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

Подождите немного. Документ загружается.

IjiETt 3.13

Номер

сква

жины

т/сут

Ie, м

t, ч

Ie, м

t, ч

Ie, м

t, ч

Ie, м

t , ч

Ie, м

t , ч

i^ м

т/(сут-ат)

307 10,6 867 0 819 5,08 553 16,50 455 40,50 370 63,83 382 0,243

1293 8,8 798 0 740 5,33 405 17,67 222 41 ,66 181 63,67 169 0,155

1302 6,6 687 0 603 5,33 333 19,50 226 43,50 176 63,67 182 0,145

1304 6,2 833 0 722 5,50 631 19,60 564 42,60 529 62,60 533 0,230

1305 5,5

2 37,7

768 0 705 5,67 594 19,33 403 43,33 303 63,50 184 0,104

IjiE T t 3.14

Номер

сква

жины

-2

I 1*

I *

IdL

I *

1 д2

1 ст, м

1 1

1 д1

1 д2

1 ст , м

1 д1

1 д2

i^ м

q, т/сут

при Ict = 0

307 40,5 553 410 63,83 455 348 504 382 18,9

16,5 455 40,5 370 413

1293 41,66 405 63 63,67 222 178 313 169 11,1

17,67 222 41,66 181 211

1302

43,50

333 180

63,67

226 170 280 182 9,0

19,50 226 43,50 176 201

1304 42,60 631 530 62,60 564 523 598 533 17,2

19,60 564 42,60 529 547

1305 43,33 594 2549 63,50 403 269 498 184 7,2

19,33 403 43,33 303 353

2 63,4

ковязкой нефти. Ведь отрицательное действие высокой вязко

сти нефти - высокого соотнош ения подвиж ностей вы тесняю 

щей воды и нефти в пластовы х условиях - прои сходит на

фоне послойной неоднородности пластов по проницаемости и

геометрической неравном ерности (неоднородности) вы теснения

нефти: и чем больш е неоднородность, тем больше отри ц ател ь

ное действие высокой вязкости.

Н а месторождении вы соковязкой нефти контроль за появ

лением и ростом обводненности добываю щ ей скваж ины можно

осущ ествлять довольно просто с помощью современного эхоло

та, наблю дая в условиях неизм енной заданной производитель

ности штангового глубинного насоса (Ш Г Н ) быстрый подъем

динамического уровня. П онятно, что это не отменяет периоди

ческие определения по каждой добываю щ ей скваж ине дебита

жидкости и обводненности на групповом сборном пункте.

Рассмотрим ситуацию , возникаю щ ую на добываю щ ей сква

жине при обводнении.

Пример

П усть соотношение подвиж ностей вытесняющ ей воды и

нефти в пластовы х условиях равно 20.

Пусть заданная суточная производительность глубинного

насоса (Ш Г Н ) в период безводной добычи нефти равна

20 т /с у т при динамическом уровне 725 м и статическом уров

не 100 м.

Пусть обводнение скваж ины происходит по отдельному н аи

более проницаемому нефтяному слою, которы й в безводный

период дает

0,10, или 10 %, производительности скважины,

т.е. 2 м3/с у т .

П ри сохранении неизменным забойного давления

(динамического уровня) отдельный обводненный неф тяной

слой вместо 2 м3/ сут нефти будет давать 2-20 = 40 м3/ сут во

ды, а общий дебит жидкости добывающ ей скважины стан ет

20 - 2 + 2-20 = 58 м3/с у т , или возрастет по сравнению с без

водным периодом в -50 = 2,9 раза. Д ля чего необходимо в 2,9

раза увеличить производительность глубинного насоса.

П ри сохранении неизменной производительности глубинно

го насоса, равной 20 м3/с у т , соответственно в 2,9 р аза долж на

уменьшиться депрессия на неф тяны е пласты (в м столба ж ид

кости) с (725 - 100) = 625 м до (725^ 9100) = 215,5 м, соответст

венно при неизменном статическом уровне 100 м динамический

185

уровень долж ен подняться с глубины 725 м до глубины 100 +

+ 215,5 = 315,5 м.

Понятно, что такой подъем динамического уровня на 725 -

- 315,5 = 409,5 м не произойдет мгновенно, а потребует некото

рого времени t. Это произойдет при зам кнуто-упругом реж име.

З а это время t частично будет восполнен упругий запас

жидкости, преж де отобранный при создании воронки деп рес

сии, поскольку поднимется динамический уровень, увеличится

забойное давление и ум еньш ится глубина воронки депрессии.

Как можно заметить по дебиту нефти 20 м3/с у т , у рассмат

риваем ой добываю щ ей скваж ины коэф ф ици ент продуктивности

по неф ти существенно выш е (втр ое), чем у скважин в преды 

дущ их примерах, но отношение коэф ф ициента продуктивности

к эф ф ективн ой толщ ине неф тяны х пластов одинаковое. По

этому можно воспользоваться формулой из последнего прим е

ра, но только надо учесть два следую щ их обстоятельства: по

сле начала обводнения скважины ее коэф ф ици ент продуктив

ности по жидкости дополнительно увеличен в 2,9 раза; и р ас

см атривается процесс подъема динамического уровня с глубины

725 м до глубины 315,5 м.

С учетом этого форм ула изменения динамического уровня во

времени приним ает следующ ий вид:

Ia - 3155 _ g-2,9-0,0361M _ 0-0,10472-t

725-315,5 '

Расчеты по этой формуле дали следую щ ие результаты:

t , сут

................................. 0 1 2 4 8 16 32

Id, м.................................... 725 684,3 647,6 584,7 492,7 392,2 329,9

Если за 4 -8 дн уже обнаруж ена закономерность, то расчет

ным путем можно определить, что будет на 32-64 день, какая

будет глубина динамического уровня.

В рассматриваем ой добываю щ ей скваж ине до и после нача

ла ее обводнения применяется глубинный расходомер, который

по обводненному нефтяному слою фиксирует резкое увеличе

ние производительности и резкое увеличение доли в п роизво

д и 0,1° - 20 псп

дительности скваж ины с 0,10 до

--------

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

= 0,69, или с

0,10 - 20 + (1 - 0,10)

10 до 69 %.

Этого будет вполне достаточно для четкого вы деления об

водненного неф тяного слоя.

П осле этого обособленны й обводненный неф тяной слой

можно будет закрыть пластоперекры вателем и продолж ить

безводную эксплуатацию добываю щ ей скваж ины.

186

Вывод

Д ля трудны х условий разработки м алопродуктивны х м есто

рождений вы соковязкой неф ти можно более бы стро определить

по добываю щ им скваж инам коэф ф иц иент продуктивности по

нефти, начало и рост обводнения и обводненны е неф тян ы е

пласты и слои.

3.5. О ПРИМЕНЕНИИ ХИМИЧЕСКОГО РЕАГЕНТА

ПОЛИСИЛ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Эксперим ентально установлено, что применение химическо

го реагента полисил в нагнетательны х скваж инах дополни

тельно увеличивает их коэф фиц и ент приемистости в v раз,

конкретно в 2 -3 раза.

Где применение реагента полисил особенно необходимо и

каковы все последствия этого применения?

В Западной Сибири имею тся неф тяны е м есторождения с

неф тяны м и пластами пониж енной, низкой и ультранизкой

продуктивности, которые обладаю т повыш енной зональной и

послойной неоднородностью по проницаемости, пониж енной

начальной неф тенасы щ енностью и соответственно п он иж ен

ным коэф ф ициентом вытеснения, содерж ат нефть пониж енной

вязкости, близкой к вязкости воды. Н а таких неф тян ы х место

рож дениях подвижность закачиваемой воды бы вает близка и

ниж е подвижности пластовой неф ти. П ри этом для увеличения

начального максимального (амплитудного) дебита нефти экс

плуатационного объекта требуется увеличение доли нагнета

тельных скваж ин в общем числе скважин. Но вместо увеличе

ния доли и чи сла нагнетательны х скважин можно прим енить

химический реагент полисил и увеличить коэф ф и ц иент п ри 

емистости.

Рассматривать эту проблему будем на примере конкретного

нефтяного месторож дения, у которого: средний к о эф ф и ц и ент

продуктивности скваж ины равен п ср = 0,3 т /(с у т -а т ), эксплуа

тационный горизонт (пласт) состоит из трех обособленны х

неф тяны х слоев, зональная неоднородность отдельного слоя по

продуктивности (прони цаемости) равна —з2 = 1,5, соответствен

но зональная неоднородность по продуктивности в целом объ-

V 2 15

екта (пласта) р авн а Va2 = —зс = — = 0,5, вязкость неф ти в пластовых

nC 3

условиях равна цн = 1 сП з, вязкость воды равна ^ а = 0,5 сПз,

187

коэф ф и ц иент вы теснения нефти закачиваемой водой равен K 2 =

= 0,5, соответственно соотношение подвижностей воды и н еф 

ти в пластовы х условиях равно

Ц,

. Ц

• K f = - L •0,51'5 = 0,707.

0,5

Эксплуатационны й объект залегает на глубине 2500 м. П ер

воначальное пластовое давление равно Р пл0 = 250 ат, давление

насы щ ения нефти газом равно Р нас = 100 ат. Забойное давле

ние нагнетательны х скваж ин равно 500 ат. С учетом потери

давления на трение давление на устье нагнетательны х сква

жин несколько больш е 250 ат. С учетом давления насыщ ения

забойное давление добываю щ и х скважин равно ё сэ = 100 ат.

Влияние зональной неоднородности слоев на сниж ени е

проницаем ости для ф ильтрационного потока отраж ает следу

ющий пониж аю щ ий коэф ф ициент:

I =

--------

1--------=

--------

-------

= 0,592.

1 + 2,3-0,2V2 1+ 23 0.2-Ц5 ’

Средний амплитудны й дебит нефти на одну скваж ину про

ектной сетки определяется по следующ ей формуле:

Qo = Пср • (Рсн - Рсэ) • Ф •

где ф - ф ункция относительной производительности скваж ины

1 1

1 1 1 + m

— + —

Ц, m

m - соотношение добываю щ их и нагнетательны х скваж ин,

причем все добываю щ ие скваж ины располож ены на первы х

орбитах относительно нагнетательны х.

Если же на первых орбитах располож ена только часть до

бывающ их скважин и соотнош ение этих добываю щ их и нагне

тательны х скваж ин равно т ь т.е. это соотношение меньше

общего соотнош ения m 1 < m, то функция относительной п ро

изводительности скваж ины имеет следующ ий вид:

1 1

------------------------.

1 1 1 + m

Ц , m1

Смысл этой формулы: пока работаю т скваж ины первой ор

188

биты, скваж ины второй и последующ их орбит практически не

влияю т на общее ф ильтрационное сопротивление и на общий

дебит жидкости.

По приведенным формулам при прин яты х исходных данны х

для различны х значений m - соотнош ения добы ваю щ их и на

гнетательны х скваж ин определим амплитудный дебит неф ти

проектной скважины

q1 = 0,3 • (500 - 100) -ф • 0,592;

1 1

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

;

1 11 + m

-------

+ —

0,707 m

m................... 1 2 3 4 5

ф ................... 0,207 0,174 0,143 0,120 0,103

q 1, т/сут.... 14,70 12,36 10,15 8,53 7,32

Н о если по нагнетательны м скваж инам применяется хим и

ческий реагент полисил и средний к оэф ф ици ент прием истос

ти увеличивается в v = 2 раза, то ф ункция относительной

производительности скважины и амплитудны й дебит неф ти

проектной скваж ины будут

1 1 1 1

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

---

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

;

1 1 1 + m 1 1 1 + m

-------

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

-------

|i, • v m 1,414 m

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

1 2 3 4 5

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

0,293 0,276 0,240 0,209 0,184

q0, т/сут

.......

20,81 19,62 17,06 14,84 13,05

А если средний коэф ф ици ент прием истости нагнетательной

скважины увеличивается в v = 3 раза, то ф ункция относитель

ной производительности скваж ины и амплитудный дебит н еф 

ти проектной скваж ины будут

1 1

ф =

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

;

1 1 1 + m

-------

+ —

2, 121 m

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

1 2 3 4 5

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

0,340 0,343 0,311 0,277 0,248

qj, т/сут

.......

24,16 24,37 21,17 19,68 17,63

189

По представленны м результатам видно, что увеличение ко

эф ф ициента прием истости нагнетательны х скважин в v = 2

раза приводит к увеличению амплитудного дебита неф ти и

темпа отбора запасов нефти в 1,4-1,8 раза, а увеличение ко

эф ф ициента приемистости в v = 3 раза приводит к увеличе

нию дебита и темпа отбора запасов неф ти в 1 ,6-2,4 раза.

По представленны м результатам также видна тенденция к

увеличению соотнош ения добываю щ их и нагнетательны х

скважин: при увеличении коэф ф ициен та приемистости в v =

= 3 раза амплитудны й дебит неф ти достигает максимума п ри

увеличении соотнош ения с m = 1 до m = 2.

Если вместе с применением химического реагента п олисил

и увеличением к оэф ф ициен та приемистости нагнетательны х

скваж ин в v =

2 р аза ум еньш ить долю нагнетательны х вдвое,

т.е. от соотнош ения добываю щ их и нагнетательны х m = 1 пе

рейти к соотнош ению m = 3, то амплитудный дебит увеличится

17,06 .

-------

= 1,16 раза и уменьш ится неравномерность вы теснения

неф ти закачиваемой водой. П оследнее обстоятельство связано

с уменьшением доли стягиваю щ их добываю щ их скважин с

2 2 2 2

-----

= 1 до

------

------ = 0,5.

1 + m 1 + 1 1 + m 1 + 3

Расчет величины V 2 - результирую щ ей неравномерности

вытеснения нефти закачиваемой водой в типичную средню ю

добываю щую скважину на рассматриваемом объекте выполня

ется по следую щ ей формуле:

(V2+ 1)= у 2+ 1) • (V2 +1) (V32+ 1) — + У 2+ 1>|1 — — I =

1 + m * 1 + m-

V211 л 1. VL+ 1 • + VL+L •)1- _ 2 \

’ -.2 * 1+ mу

V 2 V 2 1+ m V2

+ 1 + 1 + 1

nc 4 nc

Для конкретны х условий рассматриваемого нефтяного мес

торождения эта ф орм ула принимает следую щ ий конкретны й

вид:

(V 2 + 1 )= 1 5 1 •1,1.051 •_ !_ +15+11 1 -_1 _ . =

15 , 0,5 , 1+ m 15 , I 1+ m)

— + 1 +1 — +1 ' '

3 4 3

= 2,444^— + 1,667/1— I - . =1,667+0,778 •— ;

1+ m * 1+ m. 1+ m

190

T 2

V 2 = 0,667 + 0,778 •—=—

1 + m

Кроме этой ф орм улы необходимы: ф орм ула K3 - коэф ф иц и 

ента использования подвиж ны х запасов нефти (суммарного

отбора неф ти в долях подвиж ных запасов) и ф орм ула F -

суммарного отбора ж идкости в долях подвижны х запасов н еф 

ти, которые имеют следующ ий вид:

Кз = Кзн + (Кзк - K J -А;

F = Кзн + (Кзк - Кзн) • In — ,

1 - A

1 1

где Кзн =

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

; К зк =

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

; А - расчетная п редельная

12 + 4,2 •V 0,95 + 0,25 •V

доля агента (воды ) в дебите ж идкости добываю щ ей скважины,

в данном случае (п ри = 0,707 и коэф ф ициенте разли чия

физических свойств нефти и вы тесняющ его агента ^0 г 1) это

весовая предельная доля агента (воды ).

По приведенным формулам для различ ны х значений m бы

ли сделаны расчеты величин V 2, К зн, К зк, k ^ , K 3 и F п ри

Кзк

А = 0,95 (табл. 3.15).

Ц-ТЁ" 3.15

m V 2

Кзн Кзк

Кзн

Кзк

При А = 0,95

К3

1 1,444 0,138 0,763 0,181 0,732 2,010

2 1,185 0,162 0,802 0,202 0,770 2,079

3 1,056 0,177 0,824 0,215 0,792 2,115

4 0,978 0,188 0,837 0,225 0,805 2,132

5 0,926 0,196 0,846 0,232 0,814 2,143

Как видно, при m = 3 и v = 2 по сравнению с m = 1 и v =

0,792

= 1 конечная нефтеотдача пластов становится выш е в

-------

0,732

= 1,082 г 1,08 раза.

Таким образом в конкретны х условиях рассматриваемого

нефтяного м есторож дения прим енение химического реаген та

полисил позволяет перейти от 5-точечной схемы площадного

заводнения к обращенной 9-точечной схеме, при этом увели

191

чить амплитудный дебит проектны х скваж ин в 1,16 р аза и и з

влекаемые запасы нефти в 1,08 раза.

Н аверное, для иллю страции эфф екти вности применения

химического реагента полисил целесообразно сравнить два

варианта разработки эксплуатационного объекта: 1-й вариант -

без прим енения, 2-й вариант с применением. В обоих вар и ан 

тах 100 проектны х скваж ин. В 1-м варианте годовой амплитуд

ный дебит равен 14,7 -100-330 -сут = 485100 =

сут год год

= 485,1 тыс. т = 0,485 млн. т , здесь 330 - число дней работы

год год

скваж ины в году; во 2-м варианте годовой амплитудный дебит

равен 17,06-100-330 = 562 980 — = 562,98 = 0,563

год год год

По 1-му варианту начальны е извлекаемы е запасы неф ти равны

10 млн. т, по 2-му варианту - 10,8 млн. т. По 1-му варианту н а

чальны е извлекаем ые запасы ж идкости равны 20,1 млн. т, по

2-му варианту - 21,15 млн. т. Динамика добычи нефти и ж ид

кости в течение первы х 10 лет по 1-му и 2-му вариантам п ред

ставлена в табл. 3.16.

З а 10 лет разработки рассм атриваемого эксплуатационного

объекта по варианту с применением химического реагента по

лисил добыча неф ти увеличивается в 3,842 = 1,142 раза, или

IjiE r t 3.16

Эффективность применения полисила.

Сравнение i-го и 2-го вариантов разработки эксплуатационного объекта.

Динамика добычи нефти и жидкости

Годы

1-й вариант 2-й вариант

Прирост

дебита

нефти,

млн. т/год

Дебит

нефти,

млн.

т/год

Дебит

жидкости,

млн.

т/год

Обвод

нен

ность,

Дебит

нефти,

млн.

т/год

Дебит

жидкос

ти, млн.

т/год

Обвод

нен

ность,

1 0,473 0,479

1,3

0,549 0,556

1,3

0,076

2 0,451 0,468 3,6 0,521 0,541 3,7 0,070

3 0,430 0,457 5,8 0,494 0,528 6,2 0,064

4 0,409 0,446 8,2 0,469 0,513 8,6 0,060

5 0,390 0,435 10,4 0,445 0,499 10,9 0,055

6 0,371 0,425 12,6 0,423 0,486 13,0 0,052

7 0,354 0,415 14,6 0,401 0,474 15,3 0,047

8 0,337 0,405 16,7 0,381 0,461 17,4 0,044

9 0,321 0,395 18,7 0,361 0,449 19,6 0,040

10 0,306 0,386 20,7 0,343 0,437 21,5 0,037

Сумма 3,842 4,311 4,387 4,944 0,545

192

на 0,545 млн. т = 545 тыс. т. П ри этом отбор попутной воды

4,944- 4,387 0,557 , , в„ оо

увеличивается в —

-------

-----

= —------= 1,188 раза, или на 88 тыс. т.

J 4,311-3842 0,469 ^

П ри цене 1 т добытой неф ти для нефтедобываю щ его п ред

приятия в 100 $ экономический эф ф ек т от прим енения х и 

мического реагента полисил за 10 лет составил 100Ю,545 =

= 54,5 млн. $.

3.6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ СЛОЕВ

И ПЛАСТОВ ХИМИЧЕСКИМ РЕАГЕНТОМ

Н аш и специалисты для изоляции обводненных обособлен

ны х неф тяны х слоев и пластов создали хим ический реагент,

который по своим свойствам превосходит аналогичны й им

портный.

Этот реагент обладает высокой начальной подвижностью ,

близкой к подвижности воды, и соответственно высокой про

никаю щ ей способностью . П осле засты вания реагент обеспечи

вает прочную и герметичную изоляцию . Реагент не обладает

избирательностью действия и одинаково прочно изолирует как

водонасыщ енные, так и неф тенасыщ енны е толщ ины пластов.

Т акая неизбирательность действия вовсе не является недостат

ком реагента, напротив, является его достоинством.

Поясним на примере.

П ри разны х физических свойствах неф ти (разной подвиж

ности и плотности), т.е. при разны х значения ^ 0 - ко эф ф и

циента различ ия ф и зических свойств неф ти и вытесняю щ его

агента, но при одной и той же расчетной послойной неодно

родности неф тяны х пластов, количественно характеризуем ой

квадратом коэф ф и циента вариации , равным V 2 = 0,333, при

весовой предельной обводненности дебита жидкости добываю

щей скважины , равной A2 = 0,95, т.е. в самый последний мо

мент работы этой скважины , величина Y - доли еще не обвод

ненной эф ф ективной толщ ины эксплуатируемы х неф тяны х

пластов, обладаю щ ей первоначальной нефтенасыщ енностью ,

отнюдь не равна нулю или 0,05 с учетом ( 1 - A2) = 0,05, она

гораздо выш е; получаю тся разны е значения A - расчетной

предельной доли агента и соответственно (см. табл. 9 [9])

разн ы е значения

Y :

................ 1 3 10 30 100

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

0,950 0,864 0,655 0,388 0,160

................ 0,16 0,30 0,56 0,79 0,93

193