Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

Ё1$ ,$ 3

еёёАаОао eAaeAAeiaa qO liutpoi aOeieeeLJNOipaa

3.1. eeeONOaOcpaO 16 ЬлрёаёЁаббёаёа

iiiiiJaia^eeia aOeeeeaiiiaa

На рассматриваемом нефтяном месторождении по годам известна динамика бурения и ввода в эксплуатацию скважин, добычи нефти и жидкости, числа работающих скважин. Такие фактические данные имеются как до проведения мероприятий по увеличению добычи нефти и нефтеотдачи пластов, так и после их проведения.

Как на основе этих фактических данных выявить эффект дополнительно проведенных мероприятий и как выявленный общий эффект разделить между отдельными мероприятиями?

Но прежде всего необходимо оценить эффективность осуществленных проектных мероприятий, чтобы затем оценить эффективность дополнительных мероприятий.

Для достижения поставленной цели надо использовать уравнения разработки нефтяной залежи.

Самым важным среди них является уравнение добычи нефти

q<t) = q<t) .\i_9s_\ 0 I QoV

где q{t) - дебит нефти разрабатываемой залежи в t-й момент времени или в t-м году (на середину t-ro года); % - амплитудный дебит в t-м году; Q^ -накопленный отбор нефти к

середине t-ro года; Q^ - введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти тоже к середине t-то года.

Амплитудный дебит в свою очередь зависит от г)ср - среднего коэффициента продуктивности скважин, от щ - числа

117

пробуренных и введенных в эксплуатацию скважин и (Pcs -- PJ - разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, от ф - функции относительной производительности проектной скважины и других факторов

^=Т-Лср-П(00-СРсн-^э)-ф-?,

где новые обозначения: х - число дней работы скважины в году; 1 - поправочный понижающий коэффициент, учитывающий отрицательное влияние зональной неоднородности пластов и необходимость обеспечения 90%-ной надежности проектной добычи нефти. Функция относительной производительности скважины может иметь такой вид (хотя она может быть значительно более сложной универсальной!):

ф =1-11

1 1 1+ т у,* т1

где \it - соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях; т - соотношение добывающих и нагнетательных скважин; т1 - соотношение добывающих скважин первой орбиты и нагнетательных скважин, причем m1 < т.

Следующим по важности является уравнение добычи жидкости

qf=qf. 1-% , { Q?J

где qf2 и qf - весовой и расчетный дебиты жидкости в t-ш момент времени или в t-м году; ц0 - коэффициент различия физических свойств (учет различия плотности и подвижнос-

ти) нефти и вытесняющего агента; QFD и Q

(О <f)

соответст-

венно расчетный накопленный отбор жидкости и введенные в разработку расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости к середине t-то года.

Введенные в разработку начальные извлекаемые запасы

нефти Qq и расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости Qpl выражаются через величину подвижных запасов нефти Qf

118

Of = Of • к3

Of = Of • F;

K3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти Q(f; F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти Q^ ; величины К3 и F определяются следующим образом:

К3 = K3S + (Кзк - KJ-A;

F = Кзв + (Кзк - Кзв) ¦ In-------;

1- А

F-K,E зк зк зн

Кя = K - (K - К) ¦ е1

кзв=12; к31

1,2+4,2-У

9- К™ - °'95 + 0'25-у2 ¦ т/2 0,95-1,2

Кзк 1,2 + 4,2-У 4,2-6-0,25

А =--------^--------,

(1-A2)-[i0 + A2

где А и А2 - соответственно расчетная предельная и весовая предельная доли агента в дебите жидкости добывающей скважины; /<ГЗН и /<ГЗК - это, прежде всего, параметры линейной зависимости текущего дебита нефти от накопленного отбора нефти при фиксированных условиях эксплуатации скважины (при постоянстве разности пластового и забойного давлений Рил - Рсэ = const и постоянстве эксплуатируемого объема нефтяных пластов, то есть при постоянстве работы соседних добывающих и нагнетательных скважин); /<ГЗН - доля отбора подвижных запасов нефти за безводный (почти безводный) период эксплуатации типичной средней добывающей скважины; /<ГЗК - потенциально возможная доля отбора подвижных запасов нефти по той же добывающей скважине, определяемая путем экстраполяции линейного отрезка до пересечения с осью накопленного отбора нефти; V2 - показатель расчетной послойной неоднородности эксплуатируемых нефтяных пластов или

119

показатель общей неравномерности вытеснения нефти агентом

в добывающую скважину; 9 = —^ - тоже показатель неравно-

кзк

мерности вытеснения нефти, определяемый по фактическому обводнению нескольких добывающих скважин.

Обратите внимание, что самая главная зависимость (К3 -текущей доли отбора подвижных запасов нефти от величины А - текущей расчетной доли агента) устанавливается индивидуально по отдельным добывающим скважинам, а затем осред-няется и присваивается типичной средней добывающей скважине.

Подвижные запасы нефти Q(f определяются по балансовым геологическим запасам нефти Qf с учетом трех коэффициентов К1 К2 яК4.

Первый из них K1 называется коэффициентом сетки и учитывает влияние плотности проектной сетки скважин на фоне зональной неоднородности и прерывистости нефтяных пластов и представляется следующей формулой:

где w - прерывистость или доля неколлектора по площади распространения обособленных нефтяных слоев и пластов; d - характерный линейный размер или шаг хаотической изменяемости; S1 - нефтяная площадь, приходящаяся на одну скважину.

Чем больше прерывистость слоев и пластов, чем больше площадь на скважину и чем меньше шаг хаотической изменяемости, тем ниже коэффициент сетки, тем больше потеря запасов нефти. Так, если w = 0,3, d = 0,5 км и S1 = 16 га = = 0,16 км2, то коэффициент сетки равен K1 = 0,944; а если площадь на скважину в четыре раза больше и равна S1 = 64 га = = 0,64 км2, то коэффициент сетки равен K1 = 0,794.

Второй коэффициент К2 называется коэффициентом вытеснения, определяется в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов. При вытеснении нефти водой К2 обычно бывает в пределах от 0,5 до 0,8. По девонскому горизонту Ромашкинского нефтяного месторождения К2 был равен 0,68. Совокупность установленных значений этого коэффициента по какому-либо эксплуатационному объекту обычно обладает существенной неоднородностью. Поэтому для определения среднего значения этого коэффициента с удовлетворительной

120

точностью надо исследовать представительную и достаточно большую совокупность образцов керна, исчисляемую многими десятками и даже сотнями.

Четвертый коэффициент КА называется коэффициентом надежности системы разработки нефтяной залежи, учитывает ограниченную долговечность и хаотичность аварийного выхода из строя скважин. При отсутствии дублирования аварийно выбывших скважин этот коэффициент представляется следующей очень простой формулой:

On

1 + "

% -Тс

По этой формуле видно, что чем лучше сделаны скважины - чем больше их долговечность Тс, чем больше их амплитудный дебит q0 и темп отбора потенциальных извлекаемых запасов нефти —, чем меньше среднее время отбора этих запа-

Оо

сов нефти Гсв = % тем выше К° - коэффициент надежности

системы.

Числовой пример. Пусть темп отбора запасов нефти равен

Qn 1

^- = 0,1—, качество строительства и эксплуатации скважин

Оо год r J

вполне удовлетворительное и их долговечность равна Тс = = 50 лет, тогда коэффициент надежности системы разработки залежи оказывается равным

К°А=-------------= 0,833.

1 +

0,1 • 50

Произведение приведенных трех коэффициентов при площади на скважину проектной сетки S1 = 16 га = 0,16 км2 и при отсутствии дублирования аварийно выбывших скважин получается равным

К1-К2-К1 = 0,944-0,68-0,833 = 0,535.

При расчетной послойной неоднородности эксплуатируемых нефтяных пластов V2 = 0,667, при весовой предельной обводненности отбираемой жидкости А2 = 0,95 и коэффициенте различия физических свойств нефти и вытесняющей воды µ0 = = 3 получаются следующие величины:

121

расчетная предельная доля агента

А =------^-------=-----U95-----= 0,864;

(1-A2)-[i0 + A2 0,05-3 + 0,95

параметры коэффициента использования подвижных запасов нефти

Кш =1=1= 0,25;

1,2 + 42-У2 U + 42-0,667

/<ГЗК =1=1= 0,895;

0,95 + 0,25-У2 0,95 + 0,25-0,667

показатель неоднородности нефтяных пластов по фактическому обводнению скважин

9=^зн= 0,25 =0 279

Кзк 0,895

сам коэффициент использования подвижных запасов нефти

К3 = Кзв = (Кзк - KJ-A = 0,25 + (0,895 - 0,25)-0,864 = 0,807;

расчетный относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти

F=K +(K -JO-ln1 = 0,25 + (0,895-0,25)-ln1 = 1,537;

1-А 1-0,864

весовой относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти

F2 = К3 + (F - Kj-\io = 0,807 + (1,537 - 0,807)-3 = 2,997; соотношение весовых суммарных отборов жидкости и нефти

F2 2,997

3,714;

К3 0,807

средняя весовая доля нефти в суммарном отборе жидкости

K3_0,807_Q2g9 F2 2,997

Коэффициент нефтеотдачи эксплуатируемых нефтяных пластов представляет собой произведение четырех коэффициентов

/<ГН0 = К1К2-К3-К° = 0,944-0,68-0,807-0,833 = 0,432.

122

Это было рассчитано при плотности проектной сетки сква-жин S1 = 16 га/скв.; а если сетку скважин разредить вдвое с S1 = 16 га/скв. до S1 = 32 га/скв. и соответственно вдвое уменьшить темп отбора потенциально извлекаемых запасов

нефти с ^30 = 0,101 до I030 = 0,051, то коэффициент неф-

О0 год О0 год ^^ ^

теотдачи становится равным

/<ГН0 = К1К2-К3-К0 = 0,891-0,68-0,807-0,714 = 0,349

или уменьшится

0,432 0,349

1,238 раза.

Для полноты рассматриваемой картины определим значения первого и четвертого коэффициентов K1 и К0 при различных значениях плотности проектной сетки скважин S1,

общего числа скважин п0 и темпа отбора запасов нефти

О0

также определим значения коэффициента нефтеотдачи пластов /<ГН0 при условии, что второй и третий коэффициенты остаются неизменными К2-К3 = 0,68-0,807 = 0,5488.

Таблица 3.1

S1,

га/

СКВ.

64
200
0,794

32
400
0,891

16
800
0,944

g0-ГС0

О0 ,

1/ГОД '

20

0,0125 0,2 0,0871

0,0250 0,3333 0,1452

0,0375 0,4286 0,2096

0,050 0,5 ________0,2744

0,075 0,6 0,3108

1,000 0,6667 0,3454

Значения 4 при Тг

30
40
50
60

0,2727 0,1188 0,4286 0,1867
0,333 0,1452
0,2179
0,3846 0,1676 0,5556 0,2421
0,4286 0,1867
0,6 0,2614

0,5294 0,2588
0,6
0,2934
0,6 0,2934 0,6667 0,326
0,6522 0,3189 0,7143 0,3494
0,6933 0,3385
0,75 0,3667

0,6923 0,3586
0,75 0,3883
0,75 0,3885
0,8 0,4144
0,7895 0,409 0,8333 0,4317
0,8182 0,4239 0,8571 0,444

70

0,4667 0,2033 0,6364 0,2773 0,7241 0,354 0,7778 0,3803 0,84 0,4351 0,875 0,4533

Представленные в табл. 3.1 результаты расчета конечной нефтеотдачи пластов, во-первых, соответствуют многим реальным разрабатываемым нефтяным залежам и месторождениям, во-вторых, являются количественной иллюстрацией различных сторон рассматриваемой довольно сложной проблемы оп-ределения величины конечной нефтеотдачи и выявления воз-можных путей ее увеличения.

123

Анализ приведенных результатов показывает, что при отсутствии дублирования аварийно выбывших скважин конечная нефтеотдача пластов очень сильно зависит от ограниченной долговечности скважин. Только по этой причине при увеличении долговечности скважин с 20 до 70 лет, или в 3,5 раза, нефтеотдача может увеличиться на 10*15 %, или в 1,3* 2,3 раза. Влияние ограниченной долговечности можно компенсировать уменьшением среднего времени отбора запасов нефти или увеличением интенсивности отбора запасов нефти: при

увеличении годового темпа отбора запасов с 0,0125 1 до

год

0,10001, или в 8 раз, нефтеотдача увеличивается на 25 %,

год

или в 2,2н-4,0 раза. Увеличение плотности проектной сетки скважин в 4 раза с S1 = 64 га до S1 = 16 га увеличивает K1 -коэффициент сетки в 1,2 раза, а коэффициент нефтеотдачи -на 18н-20 %, или в 1,6н-2,4 раза!

Отсюда следует практический вывод о целесообразности улучшения конструкции, повышения качества строительства и эксплуатации скважин ради значительного увеличения их долговечности; также следует практический вывод о целесообразности максимальной рациональной интенсификации отбора запасов нефти, тем более использования всех имеющихся природных и технических возможностей интенсификации.

По приведенным результатам расчета нефтеотдачи пластов видно, что огромный резерв увеличения нефтеотдачи связан со вторым коэффициентом К2 - коэффициентом вытеснения, который потенциально возможно увеличить в 1,5 раза. Но это не так просто сделать. Вариантом реализации этого резерва может быть применение предложенного нами газового заводнения, при котором в нагнетательные скважины сначала закачивают газ, а потом закачивают воду; перед фронтом воды образуется широкая газовая оторочка. Газовое заводнение создается с целью объединения достоинств газа и воды: высокий, близкий к единице, коэффициент вытеснения нефти газом и высокий коэффициент охвата вытеснением при закачке воды.

Заметный резерв увеличения нефтеотдачи пластов связан с увеличением третьего коэффициента К3 - коэффициента использования подвижных запасов нефти; тем более это так, поскольку уже приведенные результаты были получены для более благоприятных условий залежей нефти средней вязкости (коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента был равен ц0 = 3), тогда как по залежам нефти повышенной, высокой и очень высокой вязкости (коэф-

124

фициент различия физических свойств ц0 равен 10, 30 и 100) все гораздо хуже. При весовой предельной доле агента в дебите жидкости, равной А2 = 0,95, получены следующие результаты:

ц0....... 1 3 10 30 100

А........ 0,950 0,864 0,665 0,388 0,160

К3...... 0,863 0,807 0,672 0,500 0,353

К ..... 0,462 0,432 0,360 0,268 0,189

Необходимо обратить внимание, что различие физических свойств нефти и вытесняющего агента, представляемое величиной ц0, действует на фоне неоднородности пластов. Чем больше величина V2 - расчетной послойной неоднородности, тем меньше величина /<ГЗН - доли отбора подвижных запасов нефти за начальный безводный период эксплуатации скважин, тем больше отбор подвижных запасов нефти зависит от Л -расчетной дли агента в дебите жидкости, которая зависит от А2 - весовой доли агента и довольно сильно зависит от величины ц0 - коэффициента различия физических свойств, который в свою очередь зависит от \it - соотношения подвиж-ностей вытесняющего агента и нефти и у, - веса агента для замещения единицы веса товарной нефти в пластовых условиях

И-о-----" 1 + [O-Y,-

Увеличить третий коэффициент К3 и соответственно коэффициент нефтеотдачи /<ГН0 можно различными путями.

Первый путь - осуществление разработки нефтяных пластов (закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах и отбор нефти в добывающих скважинах) при нестационарном замкнуто-упругом режиме фильтрации, что в значительной мере уменьшает отрицательное влияние послойной неоднородности по проницаемости.

Второй путь - уменьшение величины \х0 - коэффициента различия физических свойств за счет уменьшения \it - соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, например, за счет повышения вязкости закачиваемой воды растворением в ней небольшого количества (0,1*0,2 %) полимера или чередованием закачки воды и небольшой части (5+10 %) добытой высоковязкой нефти.

Третий путь - уменьшение величины V2 - расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, которая учитывает неоднородность между обособленными неф-

125

тяными слоями и пластами по их средней проницаемости и неоднородность внутри этих слоев и пластов.

Обозначим неоднородность внутри обособленных слоев и

пластов через V2 и между обособленными слоями и пластами через V2,. Зависимость V2 - расчетной послойной неоднородности от V2 - внутрислойной неоднородности и V2t - меж-сдойной неоднородности представляется следующей формулой:

(1 + V2) = (1 + V2)-(1 + V2);

V2

(1 + V2)-(1 + V2)-1.

Последовательная эффективная изоляция обводненных нефтяных слоев и пластов позволяет исключить отрицательное влияние V2, - межслойной неоднородности на К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти и на /<ГН0 -коэффициент нефтеотдачи пластов.

Рассмотрим числовой пример.

Разрабатываемый эксплуатационный объект состоит из 5 обособленных нефтяных слоев, одинаковых по эффективной толщине и подвижным запасам нефти, но различных по средней проницаемости (табл. 3.2).

Таблица 3.2

Номер слоя

Средняя проницаемость слоя

3 4 2 5 1

Ср.З

Доля слоя

в общих под-

вижных запасах

нефти

0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

2 1,0

общем дебите

0,2000 0,2667 0,1333 0,3333 0,0667

1,0

Средняя проницаемость равна хср = 3, средний квадрат проницаемости равен (х2)ср = 11, межслойная неоднородность по проницаемости равна

V2

ух )Ср

_1 =

11

1=0,222.

При расчетной послойной неоднородности V2

0,667 и

126

межслойной неоднородности V2 = 0,222 внутрисдойная неоднородность оказывается равной

T/2 = l±z!_i = i667_i = 0 364 1 + V 2t 1222

Будем рассматривать разработку в целом всего эксплуатационного объекта и параллельно отдельно наиболее проницаемого слоя и второго по проницаемости слоя, проницаемость у

которых выше средней по объекту в - = 1,667 раза и в - =

5 3

= 1,333 раза.

В целом по эксплуатационному объекту для заданных значений F - расчетного относительного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти (или относительного времени при условии постоянной депрессии - постоянной разности пластового и забойного давлений у рассматриваемой добывающей скважины (_РПЛ - Рсэ) = const) определяем (1 - А) - относительный дебит нефти в долях начального дебита, также

(Х-А) + А-^- - относительный объемный дебит жидкости в

Y,

долях начального дебита нефти и К3 - долю отбора подвижных запасов нефти при следующих данных:

V2 = 0,667; /<ГЗН = 0,25; /<ГЗК = 0,895; (Кзк - /<ГЗН) = 0,645 и ^ = 3

Y,

по следующим формулам;

F-K„ F-0,25

(\-А) = е~к"-к" = е °'645 ; v =(\-А) + А-^ = (\-А) + А-3=3-2-(\-А);

у,

К3 = Кзв + (Кзк - KJ-A = Кзк - (Кзк - Кзв)-(\ - А) = 0,895 -

- 0,645-(1 -А).

Отдельно по двум рассматриваемым нефтяным слоям определяем их индивидуальный вклад в текущий дебит нефти (1 -- А+) и (1 - А++), в текущий объемный дебит жидкости vqPu и

vqFut и в отбор подвижных запасов нефти К3+ и К3++.

127

У каждого нефтяного слоя внутрислойная неоднородность равна V,2 = 0,364 и соответственно /<ГЗН = 0,366; /<ГЗК = 0,961 и (Кзк - KJ = 0,595.

Наиболее проницаемый нефтяной слой имеет долю в начальном общем дебите нефти эксплуатационного объекта, равную 0,3333, долю в начальных подвижных запасах нефти этого объекта, равную 0,2, и обладает проницаемостью выше средней проницаемости объекта в 1,667 раза. С учетом этого расчетные формулы принимают следующий вид:

(\-А+ ) = 0,3333-е

0,595

0,3333-е

F-0,220 0,357

V,. =U- Л+) + [0,3333-(1- А+)]-

Vo

(\-А + ) + [0,3333- (\-А+]-3 = \-2-(\-А + );

К3+=0,2-

з ^ з \ш^

(Х-А Л

0,2

0,961-0,595-

(Х-л Л

0,3333

= 0,192 - 0,357-(1 -А+).

0,3333

Второй по проницаемости нефтяной слой имеет долю в начальном дебите нефти эксплуатационного объекта, равную 0,2667, долю в начальных подвижных запасах нефти этого объекта, равную 0,2, и обладает проницаемостью выше средней проницаемости объекта в 1,333 раза. С учетом этого расчетные формулы принимают следующий вид:

l,333F-0,366

(\-А++) = 0,2667-е °'595 =0,2667-е °'446

vqPu=(\-A++) + [0,2667-(\-A++)\-

Ио

Yo

(1-А++) + [0,2667-(1-А++)]-3 = 0,8-2-(1-А++);

^з++ = 0,2-

k3X-(k3X-kJ

<Х-А)

0,2667

= 0,2 J [

0,961-0,595

(1-А++)

0,2667

= 0,192 - 0,446-(1 - А++).

Результаты проведенного расчета представлены в табл. 3.3. Проанализируем эти результаты.

128

J

.

й -1Ё~$ 3.3

Расчет процесса эксплуатации добывающей скважины

Номер периода времени
по порядку
В целом эксплуатационный объект
Первый по проницаемости нефтяной слой
Эксплуатационный
объект без первого
по проницаемости
нефтяного слоя
Второй по проницаемости нефтяной слой
Эксплуатационный объект без первого и второго по проницаемости нефтяных слоев

F
(1–A)
V,
кз
(1–A+)
V.+
кз+
(1–A)– –(1–A+
V,"
-VnF
Ч11 +
K3–K3+(1–A++)
V.++
К3«
(1–A)– –(1– –A+)
(vaF "
Чч
"VqF,+ "
-VnF )
Чм++
кз~ ~~ ^з+~
-к3++

5 6
7
0 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6
1 0,7925 0,5812 0,4263 0,3126 0,2293 0,1681 0,1233
1 1,4150 1,8376 2,1475 2,3748 2,5415 2,6637 2,7534
0 0,3838 0,5201 0,6201 0,6934 0,7471 0,7865 0,8155
0,3333 0,2013 0,1150 0,0657 0,0375 0,0214 0,0122 0,0070
0,3333 0,5974 0,7701 0,8687 0,9250 0,9572 0,9755 0,9860
0 0,1201 0,1510 0,1686 0,1786 0,1844 0,1876 0,1895
0,6667 0,5912 0,4662 0,3606 0,2751 0,2079 0,1559 0,1163
0,6667 0,8176 1,0675 1,2788 1,4498 1,5843 1,6882 1,7674
0 0,2637 0,3691 0,4515 0,5148 0,5627 0,5989 0,6260
0,2667 0,2015 0,1287 0,0822 0,0525 0,0335 0,0214 0,0137
0,2667 0,3970 0,5426 0,6356 0,6950 0,7330 0,7572 0,7727
0 0,1021 0,1346 0,1553 0,1686 0,1717 0,1825 0,1859
0,4 0,3970 0,3375 0,2784 0,2226 0,1744 0,1345 0,1026
0,4 0,4206 0,5249 0,6432 0,7548 0,8513 0,9310 0,9947
0 0,1616 0,2345 0,2962 0,3462 0,3910 0,4164 0,4401

8 11
1,8 2,0 2,2 2,4
0,0904 0,0663 0,0486 0,0357
2,8191 2,8673 2,9027 2,9200
0,8367 0,8522 0,8636 0,8720
0,0040 0,0028 0,0013 0,0007
0,9921 0,9954 0,9974 0,9985
0,1906 0,1912 0,1915 0,1917
0,0864 0,0635 0,0473 0,0350
1,8270 1,8719 1,9053 0,9215
0,6461 0,6610 0,6721 0,6803
0,0087 0,0056 0,0036 0,0023
0,7825 0,7888 0,7929 0,7955
0,1881 0,1895 0,1904 0,1910
0,0777 0,0579 0,0437 0,0327
1,0445 1,0831 1,1124 1,1260
0,4580 0,4715 0,4817 0,4893

Сначала рассмотрим обычную эксплуатацию добывающей скважины без проведения изоляции высокообводненных наиболее проницаемых обособленных нефтяных слоев. Тогда скважину придется выключать из работы в конце 7-го периода при достижении расчетной доли агента в дебите жидкости А = \ — - 0,1233 = 0,8767. При этом объемная доля агента в дебите

жидкости будет Ах = 1 - ^^ = 0,9552, доля отбора подвиж-

2,7534

ных запасов нефти будет К3 = 0,8155 при расчетном относительном отборе жидкости F = 1,6 и объемном относительном отборе жидкости в долях подвижных запасов нефти

Ft = К3 + (F - К3)-^ = 0,8155+ (1,6-0,8155)-3 = 3,169.

Но если в этот момент времени добывающую скважину не выключать из работы полностью, а изолировать у нее два высокообводненных наиболее проницаемых обособленных слоя, то тогда ее относительный дебит нефти уменьшится с (1 - А) = = 0,1233 до [(1 - А) - (1 - А+) - (1 - А++)] = 0,1233 - 0,0070 -- 0,0137 = 0,1026, зато относительный дебит жидкости уменьшается с v F = 2,7534 до

[vqPi - vqPu - vqPiJ =2,7534 - 0,9860 -0,7727 = 0,9947,

соответственно уменьшится объемная доля агента в дебите

жидкости с Ах = 1 - 41233 = 0 9552 до Д = 1 - ^^ = 0,8969.

1 2,7534 ' 0,9947

Но так будет при отсутствии ограничения на производительность закачки вытесняющего агента (агента достаточно и резерв производительности закачки имеется) и производительности глубинного насоса добывающей скважины, если с начала эксплуатации добывающей скважины производительность закачки увеличилась в 2,7534 раза и производительность глубинного насоса увеличилась в 2,7534 раза. А если есть ограничение по производительности закачки и она сохранилась неизменной на первоначальном уровне, то тогда значительное увеличение относительного объемного дебита жидкости в действительности означает дополнительное значительное снижение дебита нефти с (1 - А) = 0,1233 до (!^4) = 0Д233 = 0,0448.

vqFl 2,7534

Тогда изоляция двух высокообводненных наиболее проницаемых обособленных нефтяных слоев означает фактическое

130

увеличение дебита нефти с ^^ = ^^ = 0,0448 до

vqFi 2,7534

(1-А)-(1-А)-(1-А.) 0,1233-0,0070-0,0137 0,1026

---------------±-----— =------------------------- = -------- = 0,1031, или в

vqFl-vqFu-v4FUt 2,7534-0,9860-0,7727 Q9947

^i = 2,3024 = 2,3 раза!

0,0448 г

Обычно ограничения производительности закачки и производительности глубинного насоса добывающей скважины бывают гораздо меньше, тем не менее обычно изоляция обводненных нефтяных слоев не только уменьшает отбор жидкости и холостую прокачку вытесняющего агента, позволяет продолжить эксплуатацию и увеличить нефтеотдачу пластов, но также увеличивает текущий дебит нефти! При неизменной производительности глубинного насоса значительное уменьшение обводненности отбираемой жидкости может привести к увеличению дебита нефти!

После изоляции двух высокообводненных нефтяных слоев добывающая скважина будет работать до конца 9-го периода, когда расчетная доля агента в дебите жидкости станет 1 -

_ Q0579 = 0 8553 0бЪемная доля агента станет 1 - ^^ = 0,4 1,0831

= 0,9463. За это время за счет работы неизолированных нефтяных слоев доля использования подвижных запасов нефти увеличится на (0,4715 - 0,4401) = 0,0314 с К3 = 0,8155 до К3 = = 0,8155 + 0,0314 = 0,84469.

Но если изоляцию высокообводненных нефтяных слоев производить не в последний момент работы добывающей скважины при достижении предельной доли агента в дебите жидкости А = 0,8767 и А1 = 0,9552, когда ее надо останавливать, а раньше, например, наиболее проницаемый нефтяной слой изолировать в конце 4-го периода, а второй по проницаемости нефтяной слой - в конце 5-го периода (когда их собственные

расчетные предельные доли агента в дебите жидкости 1-<------=

г 0,3333

= 1 - 0,1125 = 0,8875 и 1 - °^35 = \ - 0 1256 = 0,8744 близки к

0,2667

расчетной предельной доле по эксплуатационному объекту А = = 0,8767), то за 5-й, 6-й и 7-й периоды объемный отбор жидкости уменьшается в 2,3 раза, отбор нефти уменьшается в 1,2 раза, но объемная доля нефти в отборе жидкости увеличивается в 1,93 раза. При постоянном объемном дебите жидкости отключение высокообводненных нефтяных слоев увеличивает дебит нефти в 1,93 раза; но при отсутствии ограничения роста

131

объемного дебита жидкости дебит нефти уменьшается в 1,2 раза.

Из-за более раннего отключения двух высокообводненных нефтяных слоев доля отбора подвижных запасов нефти уменьшается

АК3 = АК3, + АКТ = 0,1786 - 0,1895 + 0,1717 - 0,1859 = -0,0251

и уменьшается объемный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти на величину AF1 = -0,8798 с F1 = 3,1690 до

F1 = 3,1690 - 0,8797 = 2,2883, или в 1^ = 1,385 раза.

2,2883 ^

Как было отмечено, продолжение эксплуатации остальных нефтяных слоев после 7-го периода до конца 9-го периода долю отбора подвижных запасов нефти увеличивает на А/<Г3 = = 0,0314 и компенсирует потерю А/<Г3 = -0,0251, остается небольшой выигрыш Д/<Г3 = 0,0314-0,0251 = 0,0063; также увеличивает объемный отбор жидкости на величину AF = 0,6362, но все-таки остается снижение объемного отбора жидкости AF = = -0,8797 + 0,6362 = -0,2425; но главный результат - снижение текущего объемного дебита жидкости с конца 4-го периода до конца 9-го периода в 1,5+2,7 раза.

Коротко представим второй числовой пример.

Добывающая скважина эксплуатирует объект, состоящий из четырех обособленных нефтяных слоев, одинаковых по толщине, но различных по проницаемости (табл. 3.4).

Номер слоя

Таблица 3.4

Доля
в общих подвижных запасах нефти
слоя

Средняя проницаемость слоя
в общем дебите

4 2 8 1 Ср. 3,75
0,25 0,25 0,25 0,25 2 1,0
0,2667 0,1333 0,5333 0,0667 1,0000

Как и в первом числовом примере внутрислойную неоднородность принимаем равной V,2 = 0,364. Межслойную неоднородность определяем по приведенным данным

хср=- = 3,75; (х% =- = 21,25;

4 4

132

, О2)™ 21,25

V2 =-------^—1 =-------------1 = 0,5111.

(xcpf (3,75) 2

По внутрислойной и межслойной неоднородностям определяем расчетную послойную неоднородность в целом для всего эксплуатационного объекта

V2 = (1 + V2)(1 + V2t)-1 = 1,364-1,5111-1 = 1,061.

По эксплуатационному объекту при V2 = 1,061 /<ГЗН = 0,177,

/<:зк = 0,823, (/<:зк - /<:зн) = о,646,

F-0,177

(1 - А) = е °'646 ;

vqP1 = (1 - А) + А ¦ ^ = (1 - А) + А ¦ 3 = 3 - 2 ¦ (1 - А);

Y,

/<Г3 = 0,823 - 0,646-(1 -А). По отдельному наиболее проницаемому нефтяному слою,

проницаемость которого выше средней в ----- = 2,1333 раза,

3,75

при внутрислойной неоднородности V2 = 0,364 /<ГЗН = 0,366,

/<:зк = o,961, (/<:зк - /<:зн) = о,595,

2,1333-F-0,366 F-0,1716

(1 - А+) = 0,5333 • е °^5 = 0,5333 • е °'2789 ; v4Fu = 1- А+) + [0,5333-(1- А+)]-^- = 1,6 - 2 - (1 - А+);

K3+=0,25-[K3K-(K3K-Kj]- (1~Л+) =0,2403-0,2789-(1 -А+).

0,5333

По этим формулам был сделан расчет, результаты которого представлены в табл. 3.5. На основе анализа данных и дополнительных подсчетов можно установить следующее.

При обычной эксплуатации, без применения изоляции высо-кообводненного нефтяного слоя, добывающая скважина будет выключена из работы в конце 7-го периода при достижении расчетной доли и объемной доли агента в текущем дебите жидкости соответственно А = 1 - 0,1105 = 0,8895 и A1 = 1 -

133

й -1Ё~$ 3.5

Расчет процесса эксплуатации добывающей скважины

Номер периода времени
по по-
В целом
по эксплуатационному объекту
Наиболее
проницаемый слой
Эксплуатационный объект без наиболее проницаемого слоя

F
(1 – A)
? qF,
К3
(1 – A+)
? qF1+
к3+
(1–A)–(1– – A+)
?qF, -
к3-к3+

рядку







-?qF)+

0
0
1
1
0
0,5333
0,5333
0
0,4667
0,4667
0

1
0,4
0,7081
1,5838
0,3656
0,2351
1,1297
0,1747
0,4730
0,4541
0,1909

2
0,6
0,5195
1,9609
0,4874
0,1147
1,3704
0,2083
0,4048
0,5905
0,2791

3
0,8
0,3812
2,2376
0,5767
0,0560
1,4879
0,2247
0,3252
0,7497
0,3520

4
1,0
0,2797
2,4406
0,6423
0,0274
1,5453
0,2327
0,2523
0,8953
0,4096

5
1,2
0,2052
2,5895
0,6904
0,0134
1,5733
0,2366
0,1918
1,0162
0,4538

6
1,4
0,1506
2,6988
0,7257
0,0065
1,5870
0,2385
0,1441
1,1118
0,4872

7
1,6
0,1105
2,7790
0,7516
0,0032
1,5936
0,2494
0,1073
1,1854
0,5022

8
1,8
0,0811
2,8379
0,7706
0,0016
1,5969
0,2399
0,0795
1,2410
0,5307

9
2,0
0,0595
2,8810
0,7846
0,0008
1,5985
0,2401
0,0587
1,2825
0,6445

10
2,2
0,0464
2,9127
0,7948
0,0004
1,5993
0,2402
0,0460
1,3134
0,5546

11
2,4
0,0320
2,9359
0,8023
0,0002
1,5996
0,2402
0,0318
1,3363
0,5621

0Д105 = 09б02 п этом объемный относительный дебит

2,779 жидкости в долях начального дебита нефти достигает величины v F = 2,779 и доля отбора подвижных запасов нефти становится равной К3 = 0,7516.

Но если в конце 7-го периода добывающую скважину не выключать из работы, а только изолировать высокообводненный нефтяной слой, то относительный дебит нефти снижается незначительно с (1 - А) =0,1105 до (1 - А) - (1 - А+) = 0,1105 -

- 0,0032 = 0,1073, а объемный относительный дебит жидкости снижается значительно с vqP = 2,779 до vqP - vqP = 2,779 -

- 1,5936 = 1,1854, или в ^ = 2,3444 раза, расчетная доля и

1,1854

объемная доля агента в текущем дебите жидкости снижается до

1 - = 0,7701 и 1 - -? = 0,9095; и поэтому добываю-

0,4667 1,1854

щую скважину можно продолжать эксплуатировать до конца

9-го периода, до расчетной доли агента 1 - = 0,8742 и

0,4667

объемной доли агента 1 - = 0,9542. За счет дальнейшей

1,2825

эксплуатации неизолированных нефтяных слоев доля отбора подвижных запасов нефти возрастет на 0,5445 - 0,5022 = 0,0423 и достигнет величины 0,7516 + 0,0423 = 0,7937. При этом объемный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти возрастет на величину 0,4950 и достигнет 3,2968 + 0,4950 = 3,7918. А если изоляцию высокообводненного наиболее проницаемого нефтяного слоя осуществить не в конце 7-го периода, а раньше, в конце 3-го периода, когда у этого слоя собственная

расчетная доля агента равна 1 - - = 0,8910 и собственная

0,5333

объемная доля агента в текущем дебите жидкости равна 1 -

------- = 0,9624, то тогда доля отбора подвижных запасов неф-

1,4879

ти уменьшится на величину 0,2494-0,2247 = 0,0247 и станет равной 0,7939 - 0,0247 = 0,7692, но зато объемный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти уменьшится на величину 1,2493 и станет равным 3,7918 - 1,2493 = 2,5425, т.е.

уменьшится в----- = 1,4914 раза.

2,5425

Таким образом, получается, что своевременная изоляция вы-

135

сокообводненного обособленного нефтяного слоя увеличивает долю отбора подвижных запасов нефти с 0,7516 до 0,7516 + + 0,0423 - 0,0247 = 0,7692, или в 1,0234 раза, и уменьшает объемный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти с 3,2968 до 3,2968 + 0,4950 - 1,2493 = 2,5425, или в 1,2967 раза.

Еще раз обращаем внимание, что при том или ином ограничении производительности закачки и производительности глубинного насоса добывающей скважины производимое (благодаря изоляции обводненного нефтяного слоя) сокращение текущего объемного дебита жидкости в 2,2-3,0 раза приводит к заметному или значительному увеличению текущего дебита нефти.

Представленные результаты уже показали, что чем выше межслойная неоднородность у рассматриваемого эксплуатационного объекта, тем выше потребность и эффективность изоляции высокообводненных более проницаемых обособленных нефтяных слоев.

Третий числовой пример.

Рассматриваемый эксплуатационный объект во всем, кроме одного, подобен тому, что был во втором числовом примере. Отличие состоит в величине ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента: там было

— = 3, а здесь ^ = 10. Величина ^ = 3 может соответство-

Y, Y, Y,

вать соотношению вязкостей нефти и вытесняющей воды ^l =

Ив

= 5+10, а величина — = 10 соответствует соотношению вязко-

Y,

стей ^l = 20н-40.

Ив

При ^ = 10 расчетные формулы для эксплуатационного

Y,

объекта, состоящего из четырех обособленных нефтяных слоев, одинаковых по эффективной толщине, но различных по проницаемости, принимают следующий вид:

F-K„ F-0,177

(1 - А) = е-к"-к- = е- °'646 ; V, = 0 - ^) + ^ ' — = Ю - 9 ¦ (1 - А);

Y,

К3 = K3S - (Кзк - Kj-(\ - А) = 0,823 - 0,646-(1 - А);

136

расчетные формулы для обособленного наиболее проницаемого нефтяного слоя принимают такой вид:

2,1333-F-0,366 F-0,1716

(1 - А+) = 0,5333 • в °'595 = 0,5333 • в °'2789 ; vqFu = (1 - А+) + [0,5333 - (1 - А+)] ¦ ^ = 0,5333 • 10 - 9 • (1 - А+);

/<Г3+=0,25'

0,961-0,595(1 Л+)

0,5333

0,2403-0,2789-(1-).

Результаты, рассчитанные по этим формулам, представлены в табл. 3.6.

По приведенным результатам видно, что при обычной эксплуатации, без применения изоляции высокообводненного нефтяного слоя, добывающую скважину надо останавливать в конце 6-го периода при объемной доле вытесняющего агента в

дебите жидкости Ах = 1 - ^^ = 0,928, при доле отбора по-

5,9947

движных запасов нефти К3 = 0,5355 и объемном отборе жидкости в долях подвижных запасов нефти

Ft = K3 + (F - К3)-^- = 0,5355+ (0,7-0,5355)-10 = 2,1805,

при среднем объемном водонефтяном факторе ^^ = 3,072.

^ ^ г К3

Но если в конце 6-го периода изолировать высоко-обводненный нефтяной слой, то можно продолжить эксплуатацию добывающей скважины. В момент изоляции высокообводненного слоя объемный относительный дебит жидкости сразу снижается на величину vqP = 4,6112 с vqP = 5,9947 до 5,9947 -

- 4,6112 = 1,3835, или в ^^ = 4,333 раза. Добывающую

1,3835

скважину можно эксплуатировать до конца 11-го периода, когда

Г\ Л Q Л О

объемная доля вытесняющего агента достигает 1 ------ =

2,9401

= 0,9348. При этом за счет эксплуатации остальных неизолированных нефтяных слоев доля отбора подвижных запасов нефти увеличивается на 0,4538 - 0,3176 = 0,1362 и достигает величины 0,5355 + 0,1362 = 0,6717. Но это требует увеличения объемного относительного отбора жидкости на величину

137

й -1Ё~$ 3.6

Расчет процесса эксплуатации добывающей скважины

Номер периода времени
по по-
В целом
по эксплуатационному объекту
Наиболее
проницаемый слой
Эксплуатационный объект без наиболее проницаемого слоя

F
(1 – A)
V,
кз
(1 – A+)
vqF
кз+
(1–A)–(1– A+)
v,-
к3-к3+

рядку







-vqF

0
0
1
1
0
0,5333
0,5333
0
0,4667
0,4667
0

1
0,2
0,9650
1,3148
0,1996
0,4817
0,9980
0,1060
0,4833
0,3168
0,0936

2
0,3
0,8266
2,5604
0,2890
0,3365
2,3042
0,1464
0,4901
0,2562
0,1426

3
0,4
0,7081
3,6273
0,3656
0,2351
3,2168
0,1747
0,4730
0,4105
0,1909

4
0,5
0,6065
4,5412
0,4318
0,1643
3,8544
0,1945
0,4422
0,6868
0,2373

5
0,6
0,5195
5,3241
0,4874
0,1148
4,2999
0,2083
0,4047
1,0242
0,2791

6
0,7
0,4450
5,9947
0,5355
0,0802
4,6112
0,2179
0,3648
1,3835
0,3176

7
0,8
0,3812
6,5691
0,5767
0,0560
4,8287
0,2247
0,3252
1,7404
0,3520

8
0,9
0,3265
7,0611
0,6121
0,0391
4,9807
0,2294
0,2874
2,0804
0,3827

9
1,0
0,2797
7,4826
0,6423
0,0214
5,0868
0,2327
0,2523
2,3958
0,4096

10
1,1
0,2396
7,8436
0,6682
0,0191
5,1610
0,2350
0,2205
2,6826
0,4332

11
1,2
0,2052
8,1529
0,6904
0,0134
5,2128
0,2366
0,1918
2,9401
0,4538

0,1 • [ i^ + IJ404 + 2,0804 + 2,3958 + 2,6826 + A^lj = 1Д061 \ 2 2 /

до 2,1805 + 1,1061 = 3,2866, при этом средний объемный водо-

нефтяной фактор составит 3'2866 " °'6717 = 3,8930.

0,6717 А если высокообводненный нефтяной слой изолировать и выключать из работы не в конце 6-го периода, а гораздо раньше, в конце 3-го периода, когда по данному слою собственная объемная доля вытесняющего агента в текущем дебите жидкости составляет

1-A = 1-^ = 0,9269, vqFj+ 3,2168

то произойдет уменьшение доли отбора подвижных запасов нефти на 0,2179 - 0,1747 = 0,0432, и в итоге эта доля станет равной 0,5355 + 0,1362 - 0,0432 = 0,6285, что тем не менее выше, чем при обычной эксплуатации без изоляции высокообвод-

0,6285 ненного слоя, в -------- = 1,1737 раза, но зато существенно

0, 5355

уменьшается объемный относительный отбор жидкости, его снижение составит

0,1 • 1?^ + з • 8544 + 4,2999 + ^^| = 1,2069

\ 2 2 /

и в итоге объемный относительный отбор жидкости получается равным 2,1805 + 1,1061 - 1,2069 = 2,0797. Заметим, что при обычной эксплуатации без изоляции для достижения такой же доли отбора подвижных запасов нефти, равной 0,6285, объемный относительный отбор жидкости должен быть 0,6285 + + (0,9545 - 0,6285)40 = 3,8885, что выше, чем при эксплуатации с изоляцией, в ^^ = 1,8697 е 1,87 раза. 2, 0797

Таким образом получается, что по эксплуатационным объектам (нефтяным залежам) с несколькими или многими обособленными нефтяными слоями (пластами) при высокой меж-слойной неоднородности по проницаемости, при повышенной и высокой вязкости нефти осуществление изоляции высокооб-водненных нефтяных слоев позволяет при одном и том же отборе жидкости увеличить извлекаемые запасы нефти в 1,2 ра-

139

за, или при одной и той же нефтеотдаче пластов уменьшить отбор жидкости в 2 раза.

Завершим рассмотрение эффективности качественной изоляции высокообводненных обособленных нефтяных слоев (пластов) следующей предельной оценкой, предполагающей полное исключение отрицательного влияния межслойной неоднородности.

Повторяем, что расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта V2 зависит от внутрислойной (внутри-пластовой) неоднородности V,2 и межслойной (межпластовой) неоднородности V,2

V2 = (1 + V,2)-(l+V,2)-l.

В рассмотренных числовых примерах были численные значения

V2 = (1 + 0,364)-(1 + 0,222) - 1 = 0,667;

V2 = (1 + 0,364)-(1 + 0,511) - 1 = 1,061.

К этому еще добавим

V2 = (1 + 0,364X1 + 0,774) - 1 = 1,420.

Этот случай соответствует 5 слоям (пластам) с соотношением их средних проницаемостей 1:2:4:8:16.

Примем величину предельной весовой обводненности продукции скважины равной A2 = 0,95 и при заданных разных значениях ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента определим расчетную предельную долю агента

A----------A---------.

(1 - A2) • Ио + A2

Для заданных значений расчетной послойной неоднородности V2 и расчетной предельной доли агента A получается коэффициент использования подвижных запасов нефти K3, прямо пропорциональный коэффициенту нефтеотдачи,

K3 = Kзн+ (K,к- Kзн)-A;

ЗН ¦) ЗК ¦)

1,2 + 4,2-V 0, 95+ 0,25-V

140

При этом весовой отбор жидкости в долях (единицах) вижных запасов нефти составляет

F2 = K3 + (F - К3)-щ,;

F = Кзн+ (К,к- Кзн)-1п —.

1 - А

Рассчитанные величины представлены в табл. 3.7.

й -1Ё~$ 3.7

V2
Ч2
V,2,
0,364
0,667
1,061
1,420

0,364 0
0,366 0,961
0,364 0,222
0,250 0,895
0,364 0,511
0,177 0,823
0,364 0,774
0,140 0,766

ц0 = 1 А = 0,95 ц0 = 3 А = 0,864 [i0 = 10 А = 0,655 ц0 = 30 А = 0,388
ц0 = 1 А = 0,95 [i0 = 3 А = 0,864 [i0 = 10 А = 0,655 [i0 = 30 А = 0,388
ц0 = 1 А = 0,95 [i0 = 3 А = 0,864 ц0 = 10 А = 0,655 [i0 = 30 А = 0,388
ц0 = 1 А = 0,95 ц0 = 3 А = 0,864 [i0 = 10 А = 0,655 ц0 = 30 А = 0,388
Значения К3

0,931 0,880 0,756 0,597
0,863 0,808 0,673 0,500
0,791 0,735 0,600 0,427
0,735 0,681 0,550 0,383

Значения F

2,148 1,553 0,999 0,658
2,148 1,538 0,936 0,567
2,112 1,466 0,864 0,494
2,017 1,390 0,807 0,447

Значения F2

2,148 2,898 3,189 2,435
2,184 2,998 3,314 2,496
2,112 2,927 3,244 2,424
2,017 2,808 3,115 2,320

VQ ~~ уменьшение извлекаемых запасов нефти

1 1 1 1
1,079 1,089 1,123 1,194
1,177 1,197 1,260 1,398
1,267 1,292 1,375 1,559

Анализ представленных в табл. 3.7 результатов ясно показывает, что своевременная и качественная изоляция высокооб-водненных более проницаемых обособленных нефтяных слоев (пластов) позволяет увеличить извлекаемые запасы нефти в 1,1-1,6 раза. Но самое главное - при наличии эффективной

141

технологии изоляции высокообводненных нефтяных слоев и пластов нет страха перед объединением многих малопродуктивных слоев и пластов многопластовых нефтяных месторождений в крупные эксплуатационные объекты, что значительно уменьшает капитальные и текущие экономические затраты на их разработку.

3.2. ПОТЕРИ ИЗ-ЗА ПРОМЕДЛЕНИЯ

Нефтяные пласты низкой и ультранизкой продуктивности обладают своеобразным непривычным свойством - в этих пластах очень медленно происходят изменения как в сторону ухудшения, так и в сторону улучшения: болезнь приходит медленно, ее долго не замечают, к ней привыкают, как к обычному делу; выздоровление тоже наступает медленно, благоприятные признаки обнаруживаются с большой задержкой и сначала очень нечетко; более того, для выздоровления бывает нужна очень болезненная операция, когда в течение какого-то времени бывает еще хуже, чем при болезни.

Своеобразие таких пластов при их разработке надо также чувствовать, как при управлении автомашиной надо чувствовать ее габариты и ее скоростные возможности, чтобы не оказаться в аварии.

Для приобретения такого чувства приведем числовые примеры.

Пусть рассматриваемые нефтяные пласты низкой и ультранизкой продуктивности обладают средней величиной начального коэффициента продуктивности скважины по нефти, равной ц0 = 0,1 т/(сут-ат). При депрессии на нефтяной пласт, равной Аё = (Рпл0 - Рсэ) = (95 - 30) = 65 ат, где Рпл0 = 95 ат -начальное пластовое давление и Рсэ = 30 ат - забойное давление добывающей скважины, равное давлению насыщения нефти газом Рнас = 30 ат, амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти добывающей скважины оказывается равным

Я^э = Ло • (Рил - Рсэ) = 0,1 • (95 - 30) = 6,5 т/сут.

При запроектированной системе разработки рассматриваемой нефтяной залежи с применением заводнения на четыре добывающие скважины приходится одна нагнетательная скважина m = ^- = 4. При этом амплитудный дебит нефти на одну пн

142

проектную скважину (вместе добывающие и нагнетательные скважины) равен

1 1 m re 4 г -. /

Яо = Яоэ-------------= 6>5------------= 5>1 т/сут.

(1 + т) (1 + 4)

При нефтяной площади, приходящейся на одну проектную скважину, равной S1 = 16 га = 16-Ю4 м2, и средней эффективной толщине нефтяного пласта Иэф = 5 м объем нефтяного пласта на одну проектную скважину равен

Б'-Изф = 16-104-5 = 8-Ю5 м3.

При коэффициенте упругоемкости пласта р. = 3-10 5 1/ат и депрессии на пласт Аё = (Рпл0 - Рнаг) = 65 ат упругий запас нефти, приходящийся на одну проектную скважину, равен

Б'-Изф-р.-Дё = 8-105-3-10 5-65 = 1560 м3.

При пористости и начальной нефтенасыщенности нефтяного пласта Рп = 0,15 и Рн = 0,667 геологические запасы нефти на одну проектную скважину равны

Э'-Изф-Рп-Рн = 8-105-0,15-0,667 = 8-Ю4 м3, а с учетом плотности нефти в пластовых условиях

у, = JL = 0,9 — геологические запасы нефти на одну проект-

b м3

ную скважину равны

S'-fvPn-Pn-Y. = 8-105-0,15-0,667-0,9 = 72-Ю3 т.

При проектном коэффициенте нефтеотдачи пластов Кно = = 0,25 начальные извлекаемые запасы нефти на одну проектную скважину равны

8-104-0,25 = 20-Ю3 м3 или Q1, = 20-103-0,9 = 18-Ю3 т. Таким образом, начальный упругий запас нефти меньше начальных извлекаемых запасов нефти в -------- = 12,8 раза и

^ 1560 v

составляет ----- = 0,078, или 7,8 % от них. При в два раза бо-

12,8

лее высоком коэффициенте нефтеотдачи Кно = 0,5 упругий запас нефти составит только 3,9 % от начальных извлекаемых запасов нефти. А если вместо запроектированного режима заводнения нефтяных пластов будет осуществлен режим истощения пластовой энергии при снижении пластового давления

143

до давления насыщения, то конечная нефтеотдача пластов вместо 25 % будет 1,95-2 %.

Упругий запас нефти, который в основном находится в ближайшей окрестности добывающей скважины и исчерпывается в первый период ее эксплуатации, пока воронка депрессии распространяется до границы дренируемого участка, восполняется при остановке скважины и восстановлении ее забойного давления до уровня пластового давления, согласно формуле В.Н. Щелкачева, в 15,44 раза ( 2-ln^

=

г

^

S1 ,16-10' , -----= In--------= 15,44 меньше начального упругого за-

= Zj ' 111

паса нефти и составляет

1560

15,44

= 101 м3, или 0,9-101 = 90,9 т;

здесь гс - радиус скважины; л-гс2 - площадь поперечного сечения скважины.

При остановке добывающей скважины происходит уменьшение ее текущей депрессии на пласт Аё по сравнению с начальной депрессией Аё0 по известному показательному закону

15,44-qi,
15,44-6,5 6,5

АР
-----= е
Qjo,
= е 0,9-1560 = е 90,9

АР0

где t - время, прошедшее после остановки скважины, сут.

Для рассматриваемых конкретных условий покажем уменьшение текущей депрессии в долях начальной депрессии.

Восстановление давления в остановленной добывающей скважине

t, сут............... 0,03125 0,0625 0,125 0,25

t, мин.............. 5,625 11,25 22,5 45 90 180 360

АР АР0

0,9997 0,9994 0,9989 0,9978 0,996 0,991 0,982

t, сут............... 0,5 1 2 4 8 16 32 64

t, мин..............

АР АР„

0,965 0,931 0,867 0,751 0,564 0,319 0,101 0,010

Как видно, в рассматриваемых условиях почти полное восстановление давления в добывающей скважине происходит за

144

64 сут. Тогда текущая депрессия Аё по сравнению с начальной депрессией Аё0 уменьшается на 99 %.

А если бы коэффициент продуктивности добывающей скважины был в 64 раза больше, т.е. вместо ц0 = 0,1 т/(сут-ат) был 6,4 т/(сут-ат), то восстановление давления произошло бы не за 64 сут, а за 1 сут! Кстати, коэффициент продуктивности скважины 6,4 т/(сут-ат) по известной классификации соответствует нефтяным пластам повышенной продуктивности, а коэффициент продуктивности 0,1 т/(сут-ат) соответствует нефтяным пластам низкой и ультранизкой продуктивности.

При промедлении с созданием системы заводнения вместо запроектированного режима заводнения (режима поддержания пластового давления) действует режим истощения пластовой энергии (режим исчерпания очень малого упругого запаса нефти)1. При режиме истощения дебит нефти добывающей скважины, естественно, во времени неуклонно снижается.

Для рассматриваемых конкретных условий покажем динамику снижения дебита нефти добывающей скважины; при этом текущий дебит нефти выразим в долях начального максимального (амплитудного) дебита

--------1

0,9-1560 -0,139-t

где t - время эксплуатации скважины, мес.

Снижение дебита нефти при режиме истощения

t, мес....... 1 2 4 8 16 32

i ........ 0,870 0,757 0,574 0,329 0,108 0,012

Как видно, при режиме истощения дебит нефти добывающей скважины за 32 мес, или за 2,7 года, снижается почти до нуля; за 6 мес, или полгода, дебит нефти снижается в 2,3 раза, а за один год снижается в 5,3 раза. Отсюда понятна необходимость скорейшего создания системы заводнения.

Правда, в реальных сложных условиях неоднородных неф-

1 Начальный упругий запас нефти по рассматриваемым добывающим скважинам в пределах эксплуатируемой нефтяной площади может быть ограничен: гидродинамически - соседними работающими скважинами, литологичес-ки - непроницаемыми породами и физически - на залежах высоковязкой нефти сверхвысокой вязкостью нефти на контакте с водой на границе с внешней водоносной областью.

_9к

Чоэ

145

тяных пластов, при всей необходимой срочности создания системы заводнения, нельзя эту систему создавать по простому геометрическому принципу и назначать нагнетательные скважины раньше их бурения, освоения и исследования, т.е. без использования эффекта избирательности.

При неизменном забойном давлении, равном давлению насыщения, в конкретных условиях это Рсэ = Рнас = 30 ат, снижению текущего дебита нефти q3' соответствует снижение текущего упругого запаса нефти и снижение пластового давления

_9L.t Рдд"Рсэ = ^ = е Q'"' = е-0'139'1 при Рсэ > Рнас;

плО сэ ЧОэ

отсюда получается формула текущего пластового давления р =р +(р _р).е Q'0s-

гпл гсэ rmi0 гсэу с >

в рассматриваемых конкретных условиях

Рпл = 30 + 65-e-°'139t ат.

Снижение пластового давления при режиме истощения

t, мес....... 1 2 4 8 16 32

Рпл, ат...... 88,6 79,2 67,3 51,4 37,0 31,1

Как видно, за короткое время происходит крутое падение пластового давления от начальной величины Рпл0 = 95 ат почти до давления насыщения Рнас = 30 ат.

Обычно, осуществляя разработку нефтяных пластов при режиме истощения, стремятся не уменьшать теоретическую производительность (определяемую по воде) штангового глубинного насоса (ШГН), спущенного в добывающую скважину. Эта теоретическая производительность глубинного насоса сохраняется постоянной

Яшгн = — = COSHt. Y,

Но при этом происходит снижение пластового давления Рпл < Рпл0 и, соответственно, снижение забойного давления ниже давления насыщения Рсэ < Рнас. А это вызывает снижение коэффициента продуктивности по нефти г| ниже его первоначальной величины Tio в соответствии со следующей формулой:

146

Л a(p p )

---- _ 0

T|g

В рассматриваемых конкретных условиях эта формула принимает вид

Л „-0,04(30-Р„)

----- = 6

г)0

По этой формуле были сделаны подсчеты.

Снижение коэффициента продуктивности скважины при забойном давлении ниже давления насыщения

Рсэ, ат...... 30 20 10 5 2

0,670 0,449 0,368 0,326

Г|д

В рассматриваемых условиях начальное газосодержание 1 т нефти равно G0 = 5 м3/т и 1 м3 пластовой нефти равно Y.-G„ = 0,9-5 = 4,5 м3/м3. При снижении забойного давления ёсэ ниже уровня давления насыщения Рнас из нефти выделяется газ, происходит усадка нефти, но увеличивается объем смеси нефти и выделившегося газа.

При условии, что глубинный насос спущен до забоя скважины, коэффициент увеличения объема нефти и выделившегося газа представляется следующей формулой:

v = Y. +0-Y.)- —+ Y.-G ^

Р. Р - Р.

'о

Р • Р

нас нас сэ

(л G0 ^ 1-у, D Y, -G,

I PHaJ Рнас Рсэ

которая в рассматриваемых конкретных условиях принимает вид

v = 0,9-|l- — |+^^-P+ —= 0,75 + 0,003333-Р+-.

I 30) 30 Рсэ Рсэ

Подсчеты по этой формуле дали следующие результаты.

Увеличение объема нефти и и газа при давлении ниже давления насыщения

Рга, ат....... 30 25 20 15 10 5 2

v............. 1,000 1,013 1,042 1,100 1,233 1,667 3,007

147

Для сравнения были сделаны подсчеты при неизменных параметрах, кроме двух у, = 0,85 и G0 = 10, которые дали следующие результаты:

P

ат....... 30 25 20 15 10 5 2

........... 1,000 1,032 1,092 1,208 1,467 2,292 4,827

При условии, что после первого периода эксплуатации (когда действовал упругий режим и воронка депрессии распространялась от забоя скважины до границы дренируемого ею участка), в течение второго периода эксплуатации (когда действует замкнуто-упругий режим) текущее пластовое давление Рпл неуклонно снижается, но остается выше давления насыщения Рпл > Рнас, а текущее забойное давление Рсэ снижается ниже давления насыщения Рсэ < Рнас, величину текущего пластового давления Рпл можно определить через начальное пластовое давление Рпл0 и давление насыщения Рнас, а также через текущую долю еще неотобранного начального упругого запаса нефти второго периода эксплуатации (из общего упругого запаса нефти вычтен упругий запас нефти, отобранный в первый период эксплуатации):

1-

2±

Y,

S ' h3(j, • |3, • (Рпл0

In

S1

пл пл0

ЗА

Y.-S'-f^-P.

In

S1

При заданной постоянной теоретической производительности глубинного насоса, определяемой по воде, получается равенство

1 „ =fki = Z!o_.(p _p \ ronsf.

Чшгн ^гпл0 гнас^ LUL,

Y, Y,

1 1

д0э _ дэ

Y, Y,

v = const;

\

I

я • г,

\

я • г,

148

JTo . (p _ p ) = JTo. . e-«(P„c-P„) . (p _ p ) . =

Y«

плО нас

Y,

ПЛ СЭ

Л?-а(Рнас-Рсэ)

= -- * 6

Y,

1±

Y.-S'-h^-p,

In

S1

/ p p _ p \

x y. +(l-Y.)--92 + Y. -G0-^c------СЭ.1

I P P • P )

\ нас нас сэ /

После деления правой части равенства на левую часть равенства и некоторых несложных преобразований получается

1 =

+<х-Рсэ

+а ¦

^

ч

^ Р п-Р

1 плО нас

Y.-S'-^A-P, -(РдлО-Рнас)'

In

S1

(7 Y,-G0^ 1-Y,

\\ гнас / гнас гсэ /

последнее равенство представим следующим образом:

р+а-Рсэ ( Va1 р W &\

1 =-------\ё2-^-^-^\- ё + ё-Р„+^Ч

ci I ё3 ё4 П

5 т 6 сэ

где Q = е+сгР»с; С2

\

\

л- г

P

нас

I

149

C3=Y,-S1-h34)-p, -(Рпл0-Рнас)-

s1

'с /

(Рпло-Рнас); C5=y,jl-^]; С6

!" Y,

;

C7 = y.-G„. Правую часть равенства представим функцией и обозначим

f е+"-р» (- УЦ1Э Рсэ\ (п т =---------С, - ^ —— • С^ +

и для заданных значений

Ид С4 I У

1я1

^C6-PC3+^j

ё3

будет отыскивать то значение

текущего забойного давления Рсэ, при котором функция становится равной единице f = 1.

После определения текущего значения забойного давления добывающей скважины Рсэ определяем текущее значение дебита нефти этой скважины

i ^о • е

•с,

( lik^1

{

¦J

и текущее значение пластового давления

Р = С, • i С,

ПЛ 4 2

\ ё3 I

Рассматриваемый второй период эксплуатации продолжается до тех пор, пока пластовое давление остается выше давления насыщения нефти газом.

В рассматриваемых конкретных условиях имеются следующие исходные данные: а = 0,04 1/ат, ёпл0 = 95 ат, ёнас = 30 ат, у, = 0,9 т/м3, S1 = 16 га = 16-Ю4 м2, Ьэф = 5 м, G0 = 5 м3/т, Ло = 0,1 т/(сут-ат).

При этом ej = е+0'04-30 = 3,32012, С2 =

95

95 - 30

= 1, 46154, ё3

\

с

150

0,9-16-104-5-3-10495 - 30)-(l-----— i = 1313,1, ё4 = (95

i 15,44^

30) = 65, ё5 = 0,9-N-—| = 0,75, ё6 = — = 0,003333, ё7

=

30 30

= 0,9-5= 4,5.

Для этих условий и различных значений ^- - доли от-

Ид

бора упругого запаса нефти по приведенным здесь формулам были сделаны расчеты и получены результаты (табл. 3.8).

Анализ полученных результатов ясно показывает, что в рассматриваемых условиях отказ от рационального снижения теоретической производительности глубинного насоса, проводимого с целью сохранения забойного давления на уровне давления насыщения, приводит к резкому (примерно в 2 раза) снижению дебита нефти добывающей скважины! Получается: хотели больше - получили меньше!

Этот же самый расчет был проведен при условии у, = = 0,85 т/м3 и G0 = 10 м3/т. При этом соответственно изменились некоторые коэффициенты: С, = 0,85 ¦ [ 1 -—1 = 0,56667,

I 30J

С6 = — = 0,005 и ё7 = 0,85-10 = 8,5.

30

Расчет дал результаты, приведенные в табл. 3.9.

Эти результаты в основном совпадают с предыдущими, но благодаря более высокому начальному газосодержанию (G0 = = 10 м3/т вместо прежней величины G0 = 5 м3/т) несколько меньше резкое снижение забойного давления и дебита нефти добывающей скважины.

Теперь нам надо рассмотреть запоздалый переход от режима истощения к режиму заводнения. Этот переход требует немалых экономических затрат и усилий и связан с определенными начальными потерями.

Во-первых, надо из числа работающих добывающих скважин выделить будущие нагнетательные и по ним прекратить добычу нефти; во-вторых, к кустам скважин1, где должны быть одна или несколько нагнетательных, надо проложить водоводы

1 В Западной Сибири, Татарии и других нефтедобывающих районах по разным причинам (ради экономии капитальных и текущих затрат, сбережения лесов и сельхозугодий) широко применяется кустовое бурение скважин.

151

й -1Ё~$ 3.8

Изменение дебита нефти, забойного и пластового давлений при неизменной теоретической производительности глубинного насоса и снижении забойного дав; ниже давления насыщения при у, = 0,9 т/м3, G0 = 5 м3/т

Показатель
2Чэ/ё3

0,000
0,001
0,005
0,01
0,02
0,05
0,1
0,2
0,4
0,6
0,8

ёсэ, ат
30
3,49
3,487
3,44
3,40
3,26
3,05
2,67
2,03
1,51
1,077

q1, т/сут
6,50
3,167
3,156
3,142
3,116
3,037
2,908
2,659
2,188
1,743
1,318

ёпл, ат
95,0
94,94
94,68
94,35
93,70
91,75
88,50
82,0
69,0
56,0
43,0

f
0,99999

1,0002
1,00045
0,99945
1,00028
1,00004
0,99976
1,00080
1,00031
1,00025

Ti, т/(сут-ат)
0,1
0,0346
0,0346
0,0346
0,0345
0,0343
0,0340
0,0335
0,0328
0,0320
0,0314

Для сравнения q3,
6,50
6,494
6,468
6,435
6,370
6,175
5,850
5,20
3,90
2,60
1,30

т/сут при ёсэ =

= 30 ат в рацио-

нальном сниже-

нии теоретичес-

кой производитель-

ности глубинного

насоса

й -1Ё~$ 3.9

Изменение дебита нефти, забойного и пластового давлений при неизменной

теоретической производительности глубинного насоса и снижении забойного давления

ниже давления насыщения при у, = 0,85 т/м3, G0 = 10 м3/т

Показатель




2ч
,/ё3

0,000
0,005
0,01
0,02
0,05
0,1
0,2
0,4
0,6
0,8

ёс, ат
30
6,65
6,60
6,49
6,20
5,76
4,99
3,76
2,79
1,99

ч1, т/сут
6,50
3,459
3,441
3,405
3,302
3,138
2,831
2,284
1,792
1,337

ёщ, ат
95,0
94,68
94,35
93,70
91,75
88,50
82,0
69,0
56,0
43,0

f
0,9999
0,9995
0,99938
1,00002
1,00006
1,99983
0,99989
1,00004
1,00076
0,99975

Для сравнения q3,
6,50
6,468
6,435
6,370
6,175
5,850
5,20
3,90
2,60
1,30

т/сут при ёсэ =

= ён„ = 30 ат

153

и подать воду для закачки; на этих кустах вблизи нагнетательных скважин надо установить насосы для индивидуальной закачки воды, например насосы Уитли-Урал, обладающие нужной производительностью и обеспечивающие нужное давление нагнетания.

После начала закачки воды в нефтяной пласт происходит повышение пластового давления. Обычно подвижность закачиваемой воды выше подвижности пластовой нефти. Если нефть повышенной и высокой вязкости, то подвижность закачиваемой воды во много раз выше. В рассматриваемых конкретных условиях подвижность воды выше примерно в 30 раз. Поэтому производительность закачки воды оказывается во много раз выше производительности добычи нефти и происходит довольно быстрое повышение пластового давления. Но восстановление первоначального пластового давления происходит значительно быстрее, чем восстановление первоначальной продуктивности 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 пластовое давление значительно повысилось.

В расчетах будем использовать данные табл. 3.8.

Пусть пластовое давление повысилось с Рил = 56 ат до Рил = = 100 ат, тогда при неизменном сниженном коэффициенте продуктивности дебит нефти увеличится с 1,741 т/сут примерно до 1,741-10°-1,51 = 3,147 т/сут; но (по табл. 3,8) при 56-1,51

таком дебите нефти и неизменной теоретической продуктивности глубинного насоса забойное давление должно быть не Рсэ = = 1,51 ат, а Рсэ = 3,45 ат, соответственно дебит нефти будет

1741 100-3,45 = 3 085 т/сут. но (по табд 3.8) ПрИ таком деби-

56-1,51 те нефти забойное давление равно Рсэ = 3,35 ат, тогда снова

уточним дебит нефти 1,741 • 10°-3'35 = 3,088 т/сут. Значения

56-1,51

дебита нефти 3,085 т/сут и 3,088 т/сут почти совпадают,

поэтому прекратим итерационный расчет. При повышении

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

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

100 - 3, 35

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

Интересно установить ту более высокую величину пластового давления, при которой не возникает задержка с повышением забойного давления и восстановлением коэффициента продуктивности добывающей скважины.

Обозначим искомое пластовое давление Рпл; предельный дебит нефти и предельное забойное давление добывающей скважины в рассматриваемых условиях при режиме истощения и заданной теоретической производительности глубинного насоса

обозначим q13K и Рсэк, соответственно дебит нефти, пластовое и забойное давления этой скважины в исходном состоянии обозначим о1,, Р . и Р ..

1 э пл сэ

При сохранении сниженного коэффициента продуктивности, соответствующего исходному состоянию,

Г|,

я1

искомое пластовое давление должно обеспечить дебит нефти выше предельного

Р = Р +

ПЛ СЭК

р +

СЭК

(Л

р.).

Т),

чя

Таким образом, полученные в табл. 3.10 результаты показывают, что процесс снижения пластового давления и процесс повышения пластового давления существенно различаются;

Таблица 3.10

Значения искомого пластового давления ёпл,

при котором начинается повышение забойного давления

и восстановление коэффициента продуктивности добывающей скважины

]>>э/С3

Показатель

Ра
ат

я1,
т/сут

Рш
, ат

0,1

3,05

2,908 97,5

0,2
0,4
0,6

2,67
2,659 99,0
2,03
2,188 101,4
1,51
1,743 103,5

0,8

1,077

1,318 105,3

155

имеет место явление гистерезиса - повышение забойного давления и коэффициента продуктивности добывающей скважины происходят при более высоком пластовом давлении.

Снижение коэффициента продуктивности скважины происходит 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 их быстрое повышение, а только то, что устранена задержка повышения, что процесс повышения пошел. Содействовать ускорению этого процесса будет остановка добывающей скважины, ее промывка горячей нефтью и установка в скважине на глубине нефтяного пласта (внизу нефтяного пласта) стационарного электронагревателя.

На нефтяных пластах низкой и ультранизкой продуктивности, с целью увеличения дебита нефти добывающих скважин, по этим скважинам может быть запроектирована глубокая перфорация со следующими параметрами: глубина перфорационных каналов 50-100 см, диаметр перфорационного отверстия около 1 см, число отверстий на 1 м эффективной толщины такое же, как у обычной перфорации.

Глубокая перфорация незасоренного нефтяного пласта или, наоборот, равномерно засоренного на большую глубину в несколько метров может уменьшить фильтрационное сопротивление пласта примерно в 1,2 раза. При сохранении прежней депрессии на нефтяной пласт это увеличит дебит нефти соответственно 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 сопротивление было увеличено примерно в 3 раза, то применение глубокой перфорации уменьшит фильтрационное сопротивление в 3-4 раза. При сохранении прежней депрессии на нефтяной пласт это увеличит дебит нефти соответственно в 3— 4 раза.

С 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 несколько метров, это уменьшит фильтрационное сопротивление в 10-12 раз; и при сохранении прежней депрессии увеличит дебит в 10-12 раз.

В условиях искусственного заводнения нефтяного пласта для увеличения дебита необходимо соответственно увеличить закачку воды.

Кроме того, надо учитывать интерференцию (взаимодействие) скважин. Ведь при увеличении дебита рассматриваемой добывающей скважины может возрасти ее экранирующее действие на соседние добывающие скважины и снизить их дебит; соответственно прирост общего дебита может оказаться меньше прироста дебита одной скважины, где был гидравлический разрыв.

Необходимо особо отметить крайне важное обстоятельство: глубокую перфорацию и гидравлический разрыв пласта целесообразно проводить только в тех добывающих скважинах, где забойное давление впредь будет поддерживаться на уровне или выше давления насыщения; в противном случае положительный 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 поддержания путем создания системы заводнения, а уж затем проведение глубокой перфорации или гидравлического разрыва.

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 сначала 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.

1. При проектировании сеток размещения скважин с плотностью 16-32 га/скв. упругий запас нефти на одну добываю-

157

щую скважину оказывается слишком маленьким, примерно равным 1-2 тыс. т/скв. Бурение и эксплуатация проектных скважин при режиме истощения оказываются экономически неэффективными.

2. Исследование добывающих скважин по методу восстановления их забойного давления до уровня пластового давления при фактической низкой и ультранизкой продуктивности нефтяных пластов оказывается слишком длительным, продолжается до 2 мес и более.

3. При проектной сетке скважин 16-32 га/скв. упругий запас нефти на одну добывающую скважину оказывается слишком маленьким, и поэтому промедление с созданием системы заводнения, то есть с переходом от режима истощения к режиму заводнения, приводит к довольно быстрому снижению пластового давления и закономерному быстрому снижению дебита нефти.

4. При режиме истощения отказ от необходимого упреждающего снижения дебита нефти путем снижения теоретической производительности штангового глубинного насоса (ШГН) приводит к еще более быстрому, катастрофическому падению дебита нефти добывающей скважины, к значительному падению ее коэффициента продуктивности по нефти.

5. После режима истощения с катастрофическим падением дебита нефти при последующем переходе на режим заводнения, 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 скважин ниже давления насыщения по ним целесообразно проводить глубокую перфорацию и гидравлический разрыв. Сначала надо восстановить их забойное давление до давления насыщения.

Во,Л

Промедление и нарушение порядка осуществления запроектированной 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, которая существует в реальности на одном небольшом нефтяном месторождении в Западной Сибири. Понятно, что интерес вызывает 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 скважин, из которых 4 угловые являются нагнетательными, а остальные 21 являются добывающими.

Как всегда, нефтяной пласт обладает зональной неоднородностью по гидропроводности ---- (где k - проницаемость и h -

эффективная толщина нефтяного пласта; ц - вязкость жидкости в пластовых условиях; ця - вязкость нефти, ца - вязкость вытесняющего агента) и все скважины различаются между собой по величине г\ - коэффициента продуктивности (формула

этого коэффициента г\ = — ¦-----------, где Rc - радиус зоны

\is 1 Rc

2я гс дренирования скважины, а гс - радиус самой скважины). Но особенно сильно от всех остальных скважин отличаются 3 центральные добывающие скважины. В этом вся соль рассматриваемой ситуации.

Так, при среднем коэффициенте продуктивности всех 25 скважин, равном т^ = 0,6 т/(сут-ат), средний коэффициент продуктивности 3-х центральных добывающих скважин равен Л> = 3 т/(сут-ат), a ti< - средний коэффициент продуктивности остальных 22 скважин равен

тьр-и-ть-я, = 0,6-25-3-3 =0)272727 т/(сут.ат).

и,. 25-3

Средний коэффициент продуктивности 3-х центральных добывающих скважин выше, чем средний коэффициент продуктивности у всех остальных 22 скважин в

^ =-------------= 11 раз.

ti< 0,272727

159

Количественно неоднородность характеризуется квадратом коэффициента вариации, который определяется через средний квадрат значения (х2)ср и квадрат среднего значения (хср)2

у2= CO?L_1. (*сР)2

Компонента общей неоднородности из-за резкого различия по средней величине коэффициента продуктивности скважин двух групп равна

т/<2 = (л>)2^>+(г1<)2_1= 32-3+(0,272727)2-22_1 = 2181818 (г\ср)2-п (0,6)2-25

При общей неоднородности всей совокупности скважин по величине коэффициента продуктивности, равной V2 = 3,33, при зависимости этой общей неоднородности от двух компонент (У2 - неоднородности из-за различия двух групп и V2, -неоднородности внутри групп)

(1 + V2) = (1 + V2)(1 + V2,)

получается неоднородность внутри групп

^-^?-1- 1+3'33 -1 = 0,361. (1 + V2) 1+2,181818

Конечно, эта неоднородность, наблюдающаяся внутри групп скважин, достаточно велика, но она во много раз меньше неоднородности из-за различия групп скважин.

На рис. 3.1, а схематично показана рассматриваемая нефтяная залежь с расположением 4-х угловых нагнетательных скважин и 21 добывающей скважины, с выделением 3-х центральных более продуктивных добывающих скважин. Это основной фактически осуществляемый вариант разработки нефтяной залежи, который обозначим 1-м. На следующих рис. 3.1, Ъ, с, due показаны другие возможные варианты разработки залежи: 2-й вариант на рис. 3.1, d, при котором 3 центральные 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 добывающие скважины, а все остальные добывающие скважины выключены из работы; 4-й вариант на рис. 3.1, d, при котором все скважины работают, но 2 малопродуктивные добывающие

160

Рис 3 1 Возможные варианты разработки залежи-

1 - нагнетательная скважина 2 - добывающая скважина 3 - зона более высокой продуктивности- 2а - расстояние между скважинами и сторона квадрат-

ной зоны

скважины дополнительно превращены в нагнетательные, теперь 6 нагнетательных скважин, 19 добывающих, в том числе 3 центральные более продуктивные; 5-й вариант на рис. 3.1, е, при котором все скважины работают, но 1 центральная более продуктивная добывающая скважина дополнительно превращена в нагнетательную, теперь 5 нагнетательных скважин, 20 добывающих, в том числе 2 центральные более продуктивные.

Расчеты дебитов рядов скважин будем выполнять по известным уравнениям Ю.П. Борисова для линейных рядов скважин, но при нашей схематизации для залежи нефти сложной формы [7], согласно которой при расчете внешних фильтрационных сопротивлений вместо отношения длины к ширине участка нефтяного пласта (как должно быть по Ю.П. Борисову) надо брать отношение средней длины к средней ширине или отношение площади участка нефтяного пласта к квадрату его средней ширины.

Используемые в расчетах параметры рассматриваемой нефтяной залежи и системы скважин: нефтяная площадь, приходящаяся на одну скважину проектной сетки, равна S1 = 32 га =

= 0,32 км2 = 32-Ю4 м2, с учетом S1 = л ¦ R* радиус зоны дренирования скважины равен Rc = 0,319154 км = 319,154 м; радиус самой скважины равен гс = 0,1 м.

Геометрическое фильтрационное сопротивление отдельной скважины

—-1п^ = 1,284.

2я гс

Коэффициент продуктивности скважины

(k-h\ 1 (k-h\ 1

Л =

I Иы J 1 Яс I Иы J

•In

2я

гс

1,284

Отсюда получается гидропроводность нефтяного пласта зависимости от коэффициента продуктивности

(tA) =тр 1,284. Далее конкретные значения гидропроводности

fh±) =л<-1,284 = 0,272727-1,284 = 0,3502 т/(сут-ат);

I —| = % -1,284 = 3-1,284= 3,852 т/(сут-ат);

162

r|cp-1,284 = 0,6-1,284 = 0,7704 т/(сут-ат).

=

UJcp

Соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях равно \it = 2.

Разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин равна

(Рш - ^сэ) = 500 - 100 = 400 ат.

1-й вариант.

Уравнения дебитов рядов скважин

(-Рсн - ^сэ) = (шн - fii) • (?i + Яг) + «v?i;

(Рсэ - Рсэ) = 0 = -с»! • 9l + (Q2 + co2)-92;

CO.

Яг = Я\~ ——;

?22 + ю2 (Р -Р )

^ CH ± СЭ '

^ »1 ^ (со „ + У <) 1 н--------— + со <

{ ?22 + ю)

где юн - внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательных скважин

11 1 1 , 2а 1 1 1 1 , 400-л/^ ю„ = —• — •----------• — -т-------= — •—•--------• — -In------ =

пв [i, (k-h\ 2я 2ятс 4 2 0,3502 2я 2я-0,1

= 1.1.^.1,082691 = 0,386454;

4 2 0,3502

Qj - внешнее фильтрационное сопротивление первой полосы нефтяного пласта

Q1=—••— = --^— -2<2а) =0,356939; пя (k-h\ р2 4 0,3502 (2-2а)2

<»! - внутреннее фильтрационное сопротивление первого ряда добывающих скважин

1 1 1 , 2а 1 1 ю, = —•----------• — In-------= —•---------1,082691 = 0,257636;

Щ (k-h\ 2я 2ятс 12 0,3502

163

Q2 - внешнее фильтрационное сопротивление второй полосы нефтяного пласта, которое состоит из двух последовательных частей Q2 = Q2 + ^2> причем вторая часть в свою очередь из двух параллельных частей различной гидропроводности

о» 1

?2", О,",,

2* 2"

конкретные численные значения

Q'2.1.lWLm1—1m 0,101983;

(k-h\ (14-2а)2 0,3502 28

СЛИ 1 ° 11 л„„лл

ъс =------------*----------=-----------* — = U 11 оУои*

2* (k-h\ 12-2о 0,3502 24

UJ

3 _ 1 ffe-^ 6-2а 3,852 12

Q», = 1.^ = Л.1 = 0,021634;

Q2' =-------------= 0,018306;

Vf ^,,

Q2 = Q2 + Q2' = 0,101983 + 0,018306 = 0,120289,

ю2 - внутреннее фильтрационное сопротивление второго ряда добывающих скважин, оно тоже состоит из двух параллельных частей

1

11

ю , =—•---------• — -In------= —•--------1,082691 = 0,515275;

2 п, (k-h\ 2я 2ж-гс 6 0,3502

I ------------- I

\ Utt I

164

ю „ =-----•--------•—-In------=—•-------1,082691 = 0,093691;

2 п„ (k-h\ 2я 2ятс 3 3,852

2 |-------1

\ t*H I

ю2 =------------------------= 0,079276;

1 1

0,515275 0,93691

сумма внешнего и внутреннего фильтрационных сопротивлений для второго ряда добывающих скважин

Q2 + ю2 = 0,120289 + 0,079276 = 0,199565.

С учетом этого дебит второго ряда добывающих скважин в долях дебита первого ряда добывающих скважин

Ю1 ш 0,257636 = .199099-

q2~q1 Q2 + w2~q1 0,199565 q1 '

дебит первого ряда добывающих скважин

Я1

( ta \ (сон +Q1)- 1 + 1 ----- + co1

•i 1 +---------------1

=------------------------400------------------------=204,004 U/OOU;

(0,386454+0,356939)-(1+1,29099) + 0,257636

дебит второго ряда q2 = ^-1,29099 = 263,368 т/сут; суммарный дебит нефтяной залежи

Я2 = Я1 + Яг = 204,004 + 263,368 = 467,372 т/сут;

распределение дебита второго ряда между 6-ю менее продуктивными добывающими скважинами и 3-мя более продуктивными добывающими скважинами

q2 = q + q = 263,368 т/сут; q,=q2—"-^ = 263,368--------°'°93691-------= 40,520 т/сут;

„ф _**

0,515275+0,093691 qf, =q2-qf = 263,368-40,520 = 222,848 т/сут.

165

2-й вариант.

Из работы выключены 3 более продуктивные добывающие скважины.

При этом внешнее и внутреннее фильтрационные сопротивления второго ряда будут

Q2+m2 = Q2 + Q", +ю , =0,101983 + 0,118980 +

+ 0,515275 = 0,736238.

С учетом этого дебит второго добывающего ряда в долях дебита первого добывающего ряда

со, 0,257636 q = q-------!— = q------------= 0,349936;

Q2 + со 2 0, 736238

дебит первого добывающего ряда скважин равен

q,=------------------------------------------------------= 317,166 т/сут;

^ (0,386454+0,356939>(1 + 0,349936) + 0,257636 J

q2 = с7г0,349936 = 110,988 т/сут;

4i = Qi + Яг = 428,154 т/сут.

Вариант 2а.

Кроме 3-х более продуктивных добывающих скважин, из работы выключены еще 6 менее продуктивных добывающих скважин, но тоже расположенных во 2-м ряду (на 2-й орбите) относительно нагнетательных скважин. В работе остаются 12 менее продуктивных добывающих скважин, расположенных в 1-м ряду. При этом дебит нефтяной залежи равен

(Рсн-Рсэ) 400 /

q = —---------— =---------------------------------------= 399,589 т/сут.

сон + Qt + coj 0, 386454 + 0, 356939 + 0, 257636

3-й вариант.

Из работы выключены все менее продуктивные добывающие скважины первого и второго рядов, в работе остались 3 более продуктивные добывающие скважины второго ряда.

При этом дебит нефтяной залежи равен

№, - О q =

?2' + ?2"

часть численных значений фильтрационных сопротивлений возьмем из предыдущих вариантов

юн = 0,386454; Q" = Q?. =0,021634; ю = ю2„ =0,093691

166

и снова рассчитаем основное внешнее фильтрационное сопротивление

|'25-4--зУ2

Q' =—i--------^=-------= 0,441307;

Ik-h) [(2-2 + 2-1 + 4-V2)-2o]2

UhJz в итоге получается дебит залежи

а =--------------------------------------------------= 424,140 т/сут,

0,386454 + 0,441307 + 0,021634+0,093691

а если все значения фильтрационных сопротивлений взять из предыдущих вариантов, то тогда получается

416,363 т/сут;

0,386454+0,356939 + 0,101983+0,021634+0,093691

как видно, отличие результата последнего упрощенного расчета от результата предыдущего более точного расчета невелико, составляет менее 2 %.

4-й вариант.

В дополнение к 4 нагнетательным скважинам 2 менее продуктивные добывающие скважины превращены в нагнетательные. Таким образом, на нефтяной залежи 6 нагнетательных скважин, 17 добывающих скважин 1-го ряда и 2 добывающие скважины 2-го ряда. Причем среди 17 добывающих 1-го ряда 14 менее продуктивных скважин и 3 более продуктивные скважины.

Все скважины разделим на две группы.

В первую группу входят 4 угловые нагнетательные скважины, окружающие их 12 добывающих скважин 1-го ряда и 2 добывающие скважины 2-го ряда.

Во вторую группу входят остальные 2 нагнетательные скважины и ближайшие к ним 3 более продуктивные добывающие скважины.

Дебит скважин первой группы

q, = q 1 + q 2,; (р -р )

( »1 ^ (со , +Q ,)• 1 +---------------- +со

1

167

со 1

qt=q 1-L

Q, , + co , 2* 2*

Дебит скважин второй группы

(Р -Р )

о',, =-------------------------—-----------------------;

1 f а1.+а>1П

» «« • 1 +i--------— + (й1 + со )

н ^ Q2„+C02„J * *

й „ + га „

^2** " 1 Q „ + СО „ ' 2** 2**

Ряд численных значений фильтрационных сопротивлений можно взять из 1-го варианта

юн, =0,386454; Ц, =0,356939; ro1 =0,257636;

Q2,=1-1.^ = 1.1 = 0,713878; лн. lk-h\ (2а) 4 0,3502

1 1 1 1 2о 1 1 со,, =—-----------------In-------=--------------1,082691 = 1,545818;

2 k-h) 2я 2ятс 2 0,3502

\ [X )

\ а. /

11 1 1 1 2а 1 1 1

•In-------= -•-------------1,082691 = 0,772909;

и

ц, /Ч-й^ 2я 2ятс 2 2 0,3502

Q1„ =---------------— = 1,427756;

1 2а

V /Ч-й^ 2а

г

cO1.. =1,545818;

1 1 а 1 1

Q2„ = -•--------------+

2 lk-h\ 2а 2 /fe-A 3-2а

lk-h\ 2а 2 /&-й\

168

"> =

а

----

= 0,713878 + 0,021634 = 0,735512;

ю „ =---------------------In-------=------------1,082691 = 0,093691.

2 3 lk-h\ 2я 2я-гс 3 3,852

UhJ>

Численная величина дебита скважин первой группы

| , ю * |

q, = qx, +q2, =qf-\i +------1----- =

I Q2* + Ю2* I

400

(0,386454 + 0,356939) • (l +----°'257636----) + 0,257636

^ 0,713878+1,545818j

x fl +____°^1^____I =410,399 т/сут.

^ 0,713878+ 1,545818J

Численная величина дебита скважин второй группы

7.. = Яг + 92** = 7i" • 11 + ------- =

\ ?а2^ФФ + СО.,** /

400

0,772909-fl+1'427756^545818)+1,427756 + 1,545818 ^ 0,735512 + 0,09369,1

х |1+1,427756 + 1,545818| =281,432 т/сут. ^ 0,735512 +0,093691J

Суммарный дебит скважин нефтяной залежи

q + q, + q„ = 410,399 + 281,432 = 691,831 т/сут.

5-й вариант.

В этом варианте к 4 угловым менее продуктивным нагнетательным скважинам добавлена 1 центральная более продуктивная нагнетательная сважина.

Таким образом, на нефтяной залежи 5 нагнетательных и 20 добывающих скважин. Среди добывающих скважин 16 скважин 1-го ряда и 4 скважины 2-го ряда.

Все скважины разделим на две группы.

169

В первую группу включим 4 угловые менее продуктивные нагнетательные скважины и окружающие их 12 добывающих скважин, расположенных в первом ряду. Дебит скважин этой группы был определен в варианте 2а:

400 0

q =---------------------------------------= Л99,589 т/сут.

0, 386454 + 0, 356939 + 0, 257636

Во вторую группу включим 1 центральную более продуктивную нагнетательную скважину, окружающие 4 добывающие скважины 1-го ряда, 2 из которых более продуктивные, а 2 менее продуктивные, и 4 добывающие менее продуктивные скважины 2-го ряда.

Уравнения дебитов рядов скважин:

(^сн-^сэ) = (юн + ^;)-(91, +я2, + 1 +q 2„) + ®'1 -(q 1 +q 2J + 1 -q 1 ;

О = -Q1 • 1 + qf ) - ro1 • q 1 + Q1. • 1. + qf,) + ro1, • q 1,; 0 = -ro1 -1 +(Q2, +(at)-qf,

0 = -И1 • q 1, + (й2„ + ю2„) • <72„,

отсюда получаются соотношения дебитов

со « со,..

су~* = q1*' ? су~« = су1**

L2^* + со~* L2~« + со~«

Й"« -|1 +11 +со ?2 „ + со „ 1

2" 2"

численные значения фильтрационных сопротивлений

1.1.ln^H = 1•1. 1082691 = 0,140536;

ц, ffe-^ 2я 2ятс 2 3,852

гл> 1 о 11 „,,,„„ йй 1 =------------*--------=---------* — = U 04УU1*

(k-h\ 2-2a 3,852 4

170

Q'1 =QJ = 0,064901;

о/ 1a 11 „73Q7Q ъ? 1* =----------*-------=---------*— = U,/100/0,

i (k-h\ 2-2a 3,3502 4

Q,.=—-5 +—-^ = 0,064901 + 0,713878 = 0,778779;

2 ^-M 2-2a ^-^ 2-2a

UhJ, UhJ<

о „ =1.^ = 1,427756; 2 /^ 2-2a

со. =-•¦ —¦ In ^ = 0,140536;

1 2 (k-h\ 2я 2я-гс

1 1 1 , 2o 1 1 1 . =—•---------•—-In------=—•---------1,082691 = 1,761517;

i 2 (k-h\ 2n 2л-гс 2 0,3502

\ M'H /

к>2, =к>2„ =ro1, =1,761517.

С учетом численных значений фильтрационных сопротивлений по приведенным формулам получается

q 1, = q 1 -0,072840; qf = q 1 -0,055323; ^ = q 1, -0,552326;

400 71

(0,140536 + 0,064901 + 0,064901) • 1,055323 + 0,140536 +

—>--------------------------------=

+(0,140536 + 0,064901) • 1,552326 • 0,072840

= 890,752 т/сут; q1 = 64,882 т/сут;

q2, = 49,279 т/сут;

q2„ = 35,836 т/сут;

q +q +q = 1040,749 т/сут.

171

А если исключить из рассмотрения или выключить из работы скважины 2-го ряда, то тогда получается

0 = -(Ц, +a>1)-q, + (foB + Q[)-q„; q..=1 1q, =0,082992-q,;

400

934 т/сут;

(0,140536 + 0, 064901) • 1, 082992 + (0,140536 + 0, 064901)

q„ = 77,576 т/сут; q, + q„ = 1012,326 т/сут.

А если исключить из рассмотрения или выключить из работы 2 менее продуктивные скважины 1-го ряда, то тогда получается

400

q =----------------------------------------------------= 973,534 т/сут.

0,140536 + 0, 064901 + 0,140536 + 0, 064901

Таким образом, общий дебит скважин первой и второй групп, т.е. общий дебит нефтяной залежи по 5-му варианту равен

q = 399,589 + 1040,749 = 1440,338 т/сут.

По этому варианту относительно быстро будут отобраны извлекаемые запасы нефти 3-х более продуктивных зон. После этого 3 более продуктивные скважины можно превратить в нагнетательные. Тогда дебит рассматриваемой нефтяной залежи будет следующим:

по скважинам первой группы, где 4 нагнетательные скважины и 6 добывающих скважин,

400

q =---------------------------------------= 317,797 т/сут;

0, 386454 + 0, 356939 + 0, 515272

по скважинам второй группы, где 3 более продуктивные нагнетательных скважины и 12 добывающих скважин,

q =----------------------------------------------------= 792,732 т/сут;

0, 046845 + 0, 021634 + 0,178469 + 0, 257636

в целом по залежи

q = 317,797 + 792,732 = 1110,529 т/сут. 172

Таблица 3.11 Сравнение вариантов разработки нефтяной залежи

Параметры
Варианты

1
2 3 4 5 5а

Число нагнетательных
4<
4<
4<
6<
4< + 1>
4< + 3>

скважин

Число добывающих
18<+3>
18<
з>
16<+3>
18<+2>
18<

скважин

Общее число скважин
25
22
7
25
25
25

Общий дебит, т/сут
467,4
428,2
416,4
691,8
1440,3
1110,5

Дебит на 1 пробуренную
18,7
19,5
59,5
27,7
57,6
44,4

скважину, т/сут

Анализ полученных и представленных в табл. 3.11 результатов показывает, что на небольшой нефтяной залежи в нефтяном пласте, обладающем низкой продуктивностью и высокой зональной неоднородностью, в том случае, когда ради увеличения экономической рентабельности необходимо увеличение дебита нефти и темпа отбора извлекаемых запасов нефти, то приконтурное заводнение через скважины низкой продуктивности оказывается малоэффективным, а дополнительное внут-риконтурное заводнение через центральную скважину повышенной продуктивности оказывается высокоэффективным, поскольку дополнительно увеличивает дебит и темп отбора запасов нефти в 2-3 раза.

atIl0~AIEA

1. По причине особой важности подробно представлены расчеты дебита нефтяной залежи при различных схемах размещения добывающих и нагнетательных скважин.

2. Расчеты показали незначительную эффективность скважин 2-го ряда даже тогда, когда эти скважины обладают во много раз более высокой продуктивностью, в конкретной ситуации более высокой в 11 раз.

3. Превращение одной из центральных более продуктивных добывающих скважин в нагнетательную увеличивает дебит нефтяной залежи в 2-3 раза.

4. Возражение против организации закачки воды в центральную более продуктивную скважину и дополнительного увеличения дебита нефтяной залежи в 2-3 раза оппоненты обосновывают уже достигнутым достаточно высоким темпом отбора извлекаемых запасов нефти.

173

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 раза достигать необходимый темп отбора извлекаемых запасов нефти.

Предлагаемый принцип: чтобы не ограничивать дебит добывающих скважин повышенной и высокой продуктивности, надо увеличить нефтяную площадь и соответственно начальные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на эти скважины; для чего вблизи этих скважин надо иметь более редкую сетку размещения скважин.

3.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДУКТИВОСТИ МАЛОПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Определение продуктивности малопродуктивных нефтяных пластов при исследовании добывающих скважин - это одна из трудных проблем разработки малопродуктивных нефтяных месторождений, требующая специального внимания и скорейшего решения.

В разработке нефтяных месторождений самой главной является реальная оптимизация режимов работы скважин. Для чего необходимы: исходная информация, математический метод получения решения, технические средства осуществления полученного решения и метод оценки достигнутой эффективности. 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 коэффициента продуктивности у пробуренных скважин по методу установившихся отборов, так как очень медленно возникают установившиеся состояния. Преодолению отмеченных трудностей посвящена данная работа.

1. На разрабатываемой нефтяной залежи, разбуренной проектной сеткой скважин, при исследовании скважины на нестационарном 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 увеличивается 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 Рпл - пластовое давление на этой границе; при жестком режиме и радиус зоны воздействия скважины, и пластовое давление на границе зоны остаются неизменными, поскольку поток через границу зоны точно соответствует производительности скважины.

Формула дебита скважины имеет следующий вид:

q = ц- (рш - Ю =

k-h

р - р
* пл J с
Yh
k-h
Р - Р
1 пл ± с

2я гг
ь
[i
1 R -ln^ 2

Yh

где ^ - Дебит скважины, т/сут; Рпл и Рс - пластовое и забой-

ное давления скважины, ат; ----- - гидропроводность нефтяного

[I

пласта (эксплуатационного объекта); k - проницаемость пласта; h - эффективная толщина пласта, м; ц - вязкость нефти; ун - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3; Ъ -объемный коэффициент, показывающий уменьшение объема нефти при переходе из пластовых условий в поверхностные и выделении из нефти растворенного газа; Rc - радиус зоны воздействия скважины, м.

При упругом режиме фильтрации при условии постоянства дебита скважины q = const приближенная формула радиуса зоны воздействия, полученная И.А. Чарным при Rc > 28-rc = = 28-0,1 = 2,8 м, имеет следующий вид:

Я

2-^K-t = л/4-к •/

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

Для этих же условий q = const в основной формуле упругого режима фильтрации

Р -Р

q ¦ \х Ая-k-h

In i^_ 0,5772 +

( r2 \ 1 (

А-к-t

I 2 V

А-к-t

18

А-к-t

qjx An-k-h

In

А-к-t

0,5772

q-\x Аж-k-h

•In

2,25-K-t

И

2

^

1

+

175

формула радиуса зоны воздействия имеет вид

Rc=rc+42,25-K-t.

При упругом режиме при условии постоянства разности пластового и забойного давлений (Рил - Рс) = const справедлива точная формула Э.Б. Чекалюка:

Rc=rc+^]n-K-t.

Учитывая, что эта формула занимает промежуточное положение

д/4-K-t >^7i-K-t > д/2,25-к -t,

будем считать ее универсальной, справедливой, как в случае

(-Рпл - рс) = const, q = var,

так и в случае

(^пл - ^с> = Var> Я = Const,

и в промежуточных случаях

(_РПЛ - Рс) = var, q = var.

В этих формулах к - пьезопроводность нефтяного пласта, м2/сут; она определяется по формуле

k 1 к =-------,

где k и \i - уже названные проницаемость нефтяного пласта и вязкость нефти в пластовых условиях; р, - упругоемкость пла-

1

ста, примерно равная р, = 3-Ю-5 •—.

ат

Гидропроводность пласта — выразим через коэффициент

\х

продуктивности г|, а пьезопроводность пласта выразим через коэффициент продуктивности ц и эффективную толщину пласта h.

При жестком режиме фильтрации при равномерной квадратной сетке скважин с площадью на скважину S1 = 16 га = = 160 000 м2 радиус зоны воздействия равен:

176

Rc = J— = 225,7 м;

V я

при радиусе скважины гс = 0,1 м получается следующая зависимость коэффициента продуктивности скважин г\ от гидро-

k ¦ h проводности -----:

Ъ k ¦ h 2я k ¦ h r\ • — =------•-------=------• 0,»1a7;

у. и R^ u

н t~ ln c_

k ¦ h b

------= r|-----• 1,229.

v- yh

А если площадь на скважину не S1 = 16 га, а вдвое больше, то тогда

------= г|-----• 1,2о4;

I1 YH

а если площадь на скважину не S1 = 16 га, а вдвое меньше, то тогда

к-к Ь

------= г| • — • 1,174.

И YH

Особо отметим полученный очень важный результат:

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

оказывается, что при изменении площади, приходящейся на скважину, в 2 раза, численный коэффициент изменяется на 0,055, или всего на 4,5 %.

С учетом полученной зависимости получается зависимость для пьезопроводности

к =—•— = —• — -1,229-—;

И Р, h YH P.

для Енорусскинского нефтяного месторождения при XiL = 0,9 —

Ь мз

1 ат

Р, = 3-10 5 — получается

177

к=^Ь — ¦ 1,229-— = ^-4,552-104—. h 0,9 3 h сут

С учетом этого получается формула радиуса воздействия скважины при упругом режиме

R^Vjt-K-t = J--14,3-104-t

I к Радиус зоны воздействия скважины достигает своего преде-

ла

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

h Ti

при эффективной толщине пласта h (в м) и коэффициенте продуктивности ti (в т/(сут-ат)).

При И = 10мит1 = 0,1 т/(сут-ат) радиус зоны воздействия

достигнет своего предела за t =----0,356 = 35,6 сут.

0,1

2. За время распространения зоны воздействия добывающей скважины эта скважина отбирает часть упругого запаса жидкости и создает воронку депрессии. Отбираемая доля упругого запаса жидкости по формуле В.Н. Щелкачева

А

Qyc 1

у

Qyo 2-ln^

Подсчеты по этой формуле дали следующие результаты:

S1, га....... 8 16 32

R., м........ 159,6 225,7 319,2

Ау........... 0,069 0,065 0,062

1 14,7 15,4 16,1

Полученные результаты показывают, что упругий запас жидкости, отбираемый при образовании воронки депрессии, примерно в 15-16 раз меньше всего упругого запаса жидкости зоны воздействия добывающей скважины.

Формула упругого режима, принимаемая в качестве основной универсальной, в рассматриваемых конкретных условиях приобретает следующий вид:

о г) q-u 1 1 я-к-t q-u 1 '. я-к J

Рпл- Рг =^- — -In----------= Л- — • In-------+ lnt =

k-h 4я r2 k-h 4я

'с

178

P'Yh 1 1 'i Jt-ri'b l 4.1

= M 1H •------•—• In-------!------+ mt =

ri-b 1,229 4я { rc2-h-YH-p, j

= — ¦--------• I In — +16,27 + In 11.

¦Л 17,16 ^ h )

С помощью этой формулы можно определить коэффициент продуктивности скважины г\. С этой целью будем рассматривать ситуацию, когда добывающая скважина работает с постоянным дебитом q = const, а ее забойное давление изменяется, но остается выше давления насыщения нефти газом ёс > > Рнас, и поэтому ее коэффициент продуктивности тоже остается постоянным г| = const. За короткое время проведения наблюдения за скважиной ее пластовое давление считается постоянным ёпл = const. Берем два момента времени t, и t2 и по значениям забойного давления в эти моменты времени ёс1 и ёс2 или по значениям глубины динамического уровня 1а1 и 1а2 определяем коэффициент продуктивности скважины:

(Рил - РС2) - (Рил - Pel) = (Pol - Рс2) = 0*2 - "а.) • — =

10- b

= —•-------(lnt, -lnt);

¦Л 17,16

q lit, q b lit, 11 =------------•--------• In — =-----------•----•-------• In —.

Pcl-Pc2 17,16 tj la2-lal Yh 1.716 tj

Представленная формула соответствует проявлению упругого режима. Добывающая скважина пущена в работу с постоянным дебитом, постоянство которого обеспечивается заданной постоянной производительностью штангового глубинного насоса (ШГН). Забойное давление неуклонно снижается, но еще не достигло давления насыщения и тем более не перешло через эту грань. Радиус зоны воздействия скважины постоянно возрастает, но еще не достиг своего предела - своей гидродинамической границы; и упругий режим фильтрации еще не перешел в жесткий режим фильтрации или в замкнуто-упругий.

Пример

Определение коэффициента продуктивности при пуске скважины с постоянным дебитом.

179

aOxOiloA UttlloA:

дебит скважины равен q = 10 ----; через tt = 1 сут Рс1

сут

= 90 ат, через t2 = 6 сут ёс2 = 80 ат;

ti =^^•^-1п- = 0Д04

90-80 17,16 1 сут-ат

Это было исследование добывающей скважины, пущенной в работу с постоянным дебитом нефти, что обеспечивается постоянной производительностью глубинного насоса.

3. А теперь рассмотрим исследование остановленной добывающей скважины, у которой выключили из работы глубинный насос. Но в остановленную скважину продолжает притекать нефть. При низком исходном (т.е. до остановки) дебите скважины пустой объем самой скважины может представляться достаточно большим, и приток нефти, постепенно замедляясь, может быть довольно продолжительным.

Приток нефти в остановленную добывающую скважину и постепенное повышение ее забойного давления характеризуют приток нефти в зону воздействия этой скважины и постепенное восполнение той части упругого запаса жидкости, которая была отобрана прежде всего при образовании воронки депрессии. Будем считать, что пластовое давление на границе зоны воздействия остается неизменным, хотя в действительности при недостаточной закачке воды оно может несколько понижаться, а при избыточной закачке воды - несколько повышаться (за ограниченное время исследования скважины). Принимая постоянство пластового давления, построим формулу текущего дебита (или притока) в остановленную скважину в зависимости от ее исходного (до остановки) дебита и величины части упругого запаса жидкости, которую надо компенсировать:

q

Q'

q1 = q-e u-

где

qi = ^-(P™-Pci)-—-л-1--^-—= гг

YH 10 b yh 10

q =ri-(P P )• b =ry la -lcT •

пл с ^ 10 '

Ck=--S'-h-p. -(Рпл-Рс);

ус ^

180

q 15-ti b

— =----------------;

Qyc S'-h-p.-Yn

la и lal — глубины, соответственно, начального и текущего динамического уровней; 1СТ - глубина статического уровня. С учетом этого получается:

15-туЬ

= е -h-p--7- ;

qiiai-'CT -i^T"1

момент времени tt

lnAlig_ = 15'Tl'b -t,; lal-lCI S1-h-p.-vH

момент времени t2

'а " 'ст 15-T)-b

hi-
CT
S'-h-p.-Yn

In 'a "ea-
'ст 'ст
k-
la - lCT _ 1 la -
'в2_|ст Val-
'ст /

ln'a"
'ст
tl

lei-
'ст

при — = 2 (lal - lCT)2 = (la - lCT)-0a2 - lCT), 4 отсюда получается

'в ' 'в2 ~ 'в1

lex

'в + 'в2 ~ 2' lai

при установленном статическом уровне 1СТ легко определить коэффициент продуктивности скважины:

q-10-b

0а -ict)-Yh Пример

адхб%>1оА % til о А:

S1 = 16-Ю4 м2; h = 10 м; р. = 3-Ю"5 -; ц = 0,104L;

ат сут-ат

181

b м сут

Расчет изменения динамического уровня в остановленной добывающей скважине:

L -1.

15туЬ

ai-cre s-hp.T,. .

15-0,104

'м - ЮР "1б.10*.10.з.ю-=.о,9'1'

700 - 100

l„i - ЮО „-0,03611м, 600

t, сут............ 0 1 2 4 8 16

'а1 " 'ст ......... 1,0 0,96453 0,93032 0,86550 0,74910 0,56114

's ~ 'ст

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

Расчет статического уровня и коэффициента продуктивности скважины выполнен по известным значениям динамического уровня для заданных моментов времени по формуле

"ст

1 + 1 - 2- 1

при условии, что

^ = 2 (табл. 3.12).

it-Ш'Ф 3.12

t, сут
1в, м

0
700

1 2 4 8 16
678,72 658,19 619,30 549,46 436,68

96,2 101,3 103,4 99,8

1в, м
\С1, м

700 678,7 658,2 619,3 549,5 436,7
132,9 97,5 102,5 99,2

1в, м
1ст, м

700
-

679
-

658
458

619
112

549
104

437
115

Примем, что рассматриваемая добывающая скважина выключена из работы на четверо суток t = 4 сут, что глубина статического уровня определена равной 112 м, тогда коэффициент продуктивности

t<

I , м

182

q 10 b 5,616-10 r\ =--------------=------------------------= 0,106

(|s-|ct)-Yh (700-112)-0,9 сут-ат

Предложенный здесь метод определения неизвестной глу-бины статического уровня 1СТ и коэффициента продуктивности скважины г) был практически применен по пяти скважинам Енорусскинского нефтяного месторождения. В январе 1998 г. на этом месторождении в течение трех суток произошло общее отключение электроэнергии. В этот период по скважинам несколько раз определяли текущую глубину динамического уров-ня 1а. Правда, моменты определения не соответствовали заданному соотношению 2 = 2. Фактические соотношения величин

значений времени после остановки скважин были либо несколько больше, либо несколько меньше ^2. Фактические

t1 >

замеренные величины вместе с основными результатами расчетов (значения 1СТ и г|) по рассмотренным скважинам представлены в табл. 3.13.

В табл. 3.14 показан сам ход расчета и осреднения. Также показан потенциально возможный дебит нефти в условиях поддержания пластового давления, когда глубина статического уровня становится равной нулю 1СТ = 0.

По двум скважинам 1305 и 307 намечено осуществлять за-качку воды. При этом по остальным трем скважинам 1293, 1302 и 1304 дебит нефти возрастет с 21,6 т/сут до 38,3 т/сут или в 1,773 раза и станет больше, чем в настоящее время по всем пяти скважинам, 38,3 > 37,7 т/сут.

Из всего предыдущего следует один практически очень важный вывод: на малопродуктивной залежи высоковязкой нефти определять глубину статического уровня, пластовое давление и коэффициент продуктивности добывающей сква-жины можно не за 30-40 дн, а в 5-10 раз быстрее, за 4-6 дн.

4. Теперь надо остановиться на контроле обводненности до-бывающей скважины и эксплуатируемых ею нефтяных пластов и слоев.

При наличии нескольких малопродуктивных нефтяных пластов ради обеспечения их экономически рентабельной промышленной разработки эти пласты приходится объединять в один общий эксплуатационный объект. Обычно это заметно увеличивает расчетную послойную неоднородность по проницаемости и увеличивает потребность в контроле за обводнен-ностью добывающих скважин, их пластов и слоев. Такая по-требность еще более увеличивается на месторождениях высо-

183

it -IE't 3.13

Номер
q, U/OUU











Т),
т/(сут-ат)

скважины
le, м
t, ч
le, м
t, ч
le, м
t, ч
le, м
t, ч
le, м
t, ч
lOU, I

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

it-IE't 3.14

Номер
Г
'2
1*
'i

¦ ФФ
!2
¦ ФФ
1 i

1*1

q, U/OUU

lOU, I

OU
фф
фф
OU
l
O!E l = 0

жины
!1
!в2

!1
!в2

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

16,5
455

40,5
370

413

1293
4 1,66
405
63
63,67
222
178
3 13
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 вязкости нефти - высокого соотношения подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях - происходит на фоне послойной неоднородности пластов по проницаемости и геометрической неравномерности (неоднородности) вытеснения нефти: и чем больше неоднородность, тем больше отрицательное действие высокой вязкости.

На месторождении высоковязкой нефти контроль за появлением и ростом обводненности добывающей скважины можно осуществлять довольно просто с помощью современного эхолота, наблюдая в условиях неизменной заданной производительности штангового глубинного насоса (ШГН) быстрый подъем динамического уровня. Понятно, что это не отменяет периодические определения по каждой добывающей скважине дебита жидкости и обводненности на групповом сборном пункте.

Рассмотрим ситуацию, возникающую на добывающей скважине при обводнении.

Пример

Пусть соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях равно 20.

Пусть заданная суточная производительность глубинного насоса (ШГН) в период безводной добычи нефти равна 20 т/сут при динамическом уровне 725 м и статическом уровне 100 м.

Пусть обводнение скважины происходит по отдельному наиболее проницаемому нефтяному слою, который в безводный период дает 0,10, или 10 %, производительности скважины, т.е. 2 м3/сут.

При сохранении неизменным забойного давления (динамического уровня) отдельный обводненный нефтяной слой вместо 2 м3/сут нефти будет давать 2-20 = 40 м3/сут воды, а общий дебит жидкости добывающей скважины станет 20 - 2 + 2-20 = 58 м3/сут, или возрастет по сравнению с безводным периодом в — = 2,9 раза. Для чего необходимо в 2,9 20

раза увеличить производительность глубинного насоса.

При сохранении неизменной производительности глубинного насоса, равной 20 м3/сут, соответственно в 2,9 раза должна уменьшиться депрессия на нефтяные пласты (в м столба жидкости) с (725 - 100) = 625 м до (725-100) = 215,5 м, соответст-

2,9

венно при неизменном статическом уровне 100 м динамический

185

уровень должен 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 некоторого времени!. Это произойдет при замкнуто-упругом режиме.

За это время t частично будет восполнен упругий запас жидкости, прежде отобранный при создании воронки депрессии, поскольку поднимется динамический уровень, увеличится забойное давление и уменьшится глубина воронки депрессии.

Как можно заметить по дебиту нефти 20 м3/сут, у рассматриваемой добывающей скважины коэффициент продуктивности по нефти существенно выше (втрое), чем у скважин в предыдущих примерах, но отношение коэффициента продуктивности к эффективной толщине нефтяных пластов одинаковое. Поэтому можно воспользоваться формулой из последнего примера, но только надо учесть два следующих обстоятельства: после начала обводнения скважины ее коэффициент продуктивности по жидкости дополнительно увеличен в 2,9 раза; и рассматривается процесс подъема динамического уровня с глубины 725 м до глубины 315,5 м.

С учетом этого формула изменения динамического уровня во времени принимает следующий вид:

\д- 315,5 _ 2,9-0,03611 _ g-0,10472-t

725-315,5

Расчеты по этой формуле дали следующие результаты:

t, сут........................ 0 1 2 4 8 16 32

1в, м.......................... 725 684,3 647,6 584,7 492,7 392,2 329,9

Если за 4-8 дн уже обнаружена закономерность, то расчетным путем можно определить, что будет на 32-64 день, какая будет глубина динамического уровня.

В рассматриваемой добывающей скважине до и после начала ее обводнения применяется глубинный расходомер, который по обводненному нефтяному слою фиксирует резкое увеличение производительности и резкое увеличение доли в производительности скважины с 0,10 до -------'------------ = 0,69, или с

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

10 до 69 %.

Этого будет вполне достаточно для четкого выделения обводненного нефтяного слоя.

После этого обособленный обводненный нефтяной слой можно будет закрыть пластоперекрывателем и продолжить безводную эксплуатацию добывающей скважины.

186

Вывод

Для трудных условий разработки малопродуктивных месторождений высоковязкой нефти можно более быстро определить по добывающим скважинам коэффициент продуктивности по нефти, начало и рост обводнения и обводненные нефтяные пласты и слои.

3.5. О ПРИМЕНЕНИИ ХИМИЧЕСКОГО РЕАГЕНТА ПОЛИСИЛ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Экспериментально установлено, что применение химического реагента полисил в нагнетательных скважинах дополнительно увеличивает их коэффициент приемистости в v раз, конкретно в 2-3 раза.

Где применение реагента полисил особенно необходимо и каковы все последствия этого применения?

В Западной Сибири имеются нефтяные месторождения с нефтяными пластами пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, которые обладают повышенной зональной и послойной неоднородностью по проницаемости, пониженной начальной нефтенасыщенностью и соответственно пониженным коэффициентом вытеснения, содержат нефть пониженной вязкости, близкой к вязкости воды. На таких нефтяных месторождениях подвижность закачиваемой воды бывает близка и ниже подвижности пластовой нефти. При этом для увеличения начального максимального (амплитудного) дебита нефти эксплуатационного объекта требуется увеличение доли нагнетательных скважин в общем числе скважин. Но вместо увеличения доли и числа нагнетательных скважин можно применить химический реагент полисил и увеличить коэффициент приемистости.

Рассматривать эту проблему будем на примере конкретного нефтяного месторождения, у которого: средний коэффициент продуктивности скважины равен г|ср = 0,3 т/(сут-ат), эксплуатационный горизонт (пласт) состоит из трех обособленных нефтяных слоев, зональная неоднородность отдельного слоя по продуктивности (проницаемости) равна V3j:= 1,5, соответственно зональная неоднородность по продуктивности в целом объекта (пласта) равна V32 = ^ = 1^ = 0,5, вязкость нефти в пластовых

пс 3

условиях равна ця = 1 сПз, вязкость воды равна ца = 0,5 сПз,

187

коэффициент вытеснения нефти закачиваемой водой равен К2 = = 0,5, соответственно соотношение подвижностей воды и нефти в пластовых условиях равно

\i,=—-K15 =—-0,51,5 = 0,707. |ia 0,5

Эксплуатационный объект залегает на глубине 2500 м. Первоначальное пластовое давление равно Рпл0 = 250 ат, давление насыщения нефти газом равно Рнас = 100 ат. Забойное давление нагнетательных скважин равно 500 ат. С учетом потери давления на трение давление на устье нагнетательных скважин несколько больше 250 ат. С учетом давления насыщения забойное давление добывающих скважин равно ёсэ = 100 ат.

Влияние зональной неоднородности слоев на снижение проницаемости для фильтрационного потока отражает следующий понижающий коэффициент:

Р =_____1_____=____1____= 0 592

1 + 2,3-0,2-V32c 1+2,3-0,2-1,5 '

Средний амплитудный дебит нефти на одну скважину проектной сетки определяется по следующей формуле:

Яо =Лср-(Рсн- Рсэ)-Ф-?>

где ф - функция относительной производительности скважины

1 1

ф =------------¦--------;

1 1 1 + m

+ \i, m

m - соотношение добывающих и нагнетательных скважин, причем все добывающие скважины расположены на первых орбитах относительно нагнетательных.

Если же на первых орбитах расположена только часть добывающих скважин и соотношение этих добывающих и нагнетательных скважин равно ггц, т.е. это соотношение меньше общего соотношения т1 < т, то функция относительной производительности скважины имеет следующий вид:

1 1

1 1 1 + m

+

(Д., fTl1

Смысл этой формулы: пока работают скважины первой ор-

188

биты, скважины второй и последующих орбит практически не влияют на общее фильтрационное сопротивление и на общий дебит жидкости.

По приведенным формулам при принятых исходных данных для различных значений ш - соотношения добывающих и нагнетательных скважин определим амплитудный дебит нефти проектной скважины

q1 = 0,3- (500- 100) -ф- 0,592;

Ф =

1 1 1+ш

------+ —

0,707 m

m..............

1

2 345

0,207 0,174 0,143 0,120 0,103

q1, т/сут.... 14,70 12,36 10,15 8,53 7,32

Но если по нагнетательным скважинам применяется химический реагент полисил и средний коэффициент приемистости увеличивается в v = 2 раза, то функция относительной производительности скважины и амплитудный дебит нефти проектной скважины будут

ф

1

ц, • v m

1

1

1

1 1

1 1 1 + m

---------+

1,414 m

;

Ф.................

ql т/сут......

1 0,293

20,81

2345

0,276 19,62

0,240 17,06

0,209 14,84

0,184 13,05

А если средний коэффициент приемистости нагнетательной скважины увеличивается в v = 3 раза, то функция относительной производительности скважины и амплитудный дебит нефти проектной скважины будут

ф

1

1

1 1 1 + m

---------+ —

2,121 m

;

Ф.................

ц0, т/сут......

1

0,340 24,16

2345

0,343 24,37

0,311 21,17

0,277 19,68

0,248 17,63

1

1

m

+

189

По представленным результатам видно, что увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = 2 раза приводит к увеличению амплитудного дебита нефти и темпа отбора запасов нефти в 1,4-1,8 раза, а увеличение коэффициента приемистости в v = 3 раза приводит к увеличению дебита и темпа отбора запасов нефти в 1,6-2,4 раза.

По представленным результатам также видна тенденция к увеличению соотношения добывающих и нагнетательных скважин: при увеличении коэффициента приемистости в v = = 3 раза амплитудный дебит нефти достигает максимума при увеличении соотношения ст = 1дот = 2.

Если вместе с применением химического реагента полисил и увеличением коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = 2 раза уменьшить долю нагнетательных вдвое, т.е. от соотношения добывающих и нагнетательных m = 1 перейти к соотношению m = 3, то амплитудный дебит увеличится

в:— = 1,16 раза и уменьшится неравномерность вытеснения

14,70

нефти закачиваемой водой. Последнее обстоятельство связано с уменьшением доли стягивающих добывающих скважин с

2 2 1 до ? = ? = 0,5.

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

Расчет величины V2 - результирующей неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой в типичную среднюю добывающую скважину на рассматриваемом объекте выполняется по следующей формуле:

2 2 2 2 2 2 ).1 2 1

1+m у 1+mJ

(v2+1) = (v12+1kv22 + 1kv32+1)-^+(v12 + 1)- 1

V2+1 11 V2 + 1 2 V2+1 1 2 \

{ 1+mJ

2
2 1+ m
2

-^+1
^L + 1
_3CL + 1

nc
4
nc

Для конкретных условий рассматриваемого нефтяного месторождения эта формула принимает следующий конкретный вид:

Ay2|1)_U + 1.11. Q5 + 1. 2 f 1,5 + 1 U 2 V

1 + 1+ 1 1+m 3 4 3

1}1___2_^

2 ( 2 \ 2

2'444'1+^+1'667l1_1+^J=1'667+0'778'1+^;

190

V2= 0,667 + 0,778-

1 + m

Кроме этой формулы необходимы: формула К3 - коэффициента использования подвижных запасов нефти (суммарного отбора нефти в долях подвижных запасов) и формула F -суммарного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти, которые имеют следующий вид:

К3 = Кзн+ (К,к- Кзн)-А;

К + (К -К )-1п

1- A

где К

К„

; А - расчетная предельная

1,2 + 4,2-V 0,95 + 0,25-V

доля агента (воды) в дебите жидкости добывающей скважины, в данном случае (при ц, = 0,707 и коэффициенте различия физических свойств нефти и вытесняющего агента ц0 е 1) это весовая предельная доля агента (воды).

По приведенным формулам для различных значений m бы-

V2, Кзн, Кзк, Ь= , К3 и F при

ли сделаны расчеты величин А= 0,95 (табл. 3.15).

кзк

it -Ш' 3.15

V2
ЗН

1,444 1,185 1,056 0,978 0,926
0,138 0,162 0,177 0,188 0,196

кзн

кзк
Кзк

0,763
0,181

0,802
0,202

0,824
0,215

0,837
0,225

0,846
0,232

При А = 0,95

к3
F

0,732
2,010

0,770
2,079

0,792
2,115

0,805
2,132

0,814
2,143

Как видно, при m = 3nv = 2no сравнению с m = 1 и v

0,792

1 конечная нефтеотдача пластов становится

выше

0,732

= 1,082 е 1,08 раза.

Таким образом в конкретных условиях рассматриваемого нефтяного месторождения применение химического реагента полисил позволяет перейти от 5-точечной схемы площадного заводнения к обращенной 9-точечной схеме, при этом увели-

191

1

чить амплитудный дебит проектных скважин в 1,16 раза и извлекаемые запасы нефти в 1,08 раза.

Наверное, для иллюстрации эффективности применения химического реагента полисил целесообразно сравнить два варианта разработки эксплуатационного объекта: 1-й вариант -без применения, 2-й вариант с применением. В обоих вариантах 100 проектных скважин. В 1-м варианте годовой амплитуд-

ный дебит равен 14,7

•100-330

485,1 ^i? = 0,485

сут млн. т

сут год

485100

т год

здесь 330 - число дней работы

год год

скважины в году; во 2-м варианте годовой амплитудный дебит

тыс. т

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

= 0,563

млн. т

год год год

По 1-му варианту начальные извлекаемые запасы нефти равны 10 млн. т, по 2-му варианту - 10,8 млн. т. По 1-му варианту начальные извлекаемые запасы жидкости равны 20,1 млн. т, по 2-му варианту - 21,15 млн. т. Динамика добычи нефти и жидкости в течение первых 10 лет по 1-му и 2-му вариантам представлена в табл. 3.16.

За 10 лет разработки рассматриваемого эксплуатационного объекта по варианту с применением химического реагента по-

лисил добыча нефти увеличивается

4,387 3,842

1,142 раза, или

it -IE't 3.16

Эффективность применения полисила.

Сравнение 1-го и 2-го вариантов разработки эксплуатационного объекта.

Динамика добычи нефти и жидкости

Годы

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1-й вариант

Дебит

нефти,

млн.

т/год

0,473 0,451 0,430 0,409 0,390 0,371 0,354 0,337 0,321 0,306

Дебит Обвод-жидкости, нен-млн. ность,

т/год %

Сумма 3,842

0,479 0,468 0,457 0,446 0,435 0,425 0,415 0,405 0,395 0,386

4,311

1,3 3,6 5,8 8,2 10,4 12,6 14,6 16,7 18,7 20,7

2-й вариант

Дебит Дебит Обвод- Прирост

нефти, жидкое- нен- Дебита

млн. ти, млн. ность, нефти,

т/год т/год % млн- Т/Г°Д

0,549 0,521 0,494 0,469 0,445 0,423 0,401 0,381 0,361 0,343

4,387

0,556 0,541 0,528 0,513 0,499 0,486 0,474

0Д49 0,437

4,944

%

U3 3,7 6,2 8,6 10,9 13,0 15,3

\1',6 21,5

0,076 0,070 0,064 0,060 0,055 0,052 0,047 0,044 0,040 0,037

0,545

г

192

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

4,944-4,387 0,557 QQ QQ

увеличивается в------------=----= 1,1oo раза, или на о» тыс. т.

J 4,311-3,842 0,469 ^

При цене 1 т добытой нефти для нефтедобывающего предприятия в 100 $ экономический эффект от применения химического реагента полисил за 10 лет составил 100-0,545 = = 54,5 млн. $.

3.6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ СЛОЕВ

И ПЛАСТОВ ХИМИЧЕСКИМ РЕАГЕНТОМ

Наши специалисты для изоляции обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов создали химический реагент, который по своим свойствам превосходит аналогичный импортный.

Этот реагент обладает высокой начальной подвижностью, близкой к подвижности воды, и соответственно высокой проникающей способностью. После застывания реагент обеспечивает прочную и герметичную изоляцию. Реагент не обладает избирательностью действия и одинаково прочно изолирует как водонасыщенные, так и нефтенасыщенные толщины пластов. Такая неизбирательность действия вовсе не является недостатком реагента, напротив, является его достоинством.

Поясним на примере.

При разных физических свойствах нефти (разной подвижности и плотности), т.е. при разных значения ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, но при одной и той же расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов, количественно характеризуемой квадратом коэффициента вариации, равным V2 = 0,333, при весовой предельной обводненности дебита жидкости добывающей скважины, равной А2 = 0,95, т.е. в самый последний момент работы этой скважины, величина Y - доли еще не обводненной эффективной толщины эксплуатируемых нефтяных пластов, обладающей первоначальной нефтенасыщенностью, отнюдь не равна нулю или 0,05 с учетом ( 1 - А2) = 0,05, она гораздо выше; получаются разные значения А - расчетной предельной доли агента и соответственно (см. табл. 9 [9]) разные значения Y:

\iB............ 1 3 10 30 100

А............. 0,950 0,864 0,655 0,388 0, 160

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

193

При избирательном действии реагента, т.е. при изоляции только в пределах (1 - Y) - доли обводненной толщины нефтяных пластов, в пределах Y — доли необводненной толщины нефтяных пластов с первоначальной нефтенасыщенностью вообще не было бы изоляции и вскоре не было бы изоляции всего эксплуатационного объекта. Как это происходит, схематично показано на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Схема обводнения:

t — ПП ТТППТСРЛРНИЯ ИЯПТТЯТТИИ' h — rna"W ТТПГ7ТР ТТППТСРЛРНИЯ ИЯПТТЯТТИИ' Г — Т5ГТСП-

ре после проведения изоляции' 1 - вода' 2 - нефть' 3 - непроницаемые

прослои; 4 - изоляция

194

Видно, что в монолитном слое (пласте) вскоре после проведения изоляции вода обойдет преграду и в прежней пропорции будет поступать в скважину, только уменьшится дебит нефти. Защитой от воды может быть только полная изоляция слоя (пласта) от одного разделяющего непроницаемого прослоя до другого такого прослоя.

Далее по методике проектирования разработки нефтяных месторождений [8, 9] для типичных элементов нефтяных залежей были сделаны расчеты характеристики использования подвижных запасов нефти: в зависимости от А2 - весовой предельной доли вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины и от ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента были определены значения А - расчетной предельной доли агента; в зависимости от V2 - расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта и А - расчетной предельной доли агента были определены значения К3 - коэффициента (доли) использования подвижных запасов нефти и F расчетного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти; затем с учетом ц0 -коэффициента различия физических свойств нефти и агента от значений F - расчетных относительных отборов жидкости перешли к значениям F2 - весовых относительных отборов жидкости в долях подвижных запасов нефти, затем определили — - соотношение весовых суммарных отборов жидкости и К3

нефти. При этом неравномерность вытеснения нефти агентом в пределах слоя (пласта) была задана квадратом коэффициента вариации V2 = 0,333. Были рассмотрены три варианта, различные по величине V2 - расчетной послойной неоднородности. В первом из них все слои (пласты) одинаковы по средней проницаемости и поэтому в целом у трех слоев (пластов) такая же расчетная послойная неоднородность, как у отдельного слоя, равная V2 = 0,333. Во втором варианте соотношение средних проницаемостей слоев (пластов) следующее: 1:2:4; и поэтому в целом у трех слоев (пластов) расчетная послойная неоднородность равна V2 = 0,714. В третьем варианте соотношение средних проницаемостей слоев (пластов) следующее: 1:3:9; и поэтому в целом у трех слоев (пластов) расчетная послойная неоднородность равна V2 = 1,782.

Результаты проведенных расчетов представлены в табл. 3.17.

Благодаря изоляции обводненных нефтяных слоев (пластов),

195

it -Ш'Ф 3.17

Характеристика извлечения подвижных запасов нефти при различной весовой предельной обводненности

добывающих скважин, различных физических свойствах нефти

(коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды ц0)

и различном соотношении проницаемостей трех слоев (пластов)

А2
Показатель
Все три слоя (пласта) одинаковы
по производительности и средней
проницаемости
V2 = 0,333
Все три слоя (пласта) одинаковы по производительности, но различны по средней проницаемости

|i0
Соотношение проницаемостей: 1:2:4 V0 = 0,714
Соотношение проницаемостей: 1:3:9 V2 = 1,782

1
3
10
30
100
ц0
ц0

1
3
10
30
1 00 3
10
30
1 00

0,98
0,9
0,9
А
0,980 0,950 0,90
0,942 0,864 0,750
0,83 0,65 0,447
0,620
0,38
0,23
0,329 0,160 0,083
0,980 0,950 0,90
0,942 0,864 0,750
0,83 0,65 0,447
0,620
0,38
0,23
0,329 0,160 0,083
0,980 0,950 0,90
0,942 0,864 0,750
0,83 0,65 0,447
0,620
0,38
0,23
0,329 0,160 0,083

0,98 0,95 0,90
к3
0,956 0,939 0,910
0,934 0,889 0,882
0,869 0,767 0,661
0,746 0,611 0,520
0,577 0,478 0,433
0,873 0,854 0,821
0,848 0,798 0,724
0,776 0,662 0,545
0,640 0,489 0,388
0,451 0,342 0,292
0,705 0,687 0,657
0,682 0,635 0,567
0,615 0,509 0,400
0,488 0,349 0,254
0,313 0,211 0,165

0,98 0,95 0,90
F
2,666 2,132 1,727
2,045 1,548 1,193
1,421 1,005 0,760
0,949 0,671 0,538
0,618 0,487 0,436
2,773 2,179 1,730
2,083 1,531 1,136
1,390 0,928 0,654
0,865 0,556 0,408
0,497 0,351 0,294
2,470 1,918 1,501
1,829 1,316 0,950
1,185 0,756 0,502
0,697 0,411 0,273
0,355 0,220 0,167

0,98 0,95 0,90
F2
2,666 2,132 1,727
4,267 2,867 1,935
6,390 3,153 1,643
6,826 2,413 1,073
4,657 0,646
2,773
1,730
4,553 2,997 1,960
6,910 3,322 1,635
7,930 2,499 0,988
5,051 1,242 0,492
2,470 1,918 1,501
4,123 2,667 1,716
6,315 2,973 1,414
9,314 2,209 0,826
4,526 1,075 0,385

0,98 0,95 0,90
К3
2,789 2,271 1,898
4,567 3,226 2,353
7,349 4,111 2,485
9,144 3,948 2,066
8,074 2,750 1,491
3,176 2,548 2,107
5,369 3,756 2,707
8,912 5,618 3,000
11,500 5,110 2,550
11,200 3,630 1,680
3,504 2,793 2,286
6,045 4,216 3,029
10,264 5,837 3,533
23,266 6,338 3,251
14,459 5,089 2,331

0,98 0,95 0,90
К*
v= 3
К3
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1,095 1,100 1,108
1,101 1,114 1,135
1,120 1,159 1,213
1,166 1,249 1,340
1,279 1,398 1,483
1,356 1,367 1,385
1,370 1,400 1,450
1,413 1,507 1,653
1,529 1,751 2,047
1,843 2,265 2,624

достигших заданной предельной обводненности, второй и третий варианты по своим интегральным показателям переходят (превращаются) в первый вариант.

Суммарный отбор жидкости сильно зависит от ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и агента, но несильно зависит от V2 - общей расчетной послойной неоднородности.

Суммарный отбор нефти также зависит от ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и агента, но также сильно зависит от V2 - расчетной послойной неоднородности. Поэтому в табл. 3.17 приведены значения v - относительного уменьшения суммарного отбора нефти при увеличении от V2 -расчетной послойной неоднородности, но при прочих равных условиях.

При переходе от второго и третьего вариантов к первому варианту этот коэффициент показывает увеличение суммарного отбора нефти.

Видно, что переход от третьего варианта к первому варианту (от V2 = 1,782 к V2 = 0,333) увеличивает суммарный отбор нефти: при средней и повышенной вязкости нефти (ц0 от 1 до 10) в 1,4-1,6 раза, при высокой, сверхвысокой и ультравысокой вязкости (ц0 от 30 до 100) в 1,6-2,6 раза. Рассмотренные здесь варианты эксплуатационных объектов являются естественными, созданными природой. Для определения эффективности изоляции в чистом виде будем считать эти эксплуатационные объекты одинаковыми по всему другому (по начальному максимальному дебиту нефти и начальным подвижным запасам нефти), кроме межслойной (межпластовой) неоднородности по проницаемости. Поочередная изоляция более проницаемых слоев (пластов) не уменьшает начальный максимальный (амплитудный) дебит, только уменьшает попутный отбор вытесняющего агента, холостую прокачку вытесняющего агента, продлевает отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу пластов.

Далее обратимся к ситуации с искусственно созданными объектами, когда из нескольких пластов (конкретно, из трех) был образован общий эксплуатационный объект. При решении вопроса об образовании из нескольких нефтяных пластов одного общего эксплуатационного объекта должен быть применен наш критерий рациональности [2]. Важно отметить, что при объединении пластов число самостоятельных сеток скважин и соответственно общее число скважин уменьшаются в несколько раз.

Коротко, суть этого критерия рациональности состоит в том, что объединение нескольких нефтяных пластов считается

197

целесообразным, если при обязательном отборе заданных (утвержденных) извлекаемых запасов нефти происходит увеличение среднего дебита нефти на проектную скважину, который представляет собой произведение начального максимального (амплитудного) дебита и средней доли нефти в суммарном отборе жидкости. При объединении нескольких нефтяных пластов обычно увеличивается их общая неравномерность вытеснения нефти - увеличивается величина V2 - расчетной послойной неоднородности по проницаемости (в первом варианте не увеличивается, а во втором и третьем вариантах увеличивается). Соответственно уменьшается средняя доля нефти в расчетном суммарном отборе жидкости

(1-Acp) = e-V\

где а = (1,25-К3)4 при условии, что К3 - заданный коэффициент использования подвижных запасов нефти равен или больше 0,7 и равен или меньше 0,9.

Если нефтяные пласты не отличаются или мало отличаются по величине репрессии и депрессии, то критерий рациональности принимает следующий вид: In— >а-<У,2 - V,2), где — -

п, п,

соотношение числа нефтяных пластов - соотношение амплитудных дебитов по двум уравниваемым вариантам, V,2 и V,2 -значения общей расчетной послойной неоднородности по тем же вариантам. Если выполняется условие критерия рациональности, то принимается вариант с числом нефтяных пластов п„

По данному критерию рациональности при

К,....... 0,7 0,8 0,9

а ....... 0,586 1,000 1,602

второй вариант объединения трех пластов

1пЗ = 1,099 > а-(0,714 - 0,333) = а-0,381 во всех рассмотренных случаях является рациональным 1,099 > 0,586-0,381 = 0,223; 1,099 > 1,000-0,381 = 0,381; 1,099 > 1,602-0,381 = 0,610, тогда как третий вариант объединения трех пластов 1пЗ = 1,099 > а-(1,782 - 0,333) = а-1,449 198

во многих рассмотренных случаях не является рациональным и не был бы рекомендован

1,099 > 0,586-1,449 = 0,849; 1,099 < 1,000-1,449 = 1,449;

1,099 < 1,602-1,449 = 2,322.

Однако благодаря созданному химическому реагенту и появившейся возможности качественной изоляции обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов даже в условиях третьего варианта с очень высокой межслойной (межпластовой) неоднородностью по проницаемости (различие по средней проницаемости в 3-9 раз) возможно объединение пластов в один общий эксплуатационный объект и соответственно значительное уменьшение общего числа проектных скважин (конкретно в третьем варианте в 3 раза).

Если учесть, что экономические затраты на химический реагент и проведение ремонтно-изоляционных работ по скважинам минимальные, составляют всего единицы процентов стоимости самой скважины, то ясно, что изоляцию обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов надо осуществлять в больших масштабах, почти повсеместно, по всем скважинам, где возникает в этом необходимость. Но для этого надо уметь безошибочно выделять обводненные обособленные нефтяные слои и пласты, определять их индивидуальные дебиты жидкости и обводненности.

Таким образом, здесь была показана высокая технологическая (а потому и экономическая) эффективность изоляции обособленных нефтяных слоев и пластов, в первую очередь достигших индивидуальной предельно высокой обводненности, чтобы продолжать успешную эксплуатацию остальных менее обводненных и необводненных нефтяных слоев и пластов. Такую изоляцию можно осуществлять в больших масштабах почти по всем скважинам, эксплуатирующим много нефтяных слоев и пластов. Это расширяет пределы эффективного применения многопластовых скважин.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)