книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

Разность обобщенных функций Христиановича Ян — Яс можно определить также по промысловым данным, если имеются результаты исследования сква­ жины при последовательном снижении забойного давления от значения, большего давления насыщения, до значения, меньшего давления насыщения. В этом слу­ чае искомую величину Ян — Яс вычисляют по формуле

где qi — объемный дебит при давлении выше давления насыщения; q — то же, при давлении ниже давления насыщения; рк — динамическое пластовое давле­ ние в области исследуемой скважины при ее отключении; р1 — забойное давле­ ние при дебите qv

Если измерен мгновенный дебит qa скважины при забойном давлении, рав­

Зная последовательность значений q для убывающей последовательности значе­ ний рс, а также значения величин qx и рхили qH и рн. можно вычислить соот­ ветствующие им значения Ян — Яс:

По известному значению Ян— Яс для заданного забойного давления можно получить формулы интерференции для рядов скважин.

Для полосообразной залежи:

сгпгт [(Рк — Рн) + Р (Рн) Мн (Рн) (Ян — ЯСх)] = Р (Рн)

/ = 2

где L,, Ьф и L/ — расстояния от контура питания соответствен© до начального положения водонефтяного контакта, до фронта вытеснения t-ro ряда скважин. Для круговой залежи:

171

Радиусы зон разгазирования

Приведенные формулы для полосообразной и круговой залежи позволяют выполнить расчеты интерференции рядов скважин как для заданных дебитов, так и для заданных забойных давлений.

Определение дебитов при заданных забойных давлениях

Для этого случая предлагается следующий порядок расчетов:

1) определение разности функций Нн — НС] для всех рядов скважин по про­ мысловым данным с помощью зависимости (VII.86) или (VI1.80);

2) определение дебитов скважин для всех рядов: для полосообразной залежи по формулам (VII.87), (VII.88), для круговой — по формулам (VII.89) и (VII.90); 3) определение радиусов зон разгазирования во всех рядах по формуле

(VII.91).

Необходимо отметить, что указанные системы уравнений действительны для всех точек пласта с начала процесса не во всех случаях.

Как и в случае, рассмотренном в § 4 данной главы, в пласте длительное время могут существовать зоны, в которых приток нефти к скважине будет осу­ ществляться практически при режиме растворенного газа.

Рассмотрим положения, когда в пласте существуют лишь отдельные зоны разгазирования вокруг отдельных скважин, не смыкающиеся друг с другом.

1. Во всем пласте сначала осуществляется смешанный режим вытеснения газированной нефти водой. Приведенные системы уравнений действительны во всем пласте и расчет интерференции проводится по ним таким же образом, как и при обычном водонапорном режиме.

2.Все зоны разгазирования сливаются друг с другом, изобара, на которой давление равно давлению насыщения ря, является линией, расположенной между контуром питания и первым рядом скважин.

3.В нескольких первых рядах скважин наблюдаются воронки разгазиро­ вания вокруг отдельных скважин и сплошная зона разгазирования у последу­ ющих рядов.

Во втором и в третьем случае системами уравнений интерференции рядов скважин (VII.87), (VI1.88) и (VII.89), (VI1.90) непосредственно для всего пласта нельзя пользоваться.

В обоих этих случаях так же, как это было сделано в предыдущем параграфе этой главы, пласт условно расчленяется на две части, в первой из которых при­ нимается существование смешанного режима вытеснения газированной нефти водой, а во второй — режима растворенного газа. В первой области приток

расчеты проводят следующим образом.

Для начального момента времени считаем, что только один первый ряд работает на режиме вытеснения газированной нефти водой, а все остальные ряды — при режиме растворенного газа. Заменив в этих рядах площадь, при­ ходящуюся на одну скважину каждого ряда, равновеликим по площади кругом, рассчитаем для этих рядов приток жидкости к скважинам по формулам режима растворенного газа.

Приток нефти к скважинам первого ряда определим для полосообразной залежи по формулам (VII.87) и (VII.88), а для круговой — по формулам (VII.89) и (VI1.90).

Время продвижения контура нефтеносности до момента перехода второго ряда на напорный режим рассчитываем обычными методами для течения не­ сжимаемой жидкости по дебитам одного первого ряда.

172

Время перехода второго ряда на напорный режим определяем аналогично изложенному Еыше следующим образом.

Придавая контуру нефтеносности ряд последовательных положений от его первоначальною положения до скважин первого ряда, вычислим по формулам интерференции при одновременной работе двух рядов дебит скважин второго ряда.

Формулы интерференции, необходимые для этого расчета: при полосообраз­ ной залежи — (VII.87) и (VII.88), при круговой — (VII.89), (VI1.90), в которых полагают п = 2.

Далее определяем время, соответствующее продвижению контура нефте­ носности до каждого из этих положений, по дебитам скважин двух совместно работающих рядов.

Определив таким образом дебит скважин второго ряда как функцию времени, сравним его с дебитом скважин этого же ряда, рассчитанным при режиме раство­ ренного газа.

Пока дебит скважин, рассчитанный по формулам режима растворенного газа, будет больше соответствующего дебита, рассчитанного по формулам интер­ ференции двух первых рядов при напорном режиме, будем считать, что первый ряд работает при режиме растворенного газа.

После того как дебит скважин второго ряда, рассчитанного при напорном режиме, станет больше дебита этих же скважин при режиме растворенного газа, считаем, что второй ряд перешел на напорный режим.

Время перехода третьего ряда на напорный режим рассчитывают анало­ гично предыдущему с использованием формул интерференции трех рядов, одно­ временно работающих на напорном режиме.

Время перехода всех остальных рядов определяют аналогично предыдущему. Если в нескольких первых рядах существуют лишь отдельные области разгазирования вокруг скважин, а в последующих рядах эти области сливаются

в одну сплошную зону, расчеты проводят следующим образом.

Считаем, что с первого момента времени ряды, в которых воронки разгазирования не смыкаются, работают на напорном режиме. В области же осталь­ ных рядов происходит приток нефти к скважинам при режиме растворенного газа.

Время последовательного перехода этих рядов на напорный режим опреде­ ляют так же, как. в предыдущем случае.

Определение забойных давлений по заданным дебитам

Для этого случая принимаем следующую последовательность расчетов:

1) из системы уравнений (VII.87) и (VII.88) для полосообразной залежи или из системы уравнений (VII.89) и (VII.90) для круговой определяем Ян— Яс/;

2)с помощью формулы (VII.91) определяем радиусы зон разгазирования;

3)забойные давления находим по формуле

где pci — некотороедавление, достаточно отличающееся отрн (см. § 2 главы VI);

173

Если же разность Ян — Нс известна как функция снижения забойного давления по промысловым данным, то рс определяют непосредственно из за­ висимостей (VI 1.84) и (VI1.85):

Следует отметить, что аналитический способ расчета по формулам (VI1.92), (VI1.93) менее точный и им следует пользоваться лишь при отсутствии экспери­ ментальных промысловых данных, необходимых для применения формул (VII.84) и (VII.85).

Так же как и для случая заданных забойных давлений, если воронки разгазирования вокруг скважин не смыкаются в общие зоны, уравнения интерфе­ ренции (VII.87), (VII.88) и (VI 1.89), (VII.90) распространяются непосредственно на весь пласт.

При частичном или полном слиянии зон разгазирования поступаем анало­ гично тому, как это было изложено для случая заданных забойных давлений.

§ 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МГНОВЕННЫХ ДЕБИТОВ И ДАВЛЕНИЙ, СРЕДНИХ ДЕБИТОВ ЗА ЭТАП И СРОКОВ РАЗРАБОТКИ

Как видно из изложенного, фильтрационные сопротивления в реальных случаях при перемещении водонефтяного контакта могут существенно изме­ няться. Следовательно, меняется во времени и зависимость между дебитами и давлениями. При заданных давлениях (постоянных или изменяющихся во вре­ мени) следует определять изменение во времени дебитов. Или, наоборот, по за­ данным дебитам — изменение давлений на забоях скважин, на линиях рядов или на других контурах. Для этого, очевидно, необходимо определить дебиты или давления на некоторые мгновения времени (мгновенные дебиты или забойные давления).

Для вычисления дебитов и забойных давлений в тот или иной момент вре­ мени можно пользоваться приведенными уравнениями интерференции (см. § 2, 3 данной главы) с учетом отличия вязкости воды от вязкости нефти в зоне, занятой водой до начала разработки, и изменения фильтрационного сопротивле­ ния в зоне, в которую в процессе разработки вторгается вода и в которой при этом фильтруется водонефтяная смесь. Это можно осуществить, разбив внешнее фильтрационное сопротивление от естественного или искусственного контура питания до первого ряда (из числа действующих в данный момент времени рядов скважин) на три зоны: водяную, водонефтяную и нефтяную и воспользоваться системой уравнений типа (VI1.4).

Для полосообразной залежи:

= [-LK^ LH + « (1 н -1 ф ) + 1ф] ■ (VII.95)

Для круговой залежи:

а) при вытеснении нефти водой от периферии к центру залежи

174

Решить такую задачу можно с помощью системы уравнений (VI1.7). Если задан дебит залежи или скважин, то определяют мгновенные значения

забойных давлений по описанным уравнениям интерференции скважин с учетом изменения внешних фильтрационных сопротивлений по только что приведен­ ным выше формулам для ряда различных положений фронта водонефтяного кон­

такта.

Положение фронта водонефтяного контакта при этом предварительно опре­ деляют для полосообразной залежи по формуле

(VI 1.99)

где q (t) — дебит залежи; для круговой залежи:

(VI 1.100)

где знак минус соответствует вытеснению нефти к центру, знак плюс — вытес­ нению нефти от центра; б — коэффициент использования объема пор (с учетом

2 неполноты вытеснения нефти в зоне водонефтяной смеси б= 1 —sCb-Soh~ ^ 2Ф

В результате можно построить кривую Ар = Ар (t).

Если задан перепад давления, то по тем же уравнениям интерференции определяют дебит по залежи в целом и по отдельным рядам скважин для ряда значений Ьф или /?ф. При построении зависимости q = q (t) необходимо для тех же значений Ьф или кф найти время с начала разработки t. С этой целью

(VII .101)

где расстояния LK, LH, £ф, £*_i отмеряются от ряда i. Для круговой залежи при вытеснении нефти к центру

(VI 1.102)

Для круговой залежи при вытеснении нефти к периферии

(VII. 103)

175

”2

Rdi — эквивалентное внутреннее сопротивление всех рядов, работающих в те­ чение /-го этапа.

В ряде работ по проектированию процесса разработки нет необходимости строить подробные кривые изменения дебитов для каждого этапа разработки, а можно определить сроки разработки отдельных этапов и средних дебитов в каж­ дом этапе.

В этом случае продолжительность каждого этапа Tt определяется по сле­ дующим формулам.

Для полосообразной залежи

т ‘ - 1 ( ? - Р.) [ Ja7 T !L f 1■ Ч - - Т - ) + + -Т -] ■ <v ,u 0 4 >

где Li — расстояние от ряда i до предыдущего ряда (i — 1); LKи LH— соответ­

2ЯН

Ri + Ri-1

Средние за этап дебиты можно определить путем деления соответствующих промышленных запасов на продолжительность этапа или непосредственно по

176

Если в начальный период разработки частично развивается режим раство­ ренного газа, а затем вода вытесняет газированную нефть, срок разработки залежи будет равен сумме отрезков времени разработки на различных этапах, продолжительность каждого из которых обусловлена характером работы рядов скважин.

Первый отрезок времени характеризует длительность периода, в течение которого первый ряд работает на режиме вытеснения, а остальные ряды на ре­ жиме растворенного газа. Значение его определяется временем перехода вто­ рого ряда на напорный режим.

Аналогично этому второй отрезок времени длится от этого момента до мо­ мента перехода третьего ряда на напорный режим и т. д.

После перехода всех рядов на напорный режим время вычисляется по фор­ мулам интерференции для всех рядов.

По мере обводнения и отключения рядов расчет продолжают при уменьше­ нии числа рядов скважин последовательно до момента подхода контура нефте­ носности к последнему ряду скважин.

В некоторых случаях первый ряд может обводниться до перехода всех рядов на напорный режим. Тогда соответственно период длится с момента перехода очередного ряда на напорный режим до момента обводнения первого ряда. Первый ряд отключают и переход очередного ряда на напорный режим рассчи­ тывают указанным способом для п — 1 оставшихся рядов.

Аналогичным образом поступаем, если второй и последующие ряды обводнятся до перехода всех рядов на напорный режим.

Общее время разработки во всех случаях получают суммированием всех последовательных отрезков времени.

Изменение дебита эксплуатационной галереи при постоянном перепаде давления между этой галереей и контуром питания, рассчитанное по приведен­

177

разработки, определенный с помощью приближенных методов, можно занизить почти вдвое.

При частичном учете изменения фильтрационных сопротивлений (учете только различия вязкостей, кривые II) при учете различия вязкостей от самых малых р0 до Ро = Ю и конечного снижения фазовой проницаемости для воды в обвод­ ненной зоне в 1,7 раза (кривые III), как видно из рис. VII.7, получают в 1,5— 2 раза заниженные сроки разработки и завышенные дебиты.

ГЛАВА VIII

РАЗМЕЩЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН И РАСЧЕТЫ ПРОЦЕССОВ НАГНЕТАНИЯ

При расчете процессов нагнетания определяют суммарный объем закачки, приемистость отдельных нагнетательных скважин и их число, давление нагне­ тания, схему размещения нагнетательных скважин. Сначала обычно устанав­ ливают схему размещения скважин.

§ 1. РАЗМЕЩЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Линию расположения нагнетательных скважин определяют в основном по технологическим и геологическим характеристикам. Задача заключается в под­ боре такой схемы расположения нагнетательных скважин, при которой обеспе­ чивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания и отбора и рав­ номерное вытеснение нефти водой.

Один из основных методов обеспечения эффективной связи между зонами нагнетания и отбора — максимальное приближение линии нагнетания или от­ дельных нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Однако такое приближение может привести к нарушению равномерности продвижения контура нефтеносности. В связи с этим в первые годы развития законтурного за­ воднения стремились располагать нагнетательные скважины на некотором’удалении за внешним контуром нефтеносности. Исследования процесса перемещения контура на электромоделях в однородных пластах давали основание размещать нагнетательные скважины на расстоянии от внешнего контура нефтеносности, равном не менее половины расстояния между соседними нагнетательными сква­ жинами.

Однако со временем, когда выявилась значительная неоднородность реаль­ ных продуктивных пластов, перешли к размещению нагнетательных скважин (при законтурном заводнении) непосредственно вблизи за внешним контуром нефтеносности. В настоящее время, как правило, для большинства случаев

178

Можно рекомендовать именно такое размещение. Лишь в некоторых случаях (например при небольшой залежи в монолитном пласте с очень высокой прони­ цаемостью), когда для обеспечения нужных темпов разработки достаточно не­ скольких нагнетательных скважин, их целесообразно несколько удалить от кон­ тура с целью более равномерного воздействия закачки на все участки залежи. Напротив, в случае широких водонефтяных зон, простирающихся на несколько Километров, наряду с нагнетательными скважинами, расположенными по пери­ метру внешнего контура нефтеносности, целесообразно провести еще ряд нагне­ тательных скважин вдоль внутреннего контура нефтеносности и «отрезать» тем самым чисто нефтяную часть залежи от водонефтяной части.

При внутриконтурном заводнении с разрезанием залежи на отдельные са­ мостоятельно разрабатываемые участки (блоки, площади) целесообразно выби­ рать расположение нагнетательных скважин в соответствии с соображениями, изложенными в § 3 главы III.

При площадном заводнении выбор разновидности этой системы уже пре­ допределяет размещение нагнетательных скважин основного фонда.

Схему размещения дополнительных нагнетательных скважин из резервного фонда следует определять во всех случаях в соответствии с конкретными усло­ виями, выявленными в процессе разработки.

При использовании избирательной системы заводнения нагнетательные скважины следует размещать преимущественно в высокопроницаемых зонах. Однако следует учитывать, что эти рекомендации базируются в основном на исследованиях и опыте применения избирательного заводнения для залежей маловязких нефтей (р0 < 5)- Для залежей с более вязкими нефтями (р0 > Ю) целесообразнее как с точки зрения достижения более высокой конечной нефте­ отдачи, так и с точки зрения сокращения сроков разработки нагнетать воду в зоны пониженной проницаемости.

§ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ЗАКАЧИВАЕМОГО АГЕНТА

Суммарный объем закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания, а в большин­ стве случаев также и от коллекторских и упругих свойств пластов (главным образом в законтурной области).

Для характеристики давления на линии нагнетания удобно пользоваться понятием «среднее давление на линии нагнетания». Под этим термином следует понимать то давление на линии нагнетания, если бы фактическая система нагне­ тательных скважин была заменена расположенной на ее месте равнодебитной нагнетательной галереей.

При законтурном или приконтурном заводнении, если среднее давление на линии нагнетания /?н равно начальному пластовому рПл. то при установившемся процессе объем нагнетаемой воды становится равным объему жидкости, добы­ ваемой при эксплуатации. Если рн> рпл» то объем нагнетаемой воды склады­ вается из объема, компенсирующего объем отбираемой из залежи жидкости, и объема потерь нагнетаемой воды в законтурную область вследствие проявления перепада давления между контуром нагнетания и законтурной областью.

Если рн< Рпл» то объем нагнетаемой воды будет меньше объема отбираемой при эксплуатации жидкости на объем воды, притекающей к залежи из закон­ турной области.

Потери или уход (утечка) воды в законтурную область зависит от перепада давления между контуром нагнетания и законтурной областью, от строения пласта, его коллекторских и упругих свойств в законтурной области. Если в пла­ сте на небольшом удалении от залежи имеются области питания, то утечку воды можно определить по формулам для установившегося движения. Если же область питания отсутствует или находится на значительном удалении от залежи, то процесс движения жидкости в законтурную область будет неустановившимся и потери закачиваемой воды в законтурную область могут быть подсчитаны по формулам для неуетановившегося (упругого) режима.

В качестве примера рассмотрим случай законтурного заводнения, при ко­ тором на линии нагнетания поддерживается среднее давление выше начального

179

пластового. Залежь и контур нагнетания имеют форму, близкую к круговой пласт бесконечный.

где Q3 — объем жидкости, отбираемой при эксплуатации, м3/сут; Qy — потери нагнетаемой воды в законтурную область (утечки), м3/сут.

Значение Qy для рассмотренных условий можно определить с помощью рис. VIII. 1. Для этого вычисляют безразмерное время т

(VIII.2)

где х — пьезопроводность пласта в законтурной области, см2/с; г — радиус круга, площадь которого равна площади фигуры, заключенной внутри линии

Задаваясь различными значениями t, находим ряд соответствующих значе­ ний безразмерного времени т, а затем с помощью графика определяем соответ­ ствующие значения безразмерного и размерного значений утечек Qy (/). По результатам расчетов строят график зависимости изменения утечки воды во времени. Направление кривых вначале резко (круто) падает, затем они выполаживаются. Начальные участки их могут не отражать действительного изменения утечек, так как этот метод расчета предполагает мгновенный пуск всей системы нагнетания с мгновенным повышением давления на линии нагнетания, что не встречается в действительности. Поэтому полученные кривые можно исполь­ зовать в тех интервалах, для которых время примерно равно или больше пред­ полагаемого периода пуска всей системы нагнетания.

Если среднее давление на линии нагнетания ниже начального, но предпо­ лагается, что оно будет постоянным, то описанным методом можно определить количество притекаемой жидкости к залежи из законтурной области.

В ряде случаев, из-за удаленности источников водоснабжения и необходи­ мости проведения больших работ по водоснабжению, из-за трудностей освоения нагнетательных скважин и т. п., нагнетание воды в требуемых количествах не может быть осуществлено с самого начала разработки. При этом начало нагне­ тания воды ограничено каким-то

180