Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Експериментальні точки лише через деякий час лягають на пряму

лінію відповідно до рівняння (5.19), що пояснюється триваючим

припливом рідини у свердловину після її закриття. До цих точок

проводять дотичну, тому метод оброблення результатів дослідження

називається методом

дотичної.

Тоді графічно або аналітично

знаходять величину А як відрізок на осі ординат (див. рис. 5.6, б) і

величину

/ як

кутовий коефіцієнт прямої:

д^-д^

(520)

1п?2 -1п?і

Можна також відповідно до рівняння (5.19) для двох значин часу

t2 скласти систему рівнянь, з якої обчислити А та /. Доцільно брати

ti>lO~

R^/K і?

<(0,1

0,2)Я

/к.

Далі обчислюють:

коефіцієнт гідропровідн ості пласта

—

коефіцієнт пронкності пласта

комплексний параметр

гі

4пі

єц

АІІ

2,25 '

(5.21)

(5.22)

(5.23)

зведений радіус свердловини, враховуючи, що к = —- Qi і (З*

визначають у лабораторії

за

пробою рідини

за керном),

2,25ке~^

'; (5.24)

291

коефіцієнт досконалості свердловини за відомих радіуса

дренування

(див.

§ 5.4)

радіуса свердловини по долоту г

сд

In-

1п

Ак

«с=—^-;

(

коефіцієнт продуктивності свердловини

^0=^?-,

(5-26)

1п^

де

(3*

- коефіцієнт об'ємної пружності насиченого пласта.

Часто на графіку /Sp-\nt виділяються дві або три прямолінійні

ділянки (рис. 5.7). Викривлення прямої 1 може спостерігатися: а) за

покращення (лінія 2) або погіршення (лінія 3) коефіцієнта проникності

і коефіцієнта п'єзопровідності в другій зоні пласта; б) за наявності між

двома зонами з однаковими фільтраційними властивостями зони з

покращеними (лінія 4) або з погіршеними (лінія 5) властивостями; в) за

заміщення колектора неколектором (лінія 6); г) за наявності зони зі

сталим тиском, наприклад, контура живлення пласта (лінія 7). Іншими

причинами викривлення прямої може бути наявність зон з різним

ступенем проявлення аномальних властивостей нафти, пружної

ємності тріщин і проникності пористих блоків у тріщинувато-порис-

тому пласті. Обробляючи відповідним чином ці залежності, можна

визначити фільтраційні параметри і розміри зон, параметри тріщи-

нувато-пористого пласта.

292

A/7 ^

ІПҐ

\nt

Ap Ap

Int In t

Рисунок

5.7~ Типові криві відновлення тиску в зонально-неоднорідному з двома (я),

трьома (б) зонами, які розділені прямолінійною (а, б) і круговою (в)

межами, і у тріщинувато-пористому

(г)

пластах

Тривалий приплив рідини зумовлений немиттєвим закриттям

свердловини на гирлі (має бути миттєве закриття на вибої), стис-

ненням газованого стовпа рідини у свердловині і підвищенням

рівня рідини в неповній свердловині, що відповідає підвищенню

вибійного тиску р

. Витрату, з якою відбувається тривалий

приплив рідини, можна виміряти чутливим свердловинним

дебітоміром або розрахувати за змінами гирлового і затрубного

тисків (чи рівнів рідини у свердловині).

Існує близько ЗО методів урахування цього припливу.

їх можна поділити на дві групи: диференціальні та інтегральні.

У групі диференціальних методів ураховують поточну витрату,

293

а в групі

інтегральних

- накопичений об'єм притікаючої рідини, тому

останні є точнішими. Ці методи дають змогу збільшувати кількість

точок, що лягають на пряму.

Припливом можна знехтувати з похибкою до

за умови:

-^ « 0,01, (5.27)

де V(t) - накопичений приплив рідини у свердловину за час

дослідження

Для виконання цієї умови в малодебітних свердловинах

потрібно очікувати багато часу.

У водонагнітальних свердловинах можна виміряти гирловий тиск

рг(і),

оскільки вибійний тиск р

(і) =рг(І)

Hpg, або використати

залежність

6p{t)=p2Q-~p2{i),

де Р20 ~ усталений гирловий тиск до

зупинки; Н - глибина свердловини; р - середня густина води у

свердловині. Тиск на вибої водонагнітальної свердловини до зупинки

можна розрахувати за формулою гідростатичного тиску для нерухо-

мого стовпа рідини в затрубному просторі або не враховувати втрат

тиску на тертя в НКТ. Оброблення результатів здійснюється анало-

гічно без урахування додаткового припливу, оскільки він відсутній у

повністю заповненій свердловині.

У насосних свердловинах можна досліджувати відновлення рівня

рідини, а результати слід обробляти з урахуванням додаткового

припливу.

Розроблено також експрес-методи дослідження простоюючих

свердловин, суть яких полягає в тому, що зміна тиску в пласті

досягається шляхом короткочасного відбирання або нагнітання у

свердловину рідини (газу) - "миттєве підливання" (не більше

одного об'єму свердловини). Можна також створювати ступін-

часту зміну дебіту.

294

Гідропрослуховування

пласта

Відмінність цього методу полягає в тому, що в одній свердловині

спричиняється збурення тиску (пуск, зупинка свердловини або ступін-

часта зміна дебіту), а в іншій або кількох інших, віддалених від неї

реагуючих (спостережних або таких, що простоюють) свердловинах

фіксується зміна тиску на вибої в часі. Оскільки ці зміни тиску є

невеликими, тому їх реєструють дифманометрами або за рівнем рідини

у свердловині з використанням п'єзографів, які опускають у сверд-

ловину нижче рівня рідини в ній.

Метод дає змогу визначити усереднені параметри пласта між

збурювальною і реагуючою свердловинами, а також деякі його

неоднорідності.

Існують модифікації методу, які відрізняються за характером

спричинених у пласті хвиль тиску (у вигляді імпульсів, гармонійних

коливань та

ін.).

Для отримання надійних результатів мають бути відсутні сторонні

збурення тиску (пуски, зупинки сусідніх свердловин), що складно

забезпечити

на

практиці.

§ 5.6 Встановлення параметрів, які визначають продуктивність

нафтових свердловин, та методи її підвищення

За даними дослідження свердловин одержують потрібні відомості

для проектування і здійснення процесу розробки покладу, встанов-

люють технологічний режим їх роботи або приймають рішення про

необхідність підвищення їх продуктивності. Принципи врахування

одержуваної інформації під час проектування, аналізу і регулювання

розробки нафтового родовища розглянуто в попередніх розділах.

295

Встановлення режиму роботи свердловини

Встановити технологічний режим роботи свердловини - це

означає вибрати такі параметри експлуатаційного обладнання

(свердловинного піднімача), які забезпечують отримання на

поверхні (на дотискній насосній станції або на пункті збирання)

заданого дебіту за відповідного вибійного тиску згідно з

рівнянням припливу (5.14).

З позицій припливу рідини у свердловину заданий дебіт

називають нормою відбору, під якою розуміють максимальний

дебіт свердловини, що допускається умовами раціональної екс-

плуатації покладу (охорони надр) і забезпечується продук-

тивною характеристикою свердловини.

З позицій піднімання продукції на поверхню заданий

максимальний дебіт, який можна дістати із свердловини за умови

виконання вимог раціональної експлуатації покладу і раціонального

використання експлуатаційного обладнання, називають технічною

нормою

видобутку

нафти або

оптимальним

дебітом.

Значину заданого дебіту або вибійного тиску встановлюють у

проекті розробки покладу. Проте в міру подальшого вивчення покладу

і зміни умов його розробки виникає потреба уточнити їх.

Технологічний режим роботи свердловини визначають за

допомогою:

а) індикаторної діаграми, на яку додатково наносять дані про

кількість видобувної води (обводненість), газу (газовий фактор), піску

залежно

від

депресії тиску (або вибійного тиску);

б) регулювальних кривих, які являють собою залежність дебіту та

інших показників роботи свердловини від параметрів експлуата-

ційного обладнання.

296

Під час нормування відбору всі свердловини поділяють на дві

групи: з обмеженими і необмеженими відборами.

Обмежений дебіт свердловин зумовлюється геолого-техно-

логічними і технічними причинами. До геолого-технологічних

причин можна віднести такі: а) ступінь стійкості порід проду-

ктивного пласта (руйнування пласта і винесення піску); б)

наявність підошовної води і верхнього газу (про граничний

безводний і безгазовий дебіт див. § 2.5); в) потребу в

забезпеченні умови р

0,75р

(див. § 2.3); г) необхідність

обмеження об'єму видобувної води (див. § 2.4, 2.7, 4.1) і

зменшення середнього газового фактора в цілому по пласту (на

режимах газонапірному і розчиненого газу); ґ) необхідність

забезпечення рівномірного стягування ВНК і ГНК і

попередження проривів води і газу.

Технічними причинами

є: а) недостатня механічна міцність обсадної

колони і можливе зім'яття її за значного зниження вибійного тиску

;

б) обмежена потужність експлуатаційного обладнання (див. § 4.1);

в) мінімальний вибійний тиск фонтанування; г) шкідливий вплив газу

на роботу свердловинних насосів та ін. Таким чином геолого-

технологічні і технічні причини обмежують значину вибійного тиску

який визначає дебіт свердловини.

Необмежений відбір рідини допустимий у свердловинах:

а) малодебітних, які експлуатують виснажені пласти з низьким

пластовим тиском, коли вони достатньо віддалені від ГНК чи

ВИ' а динамічний рівень рідини знижується до покрівлі чи

навіть до підошви продуктивного пласта; б) у дуже обводнених

(понад 80%) у разі форсування відбирань (див. § 3.3).

297

В обох випадках не повинні утворюватися піщані пробки у стовбурі, а

також зростати газовий фактор і обводненість продукції. У разі призна-

чення необмеженого відбору намагаються досягнути потенційного

дебіту свердловини, а обмежуватися дебіт може тільки техніко-техно-

логічними можливостями обладнання з піднімання рідини на поверх-

ню.

Такий відбір призначають, як

правило,

на пізніх стадіях розробки.

Встановлення доцільності діяння на привибійну зону пласта

У рівнянні припливу (5.14) значиш пластового тиску р

не може

регулюватися у кожній конкретній свердловині. Показник степеня п

опосередковано залежить від коефіцієнта пропорціональності K'Q.

Якщо п = 1, то коефіцієнт пропорціональності К о чисельно дорівнює

коефіцієнту продуктивності

ціп—

—

Коефіцієнт гідропровідності є і коефіцієнт проникності k

визначаються за даними дослідження на усталених (е

уст

£у

СТ

)

неусталених (є

неуст

)

режимах. Якщо

Єу

СТ

еуст,

то необхідно

здійснити діяння на привибійну зону пласта з метою збільшення кое-

фіцієнта проникності к

або

розширення працюючої товщини пласта h.

Доцільно для вибору методу діяння використовувати результати

пошарового вивчення розрізу дебітометричними, термодина-

мічними і геофізичними методами, що дасть змогу виділити вплив

коефіцієнта проникності к і товщини h на величину коефіцієнта

гідропровідності є і оцінити якість розкриття пласта та освоєння

свердловини. Визначаючи зведений радіус г

оцінюють якість

розкриття пласта перфорацією і коефіцієнт досконалості

свердловини.

298

Зменшення величин к, h і г

, а для аномальних нафт також ріст

величини динамічного коефіцієнта ефективної в'язкості, який зале-

жить від створеної депресії тиску, зумовлюють додаткові

фільтраційні опори у привибійній зоні і, як наслідок, зниження

продуктивності свердловини. Ці зміни відносять або до коефіцієнта

проникності пласта, або до зведеного радіусу свердловини.

Погіршену зону розглядають також, як тонкий шар (скін), а її

вплив на продуктивність свердловини називають скін-ефектом. Ве-

личину скін-ефекту можна визначити за формулою В.М. Щелкачова

S =

'сд

або з рівняння Ван Евердінгена і Херста

Ар

тобто

_ Ар 1 2,25кґ

S = In —.

2і 2 ,Л •

(5.29)

(5.30)

(5.31)

де

- скін-ефект;

к,

к\ - коефіцієнти проникності віддаленої і погір-

шеної зон, які визначаються відповідно за формулами (5.22) і (5.11);

сд

- радіус досконалої свердловини по долоту; решту позначень

див.

у § 5.5.

З рівняння (5.30) випливає, що скін-ефект виражає втрату корисної

депресії тиску внаслідок додаткових фільтраційних опорів у при-

вибійній зоні. Якщо привибійна зона забруднена, тобто коли к

к\, то

величина скін-ефекту S-

додатна,

якщо к<к\- від'ємна.

Можна параметри к, R

і к\,

визначати за кривими відповідно

відновлення

падіння (після доливання рідини у свердловину) тиску.

299

Тип колектора і наявність скін-ефекту якісно можна встановити за

конфігурацією кривої відновлення тиску в системі координат

Ар -1,

де Лр=р

-р

(і); р

- усталений тиск після закриття свердловини;

(і)

- вибійний тиск в момент часу / після зупинки свердловини.

Для оцінки скін-ефекту і встановлення типу колектора розроблено

методику, яка передбачає використання

різницевих

кривих

відновлення

тиску. Для оброблення кривої відношіення тиску використовується

рівняння, яке в загальному випадку для складної фільтраційної системи

виражається многочленом, а для тріщинувато-пористого пласта

набуває вигляду тричлена:

Рк

(/) = Ле-

(Х

і' +5е-

2' +(

Рк

Рво

-В)с-

і', (5.32)

де р

- тиск на вибої працюючої свердловини перед зупинкою; А, В,

ОС],

с/2, «з - сталі коефіцієнти за умовир

>р

, причому

а.\

СХ2 <

«з-

Члени у правій частині рівняння (5.32) є: перший - різницею між

усталеним пластовим тиском і тиском у тріщинах (втрата тиску,

зумовлена перетіканням рідини з пористих блоків у тріщини);

другий - втратою тиску під час руху рідини в тріщинах до околиць

свердловин; третій - втратою тиску в привибійній зоні, яка

зумовлюється скін-ефектом.

У кожній ланці системи тиск відновлюється впродовж усього

інтервалу часу. Криву відновлення тиску можна поділити на три

ділянки. Ділянці А, де проявляється скін-ефект (впродовж

0,5-1,5

год),

відповідає тричлен у рівнянні (5.32), ділянці Б (впродовж 0,5-5 год) -

двочлен (без третього члена) і дшянці В- одночлен (без другого і

третього членів).

300