Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

нефти, что следует при QB->-oo из уравнения (4.14), преобразо­ ванного к виду

---ьу1

(4.15)

Метод А. В. Копытова базируется на уравнении (4.9), запи­ санном для накопленной добычи нефти в виде уравнения прямой

QBt = at— b.

(4.16)

Метод А. А. Казакова предусматривает использование сле­

дующей линейной зависимости:
QB	_ п	Сж	I t	(4.17)
Униз	и	Униз--Он	| и
	Он
QB = #QJK ~Ь b J V низ5—QH)»				(4.18)

где Униз — начальные извлекаемые запасы.

К концу разработки при QH-^Униз получим a=QB/Qm.

По методу М. И. Максимова, основанному на опытах по вы-

теснению нефти водой,
QB= abQ«	(4.19)
или
lg QB= lg a + QHlg b.	(4.20)
На основании теории Баклея—Леверетта Б. Ф. Сазонов уста­
новил, что зависимость «обводненность	пв — текущая нефтеот­
дача тр при обводненности лв= 0 ,1 — 0,8	имеет прямолинейный

характер. Он предполагает также строить зависимости «текущая нефтеотдача т) — количество внедрившейся в залежь воды т», выраженное в объемах пор пласта, занятых первоначально нефтью (собственно характеристика вытеснения по предложе­ нию Д. А. Эфроса), «текущая нефтеотдача т]— логарифм этого количества воды (^т)», «накопленный водонефтяной фактор — текущая нефтеотдача тр в билогарифмических координатах.

В работе Б. Т. Баишева и других авторов рекомендуется строить обобщенные характеристики обводнения Т1а=/(та) для каждого месторождения из условия одинаковых отно­

шений	накопленных		отборов	жидкости	и нефти QxalQu а = а,
где Ta =	Q */Q Ha,	=	QH/Q HQ.	Д ля всех	месторождений харак­

теристики вытеснения сближаются в одной точке с соотноше­ нием Та/т1а = а. Такие обобщенные характеристики позво­ ляют прогнозировать показатели процесса обводнения по за­ лежам аналогичного типа, находящимся на более ранней ста­ дии эксплуатации. По фактическим данным разработки ряда залежей Самарской Луки построены обобщенные характери-

6 В. С. Бойко

161

Рис. 4.1. Зависимости логарифма доли нефти в потоке 1gnB от логарифма накопленной добычи жидкости lg QH< (и), накопленной добычи нефти Qu

от Q~^ (б), от логарифма накопленной добычи воды 1g QB или lgQm

(б) и текущей добычи нефти q от времени t (г):

1 — фактические;	2 — прогнозные;	3 — начало применения метода	регулирования про­
цесса разработки	или применения	метода повышения нефтеотдачи;	4 — прирост допол­
нительной добычи	нефти

стики вытеснения для разных значений коэффициента ср, пока­ зывающего отношение накопленного отбора жидкости к накоп­ ленному отбору нефти на одно и то же значение т = 0,5, т. е. Ф=0,5/т)о,5, где г]о,5 — текущая нефтеотдача, соответствующая значению т=0,5. Для прогноза текущей нефтеотдачи необходимо по фактическим данным или по уравнению регрессии опреде­ лить значение текущей нефтеотдачи рассматриваемой залежи при т = 0,5. Затем, выбрав по величине найденного коэффици­ ента ср соответствующую характеристику вытеснения, можно осуществить по ней прогноз нефтеотдачи на более поздние пе­ риоды разработки залежи (после т=0,5). Для перевода обыч­ ных координат т] и т в обобщенные г]0б и т0б необходимо раз­

делить их на величину то,5.	и других
Расчетная зависимость метода Г С. Камбарова
имеет вид
Q>KQH= QQ>K—by	(4.21)

где а, b — постоянные коэффициенты.

Примеры построения некоторых статистических зависимо­ стей приведены на рис. 4.1. Сопоставлением фактических пока­ зателей разработки с прогнозными можно оценить технологи­ ческий эффект применения метода регулирования процесса раз­ работки, повышения нефтеотдачи пласта.

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти

По данным анализа опыта эксплуатации 24 длительно разраба­ тываемых залежей Урало-Поволжья, Северного Кавказа, Ка­ захстана и Азербайджана для определения начальных извлекае­ мых запасов нефти в залежах, находящихся в поздней стадии разработки, И. Д. Амелин рекомендует использовать методы С. Н. Назарова и Н. В. Сипачева, Г. С. Камбарова, Д. Г Ал-

мамедова и Т. Ю. Махмудова, а также при пв> 0,8 усовершен­ ствованный А. А. Казаковым метод А. М. Пирвердяна.

Однако эти методы позволяют оценить начальные извлекае­ мые запасы для условий бесконечной промывки пласта, что при­ водит к завышению извлекаемых запасов нефти. И. Д. Амелин предлагает усовершенствованный метод, предусматривающий ог­ раничение срока эксплуатации залежей предельно рентабель­ ным <7пр (конечным) дебитом нефтиЗначение этого дебита для конкретной залежи обосновывается экономическими расчетами для завершающей стадии разработки (например, по верхнему уровню замыкающих затрат или путем определения предельно рентабельного обводнения продукции скважин). Применительно к этим трем методам формулы для установления экономически обоснованного значения начальных извлекаемых запасов имеют вид

т/	Я ж — <7пр [я +		Ь (фж + <7ж*ост)1 .		(4.22)
У низ—		, .		»
		Ь (<7Ж— 2<7пр)
1^НИЗ-- О		{	t o c . t \ Q n p t		(4.23)
		V Яж	)
Т /7	т/	*7пр (Q>K"4“ Яж^ост)		»	(4.24)
У низ	У низ

Щ ж

где qm— постоянный дебит жидкости на прогнозируемый период разработки продолжительностью tacr\ Qж — накопленная добыча жидкости на момент оценки У'низ.

Для определения величины t0CT рекомендуется при >0,3-г-0,4 фактическую кривую изменения дебита нефти во вре­ мени аппроксимировать уравнением

qH(t) = k e -c(‘*+t\	(4.25)
где k, с — постоянные коэффициенты,	рассчитываемые с по­

мощью метода наименьших квадратов по фактическим данным годовых отборов нефти в течение времени продолжительностью ^ф; t — время в годах от начала отрезка прогнозирования. Тогда, принимая ^н( 0 = 9пр, из уравнения (4.25) находится t0cT = t.

Для повышения точности расчета определение рекомендуется выполнять двумя или тремя методами. Если определенные зна­ чения У'„„з отличаются в пределах до 10 %, то в качестве иско­ мого принимается среднее арифметическое значение из опре­ деленных. При большем различии рекомендуется проводить спе­ циальный анализ разработки залежи с целью выявления причин искривления прямолинейных зависимостей (остановки обводнившихся или ввод новых добывающих скважин, изменение системы воздействия на пласт и др.). Методы применимы при обводненности от 30 до 90 %,

6* 163

М. И. Максимов, В. С. Орлов предложили методы прогнози­ рования, предполагающие использование сочетания гидродина­ мических методов, геолого-промысловых исследований и стати­ стических методов.

В заключение отметим, что одно из основных условий приме­ нения статистических методов — отсутствие. в прогнозируемом периоде коренного изменения системы разработки. Причем раз­ личные методы в разной степени чувствительны к подобным изменениям (предпочтительней зависимости в логарифмических координатах).

Контрольные вопросы

1.Какие задачи регулирования процесса разработки возникают на раз­ ных стадиях его осуществления и какими методами они решаются?

2.Перечислите основные ограничения возможностей методов регулирова­

ния процесса разработки.

3.Охарактеризуйте методы прогнозирования разработки месторождения по фактическим данным.

4.Как установить технологический эффект применения метода регули­ рования, повышения нефтеотдачи по фактическим данным?

5.В чем состоит сущность методов определения начальных извлекае­

мых запасов нефти по фактическим данным разработки месторождения?

Глава 5

ВСКРЫТИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ, ОСВОЕНИЕ, ИССЛЕДОВАНИЕ И ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Вскрытие нефтяных пластов, освоение и повышение продук­ тивности скважин — важные процессы подготовки скважин к эксплуатации. Качество выполнения этих работ оценивают по данным исследования скважин. От их качества зависит теку­ щая продуктивность (дебит) и продолжительность работы скважин, нефтеотдача залежи.

§ 5.1. ВСКРЫТИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Различают вскрытие нефтяных пластов бурением и перфора­ цией.

Вскрытие бурением

Методы вскрытия нефтяных пластов бурением могут быть раз­ ными, однако все они должны удовлетворять следующим основ­ ным требованиям:

при вскрытии пластов с малым пластовым давлением (низко­ напорных пластов) необходимо предупредить ухудшение филь­ трационной способности призабойной зоны пласта;

при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым Давле­ нием выше гидростатического) следует не допустить возможно­ сти открытого (аварийного) фонтанирования скважины;

должны быть созданы соответствующие и надежные кон­ струкции стволов и забоев скважин.

Ухудшение фильтрационной способности коллектора при вскрытии происходит в результате поглощения бурового рас­ твора пластом по трещинам, кавернам и высокодренажным ка­ налам; проникновения фильтрата (дисперсионной среды) буро­ вого раствора в поровое пространство; проникновения твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое прост­ ранство. Глубина поступления в пласт твердых частиц может достигать до 40 мм, фильтрата — до 3 м и бурового раствора — до нескольких метров. В поровое пространство также из тре­ щин проникают фильтрат и твердые частицы раствора. Фильт­ рат вызывает набухание глинистых компонентов коллектора, образование стойких водонефтяных эмульсий, бронированных глинистыми частицами и парафином (при охлаждении циркули-

рующим раствором призабойной зоны ниже температуры насы­ щения нефти парафином), выпадение нерастворимых осадков (сульфатов кальция, железа, бария, гидроксидов кальция, маг­ ния), блокирующее действие воды. Проникновение твердых частиц сопровождается образованием глинистой корки, внутрипоровой глинизацией. В результате уменьшается дебит (приеми­ стость) скважин, отдельные пропластки отключаются от ра­ боты. Предупредить или уменьшить эти отрицательные послед­ ствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечиваю­ щей допустимую репрессию давления (5—15 % рпл) и преду­ преждающей аварийное фонтанирование, высокой стабиль­ ностью и не вызывать набухания глин и образования эмуль­ сий. Это достигается вводом в раствор различных добавок и

выбором типа бурового раствора		(эмульсии и т. д.).	совместно
Продуктивный	пласт можно	разбуривать либо
с вышележащими	пластами, .либо после крепления		скважины

до его кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым (не обсаженным) стволом, фильтром или перфорированной колонной.

Открытый ствол имеют менее 5 % фонда скважин. Хотя та­ кая конструкция забоя служит эталоном гидродинамического совершенства, однако ее применение возможно при наличии устойчивых однородных или карбонатных (трещиноватых) пла­ стов с малой толщиной, а также при отсутствии необходимости избирательного воздействия на пласты.

Перфорация колонн осуществлена в более 90 % скважин всего фонда. Она обеспечивает возможность поэтапной выра­ ботки пластов, избирательного воздействия на каждый, упро­ щает технологию строительства скважины по сравнению с уста­ новкой фильтров.

Фильтры используют только для борьбы с пробкообразованием при неустойчивых коллекторах (см. гл. 10).

В целом скважина обсажена несколькими колоннами труб: кондуктором, одной-тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны со­ ставляет в большинстве 114—140,3 мм. Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой, которая служит основа­ нием для установки устьевого оборудования в соответствии со способом эксплуатации.

Вскрытие перфорацией

Перфорация — процесс образования каналов в обсадной ко­ лонне, цементном камне и породе для создания гидродинами­ ческой связи скважины с пластом. Различают стреляющую и гидропескоструйную (абразивную) перфорации, Их осуществ­

ив

ляют соответственно геофизические и нефтепромысловые пред­ приятия.

По принципу действия применяемых аппаратов (перфорато­ ров) стреляющую перфорацию подразделяют на пулевую, куму­ лятивную и торпедную. Стреляющие перфораторы спускают в скважину либо на геофизическом кабеле и приводят в дей­ ствие посылкой с поверхности земли импульса электрического тока, либо на НКТ и приводят в действие механическим спо­ собом путем сбрасывания в НКТ резинового шара и проталки­ вания его по трубам потоком жидкости.

При пулевой перфорации каналы создают пулями, иногда с разрывом в породе. Известны пулевые перфораторы с гори­ зонтальными и вертикально-криволинейными (типа ПВН, ПВТ, ПВК) стволами. Последними создают за один спуск 1,5— 4 отв/м в интервале 3—10 м при длине каналов 200—365 мм, диаметре 20—25 мм и угле наклона к оси скважины около 60°.

Основной объем работ приходится на кумулятивную перфо­ рацию. Каналы создают направленной струей расплавленного металла (облицовки зарядов взрывчатого вещества) и газов взрыва. Различают корпусные с извлекаемым корпусом много­ кратного (типа ПК) и однократного (типа ПКО, ПКОС, ПНКТ) использования, а также бескорпусные, частично разрушающиеся (типа ПКС, ПРВ) и полностью разрушающиеся (типа КПРУ, ПР). Наибольшее применение нашли перфораторы типа ПК и ПКС. Кумулятивными перфораторами можно создать за один спуск 6—25 отв/м в интервале 0,32—50 м при длине каналов 120—365 мм в диаметре 8—14 мм.

Очень редко применяют торпедную перфорацию, при кото­ рой напротив продуктивного пласта взрывают торпеды (шашки).

Выбор перфоратора, метода и технологии перфорации зави­ сит от назначения скважины, цели перфорации, прочности, тол­ щины и типа пласта, состояния обсадной колонны, размеров ствола скважины, давления, температуры и др.

Для технолога-разработчика важно соблюдение трех основ­ ных принципов: обеспечить высокое гидродинамическое совер­ шенство скважины; сохранить прочность колонны и цементного кольца; достичь минимальных затрат средств и времени. Они выполняются подбором плотности перфорации, качества перфо­ рационной жидкости, заполняющей скважину, и технологии про­ цесса. Плотность перфорации должна приниматься из гидроди­ намических соображений не менее 10—20 отв/м. Нарушение прочности колонны и цементного кольца наступает при 3050 отв/м. Практика показывает, что с увеличением плотности перфорации коэффициент совершенства скважины возрастает, достигает максимума и дальше снижается вследствие загрязне­ ния каналов и призабойной зоны пласта в процессе взрыва при

некачественной перфорационной жидкости. Лучшие перфораци­ онные жидкости — нефть, растворы на ее основе, водонефтяные эмульсии и т. д.

Перед проведением перфорации скважины следует расчи­ стить площадку, прошаблонировать колонну, установить проти­ вовыбросовую задвижку со штурвалом на 8—10 м, проложить отводящие трубы от устья, опрессовать оборудование, подгото­ вить скважинную перфорационную жидкость и др.

Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) основана на использо­ вании кинетической энергии и абразивности высокоскоростных песочно-жидкостных струй, вытекающих из насадок (сопел) перфоратора. При ГПП создаются каналы значительно боль­ ших размеров (длина до 0,4 м, усредненный диаметр составляет примерно половину длины), не растрескивается цементный ка­ мень, не уплотняется порода в зоне перфорации. Однако вслед­ ствие большой трудоемкости и стоимости ГПП применяют там, где стреляющая перфорация оказывается неэффективной (в раз­ ведочных скважинах) и для повышения продуктивности сква­ жин. Это составляет около 5 % создаваемых отверстий или 1500 скважин в год.

Технология ГПП включает следующие операции: а) глуше­ ние скважины закачкой жидкости (при наличии уже вскрытых пропластков); б) спуск перфоратора на НКТ (бурильных тру­ бах) с помощью подъемника на заданную глубину и привязку геофизическими методами места установки его по пласту-ре­ перу и по утолщенной муфте-реперу на НКТ с учетом дефор­ мации труб при циркуляции жидкости; в) обвязку устья и на­ земного оборудования; г) ввод в НКТ опрессовочного шара, опрессовку системы манифольдов и НКТ на 1,5-кратное рабо­ чее давление, вымыв опрессовочного шара на поверхность об­ ратной (по затрубному пространству) циркуляцией рабочей жидкости и оценку потерь давления на трение промывкой сква­ жины на режиме перфорации; д) спуск рабочего шара; е) про­ ведение собственно перфорации; ж) приподъем перфоратора и переход на вышележащий интервал (эти две последние опера­ ции многократно повторяются); з) вымыв обратной промывкой рабочего шара и обратную промывку скважинЫ от песка; и) подъем НКТ с перфоратором, демонтаж оборудования.

Обвязка поверхностного оборудования может быть с повтор­ ным использованием жидкости и песка (закольцованная схема), со сбросом песка и со сбросом песка и жидкостиПоследняя схема (рис. 5.1) — наиболее простая.

Вкачестве рабочей жидкости используют техническую воду

сПАВ, пластовую воду, 5—6 %-й раствор соляной кислоты, де­ газированную нефть и др. Песок должен быть с преимуществен-

Рис. 5.1. Технологическая схема гидропескоструйной перфорации со сбросом жидкости и песка:

1 —хвостовик; 2 —центратор;				3 —рабочий			шар; 4 —корпус гндроперфоратора; 5 — узел
насадки;	6 —канал		перфорации;		7 — ствол скважины;			8 — продуктивный		пласт;	9 —
устьевая	головка	арматуры		устья;		10 —резиновая герметизирующая			манжета;		11—
трубная	головка	арматуры устья;			12 —манометр; 13 —элеватор для подъема труб; 14,
15 —задвижка (открытая, закрытая);						16 — шламоуловитель; 17 — обратный				клапан;	18 —
насосные	агрегаты;		19 — пескосмеситель;				20 —емкость;	21 — насосный	агрегат;		22 —
амбар; 23 —линия			забора при повторном				использовании	жидкости

ным (более 50%) содержанием кварца фракции 0,2—2 мм. Гидроперфоратор ПА-6М включает корпус, насадки в держате­ лях и заглушки, хвостовик-перо с центратором и шаровые кла­ паны (опрессовочный и рабочий).

При ГПП можно создавать нормальные (горизонтальные) и наклонные (наиболее целесообразен угол наклона к оси сква­ жины 60°) каналы, вертикальные и горизонтальные щел«. Плот­ ность перфорации часто составляет 1—4 отв/м. Однако этого недостаточно. В слоистых коллекторах целесообразно созда­ вать 10—20 нормальных и 6—10 наклонных каналов или 18—20 щелей (длиной каждая по ПО мм) на 1 м толщины пласта.

Совершенствование ГПП ведется в направлении использова­ ния газожидкостно-песочной смеси (увеличивается длина кана­ лов в 2—3,5 раза), кислотных растворов, добавки в жидкость полимеров, создания шланговых и зондовых гидромониторных

гидропескоструйных устройств.

Устьевое давление нагнетания вычисляют по формуле

Ру = Api-f-Др *f-Ара“|-Дрзатр ^ Рду>

(5.1)

169

где АрI и Арч — потери давления на трение в НКТ и в затрубном пространстве, определяемые по графику ВНИИнефти в за­ висимости от размеров труб и расхода жидкости Q= qn\ q — расход жидкости через одну насадку, которым задаются в пре­ делах 3—3,2 л/с; п — число работающих насадок, причем Q/Fзатр>0,5 м/с (для выноса шлама); F3aTP— площадь проход­ ного сечения затрубного пространства; Др — перепад давления

в насадке, выбираемый по графикам ВНИИнефти в зависимо­
сти от расхода q при разном диаметре насадок, причем Др~^
>Дрппп (Дрш1п= Ю— 12 МПа		для насадок 6 мм и	Дрт |П=18—
20 МПа для насадок 3 и 4,5 мм при прочности пород на сжа­
тие более 25—30 МПа); рзатр — противодавление на устье сква­
жины в затрубном пространстве при работе.по замкнутой си­
стеме; рДу —	допустимое устьевое давление, которое обусловлено
технической	возможностью	насюсных (установок	(агрегатов)

типа УН 1-630 Х700А (4АН-700)	или прочностной характеристи­
кой труб и в последнем случае вычисляется по формуле
Р д у = - Р —	^	■		(5.2)
где РСтр — страгивающая нагрузка,		вычисляемая по		формуле
Яковлева — Шумилова или по справочным данным;				qT и L —
соответственно вес 1 м и длина	спуска		НКТ; Кб — коэффици­
ент безопасности, принимаемый равным			1,3—1,5; Fт — площадь

проходного сечения НКТ.

Дополнительное удлинение НКТ при создании в них дав­

ления
	д / = - |з £ ^ - ,		(5.3)
		Ь у/т^тр
где Еу — модуль	Юнга (упругости)/ равный 20-104		МПа; fT—
площадь сечения	металла	НКТ; zTP— коэффициент, учитываю­
щий трение труб о стенки		обсадной колонны (принимают рав­
ным 1,5—2).

Число насосных агрегатов определяют как отношение необ­ ходимой гидравлической мощности к гидравлической мощности

агрегата с учетом одного запасного:
	N = ^ P y — + 1,			(5.4)
		1\$qaPa
где	г)а — коэффициент,	учитывающий	техническое	состояние
насосных агрегатов, их		износ (т]а = 0,75—1); qа — подача од­
ного	агрегата на расчетном режиме;		ра — давление,	развивае­

мое агрегатом.

Продолжительность одной резки отверстия принимают рав­ ной 15—30 мин, щели — 20—40 мин (по 2—3 мин на 10 мм