CC BY
47
Вестник технологического университета. 2016. Т.19, №я13
УДК 532.546
С. П. Плохотников, А. С. Климова, Р. Х. Низаев, И. А. Гуськова, Р. Ш. Назмутдинов
ЗАВИСИМОСТЬ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ОТ СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ
Ключевые слова: предельный градиент давления, подвижность нефти, коэффициент нефтеизвлечения.
В работе рассмотрена зависимость разработки нефтяных месторождений от структурно-механических свойств нефти на примере бобриковского горизонта Мельнинского поднятия Мельнинского месторождения. Установлено, что в расчетах необходимо учитывать предельный градиент сдвига. Выявлено, что плотность сетки скважин, эффективная при расчете ньютоновской нефти, может быть нерациональна при расчете с учетом предельного градиента сдвига.
Keywords: the limiting pressure gradient, mobility of oil, the oil recovery factor.
The paper discusses the dependence of oil field development from the structural-mechanical properties of oil on the example of the bobrikovsky horizon Melinskogo raising Melinskogo field. It is established that in the calculations it is necessary to consider the ultimate shear gradient. It is revealed that the mesh density of the wells, sufficient to compute the Newtonian oil may be unsustainable in the calculation based on maximum shear gradient.
Введение
В связи с тем, что многие месторождения находятся в завершающей стадии разработки, увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов нефти и сложность их добычи. Соответственно увеличивается доля нефти с неньютоновскими свойствами, которой свойственно проявление такого качества, как предельный градиент сдвига. Экспериментально установлено, что проявление предельного градиента сдвига происходит даже в случае фильтрации воды [1]. Предельный градиент давления при фильтрации через пористую среду определяется как свойствами жидкости, так и проницаемостью коллектора.
где а - безразмерный коэффициент, зависящий от структуры порового пространства; т0 -начальное напряжение сдвига; к - проницаемость среды.
Разработчики ввели такое понятие как подвижность нефти, которое является отношением проницаемости породы коллектора к вязкости флюидов его насыщающих. Параметр подвижности нефти не учитывает, что вязкость нефти может зависеть от скорости ее течения и соответственно от перепада давления в этой области порового пространства в пласте. Как показывает практика, перепад давления меняется в течение времени в зависимости от стадии разработки залежей, близости расположений нейтральных линий тока, режима нагнетания, режимов работы как добывающих, так и нагнетательных скважин.
Зависимость разработки нефтяных месторождений от структурно-механических свойств нефти
Рассмотрим неньютоновское движение жидкости на бобриковском горизонте Мельнинского поднятия Мельнинского месторождения. В данном случае вязкость составляет на данном участке 315,2 мПас.В модели условно меняется данная вязкость и приобретает значения от 5 до 600 мПас. Расчет
проводился на прогноз до 2065 г. не ний вид поднятия приведен на рисунке 1.
и х
L* 3 М Ч^Р
• Л
J А
Рис. 1 - Распределение нефтенасыщенности на Мельнинском поднятии Мельнинского месторождениях
Были произведены многочисленные расчеты, где менялся параметр вязкости нефти, и при каждой вязкости производились расчеты с разными значениями предельного гидродинамического давления сдвига (111 ДС), чтобы определить, насколько сильно влияют структурные свойства нефти при определенной вязкости.
На рис. 2 представлены критические значения предельных гидродинамических давлений сдвига при разной вязкости нефти, выше которых разница в расчетах в накопленной добыче нефти по сравнению с вариантом без учета ПГДС через 47 лет составляет более 5% в условиях Мельнинского нефтяного месторождения. Именно такая погрешность была принята за критический, так как в процессе адаптации истории разработки погрешность накопленной добычи жидкости и нефти должна быть не более 5%.
Как видно из рисунка 2, при увеличении динамической вязкости нефти значения ПГДС увеличиваются.
На рис. 3 представлена зависимость накопленной добычи нефти от ПГДС при данной вязкости 315,2 мПас на Мельнинском месторождении.
Вестник технологического университета. 2016. Т.19, №13
вязкость, мПа с Рис. 2 - Критические значения предельных гидродинамических давлений сдвига в зависимости от вязкости
Рис. 3 - Зависимость накопленной добычи нефти от ПГДС
Предельный градиент давления сдвига, атм/пл
Рис. 4 - Зависимость КИН от значений предельных градиентов давления сдвига для бобриков-ского горизонта Мельнинского поднятия Мель-нинского месторождения
Как видно из рис. 3, при ПГДС, равной 0,05 атм/м, происходит незначительное снижение накопленной добычи нефти. Как было представлено на рис. 2, можно по графику найти критическое значение ПГДС, при которым накопленная добыча за этот период будет различаться на 5%. При данной вязкости, на этом месторождении это значение составило 0,134 атм./м.
На рис. 4 представлена зависимость коэффициента нефтеизвлечения (КИН) от предельных значений градиента сдвига. Как видно из рисунка, при задании предельного градиента 0,25 атм/м коэффициент нефтеизвлечения падает на 4,5%.
Как это уже известно, коэффициент нефтеизвле-чения является одной из самых важных величин при разработке нефтяных месторождений. Он состоит из двух составляющих в уравнении и находится как
произведение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата.
Коэффициент охвата напрямую связан с плотностью сетки скважин. Коэффициент нефтеизвлечения можно так же выразить таким образом:
П = А • е-"'5", где А характеризует произведение коэффициентов вытеснения и заводнения, а - коэффициент пропорциональности, зависящий от коллекторских свойств пласта и насыщающих его жидкостей; £ - плотность сетки скважин, Га/скв.
Логично предположить, что при одинаковой неоднородности пласта для залежей, течение жидкости в которых подчиняется ньютоновским законам и для залежей, в которых не подчиняется, должны использоваться разные плотности сетки скважин для разработки залежей.
Если известно значение начального градиента сдвига нефти в пористой среде, которое можно установить экспериментально по результатам гидродинамических исследований скважин [2] или в лабораторных условиях, можно рассчитать радиус зон дренирования г для каждой скважины и, основываясь на этом, рассчитать оптимальную плотность сетки скважин, необходимую для разработки каждого объекта.
Опираясь на труды сотрудников ТатНИПИнефти [3] и результаты проведенных исследований, была выявлена формула для нахождения коэффициента а, соответствующая для неньютоновских жидкостей, которая позволит более точно определить коэффициент извлечения нефти:
а = 2,675 + 0,255 • V - 0,0272 • —, ^ = к054у •
У-"1 = к,.• © , где Ур2 - квадрат коэффициента вариации расчетной неоднородности; - эффективная вязкость, мПа-с; к05(у - коэффициент Оствальда; т - показатель неньютоновского поведения^ - скорость сдвига, с-1.
Заключение
В результате исследований было установлено, что в расчетах необходимо учитывать предельный градиент сдвига. Выявлено, что плотность сетки скважин, эффективная при расчете ньютоновской нефти, может быть нерациональна при расчете с учетом предельного градиента сдвига.
Литература
1. Арье А.Г. Физические основы фильтрации подземных вод. -М.: Недра, 1984. - 101 с.
2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. - М.: Недра, 1993. - 416 с.
3. Бакиров И.М. Совершенствование технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений: авторефератдис. канд. техн. наук / ТатНИПИнефть.- Бугульма, 2003. - 25 с.
© С. П. Плохотников, д.т.н., проф. каф. ИПМ КНИТУ, plokhotnikov@kstu.ru; А. С. Климова, к.т.н., ддоц ой же кафедры, klangelica@yandex.ru; Р. Х. Низаев, д.т.н., зав. лаб .ОРНМ ТатНИПИнефть, ПАО «Татнефть»; И. А. Гуськова, д.т.н., проф. каф. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» АГНИ, guskovaagni1@rambler.ru; Р. Ш. Назмутдинов, инженер ТатНИПИнефть, ПАО «Татнефть», nazmutdinov@tatnipi.ru.
© S. P. Plohotnikov, doctor of technical sciences, professor of Department Informatics and Applied Mathematics, RNRTU, plokhotnikov@kstu.ru; A. S. Klimova, Candidate of technical sciences, Associate Professor of Department Informatics and Applied Mathematics, RNRTU, klangeli-ca@yandex.ru; R. H. Nizaev, doctor of technical sciences, professor department of working out of oil deposits, TatNIPIneft; I.A. Guskova, doctor of technical sciences, professor of chair "Development and operation of oil and gas fields", Almetyevsk state oil Institute, guskovaagni1@rambler.ru; R. S. Nazmutdinov, engineer, TatNIPIneft, nazmutdinov@tatnipi.ru.
