если вблизи контура нефтеносности имеются наблюдательные (пьезометрические) скважины 4, то замеряют изменение давления на контуре 
в этих скважинах, при этом считая, что пьезометрические скважины находятся на некотором условном контуре нефтеносности 6. Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средневзвешенного пластового давления 
или контурного 
. По отбору жидкости из нефтяной залежи с корректировкой на изменение упругого запаса можно определить изменение во времени отбора воды из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из законтурной области пласта равен темпу отбора жидкости из нефтяной залежи 
. Пусть, например, на месторождении имеются пьезометрические скважины и по глубинным замерам определено изменение в них давления 
за некоторый начальный период разработки месторождения Dt1.
Рис.5.4 -Схема нефтяного месторождения и изменения пластового давления:
1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности;
3 - добывающие скважины; 4 - пьезометрические скважины; 5 - изобары;
6 - условный контур нефтеносности; 7 - эпюра пластового давления вдоль разреза месторождения по линии АА'
Фактическое изменение 
показано на рис.5.3, а на рис.5.4 – изменение 
за начальный период Dt1и за весь период разработки месторождения. Естественно, в начальный период Dt1разработки отбор жидкости из месторождений в связи с его разбуриванием и вводом в эксплуатацию скважин возрастает. За этот период и определено фактическое изменение давления на контуре 
. При t>t1 отбор жидкости из месторождения изменяется иначе, чем в начальный период: он сначала стабилизируется, а в поздний период разработки снижается.
Поэтому просто экстраполировать изменение 
по имеющейся зависимости 
за начальный период разработки Dt1нельзя, так как темп отбора жидкости изменится при t>t1. Изменение 
прогнозируют на основе решения соответствующих задач теории упругого режима.
4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.
Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного заводнения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтурной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С повышением давления на линии нагнетания приток воды в нефтенасыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода начнет утекать в законтурную область.
Рис.5.5 -Зависимость 
от времени t. Рис.5.6 - Зависимость 
от времени t.
1 - фактическое (замеренное в скважинах) контурное давление за период 
2 - возможные варианты изменения 
при различных 
При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться решение задачи упругого режима, когда на контуре нагнетательных скважин (рис.5.7) задано давление 
, а требуется определить расход воды, утекающей в законтурную область пласта.
Рис.5.7 -Схема разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения
1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности;3 - добывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины; 5 - контур нагнетательных скважин
5. При определении времени, в течение которого в каком - либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.
Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с применением внутриконтурного заводнения при однорядной системе разработки. Пусть в какой-то момент времени t=0 были остановлены первый и второй ряды нагнетательных скважин, а в момент времени их вновь включают в эксплуатацию.
Процессы вытеснения нефти водой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. Поэтому можно считать, что спустя некоторое время после пуска нагнетательных рядов, в пласте между добывающим и нагнетательным рядами наступит период медленно меняющегося распределения давления (при постоянстве расходов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из пласта жидкости), т.е. упругий режим закончится и создается почти установившийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима.
Для того чтобы осуществлять расчеты процессов разработки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо прежде всего получить дифференциальное уравнение этого режима, при выводе которого исходят из уравнения неразрывности массы фильтрующегося вещества в виде:
| (5.1) |
Пористость пласта m нелинейно зависит от среднего нормального напряжения s. Однако в диапазоне изменения давления от доли единицы до 10 МПа зависимость пористости от среднего нормального напряжения можно считать линейной, а именно
| (5.2) |
Здесь bc- сжимаемость пористой среды пласта; s0- начальное среднее нормальное напряжение.
Используем связь между горным давлением по вертикали 
(
, g - удельный вес вышележащих горных пород, Н/м3, Н- глубина залегания пласта), средним нормальным напряжением sи внутрипоровым (пластовым) давлением Р, определяемую формулой:
| (5.3) |
Из формулы (5.3) следует, что при 
| (5.4) |
Учитывая (5.2) и (5.4), получим
| (5.5) |
Плотность фильтрующейся в пласте жидкости в первом приближении линейно зависит от давления Р, т.е.
| (5.6) |
где bж - сжимаемость жидкости; r0- плотность жидкости при начальном давлении Р0.
Из (5.6) имеем
| (5.7) |
Используя закон Дарси и считая проницаемостьkи вязкость жидкости mне зависящими от координаты, имеем
| (5.8) |
Подставим (5.5), (5.7) и (5.8) в (5.1). В результате получим следующее выражение:
| (5.9) |
Учитывая незначительную сжимаемость жидкости, в формуле (5.9) можно положить 
. Тогда окончательно получим дифференциальное уравнение упругого режима в следующем виде:
 ;  ; 
| (5.10) |
Здесь c и b- соответственно пьезопроводность и упругоемкость пласта.
Решение уравнения упругого режима позволяет рассчитывать изменение давления во времени в каждой точке пласта. Однако при грубых оценках возможностей разработки нефтяных месторождений при упругом режиме используют понятие об упругом запасе месторождения, его части или законтурной области. Упругий запас - это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное, предельное, исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения, значение. Упругий запас обычно определяют по формуле линейного закона сжимаемости пласта.
 
| (5.11) |
где DVn - изменение порового объема, т. е. непосредственно упругий запас пласта объемом V; Vn и DP - абсолютные величины.