Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

Если принять RK равным половине расстояния между со­ седними скважинами, а гс равным радиусу гсд скважины по до­ лоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с ис­ пользованием графиков В. И. Щурова или результатов иссле­ дования при неустановившихся режимах), то определим гидро­ проводность пласта

При гс — гсв, несовершенство скважины учитывается в е. Если И известно по результатам лабораторного исследования глу­ бинных проб жидкости, h определено геофизическими или де­ битометрическими методами, то найдем проницаемость

Индикаторная диаграмма в случае притока вязкопластич­ ной нефти показана на рис. 2.7,а (см. § 2.9) и на рис. 5.4, а (линия 5). Коэффициент продуктивности определяется по фор­ муле

При искривлении индикаторной диаграммы надежность ре­ зультатов обработки невысокая. Причинами искривления инди­ каторных диаграмм можно назвать в соответствии с линиями на рис. 5.4, а: 2 — при р3^Р н нарушение закона Дарси (инерцион­ ные сопротивления), зависимость проницаемости (деформации

кона Дарси в случае превышения критической депрессии (при р3^грн), выделение газа из нефти (газированная нефть при

Р з < Р н ); 4 — подключение пропластков (см. также § 2 .9), пере­ ток между пластами, неустановившиеся процессы в пласте. Искривления индикаторных диаграмм нагнетательных скважин (см. рис. 5.4,6) могут быть вызваны нарушением закона Дарси (линия 2') или деформацией трещин (линия 3'). Следует под­ черкнуть, что названные причины во многих случаях проявля­ ются совместно. Если можно выделить причину искривления, то при обработке индикаторных линий следует обратиться к со­ ответствующим расчетным формулам, изучаемым в курсе под­ земной гидрогазодинамики и описанным в справочниках. В об­ щем случае уравнение притока можно записать в виде степен­ ной зависимости:

линий 1 > я ^ 0 ,5 , для вогнутых — п> 1, для прямых — п= 1). Неизвестными могут являться Ко, п и рпл, которые вычисляем из

рпл известно, то для интервалов изменения Ар можно устано­ вить Ко (Ар).

Фильтрацию можно описать также двучленной формулой

для графического определения коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В которой индикаторную линию перестраи­ ваем в прямую в координатах Ap/Q от Q. Тогда А и В находим соответственно как отрезок на оси ординат и угловой коэффи­ циент прямой, причем А = 1/Ко (Ко— коэффициент продуктив­ ности) .

При притоке газированной нефти обработка данных исследо­ вания осуществляется с использованием функций Христиановича (см. § 2.3), т. е.

I и III жидкость с расходом Л-Qi перетекает в пласт //, так как Рпл//<р31. Приведенные пластовые давления в I и III пластах

углов X можно определить коэффициенты продуктивности каж­ дого пласта и объекта в целом.

§5.5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

ИПЛАСТОВ ПРИ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неод­ нородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в полу­ чении и обработке кривой изменения давления во времени.

Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы (де­ бита или приемистости) и последующем измерении изменения давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реа­

гирующей скважины. Забойное давление измеряют глубинным (скважинным) абсолютным или дифференциальным маномет­ ром на установившемся режиме при эксплуатации в течение не менее 30 мин, а изменение давления — до 2—10 ч, что устанав­ ливается опытом. Можно исследовать скважины всех категорий (добывающие, нагнетательные, наблюдательные, пьезометриче­ ские). Особенности исследования определяются способом экс­ плуатации. Теория исследования разработана для условий уп­ ругого режима при р3^ р н. Допускается проводить исследова­ ние добывающих скважин при p3< p H (но не более чем на 15%), если в районе скважины рПл>Рн■Базируется исследова­ ние на использовании основной формулы упругого режима (2.85).

Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.

Метод восстановления давления

Исследование выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во вре­ мени. С использованием метода суперпозиции, как известно из подземной гидрогазодинамики, основная формула упругого ре­ жима в данном случае записывается в виде

где Др=р3(0 —Рзо — увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся

4nkh

Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (5.19), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят каса­ тельную, поэтому метод обработки называется методом каса­

Рис. 5.7. Типичные кривые восстановления давления в зонально-неоднород­ ном с двумя (а) и тремя (б) зонами, разделенными прямолинейной (а, б) и круговой (в) границами, и трещиновато-пористом (г) пластах

наблюдаться при улучшении (линия 2) или ухудшении (линия 3) проницаемости и пьезопроводности во второй зоне пласта, при наличии между двумя зонами с одинаковыми фильтрацион­ ными свойствами зоны с улучшенными (линия 4) или ухудшен­ ными (линия 5) свойствами, при замещении коллектора неколлектором (линия 6), при наличии зоны с постоянным давле­ нием, например в виде контура питания (линия 7). Другими причинами искажения прямой может быть наличие зон с раз­ личной степенью проявления аномальных свойств нефти, упругоемкости трещин и проницаемости пористых блоков в трещино­ вато-пористом пласте. Обрабатывая соответствующим образом эти зависимости, можно определить фильтрационные параметры

иразмеры зон, параметры трещиновато-пористого пласта. Продолжающийся приток обусловлен не мгновенным закры­

тием скважины на устье (должно быть мгновенное закрытие на забое), сжатием газированного столба жидкости в скважине и повышением уровня жидкости в неполной скважине, соответст­ вующим повышению р3. Продолжающийся приток можно изме­ рить чувствительным скважинным дебитомером и косвенно оп­ ределить по изменениям устьевого и затрубного давлений или уровней жидкости в скважине. Существует болёе 30 методов учета этого притока. Их можно разделить на две группы: диф­ ференциальные и интегральные. В группе дифференциальных методов учитывается текущий расход, а в группе интеграль­ ных — накапливающийся объем притекающей жидкости, по­ этому последние более точные. Эти методы позволяют увели­

где V (t) — накопленный приток жидкости в скважину за время исследования t. Для выполнения этого условия только в мало­ дебитных скважинах требуется большое время.

продуктивности. Принципы учета получаемой информации при проектировании, анализе и регулировании разработки нефтя­ ного месторождения рассмотрены в предыдущих главах.

Установление режима работы скважины

Установить технологический режим работы скважины — это значит выбрать такие параметры эксплуатационного оборудо­ вания (скважинного подъемника), которые обеспечивают полу­ чение на поверхности (на дожимной насосной станции или на пункте сбора) заданного дебита при соответствующем забойном давлении согласно уравнению притока (5.14). С позиций при­ тока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи (охраны недр) и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С по­ зиций подъема продукции на поверхность заданный максималь­ ный дебит, который можно получить из скважины при выпол­ нении требований рациональной эксплуатации залежи и ра­ ционального использования эксплуатационного оборудования, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значения заданного дебита или забойного давления устанавливаются проектом разработки. Однако по мере даль­ нейшего изучения залежи и изменения условий разработки воз­ никает необходимость их уточнения. Технологический режим определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводненность), газа (газовый фактор), песка в зависимости от депрессии (или забойного давления), и регулировочных кри­ вых, которые представляют собой зависимость дебита и дру­ гих показателей от параметров эксплуатационного оборудо­ вания.

При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами. Дебит скважин ограничивается геолого-технологическими и тех­ ническими причинами. К первым можно отнести следующие: степень устойчивости пород продуктивного пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа (о предельном безводном и безгазовом факторе см. § 2.5); необходимость обеспечения р3^0,75рн (см. § 2.3); необходи­

сту (при режимах газонапорном и растворенного газа); необ­ ходимость обеспечения равномерного стягивания ВНК и ГНК и предотвращения прорывов воды и газа. Техническими при­ чинами являются недостаточная прочность обсадной колоцны и возможное смятие ее при значительном снижении р3; ограни-

ченная мощность эксплуатационного оборудования (см. также § 4.1); минимальное забойное давление фонтанирования; вред­ ное влияние газа на работу скважинных насосов и др. Таким образом, геолого-технологические и технические причины огра­ ничивают значения р3, обусловливающего дебит скважины. Не­ ограниченный отбор жидкости допустим в скважинах либо ма­ лодебитных, эксплуатирующих истощенные пласты с низким Рпл, когда они удалены от ГНК или ВНК, а динамический уро­ вень жидкости снижается до кровли или даже до подошвы продуктивного пласта, либо в сильно обводненных (более 80 %) при форсировании отборов (см. § 3.3). В обоих случаях должны отсутствовать образование песчаных пробок в стволе, рост га­ зового фактора и обводненности продукции. При назначении неограниченного отбора стремятся достичь потенциального де­ бита скважины, а ограничиваться дебит может технико-техно­ логическими возможностями оборудования по подъему жидко­ сти на поверхность. Такой отбор назначают обычно на поздней стадии разработки.

Установление целесообразности воздействия на призабойную зону пласта

В уравнении притока (5.14) величина рпл не является регу­ лируемой применительно к конкретной скважине. Показатель степени п косвенно зависит от коэффициента пропорционально­ сти Ко- При л=1 коэффициент пропорциональности численно равен коэффициенту продуктивности

с целью увеличения проницаемости k или расширения рабо­ тающего интервала h. Целесообразно при выборе метода воз­ действия использовать результаты послойного изучения разреза дебитометрическими, термодинамическими и геофизическими методами, что позволит выделить влияние k и h на величину е и оценить качество вскрытия пласта и освоения скважины. При определении приведенного радиуса гс оцениваются каче­ ство вскрытия перфорацией и коэффициент совершенства сква­ жины. Уменьшение k, h и гс, а для аномальных нефтей также рост эффективной вязкости, зависящей от созданной депрессии, обусловливают дополнительные фильтрационные сопротивления

в призабойной зоне и, как следствие, уменьшение производи­ тельности скважины. Эти изменения относят либо к проницае­ мости, либо к приведенному радиусу. Ухудшенную зону рассма­ тривают также как тонкий слой (скин), а ее влияние на произ­ водительность скважины называют скин-эффектом. Величину скин-эффекта можно определить по формуле В. Н. Щелкачева

ные обозначения см. § 5.5. Из уравнения (5.30) следует, что скинэффект выражает потерю полезной депрессии вследствие допол­ нительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне. При загрязнении призабойной зоны (k > k x) величина S поло­ жительна, а при k<k\ — отрицательна. Ю. А. Балакиров реко­ мендует kyRKи ku гсд определять по кривым соответственно вос­ становления и падения (после подлива) давления.

Исследованиями П. Полларда, Н. П. Лебединца, Р. М. Минчевой и Ю. А. Балакирова разработана методика оценки скин-эффекта и типа коллектора по разностным кривым восста­ новления давления. Тип коллектора и наличие скин-эффекта ка­ чественно можно установить по конфигурации кривой восстанов­

после закрытия скважины; р3( 0 — забойное давление в момент времени t после остановки скважины. Для обработки кривой восстановления давления используется уравнение, которое в об­ щем виде для сложной фильтрационной системы выражается многочленом, а для трещиновато-пористого пласта принимает вид трехчлена:

рк— рз (0 = А е - “>' + в е -ъ ( + (рк— Рзо— А — В) е - 'Ч (5.32)

где р3 о— давление на забое работающей скважины перед оста­ новкой; А, В, аь 0 2 , аз — постоянные коэффициенты при усло­ вии р„л>рщ причем а|< ;аз< аз.