Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений

Подождите немного. Документ загружается.

и подать воду для закачки; на этих кустах вблизи нагнета

тельных скважин надо установить насосы для индивидуальной

закачки воды, например насосы Уитли-Урал, обладающие

нужной производительностью и обеспечивающие нужное дав

ление нагнетания.

После начала закачки воды в нефтяной пласт происходит

повышение пластового давления. Обычно подвижность закачи

ваемой воды выше подвижности пластовой нефти. Если нефть

повышенной и высокой вязкости, то подвижность закачиваемой

воды во много раз выше. В рассматриваемых конкретных усло

виях подвижность воды выше примерно в 30 раз. Поэтому

производительность закачки воды оказывается во много раз

выше производительности добычи нефти и происходит доволь

но быстрое повышение пластового давления. Но восстановле

ние первоначального пластового давления происходит значи

тельно быстрее, чем восстановление первоначальной продук

тивности нефтяного пласта.

Наверное, по фактическим данным можно определить время

запаздывания восстановления коэффициента продуктивности.

Но пока примем, что на какое-то короткое время сниженный

коэффициент продуктивности остается неизменным, хотя пла

стовое давление значительно повысилось.

В расчетах будем использовать данные табл. 3.8.

Пусть пластовое давление повысилось с Р пл = 56 ат до Рпл =

= 100 ат, тогда при неизменном сниженном коэффициенте

продуктивности дебит нефти увеличится с 1,741 т /с у т при

мерно до 1,741 •100—1^51 = 3,147 т/сут; но (по табл. 3,8) при

таком дебите нефти и неизменной теоретической продуктивно

сти глубинного насоса забойное давление должно быть не Р сэ =

= 1,51 ат, а Р сэ = 3,45 ат, соответственно дебит нефти будет

те нефти забойное давление равно Р сэ = 3,35 ат, тогда снова

дебита нефти 3,085 т/с у т и 3,088 т /су т почти совпадают,

поэтому прекратим итерационный расчет. При повышении

забойного давления с Р сэ = 1,51 ат до Р сэ = 3,35 ат коэффи-

56 - 1,51

3,085 т/сут; но (по табл. 3.8) при таком деби

56 - 1, 51

уточним дебит нефти 1,741

100 - 3, 35

56 - 1,51

3,088 т/сут. Значения

1,741

циент продуктивности скважины возрастает с

56 - 1, 51

154

= 0,0320 т/(сут-ат) до —3’088— = 0,0347 т/(сут-ат) или в

1 00 - 3, 35

1,085 раза вместо увеличения до 0,10 т/(сут-ат) или в 3,130

раза!

Интересно установить ту более высокую величину пластово

го давления, при которой не возникает задержка с повышени

ем забойного давления и восстановлением коэффициента про

дуктивности добывающей скважины.

Обозначим искомое пластовое давление _Рпл; предельный де

бит нефти и предельное забойное давление добывающей сква

жины в рассматриваемых условиях при режиме истощения и

заданной теоретической производительности глубинного насоса

обозначим qlK и -Рсэк, соответственно дебит нефти, пластовое и

забойное давления этой скважины в исходном состоянии обо

значим q1*, P * и P *.

э пл сэ

При сохранении сниженного коэффициента продуктивнос

ти, соответствующего исходному состоянию,

q1*

п* = P T 7 P 7 ,

пл сэ

искомое пластовое давление должно обеспечить дебит нефти

выше предельного

п* •P - О > qL;

1 I

P - P + = P + . (P * - P * ).

пл сэк ^ сэк 1 пл* сэ* 7

П* Яэ*

Таким образом, полученные в табл. 3.10 результаты показы

вают, что процесс снижения пластового давления и процесс

повышения пластового давления существенно различаются;

Таблица 3.10

Значения искомого пластового давления ё пл,

при котором начинается повышение забойного давления

и восстановление коэффициента продуктивности добыгвающей скважины

Показатель

2 ql /Ca

0,1

0,2 0,4 0,6 0,8

Pсэ’ ат

3,05 2,67 2,03 1,51 1,077

q1, т/сут 2,908 2,659 2,188 1,743 1,318

p^ ат

97,5 99,0 101,4 103,5 105,3

155

имеет место явление гистерезиса - повышение забойного дав

ления и коэффициента продуктивности добывающей скважины

происходят при более высоком пластовом давлении.

Снижение коэффициента продуктивности скважины проис

ходит при снижении ее забойного давления ниже давления

насыщения и выделении из нефти газа и твердых частиц ас

фальтенов, смол и парафинов, которые накапливаются в при

забойной зоне пласта и в самой скважине на ее стенках.

Создание высокого пластового давления, не допускающего

задержку повышения забойного давления и коэффициента

продуктивности добывающей скважины, вовсе не означает и х

быстрое повышение, а только то, что устранена задержка по

вышения, что процесс повышения пошел. Содействовать уско

рению этого процесса будет остановка добывающей скважины,

ее промывка горячей нефтью и установка в скважине на глу

бине нефтяного пласта (внизу нефтяного пласта) стационар

ного электронагревателя.

На нефтяных пластах низкой и ультранизкой продуктивно

сти, с целью увеличения дебита нефти добывающих скважин,

по этим скважинам может быть запроектирована глубокая

перфорация со следующими параметрами: глубина перфораци

онных каналов 50-100 см, диаметр перфорационного отверстия

около 1 см, число отверстий на 1 м эффективной толщины та

кое же, как у обычной перфорации.

Глубокая перфорация незасоренного нефтяного пласта или,

наоборот, равномерно засоренного на большую глубину в не

сколько метров может уменьшить фильтрационное сопротив

ление пласта примерно в 1,2 раза. При сохранении прежней

депрессии на нефтяной пласт это увеличит дебит нефти соот

ветственно в 1,2 раза.

А если нефтяной пласт был засорен на глубину до 50 см и

в прискважинной засоренной зоне проницаемость была

уменьшена в 10 раз, при этом общее фильтрационное сопро

тивление было увеличено примерно в 3 раза, то применение

глубокой перфорации уменьшит фильтрационное сопротивле

ние в 3-4 раза. При сохранении прежней депрессии на неф

тяной пласт это увеличит дебит нефти соответственно в 3

4 раза.

C той же целью увеличения дебита нефти на нефтяных

пластах низкой и ультранизкой продуктивности может быть

применен гидравлический разрыв. У незасоренного нефтяного

пласта это уменьшит фильтрационное сопротивление в 1,5

2 раза; и при сохранении прежней депрессии увеличит дебит

в 1,5-2 раза. У нефтяного пласта, засоренного на глубину до

156

50 см, это уменьшит фильтрационное сопротивление в 4

6 раз; и при сохранении прежней депрессии увеличит дебит в

4-6 раз. У пласта, засоренного на большую глубину в не

сколько метров, это уменьшит фильтрационное сопротивление

в 1 0 -12 раз; и при сохранении прежней депрессии увеличит

дебит в 1 0 -1 2 раз.

В условиях искусственного заводнения нефтяного пласта

для увеличения дебита необходимо соответственно увеличить

закачку воды.

Кроме того, надо учитывать интерференцию (взаимо

действие) скважин. Ведь при увеличении дебита рассматрива

емой добывающей скважины может возрасти ее экранирующее

действие на соседние добывающие скважины и снизить их де

бит; соответственно прирост общего дебита может оказаться

меньше прироста дебита одной скважины, где был гидравличе

ский разрыв.

Необходимо особо отметить крайне важное обстоятельство:

глубокую перфорацию и гидравлический разрыв пласта целе

сообразно проводить только в тех добывающих скважинах, где

забойное давление впредь будет поддерживаться на уровне или

выше давления насыщения; в противном случае положитель

ный результат будет заниженным и кратковременным, и через

короткое время положение станет еще хуже - дебит станет

еще ниже, чем был до их проведения, поскольку прискважин-

ные засоренные зоны нефтяного пласта станут еще больше.

Следовательно, сначала должно быть поддержание пластового

и забойного давлений или гарантия своевременного их под

держания путем создания системы заводнения, а уж затем

проведение глубокой перфорации или гидравлического раз

рыва.

Наконец, надо учитывать, что режим истощения (режим

снижения пластового давления) и режим заводнения (режим

поддержания и повышения пластового давления) по своей сути

являются противоположными. И если в конце концов будет

осуществлен запроектированный режим заводнения, то снача

ла необходимо будет вернуть в нефтяной пласт тот упругий

запас жидкости, который был отобран при режиме истощения.

Оказывается, что режим истощения - это получение в долг,

который надо будет вернуть.

Qo ,О/оо

1. При проектировании сеток размещения скважин с плот

ностью 16-32 га/скв. упругий запас нефти на одну добываю

157

щую скважину оказывается слишком маленьким, примерно

равным 1-2 тыс. т/ск в. Бурение и эксплуатация проектных

скважин при режиме истощения оказываются экономически

неэффективными.

2. Исследование добывающих скважин по методу восстанов

ления их забойного давления до уровня пластового давления

при фактической низкой и ультранизкой продуктивности неф

тяных пластов оказывается слишком длительным, продолжает

ся до 2 мес и более.

3. При проектной сетке скважин 16-32 га/скв. упругий за

пас нефти на одну добывающую скважину оказывается слиш

ком маленьким, и поэтому промедление с созданием системы

заводнения, то есть с переходом от режима истощения к ре

жиму заводнения, приводит к довольно быстрому снижению

пластового давления и закономерному быстрому снижению де

бита нефти.

4. При режиме истощения отказ от необходимого упрежда

ющего снижения дебита нефти путем снижения теоретической

производительности штангового глубинного насоса (Ш ГН)

приводит к еще более быстрому, катастрофическому падению

дебита нефти добывающей скважины, к значительному паде

нию ее коэффициента продуктивности по нефти.

5. После режима истощения с катастрофическим падением

дебита нефти при последующем переходе на режим заводне

ния, только чтобы началось восстановление коэффициента

продуктивности по нефти до его первоначальной величины,

необходимо создание высокого пластового давления, заметно

или значительно превышающего первоначальное.

6 . При снижении забойного давления у добывающих сква

жин ниже давления насыщения по ним целесообразно прово

дить глубокую перфорацию и гидравлический разрыв. Сначала

надо восстановить их забойное давление до давления насы

щения.

Во ,& »

Промедление и нарушение порядка осуществления запроек

тированной системы разработки нефтяных пластов низкой и

ультранизкой продуктивности приводит к значительной потере

в их текущей добыче нефти и конечной нефтеотдаче.

3.3. О ДЕБИТЕ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА НИЗКОЙ

ПРОДУКТИВНОСТИ И ВЫСОКОЙ ЗОНАЛЬНОЙ

НЕОДНОРОДНОСТИ

Здесь будем рассматривать ситуацию, близкую к той, кото

рая существует в реальности на одном небольшом нефтяном

месторождении в Западной Сибири. Понятно, что интерес вы

зывает не то малозаметное месторождение, а рассматриваемая

проблема и получающиеся при этом выводы, которые могут

касаться очень многих нефтяных месторождений, имеющих

нефтяные пласты низкой продуктивности и высокой зональной

неоднородности по продуктивности.

Итак, будем рассматривать отдельную небольшую нефтяную

залежь, на которой в форме каре 5x5 расположены 25 сква

жин, из которых 4 угловые являются нагнетательными, а ос

тальные 21 являются добывающими.

Как всегда, нефтяной пласт обладает зональной неоднород

ностью по гидропроводности k—h (где k - проницаемость и h -

эффективная толщина нефтяного пласта; и - вязкость жидкос

ти в пластовых условиях; ин - вязкость нефти, иа - вязкость

вытесняющего агента) и все скважины различаются между со

бой по величине п - коэффициента продуктивности (формула

этого коэффициента п = —— •

-----

, где R c - радиус зоны

И Н 1 • 1д RC

2п rC

дренирования скважины, а rc - радиус самой скважины). Но

особенно сильно от всех остальных скважин отличаются 3

центральные добывающие скважины. В этом вся соль рассма

триваемой ситуации.

Так, при среднем коэффициенте продуктивности всех 25

скважин, равном пср = 0,6 т/(сут-ат), средний коэффициент

продуктивности 3-х центральных добывающих скважин равен

П> = 3 т/(сут-ат), а п< - средний коэффициент продуктивнос

ти остальных 22 скважин равен

П< = Пср •п-п> • п> = ° 6-25-3-3 = 0,272727 т/(сут-ат).

п< 25 - 3

Средний коэффициент продуктивности 3-х центральных до

бывающих скважин выше, чем средний коэффициент продук

тивности у всех остальных 22 скважин в

— =

----

= 11 раз.

П< 0,272727

159

Количественно неоднородность характеризуется квадратом

коэффициента вариации, который определяется через средний

квадрат значения (х2)ср и квадрат среднего значения (х

ср) 2

ср - 1 .

Компонента общей неоднородности из-за резкого различия

по средней величине коэффициента продуктивности скважин

двух групп равна

При общей неоднородности всей совокупности скважин по

величине коэффициента продуктивности, равной Vn2 = 3,33,

при зависимости этой общей неоднородности от двух компо

нент (V*2 - неоднородности из-за различия двух групп и V*2* -

неоднородности внутри групп)

Конечно, эта неоднородность, наблюдающаяся внутри групп

скважин, достаточно велика, но она во много раз меньше неод

нородности из-за различия групп скважин.

На рис. 3.1, а схематично показана рассматриваемая нефтя

ная залежь с расположением 4-х угловых нагнетательных

скважин и 21 добывающей скважины, с выделением 3-х цент

ральных более продуктивных добывающих скважин. Это ос

новной фактически осуществляемый вариант разработки неф

тяной залежи, который обозначим 1-м. На следующих рис. 3.1,

b, с, d и e показаны другие возможные варианты разработки

залежи: 2-й вариант на рис. 3.1, d, при котором 3 централь

ные более продуктивные добывающие скважины выключены из

работы; 3-й вариант на рис. 3.1, с, при котором, наоборот, в

работе оставлены 3 центральные более продуктивные добыва

ющие скважины, а все остальные добывающие скважины вы

ключены из работы; 4-й вариант на рис. 3.1, d, при котором

все скважины работают, но 2 малопродуктивные добывающие

V 2 _ (п> )2 • п> + (п< )2

(Пср)2 • n

1 _ 32 • 3 + (0,272727)2 • 22

(0,6)2 • 25

- 1 _ 2,181818.

(1 + Vn2) _ (1 + v*2)(1 + v*2)

получается неоднородность внутри групп

(1 + Vn2) 1 + 3,33

------

- 1 _

-----------------

(1 + V*2) 1 + 2,181818

- 1 _ 0,361.

160

о о о

о о

о о о

о о

'ffl/

о о

о о о

-1

о -2

Рис. 3.1. Возможные варианты разработки залежи:

1 - нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина; 3 - зона более высо

кой продуктивности; 2 о - расстояние между скважинами и сторона квадрат

ной зоны

о о о

о о

о о о

скважины дополнительно превращены в нагнетательные, те

перь 6 нагнетательных скважин, 19 добывающих, в том числе

3 центральные более продуктивные; 5-й вариант на рис. 3.1, e,

при котором все скважины работают, но 1 центральная более

продуктивная добывающая скважина дополнительно превраще

на в нагнетательную, теперь 5 нагнетательных скважин, 20

добывающих, в том числе 2 центральные более продуктивные.

Расчеты дебитов рядов скважин будем выполнять по извест

ным уравнениям Ю.П. Борисова для линейных рядов скважин,

но при нашей схематизации для залежи нефти сложной фор

мы [7], согласно которой при расчете внешних фильтрацион

ных сопротивлений вместо отношения длины к ширине участ

ка нефтяного пласта (как должно быть по Ю.П. Борисову) на

до брать отношение средней длины к средней ширине или от

ношение площади участка нефтяного пласта к квадрату его

средней ширины.

Используемые в расчетах параметры рассматриваемой неф

тяной залежи и системы скважин: нефтяная площадь, прихо

дящаяся на одну скважину проектной сетки, равна S 1 = 32 га =

= 0,32 км2 = 32-104 м2, с учетом ,S1 _ п • R 2 радиус зоны дрени

рования скважины равен R c = 0,319154 км = 319,154 м; радиус

самой скважины равен rc = 0,1 м.

Геометрическое фильтрационное сопротивление отдельной

скважины

1 R

— • In R _ 1,284.

2п rc

Коэффициент продуктивности скважины

_ (k • k\ • 1 _ ( k • k\ • 1

П * ин - _!• lnR * Ин - 1,284

2п rC

Отсюда получается гидропроводность нефтяного пласта в

зависимости от коэффициента продуктивности

* kIh- _ п -1,284.

) И н )

Далее конкретные значения гидропроводности

*kI h. _ п< • 1,284 _ 0’272727•1’284 _ 0,3502 т /(с у т • ат);

) и н , <

(kIh, _ п> 4,284 _ 3• 1,284 _ 3,852 т /(с у т • ат);

1V и н - >

162

* L h] _ n 4,284 _ 0,6 4,284 _ 0,7704 т /(с у т • ат).

I И H ) ср

Соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в

пластовых условиях равно и* = 2 .

Разность забойных давлений нагнетательных и добываю

щих скважин равна

(Рсн - P ra) = 500 - 100 = 400 ат.

1-й вариант.

Уравнения дебитов рядов скважин

(р сн - р сэ) = (ш - • ( <?1 + q2) + ^ 1^^1;

(р сэ - р сэ) = 0 = - ш • q1 + (Q 2 + ^ •q ^ ;

Ш1

Я2 _ Я1

-------

1— ;

q _ (Рсн - Рсэ)

q1 _

----------------------

, ^ J л Ю1 +

(ш н + ^ 1)| 1 + —

------

I + Ш1

) Q 2 + Ш/

где Шн - внутреннее фильтрационное сопротивление нагнета

тельных скважин

Ш _ — • — • 1 • _1 _ • In 2о _ 1 • 1 • 1 • _ ! • In 400^/2 _

н пн и * (k • h\ 2п 2п • rc 4 2 0,3502 2п 2п • 0,1

) и н - <

1 1 1

_ ! • !• — ^ • 1 ’082691 _ 0,386454;

4 2 0, 3502

Q 1 - внешнее фильтрационное сопротивление первой полосы

нефтяного пласта

Q1 _ — •— 1— • — _ •2Ч2о)2 _ 0,356939;

пн I k_h+ P12 4 O3502 (2^2о)2

) и н - <

ш1 - внутреннее фильтрационное сопротивление первого ряда

добывающих скважин

ш1 _ —•— 1— •— •ln-^0 - _ — •— 1— 1,082691 _ 0,257636;

П ( k • h\ 2п 2п • rc 12 0,3502

) и н - <

163