5.6 Продуктивность скважин и залежей

Под продуктивностью скважины, а также залежи понимается количество нефти (газа), добываемое за единицу времени. Продуктивность скважин даже в пределах залежи сильно, иногда на порядок отличается.

Основным показателем продуктивности скважины является дебит, который показывает, какое количество нефти или газа дает скважина в сутки

при работе на установившемся режиме. Обозначается дебит индексом Q или q, выражается в - для нефти и - для газа.

Под продуктивностью залежи понимается суммарное количество продукта, получаемое при эксплуатации за месяц, квартал, год.

Другим показателем эффективности скважины является коэффициент продуктивности, равный отношению дебита к депрессии, при которой работает скважина:

,

В нагнетательных скважинах этот показатель называется коэффициентом приемистости. Коэффициент продуктивности более полно характеризует добывные возможности скважины, т.к. учитывает режим работы скважины. На дебит влияет также эффективная толщина пласта. Чтобы учесть ее влияние вводится понятие удельного коэффициента продуктивности (приемистости) скважины, представляющее отношение К_прод к эффективной толщине пласта:

Гидропроводность пласта – зависит от комплексного влияния на дебит скважины проницаемости, эффективной толщины пласта и вязкости нефти:

,

где - гидропроводность, ,

- проницаемость, мкм²,

- толщина эффективной части пласта, м;

- вязкость нефти, мПа^.с.

На практике используются также такие понятия как подвижность, равная , и проводимость - .

Гидропроводность наиболее полно характеризует свойства пласта и насыщающей его жидкости. Для характеристики скорости распространения импульса давления вокруг скважины используется такой параметр, как пьезопроводность пласта:

где _- пористость;

, - коэффициенты сжимаемости соответственно жидкости и среды (породы).

Пьезопроводность определяет скорость охвата импульсом давления площади вокруг скважины, выражается .

5.7 Законы фильтрации жидкости и газа в пласте

Законы фильтрации жидкости в пласте описываются уравнениями Дарси и Дюпюи.

Закон Дарси описывает линейную фильтрацию жидкости в пласте. По закону Дарси скорость фильтрации прямо пропорциональна объемному расходу жидкости, депрессии и обратно пропорциональна площади образца, его длине и вязкости жидкости (см. раздел 3.2.3).

На практике при разработке залежей движение жидкости в пласте к скважине происходит по закону радиальной фильтрации, который описывается уравнением Дюпюи:

,

где - дебит скважины;

- коэффициент проницаемости;

h – эффективная толщина пласта;

- депрессия на пласт;

- вязкость нефти;

- расстояние до контура питания от скважины;

r_c – радиус скважины;

- поправки, учитывающие степень и характер вскрытия пласта.

Решая уравнение Дюпюи относительно проницаемости пласта, получим:

.

Замерив в работающей скважине дебит, депрессию, имея данные лабораторного исследования вязкости нефти и сведения об эффективной толщине пласта по результатам ГИС, получаем возможность рассчитать основной параметр – гидропроводность пласта. Параметры с₁ и с₂ определяются по графикам Щурова, - радиус контура питания принимается на половинном расстоянии между работающими скважинами.

Для получения необходимой информации на скважине проводят специальные гидродинамические исследования различными методами.

Закон, по которому происходит фильтрация газа, описывается уравнением:

,

где Р²_ПЛ – Р²_ПЛ - собственно пластовое и забойное давления;

Q – дебит газа;

А, В – коэффициенты, характеризующие фильтрационные свойства пласта.

Контрольные вопросы

1. Природные режимы нефтяных залежей.

2. Водонапорный, упруговодонапорный режимы, характеристика динамики основных параметров разработки.

3. Режим растворенного газа, гравитационный режим.

4. Газонапорный режим.

5. Режимы газовый и газоупруговодонапорный. Характеристика основных параметров разработки.

6. Стадии разработки залежей нефти.

7. Типы залежей углеводородов.

8. Горное давление, его виды.

9. Гидростатическое давление, инфильтрационная, элизионная водонапорные системы.

10. Начальное пластовое давление, приведение давления к абсолютной отметке.

11. Понятие депрессии, забойного давления.

12. Температурный режим недр.

13. Продуктивность скважин и залежей.

14. Законы фильтрации жидкости, фильтрационная характеристика пласта-коллектора.

15. Закон фильтрации газа.

6 Запасы и ресурсы нефти и газа

6.1 Общие сведения

Запасами нефти, газа или конденсата называется их количество, содержащееся в породах-коллекторах в пределах изучаемой части геологического пространства: в отдельном слое, пласте, зональном интервале, месторождении и т.п. Процедуру определения количества углеводородов называют подсчетом запасов, а объект в котором подсчитываются запасы называют подсчетным.

Запасы углеводородов представляют собой величину, зависимую от внешней формы и внутренней структуры залежи. Поэтому достоверность оценки запасов зависит от того, насколько правильно составлена статистическая модель залежи, и на сколько полно изучены все подсчетные данные, участвующие в подсчетном процессе.

Подсчет запасов является одной из важнейших задач нефтегазопромысловой геологии, при решении которой необходимо изучить внутреннюю структуру подсчетного объекта, изучить свойства флюидов, положение границ различного вида и их взаимосвязь. Величина запасов углеводородов является важнейшим показателем промышленной и экономической значимости подсчетного объекта.

Подсчет запасов – это заключительный этап выполненного полного комплекса поисковых геолого-геофизических и разведочных работ, на основании которого проектируется пробная или промышленная разработка залежи углеводородов. Подсчитанные запасы рассматриваются и утверждаются Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ Министерства природных ресурсов Российской Федерации). Ежегодно проводится пересчет, при котором учитывается изменение величины запасов за счет добычи или уточнения строения залежи (прирост или списание запасов).

В слабо изученных регионах или территориях подсчитываются, так называемые прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата. Это ресурсы, приуроченные к возможным залежам, регионально продуктивным литолого-стратиграфическим комплексом. При этом рассматриваются тектонические особенности региона, стратиграфический комплекс пород осадочного чехла, литологические фации, учитываются поверхностные признаки нефти и газа, геохимические условия возможного образования углеводородов, гидрогеологические условия и т.д. Выполненный анализ позволяет сделать вывод о перспективах изучаемого региона.