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

Подождите немного. Документ загружается.

Тогда возникает предложение: в окрестности значительно

более продуктивных скважин иметь в 2-4 раза более редкую

сетку скважин, чтобы при увеличении общего дебита в 2-3 ра

за достигать необходимый темп отбора извлекаемых запасов

нефти.

Предлагаемый принцип: чтобы не ограничивать дебит добы

вающих скважин повышенной и высокой продуктивности, надо

увеличить нефтяную площадь и соответственно начальные из

влекаемые запасы нефти, приходящиеся на э ти скважины; для

чего вблизи э тих скважин надо иметь более редкую сетку раз

мещения скважин.

3.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДУКТИВОСТИ

МАЛОПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Определение продуктивности малопродуктивных нефтяных

пластов при исследовании добывающих скважин - э то одна из

трудных проблем разработки малопродуктивных нефтяных ме

сторождений, требующая специального внимания и скорейшего

решения.

В разработке нефтяных месторождений самой главной яв

ляется реальная оптимизация режимов работы скважин. Для

чего необходимы: исходная информация, математический метод

получения решения, технические средства осуществления по

лученного решения и метод оценки достигнутой эффективнос

ти. Но при разработке малопродуктивных нефтяных пластов,

когда особенно необходима оптимизация, серьезные трудности

возникают в самом начале ее осуществления при получении

исходной информации - при определении величины коэ ффи-

циента продуктивности у пробуренных скважин по методу ус

тановившихся отборов, так как очень медленно возникают ус

тановившиеся состояния. Преодолению отмеченных трудностей

посвящена данная работа.

1. На разрабатываемой нефтяной залежи, разбуренной про

ектной сеткой скважин, при исследовании скважины на неста

ционарном режиме приходится применять формулы упругого и

замкнуто-упругого режимов фильтрации.

Формула дебита скважины при упругом и замкнуто-упругом

режимах фильтрации такая же, как при жестком режиме

фильтрации; только при упругом режиме постоянно увеличи

вается Rc - радиус зоны воздействия скважины; при замкнуто

упругом режиме этот радиус уже достиг своего предела - ли-

174

тологической или гидродинамической границы и в дальнейшем

остается неизменным, а изменяется Р п пластовое давление

на этой границе; при жестком режиме и радиус зоны воздей

ствия скважины , и пластовое давление на границе зоны оста

ются неизменными, поскольку поток через границу зоны точно

соответствует производительности скважины .

Ф орм ула дебита скважины имеет следую щ ий вид:

q = п- (Рпл - P c ):

k-h Рп

2л

k-h Рп

-L -in R

4л r

2 b ’

где q - дебит скваж ины , т /с у т ; Р пл и Р с - пластовое и забой

ное давления скваж ины , ат; - гидропроводность нефтяного

пласта (э ксплуатационного объекта); k - проницаем ость п л ас

та; h - э ф фективная толщ ина пласта, м; и - вязкость нефти;

Yн - плотность нефти в поверхностны х условиях, т / м 3; b -

объемный коэфф ициент, показы ваю щ ий уменьш ение объема

нефти при переходе из п ластовых условий в поверхностны е и

выделении из неф ти растворенного газа; R c - радиус зоны

воздействия скваж ины , м.

П ри упругом режиме ф ильтраци и при условии постоянства

дебита скваж ины q = const прибли ж енная ф ормула радиуса

зоны воздействия, полученная И.А. Чарным при R c > 28- rc =

= 28 -

0,1 = 2,8 м, имеет следую щ ий вид:

R = 2 -Vk 4 k -t.

где к пьезопроводность пласта, м2/с у т ; t - время, сут.

Д ля этих же условий q = const в основной форм уле упруго

го реж има ф ильтрации

Р„„ - Pc

q -и ,

4л- k-h

I n i ^ - 0,5772 +

4-к -i

4-к -t

q-и ,

4п-k-h

4-к -t

0,5772

q-и

4л-k-h

-In

2,25- к -t

r r

175

ф орм ула радиуса зоны воздействия имеет вид

Rc = rc +V 2,25 •к • t.

П ри упругом реж име при условии постоянства разно сти

пластового и забойного давлений ( Р пл - P c) = const справедли

ва точная ф орм ула Э .Б . Чекалю ка:

R c = rc W п •к • t.

У читывая, что эта ф орм ула занимает промежуточное поло

ж ен и е

•к • t > Vп •к • t > л/2,25 •к • t,

будем считать ее универсальной, справедливой, как в случае

(Р пл - Р с) = const, q = var,

так и в случае

(Р пл - Р с) = var, q = const,

и в промежуточных случаях

(Рил - Рс) = var, q = var.

В этих ф орм улах к - пьезопроводность неф тяного пласта,

м2/с у т ; она определяется по ф ормуле

к = k 1

И р*

где k и и - уж е названны е проницаемость неф тяного пласта и

вязкость нефти в пластовы х условиях; Р* - упругоемкость пла-

5 1

ста, примерно равная Р* = 3 • 10—5

----

ат

Гидропроводность пласта k—- выразим через к о эф ф и ц и ент

продуктивности п, а пьезопроводность пласта выразим через

коэф ф и ц иент продуктивности п и эф фективную толщину пла

ста -.

П ри ж естком режиме ф и льтрации при равном ерной квад

ратной сетке скважин с площ адью на скваж ину 5 1 = 16 га =

= 160 000 м2 радиус зоны воздействия равен:

176

Rc =

— = 225,7 м;

при радиусе скважины rc = 0,1 м получается следующ ая зави 

симость коэф ф ици ента продуктивности скважин п от гидро-

k • h

проводности

------:

b k • h 2п k -h

-----

---

-------

----------

---

-------

* 0,8137;

Y н и ln Rc и

k * h b л топ

------= п

------

* 1,229.

И Y н

А если площ адь на скваж ин у не S 1 = 16 га, а вдвое больш е,

то тогда

k * h Ь i OQ f.

------= п

------

* 1,284;

И Y н

а если площ адь на скважину не S 1 = 16 га, а вдвое меньше, то

тогда

k * h b . . _ ,

------= п

--------

1,174.

И Y н

Особо отметим полученны й очень важны й результат:

1,174 = 1,229 - 0,055; 1,284 = 1,299 + 0,055;

оказывается, что при изменении площ ади, приходящ ейся н а

скваж ину, в 2 раза, численны й коэф ф ициен т изменяется н а

0,055, или всего на 4,5 %.

С учетом полученной зависимости получается зависимость

для пьезопроводности

k 1 п b Л ^ 1

к = — *— = — * — *1,229*— ;

И Iе* h Y н Iе*

для Енорусскинского нефтяного м есторождения при — = 0,9 —

b м3

и р, = 3 * 10-5 — получается

ат

177

к = д - — -1,229 •105 = п 4,552-104^ 1 .

h 0,9 3 h сут

С учетом этого получается ф ормула радиуса воздействия

скваж ины при упругом режиме

Rc = Vп • к • t = j - • 14,3 • 104 • t .

Радиус зоны воздействия скважины достигает своего преде-

ла

Rc = J - • 14,3 • 104 • t = 225,7 м за t = - • 0,356 сут

\h П

при эфф ективной толщине пласта h (в м ) и коэф ф ициенте

продуктивности п (в т/(су т ^ ат)).

П ри h = 10 м и п = 0,1 т/(с у т^ ат) радиус зоны воздействия

достигнет своего предела за t =

-----

0,356 = 35,6 сут.

0,1

2. З а врем я распространения зоны воздействия добываю щ ей

скваж ины эта скваж ина отбирает часть упругого запаса ж ид

кости и создает воронку депрессии. О тбираемая доля упругого

запаса ж идкости по формуле В .Н . Щ елкачева

А у = Q k = _ ^ .

Q1 R

и у0 2 • In R

Подсчеты по этой ф ормуле дали следую щ ие результаты :

S1, га

.........

8 16 32

Rc, м

..........

159,6 225,7 319,2

Ау

..............

0,069 0,065 0,062

— ............ 14,7 15,4 16,1

П олученные результаты показы ваю т, что упругий зап ас

жидкости, отбираемы й при образовании воронки депрессии,

примерно в 1 5-1 6 раз меньше всего упругого запаса жидкости

зоны воздействия добывающ ей скваж ины.

Ф орм ула упругого режима, приним аем ая в качестве основ

ной универсальной, в рассм атриваем ы х конкретны х условиях

приобретает следую щ ий вид:

Рпл - Pc = qIE•Л• InП Л ± = qIE•Л•(inП Л + Int

к • h 4п r2 к • h 4п I r2

178

q -Y E

L - - I -fin n-n-b + In t| =

n-b 1,229 4n ) rc2 • h-Y

= q - - ^ - -f In д +16,27 + In t*.

П 17,16 ( h ,

С помощью этой ф орм улы можно определить ко эф ф и ц и ент

продуктивности скваж ины п. С этой целью будем рассм атри 

вать ситуацию , когда добываю щ ая скваж ина работает с посто

янным дебитом q = const, а ее забойное давление изменяется,

но остается выше давления насы щ ения неф ти газом ё с >

> Р нас, и поэтому ее коэф ф и ц и ен т продуктивности тоже оста

ется постоянным п = const. З а короткое время проведения на

блюдения за скваж иной ее пластовое давление считается по

стоянным ё пл = const. Берем два момента времени t

1 и t 2 и по

значениям забойного давления в эти моменты времени ё с1 и ё с2

или по значениям глубины динамического уровня Id1 и Id2 оп

ределяем коэф ф ициент продуктивности скваж ины :

(Рпл - Рс2) - (Рпл - Pd) = (Pd - Рс2) = (Id2 - Id1) - =

10 - b

q 1

п 17,16

- (In t 2 - In t 1);

П =

-----

—1— - In — = — q— -b - —1— - In — .

Рс1 - Рс2 17,16 t1 Id 2 - 1в1 Y н 1,716 t1

П редставленная ф орм ула соответствует проявлению упруго

го реж има. Добываю щ ая скваж ина пущ ена в работу с постоян

ным дебитом, постоянство которого обеспечивается заданной

постоянной производительностью ш тангового глубинного насо

са (Ш Г Н ). Забойное давление неуклонно сниж ается, но еще

не достигло давления насы щ ения и тем более не переш ло че

рез эту грань. Радиус зоны воздействия скваж ины постоянно

возрастает, но еще не достиг своего предела - своей гидроди

намической границы ; и упругий режим ф и льтраци и еще не

переш ел в ж есткий режим ф ильтрации или в замкнуто

упругий.

Пример

О пределение коэф ф ициента продуктивности при пуске

скваж ины с постоянным дебитом.

179

аС Ю /doo А <Ц\\ 6 А

дебит скважины равен q = 10 ——; через t 1 = 1 еут P c

сут

90 ат, через t 2 = 6 сут ё с2 = 80 ат;

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

1 6

п =

---------

• • In — = 0,104-

90 - 80 17,16 1 сутат

Это было исследование добы ваю щ ей скважины , пущенной в

работу с постоянным дебитом нефти, что обеспечивается по

стоянной производительностью глубинного насоса.

3. А теперь рассмотрим исследование остановленной добы

вающей скваж ины , у которой вы клю чили из работы глубинный

насос. Но в остановленную скваж ину продолж ает п ритекать

нефть. П ри низком исходном (т.е. до остановки) дебите сква

ж ины пустой объем самой скваж ины мож ет п ред ставляться

достаточно большим, и приток нефти, постепенно замедляясь,

мож ет быть довольно продолжительным .

П риток неф ти в остановленную добывающ ую скваж ину и

постепенное повыш ение ее забойного давления хар ак тер и зую т

приток неф ти в зону воздействия этой скваж ины и постепен

ное восполнение той части упругого запаса жидкости, которая

бы ла отобрана преж де всего при образовании воронки д еп рес

сии. Будем считать, что пластовое давление на границе зоны

воздействия остается неизменны м, хотя в действительности

при недостаточной закачке воды оно может несколько пони

ж аться, а при избыточной закачке воды - несколько повы

ш аться (за ограниченное время исследования скваж ины ).

П риним ая постоянство пластового давления, построим форму

лу текущего дебита (или притока) в остановленную скваж ину

в зависимости от ее исходного (до остановки) дебита и вели 

чины части упругого запаса ж идкости, которую надо компен

сировать:

- Q-1

q1 = q • e Оус ,

где

q = п • (P P ) • Ь = п • I д1 - I ст • Y н • Ь = п • I д1 — I ст -

q1 = п p - Pc1) — = п Ь 77 = п

q1 = п P - p > - = п ;

Y н 10

Q i = - • S 1 • h •р .^ (РПЛ - Pc);

ус 15

180

q = 15 - п - b .

ОуС S - h - р, - Y н

Id и Id1 - глубины, соответственно, начального и текущего ди

намического уровней; Ict - глубина статического уровня.

С учетом этого получается:

_ 15-л-b -t

q1 = 1 д1 - iCT = p S1 - h-|3,-Yн .

q lCi- 'ст ’

в момент времени t 1

In ld - 'ст = 15-п-b -11;

1 d1 - 1 ст S - h - P, - Y н

в момент времени t 2

In ld - 1ст = 15-п-b -12;

1 d2 - 1 ст s1 - h - P, - Y н

ln 'd - 'ст 12

1 д2 'ст = ^2.• 1 d 1 ст = f 1 д 1 ст * t1 .

1 д - 1 ст *1 lS2 - lCT \ 1 d1 - 'ст J

при ^ = 2 (Iel - Ict)2 = (Id - Ict)- (Id 2 - 'ст),

отсюда получается

1с

Id - Id 2 - I

д 'd2 - 1 d1 ;

'd + 'd 2 - 2 - 1 d1

при установленном статическом уровне 1ст легко определить

коэф ф ициен т продуктивности скваж ины:

q -10 - b

п -

(| д 1 ст ) - Y н

Пример

a o o o А °/ф\\ 6 А

S 1 = 16-104 м2; h = 10 м; в, = 3 1 0 5 — ; п = 0,104 ;

ат сут-ат

181

Y I 1

= 0,9 — ; Id = 700 м; 1ст = 100 м; q = 5,616 — .

Ь м3 сут

Расчет изм енения динамического уровня в остановленной

добываю щ ей скважине:

- 15пЬ t

Id1- iCt _ e „ \

I a- 1Ox ;

- 15^0,104 t

-д1 - 100 _ e 16 •104•Ю^ •Ю-5’-0,9

7 00 - 100

-д1 - 100 _ „-0,036111•t,

600

t, сут

................ 0 1 2 4 8 16

-d1 - -сх ............ 1,0 0,96453 0,93032 0,86550 0,74910 0,56114

1 d - 1 CI

Is, м

.................

700 678,72 658,19 619,30 549,46 436,68

Расчет статического уровня и коэф фици ента продуктивнос

ти скваж ины выполнен по известным значениям динамического

уровня для заданны х моментов времени по формуле

- _ •1 д2 -121

СТ Id + Id2 - 2^1

при условии, что — _ 2 (табл. 3.12).

IjiE T t 3.12

t , сут

1S. м

1O м 1O м

1CL м

0 700

700

1 678,72

678,7

679

2 658,19 96,2 658,2 132,9 658 458

4 619,30 101,3 619,3 97,5 619 112

8 549,46 103,4 549,5 102,5 549 104

16 436,68 99,8 436,7 99,2 437 115

Примем, что рассм атриваем ая добываю щая скваж ина вы

клю чена из работы на четверо суток t = 4 сут, что глубина

статического уровня определена равной 112 м, тогда к о эф ф и

циент продуктивности

182

q -10 - b 5,616 -10 n , nc. т

п = — -

-----------

------

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

= 0,106

---------

(I a - 1ст) -Y и (700 - 112) - 0,9 сут-ат

П редлож енны й здесь метод определения неизвестной глу

бины статического уровня 1ст и ко эф ф иц иента продуктивности

скваж ины п был практически применен по пяти скважинам

Енорусскинского нефтяного м есторождения. В январе 1998 г.

на этом м есторождении в течение трех суток произош ло общее

отклю чение электроэн ергии. В этот период по скважинам не

сколько раз определяли текущ ую глубину динамического уров

ня Ia. Правда, моменты определения не соответствовали задан 

ному соотнош ению = 2. Ф актические соотнош ения величин

значений времени после остановки скважин были либо не

сколько больш е, либо несколько меньше 2. Ф актические

t1 >

замеренны е величины вместе с основными результатам и р ас

четов (зн ачения 1ст и п ) по рассмотренны м скважинам пред

ставлены в табл. 3.13.

В табл. 3.14 показан сам ход расчета и осреднения. Т акж е

показан потенциально возмож ны й дебит нефти в условиях

поддерж ания пластового давления, когда глубина статического

уровня становится равной нулю 1ст = 0.

По двум скваж инам 1305 и 307 намечено осущ ествлять за

качку воды. При этом по остальным трем скваж инам 1293, 1302

и 1304 дебит нефти возрастет с 21,6 т /с у т до 38,3 т /с у т и ли

в 1,773 раза и станет больш е, чем в настоящ ее время по всем

пяти скважинам, 38,3 > 37,7 т /с у т .

И з всего предыдущего следует один практически очень

важны й вывод: на малопродуктивной залеж и вы соковязкой

неф ти определять глубину статического уровня, пластовое

давление и коэф фиц и ент продуктивности добываю щ ей сква

ж ины можно не за 30-40 дн, а в 5 -1 0 раз быстрее, за 4 -6 дн.

4. Теперь надо остановиться на контроле обводненности до

бываю щ ей скваж ины и эксплуатируемы х ею неф тяны х п л ас

тов и слоев.

П ри наличии нескольких малопродуктивны х н еф тяны х

пластов ради обеспечения их экономически рентабельной п ро

мы ш ленной разработки эти пласты приходится объединять в

один общий эксплуатационны й объект. О бычно это заметно

увеличивает расчетную послойную неоднородность по пр он и

цаемости и увеличивает потребность в контроле за обводнен

ностью добываю щ их скваж ин, их пластов и слоев. Т акая по

требность еще более увеличивается на м есторож дениях высо-

183