Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfЕсли принять RK равным половине расстояния между со седними скважинами, а гс равным радиусу гсд скважины по до лоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с ис пользованием графиков В. И. Щурова или результатов иссле дования при неустановившихся режимах), то определим гидро проводность пласта
kh |
(5.10) |
|
При гс — гсв, несовершенство скважины учитывается в е. Если И известно по результатам лабораторного исследования глу бинных проб жидкости, h определено геофизическими или де битометрическими методами, то найдем проницаемость
й= ец/А. |
(5.11) |
Индикаторная диаграмма в случае притока вязкопластич ной нефти показана на рис. 2.7,а (см. § 2.9) и на рис. 5.4, а (линия 5). Коэффициент продуктивности определяется по фор муле
K0 = Q/(Ap—Др0). |
[(5.12) |
При искривлении индикаторной диаграммы надежность ре зультатов обработки невысокая. Причинами искривления инди каторных диаграмм можно назвать в соответствии с линиями на рис. 5.4, а: 2 — при р3^Р н нарушение закона Дарси (инерцион ные сопротивления), зависимость проницаемости (деформации
трещин) |
от давления, или при |
р з< р н, также выделение газа |
из нефти |
(газированная нефть); |
3 — нарушение линейного за |
кона Дарси в случае превышения критической депрессии (при р3^грн), выделение газа из нефти (газированная нефть при
Р з < Р н ); 4 — подключение пропластков (см. также § 2 .9), пере ток между пластами, неустановившиеся процессы в пласте. Искривления индикаторных диаграмм нагнетательных скважин (см. рис. 5.4,6) могут быть вызваны нарушением закона Дарси (линия 2') или деформацией трещин (линия 3'). Следует под черкнуть, что названные причины во многих случаях проявля ются совместно. Если можно выделить причину искривления, то при обработке индикаторных линий следует обратиться к со ответствующим расчетным формулам, изучаемым в курсе под земной гидрогазодинамики и описанным в справочниках. В об щем случае уравнение притока можно записать в виде степен ной зависимости:
|
Q— Ко (Рпл Рэ)п, |
(5.13) |
где |
Ко (Ар)— коэффициент пропорциональности как |
функция |
Ар |
(или р3); п — показатель степени (для выпуклых |
к оси Q |
линий 1 > я ^ 0 ,5 , для вогнутых — п> 1, для прямых — п= 1). Неизвестными могут являться Ко, п и рпл, которые вычисляем из
системы 3-х уравнений, составленных согласно уравнению |
(5.13) |
|||
для любых 3-х точек индикаторной линии: |
|
|||
Q i = |
К о |
(рпл |
Рзг)п |
(5.14) |
Q 2 ~ |
К о |
(Рпл |
Р зг)л |
|
Q3 — Ко (Р п л 1 |
Рзз)п |
|
||
При этом принимаем |
Ko = const, n=const, p ^ ^ o n s t. |
Если |
рпл известно, то для интервалов изменения Ар можно устано вить Ко (Ар).
Фильтрацию можно описать также двучленной формулой
Ap = AQ + BQ\ |
(5.15) |
для графического определения коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В которой индикаторную линию перестраи ваем в прямую в координатах Ap/Q от Q. Тогда А и В находим соответственно как отрезок на оси ординат и угловой коэффи циент прямой, причем А = 1/Ко (Ко— коэффициент продуктив ности) .
При притоке газированной нефти обработка данных исследо вания осуществляется с использованием функций Христиановича (см. § 2.3), т. е.
g._. |
(Мп л - Н 3) |
2nkh(H'nn- |
Н'3) |
|
In |
Цн (Рн) In |
|
|
Гс |
|
гс |
где Япл — //;= |Х н (Р н ) { Н и л — И з ) |
— разность |
функций Христиа- |
|
новича. |
|
|
|
Индикаторная |
диаграм |
|
|
|
|
|
|||||
ма при этом |
представляет |
|
|
|
|
|
|||||
ся прямой в координатах Q |
|
|
|
|
|
||||||
от |
(Япл — Я з) |
или |
от |
|
|
|
|
|
|||
(Я п л '- Я /) . |
|
многопласто |
|
|
|
|
|
||||
В |
случае |
|
|
|
|
|
|||||
вого |
объекта |
эксплуатации |
|
|
|
|
|
||||
по данным |
дебитометриче |
|
|
|
|
|
|||||
ских |
исследований |
|
индика |
|
|
|
|
|
|||
торные диаграммы |
|
удобнее |
|
|
|
|
|
||||
строить в зависимости Q от |
|
|
|
|
|
||||||
р3 (рис. 5.5), причем его |
|
|
|
|
|
||||||
приводят для |
каждого |
пла |
|
|
|
|
|
||||
ста к одной плоскости срав |
|
|
|
|
|
||||||
нения |
(приведенное |
давле |
|
|
|
|
|
||||
ние). При таких координа |
|
|
|
|
|
||||||
тах |
пластовое |
давление |
|
|
|
|
|
||||
можно определить |
графиче |
|
|
|
|
|
|||||
ски (см. рис. 5.5) или по |
|
|
|
|
|
||||||
формуле |
|
|
|
|
|
Рис. 5.5. Индикаторные диаграммы сква |
|||||
р™ = & + - § - , |
|
|
жины, вскрывающей три (/, //, III) пла |
||||||||
|
(5.17) ста, |
и каждого |
пласта в |
отдельности, |
|||||||
|
|
|
Ао |
|
|
|
построенные |
по |
данным |
исследования |
|
где Ко определяется по гра |
при трех режимах (p3i, Рзг, Рзз) |
||||||||||
фику |
как |
тангенс |
угла X |
|
|
|
|
|
|||
(tgX = Ko= (Q2— Qi)/(p3i —Рзг). |
Дебит |
скважины |
при р3 = О |
||||||||
называют потенциальным дебитом Qn (см. рис. 5.5). |
из пластов |
||||||||||
Из рис. 5.5 следует, что при первом режиме (p3i) |
I и III жидкость с расходом Л-Qi перетекает в пласт //, так как Рпл//<р31. Приведенные пластовые давления в I и III пластах
равны (Р п л |
/ = Рпл ///), что свидетельствует об их гидродинамиче |
ской связи |
(принадлежности к одной залежи). По тангенсам |
углов X можно определить коэффициенты продуктивности каж дого пласта и объекта в целом.
§5.5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
ИПЛАСТОВ ПРИ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ
Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неод нородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в полу чении и обработке кривой изменения давления во времени.
Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы (де бита или приемистости) и последующем измерении изменения давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реа
гирующей скважины. Забойное давление измеряют глубинным (скважинным) абсолютным или дифференциальным маномет ром на установившемся режиме при эксплуатации в течение не менее 30 мин, а изменение давления — до 2—10 ч, что устанав ливается опытом. Можно исследовать скважины всех категорий (добывающие, нагнетательные, наблюдательные, пьезометриче ские). Особенности исследования определяются способом экс плуатации. Теория исследования разработана для условий уп ругого режима при р3^ р н. Допускается проводить исследова ние добывающих скважин при p3< p H (но не более чем на 15%), если в районе скважины рПл>Рн■Базируется исследова ние на использовании основной формулы упругого режима (2.85).
Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.
Метод восстановления давления
Исследование выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во вре мени. С использованием метода суперпозиции, как известно из подземной гидрогазодинамики, основная формула упругого ре жима в данном случае записывается в виде
Ар = — |
in 2ЛШ , |
(5.18) |
Ankh |
г2 |
|
|
'с |
|
где Др=р3(0 —Рзо — увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся
давлению р3 о |
перед |
остановкой (рис. |
5.6,a); Q — установив |
||||
шийся дебит скважины до |
остановки (приведенный |
к пласто |
|||||
вым условиям); t — время исследования |
(после остановки сква |
||||||
жины). Кривую p3(t) трансформируют |
в прямую (рис. 5.6,6), |
||||||
преобразуя уравнение (5.18) таким образом: |
|
||||||
|
Ар = |
In ^25х_ ч--- 9 t _ \n t = A + i]n t |
(5.19) |
||||
|
и |
Ankh |
|
,2 |
4nkh |
|
' |
|
|
|
|
' г |
|
|
|
где i |
Qv |
А = i |
In |
2,25х |
|
|
|
|
|
|
|
|
4nkh
Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (5.19), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят каса тельную, поэтому метод обработки называется методом каса
Рис. |
5.6. Кривая восстановления забойного давления р.(/) во времени t |
(а) |
и ее обработка по методу касательной (б) |
тельной. Тогда графически находят А как отрезок на оси орди
нат (см. рис. 5.6,6) и i как угловой коэффициент |
прямой: |
Ара— А/>1 |
(5.20) |
In ta— In <1 |
|
Можно также в соответствии с уравнением (5.19) для двух значений времени tx и t2 составить систему уравнений, из ко торой вычислить А и i. Целесообразно принимать /i>10-3/?K2/«
и (0,1 ч-0,2)Дк2/х. Дальше вычисляют:
гидропроводность
е = kh/ц = Q/(4ni); |
(5.21) |
проницаемость пласта |
|
£ = ер/А; |
(5.22) |
комплексный параметр |
|
xlrl = e AI1/2,25; |
(5.23) |
приведенный радиус скважины, учитывая, что х = й/(р.р*) (р и Р* определяютсяв лаборатории по пробе жидкости и по керну)
гс = У 2,25хе-л/‘'; |
(5.24) |
|
коэффициент совершенства скважины при известных |
RK (см. |
|
§ 5.4) и радиусу гсд скважины по долоту |
|
|
6с = 1 п -^ -/1 п -^ -; |
(5.25) |
|
ГСД |
гс |
|
коэффициент продуктивности скважины |
|
|
Я0 = 2яе/1п -^ -. |
(5.26) |
|
|
ГС |
|
Часто на графике Ар — hit выделяются два или три прямо линейных участка (рис. 5.7). Искажение прямой 1 может
185
Рис. 5.7. Типичные кривые восстановления давления в зонально-неоднород ном с двумя (а) и тремя (б) зонами, разделенными прямолинейной (а, б) и круговой (в) границами, и трещиновато-пористом (г) пластах
наблюдаться при улучшении (линия 2) или ухудшении (линия 3) проницаемости и пьезопроводности во второй зоне пласта, при наличии между двумя зонами с одинаковыми фильтрацион ными свойствами зоны с улучшенными (линия 4) или ухудшен ными (линия 5) свойствами, при замещении коллектора неколлектором (линия 6), при наличии зоны с постоянным давле нием, например в виде контура питания (линия 7). Другими причинами искажения прямой может быть наличие зон с раз личной степенью проявления аномальных свойств нефти, упругоемкости трещин и проницаемости пористых блоков в трещино вато-пористом пласте. Обрабатывая соответствующим образом эти зависимости, можно определить фильтрационные параметры
иразмеры зон, параметры трещиновато-пористого пласта. Продолжающийся приток обусловлен не мгновенным закры
тием скважины на устье (должно быть мгновенное закрытие на забое), сжатием газированного столба жидкости в скважине и повышением уровня жидкости в неполной скважине, соответст вующим повышению р3. Продолжающийся приток можно изме рить чувствительным скважинным дебитомером и косвенно оп ределить по изменениям устьевого и затрубного давлений или уровней жидкости в скважине. Существует болёе 30 методов учета этого притока. Их можно разделить на две группы: диф ференциальные и интегральные. В группе дифференциальных методов учитывается текущий расход, а в группе интеграль ных — накапливающийся объем притекающей жидкости, по этому последние более точные. Эти методы позволяют увели
чить количество точек, ложащихся на прямую. |
пренебречь |
Э. Б. Чекалюк считает, что притоком можно |
|
с погрешностью до 1 % при условии |
|
V (t)/Qt « 0,01, |
(5.27) |
где V (t) — накопленный приток жидкости в скважину за время исследования t. Для выполнения этого условия только в мало дебитных скважинах требуется большое время.
В нагнетательных скважинах можно измерять устьевое дав ление /?2(0> так как р3 (t) =р2 {t) + tfpg\ или использовать за висимость Ap(t)=p2 o—p2 (t)y где р2о — установившееся устье вое давление до остановки, Н — глубина скважины, р —средняя плотность воды. Давление на забое скважины до остановки можно рассчитать по формуле гидростатического давления для неподвижного столба. Обработка результатов осуществляется аналогично без учета дополнительного притока, так как он от сутствует в полностью заполненной скважине.
В насосных скважинах исследуется восстановление уровня жидкости, результаты обрабатываются с учетом дополнитель ного притока.
Разработаны также экспресс-методы исследования простаи вающих скважин, сущность которых состоит в том, что изме нение давления в пласте достигается путем кратковременного отбора или закачки в скважину жидкости (газа)— «мгновен ный подлив» (не более одного объема скважины). Возможно также ступенчатое изменение дебита.
Гидропрослушивание пласта
Отличие его заключается в том, что в одной скважине вызы вается возмущение (пуск, остановка скважины или ступенча тое изменение дебита), а в другой или нескольких других уда ленных от нее реагирующих (наблюдательных или простаиваю щих) скважинах фиксируется изменение давления во времени. Поскольку эти изменения давления небольшие, то их регистри руют с помощью дифманометров или по уровню жидкости в скважине с помощью пьезографов, которые спускают под уро вень жидкости. Метод позволяет определить усредненные пара метры пласта между возмущающей и реагирующей скважинами и некоторые его неоднородности. Имеются модификации, ко торые отличаются по характеру возбуждаемых в пласте волн давления (в виде импульсов, гармонических колебаний и др.). Для получения надежных результатов должны отсутствовать посторонние возмущения (пуски, остановки соседних скважин).
§ 5.6. УСТАНОВЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ПРОДУКТИВНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, И МЕТОДЫ ЕЕ ПОВЫШЕНИЯ
По данным исследования скважин получают необходимые све дения для проектирования и осуществления процесса разра ботки залежи, устанавливают технологический режим их ра боты или принимают решение о необходимости повышения их
187
продуктивности. Принципы учета получаемой информации при проектировании, анализе и регулировании разработки нефтя ного месторождения рассмотрены в предыдущих главах.
Установление режима работы скважины
Установить технологический режим работы скважины — это значит выбрать такие параметры эксплуатационного оборудо вания (скважинного подъемника), которые обеспечивают полу чение на поверхности (на дожимной насосной станции или на пункте сбора) заданного дебита при соответствующем забойном давлении согласно уравнению притока (5.14). С позиций при тока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи (охраны недр) и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С по зиций подъема продукции на поверхность заданный максималь ный дебит, который можно получить из скважины при выпол нении требований рациональной эксплуатации залежи и ра ционального использования эксплуатационного оборудования, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значения заданного дебита или забойного давления устанавливаются проектом разработки. Однако по мере даль нейшего изучения залежи и изменения условий разработки воз никает необходимость их уточнения. Технологический режим определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводненность), газа (газовый фактор), песка в зависимости от депрессии (или забойного давления), и регулировочных кри вых, которые представляют собой зависимость дебита и дру гих показателей от параметров эксплуатационного оборудо вания.
При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами. Дебит скважин ограничивается геолого-технологическими и тех ническими причинами. К первым можно отнести следующие: степень устойчивости пород продуктивного пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа (о предельном безводном и безгазовом факторе см. § 2.5); необходимость обеспечения р3^0,75рн (см. § 2.3); необходи
мость ограничения объема добываемой воды (см. § |
2.4, |
2.7, |
4.1) и уменьшения среднего газового фактора в целом |
по |
пла |
сту (при режимах газонапорном и растворенного газа); необ ходимость обеспечения равномерного стягивания ВНК и ГНК и предотвращения прорывов воды и газа. Техническими при чинами являются недостаточная прочность обсадной колоцны и возможное смятие ее при значительном снижении р3; ограни-
ченная мощность эксплуатационного оборудования (см. также § 4.1); минимальное забойное давление фонтанирования; вред ное влияние газа на работу скважинных насосов и др. Таким образом, геолого-технологические и технические причины огра ничивают значения р3, обусловливающего дебит скважины. Не ограниченный отбор жидкости допустим в скважинах либо ма лодебитных, эксплуатирующих истощенные пласты с низким Рпл, когда они удалены от ГНК или ВНК, а динамический уро вень жидкости снижается до кровли или даже до подошвы продуктивного пласта, либо в сильно обводненных (более 80 %) при форсировании отборов (см. § 3.3). В обоих случаях должны отсутствовать образование песчаных пробок в стволе, рост га зового фактора и обводненности продукции. При назначении неограниченного отбора стремятся достичь потенциального де бита скважины, а ограничиваться дебит может технико-техно логическими возможностями оборудования по подъему жидко сти на поверхность. Такой отбор назначают обычно на поздней стадии разработки.
Установление целесообразности воздействия на призабойную зону пласта
В уравнении притока (5.14) величина рпл не является регу лируемой применительно к конкретной скважине. Показатель степени п косвенно зависит от коэффициента пропорционально сти Ко- При л=1 коэффициент пропорциональности численно равен коэффициенту продуктивности
|
2nkh |
2яе |
(5.28) |
*0 |
In Як |
||
|
p l n - ^ |
|
|
|
rc |
Гс |
|
Гидропроводность е и проницаемость.k определяются по дан |
|||
ным исследования |
при установившихся (еуст и куСт) и неуста- |
||
новившихся (внеуст |
и &Неуст) режимах. Если е Ус т < е Пеуст, |
то необ- |
|
ходимо осуществить воздействие на |
призабойную зону |
пласта |
с целью увеличения проницаемости k или расширения рабо тающего интервала h. Целесообразно при выборе метода воз действия использовать результаты послойного изучения разреза дебитометрическими, термодинамическими и геофизическими методами, что позволит выделить влияние k и h на величину е и оценить качество вскрытия пласта и освоения скважины. При определении приведенного радиуса гс оцениваются каче ство вскрытия перфорацией и коэффициент совершенства сква жины. Уменьшение k, h и гс, а для аномальных нефтей также рост эффективной вязкости, зависящей от созданной депрессии, обусловливают дополнительные фильтрационные сопротивления
в призабойной зоне и, как следствие, уменьшение производи тельности скважины. Эти изменения относят либо к проницае мости, либо к приведенному радиусу. Ухудшенную зону рассма тривают также как тонкий слой (скин), а ее влияние на произ водительность скважины называют скин-эффектом. Величину скин-эффекта можно определить по формуле В. Н. Щелкачева
или из уравнения Ван Эвердингена и Херста |
|
||||
Дp — i рп |
2,25Kt |
- -f- 2S J , |
(5.30) |
||
|
О |
|
|||
|
гс |
|
|
|
|
S — Ар |
1 |
In- 2,25xl У |
(5.31) |
||
2i |
2 |
|
|
г? |
|
где S — скин-эффект; k, kx—г проницаемость удаленной |
и ухуд |
||||
шенной зон, определяемая соответственно по формулам |
(5.22) и |
||||
(5.11); гсд — радиус совершенной |
|
скважины по долоту; |
осталь |
ные обозначения см. § 5.5. Из уравнения (5.30) следует, что скинэффект выражает потерю полезной депрессии вследствие допол нительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне. При загрязнении призабойной зоны (k > k x) величина S поло жительна, а при k<k\ — отрицательна. Ю. А. Балакиров реко мендует kyRKи ku гсд определять по кривым соответственно вос становления и падения (после подлива) давления.
Исследованиями П. Полларда, Н. П. Лебединца, Р. М. Минчевой и Ю. А. Балакирова разработана методика оценки скин-эффекта и типа коллектора по разностным кривым восста новления давления. Тип коллектора и наличие скин-эффекта ка чественно можно установить по конфигурации кривой восстанов
ления давления |
в системе координат IgAp— t (по Ю. А. Ба- |
лакирову), где |
Ар = рк—р3( 0 ‘> Рк— установившееся давление |
после закрытия скважины; р3( 0 — забойное давление в момент времени t после остановки скважины. Для обработки кривой восстановления давления используется уравнение, которое в об щем виде для сложной фильтрационной системы выражается многочленом, а для трещиновато-пористого пласта принимает вид трехчлена:
рк— рз (0 = А е - “>' + в е -ъ ( + (рк— Рзо— А — В) е - 'Ч (5.32)
где р3 о— давление на забое работающей скважины перед оста новкой; А, В, аь 0 2 , аз — постоянные коэффициенты при усло вии р„л>рщ причем а|< ;аз< аз.