книги из ГПНТБ / Кулиев Р.П. Опыт интенсификации разработки и эксплуатации морских месторождений и скважин

рименты, проведенные сотрудниками ВНИИнефтегаза

на Жирновском и	Бахметьевском месторождениях в
1951-1954 гг. [16,	17].
В работах И. Г.	Пермякова и Н. С. Гудок [18, 19]
также указывается	на целесообразность уменьшения

давления ниже давления насыщения.

Предполагается, что с увеличением градиента давле­ ния соответственно увеличивается только скорость филь­ трации во всех пропластках [18]. При этом скорость из­ меняется пропорционально проницаемости, а отношение скорости в пропластках и линзах остается постоянным.

Поэтому	к моменту обводнения		скважин	отношение
объемов	промытых частей пласта к непромытым				оста­
ется без	изменения. Увеличение		скорости	фильтрации
приводит	якобы только к сокращению времени				раз­
работки	месторождения	[19].
Однако большинство		исследователей считает,			что

при увеличении градиента давления нефть начинает

двигаться	в малопроницаемых			пропластках,			в	которых
при меньших градиентах			давления		она	находилась в
покое.
Эти эксперименты показали, что приток							нефти		при
снижении	давления	на забое		ниже давления				насыще­
ния не уменьшается, что			при	увеличении			градиентов
давления	в обводненных		пластах нефть			начинает			дви­
гаться в	малопроницаемых пропластках, в которых								при
меньших	градиентах	она	находилась		в	состоянии			по­
коя.
На основании исследования выявлено, что							при филь­

трации жидкости через керн, насыщенный газом, с увеличением перепадов давления повышаются значения проницаемости. Это связано с возможным увеличением числа эффективных пор в породе, приводящим к уве­ личению площади фильтрации и к сокращению обход­ ных путей при движении частиц жидкости в порах.

Теоретические исследования, проведенные по ВНИИнефтегазе [5, 6], также показали, что коэффициент продуктивности не должен уменьшаться при снижении давления на забое скважины ниже давления насыще­ ния.

Разработка нефтяных месторождений при смешан­ ном режиме, по методике ВНИИнефтегаза проектиро­ валась для многих месторождений. Из анализа про-

10

мысловых исследований был сделан предварительный вывод, а именно: при сравнительно небольшом сниже­ нии забойного давления ниже давления насыщения, когда в пласте вокруг скважины образуется небольшая

зона	разгазирования, закономерность			восстановления
давления остается		практически такой		же, как и в слу­
чае притока однофазной жидкости [6].
И. Д. Амелин		в своем докладе	во ВНИИ [11] гово­
рил,	что на ряде	Краснодарских	месторождений, раз­

рабатывающихся при смешанном режиме, газированная нефть, вытесняемая водой, двигалась как несжимаемая жидкость с повышенным фильтрационным сопротивле­ нием.

Теория и практика показали, что газированная нефть движется как несжимаемая жидкость с повышенными фильтрационными сопротивлениями, и, таким образом, уменьшение давления ниже давления насыщения не привело в этих случаях ни к каким опасным послед­ ствиям.

На величину радиуса воронки разгазирования при ^заб < ^нас < Рпл влияет как величина превышения пла­ стовым давлением давления насыщения, так и вели­ чина снижения забойного давления ниже давления насыщения. Причем влияние величины снижения за­ бойного давления ниже давления насыщения на радиус воронки разгазирования менее существенно, чем влия­ ние величины запаса пластового давления на давление

насыщения [11].
Так, при превышении пластовым давлением				давле­
ния	насыщения	на 15—20 атпм по большинству		сква­
жин	кумского	горизонта	Ново-Дмитриевского	место­
рождения и I горизонта			Ключевского месторождения

и при снижении забойного даления ниже давления насыщения на 10—30% радиус воронки разгазирования достигал 7 м (при расстояниях между скважинами 200— 300 м). Превышение пластовым давлением давления насыщения в 50 атм обеспечивало ограничение ра­ диуса воронки разгазирования до 8 м при снижении забойного давления ниже давления насыщения до 47%. По скважинам с низкой продуктивностью воронка раз­ газирования при прочих равных условиях развивается более интенсивно, чем по скважинам с более высокой продуктивностью.

П

При небольшом запасе пластового давления срав­ нительно с давлением насыщения (15—20 атм) ворон­ ка разгазирования локализуется в непосредственной близости от скважины (до 7 — 8 м), даже при значи­ тельном снижении забойных давлений ниже давления насыщения (до 30% от Я1 1 а с)-

	Наблюдения за изменением газовых факторов по
этим скважинам			показали,	что они	были	стабильными
до	тех пор, пока		пластовое	давление в залежи			не упа­
ло	до величины		давления	насыщения.
	После дальнейшего снижения				давления в		окрест­
ности		скважин в условиях		опытов	наблюдалось		повы­
шение		газовых	факторов	от 25 до 49°/,		относительно

первоначальных величин, что свидетельствовало о на­ личии в залежи режима растворенного газа.

Из проведенных исследований по скважинам двух указанных месторождений следует вывод о возмож­ ности снижения забойных давлений ниже давления на­ сыщения до 30% от давления насыщения без ущерба для залежи.

Однако при этом для предотвращения развития режима растворенного газа в залежи необходимо в- процессе ее разработки пластовое давление поддержи­

вать на неизменном		уровне,		превышающем		давление
насыщения на	15—20 атм. В этих условиях					развитие
воронки разгазирования			нефти в пласте		локализуется
в непосредственной		близости		от скважины. В. Н. Щел-
качев, В. А. Амиян, Г. К. Максимович					и Ф. И. Котя-
хов и другие	считают,		что	при снижении		забойного

давления ниже давления насыщения, т. е. при увели­ чении градиентов давления в обводненных пластах, нефть начинает двигаться в малопроницаемых пропластках, в которых при меньших градиентах она нахо­ дилась в состоянии покоя [1, 12, 13, 14, 15].

Наконец, очень интересные высказывания по этому вопросу приводят М. Т. Залоев, С. А. Лебедев, В. Ф. Усенко, В. П. Портнов и др. [20, 21, 22, 23]. В резуль­ тате многолетних исследований работы скважин Шкаповского месторождения при пластовых давлениях ниже давления насыщения эти авторы приходят к вы­ воду, что в ряде случаев метод интенсификации добычи нефти путем снижения забойного и пластового давле­ ния ниже давления насыщения следует считать целе-

12

сообразным и даже некотором образом технологически необходимым и обязательным в общей стадии разра­ ботки залежи.

К аналогичным выводам приходят также американ­ ские исследователи КрафтиХокинс в своей переведен­

ной на русский язык монографии			[24].	На основании
исследований	АзНИИ ДН	эксплуатация		скважин	при
условии А,а б	> Р н а с > Рпл	широко	практикуется		в
НГДУ „Ширваннефть" с 1958 г. [25].
В настоящее время на		многих крупнейших место­

рождениях страны (в Башкирии, в Куйбышевской и

Волгоградской		областях) с большим				успехом			продол­
жает внедряться метод			интенсификации				эксплуатации
путем	установления в		пласте	режима		Я з а б	<	Р н а с < Рпя.
Этот метод		представляет		теоретический				и	практи­
ческий	интерес	также	и для	ряда нефтяных				площадей
Азербайджана,		в частности		для	морского			нефтяного
месторождения Песчаный-море.
В данной работе впервые				в	практике		нефтепромы­

слов Азербайджана на опыте работы шести фонтанных скважин НГДУ имени А. П. Серебровского рассматри­ ваются некоторые вопросы практики и теории внедре­ ния метода интенсификации эксплуатации скважии путем снижения давления на забое ниже давления насыще­ ния.

ГЛАВА II

ИЗУЧЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПРИ СМЕШАННОМ РЕЖИМЕ ФИЛЬТРАЦИИ

§ 1. Определение фильтрационных параметров пласта по промысловым данным

(при установившемся и неустановившемся режимах фильтрации)

Важнейшим принципиальным вопросом при разра­ ботке нефтяных месторождений является вопрос о вы­ боре степени интенсивности процесса разработки путем установления соответствующих режимов работы экс­ плуатационных и нагнетательных скважин—установле­ ния оптимальных давлений в зонах нагнетания воды и в зонах отбора нефти. В связи с этим встает проблема создания таких гидродинамических методов исследо­

вания	скважин,		которые в случаях эксплуатации при
забойных		давлениях ниже давления насыщения позво­
ляли	бы	определить			гидродинамические		параметры
пластов и скважин				с достаточной точностью.
В настоящее			время		для	гидродинамических иссле­
дований		применяют		метод		„установившихся	отборов"
и ряд	методов,		основанных			на изучении неустановив­

шихся процессов фильтрации жидкости (методы кривых восстановления давления, гидропрослушивания и др.).

Последние принципиально более точны, но разра­ ботаны пока лишь для случая фильтрации однофазной жидкости. Из этого следует, что для исследования скважин, эксплуатирующих пласты при давлении ниже давления насыщения, необходимо разработать методы, основанные на изучении неустановившейся фильтрации газированной жидкости.

74

В данной главе приводятся некоторые результаты промысловых исследований, проведенных по ряду сква­ жин НГДУ им. А. П. Серебровского при различных режимах эксплуатации (таблица 1).

К отбираемым для исследования скважинам предъяв­ лялись следующие требования:

1) отсутствие в добываемой продукции скважины воды;

2)сравнительно невысокий коэффициент продук­ тивности, позволяющий получать достаточно большую депрессию при сравнительно небольших изменениях дебита;

3)техническое состояние скважины должно быть таким, чтобы был возможен спуск глубинного дифманометра до фильтра;

4)пластовое давление в окрестности исследуемой скважины по возможности должно обеспечить установ­ ление забойного давления как ниже давления насыще­ ния, так и выше или равным, или во всяком случае близким к нему.

На указанных выше скважинах были выполнены следующие работы:

а) путем плавного изменения диаметра штуцера уменьшалась величина забойного давления;

б) изучалось изменение дебита нефти и газа, газо­ вого фактора, содержания механических примесей,

процента	обводненности, а также		изменение забойного
и пластового		давления;
в) определялись методом гидродинамических иссле­
дований	при	установившихся и	неустановившихся ре­

жимах коэффициенты проницаемости и продуктивности; г) путем отбора глубинных, проб и проведения ис­ следований нефтей в пластовых условиях определялись давления насыщения, вязкость и коэффициенты объем­

ного расширения.

Приведем результаты обработки данных, получен­

ных при анализе материалов исследований		скважин X
горизонта балаханской свиты месторождения		Песчаный-
море №№ 111, 151, 174	и скважин IX горизонта		этой
же свиты указанного месторождения №№		132,	179 и
189.
Представим краткую	эксплуатационную	характери­

стику -исследованных скважин в принятой выше после­ довательности.

15

											Таблица 1
Результаты исследования скважин					месторождения Песчаный - море при неустановившихся
				режимах фильтрации (при • Р з а б > Я И а с )
	Дата про­	Интервал				Описание	кривой восстановления давления при Р з а б ^ н а с
сква­	ведения	перфора­	р., спз	в
	исследова­									кЬ	дся
жин	ния	ции, м			Р, атм	/, часы		<?Н,	К,			х, см'/сек
								mlcym	дарси	ц	' спз
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10		11	12
111	2. IX -	2817—	. 3,2	1,273	210,49	0	-.	198	0,553	172,8		3544,8
	1962 г.	2827			230,2	0,25	—0,603
					231,1	0,50	—0,301
					232,7	0,75	—0,125
					233,2	1,00	0
					'Л>,	1,25	0,096
					230,2	1,50	0,176
					234,2	1,75	0,243
					234,2	2,00	0,301
					234,2	2,25	0,352
					234,2	2,50	0,390
					234,2	2,75	0,439
					234,2	3,00	0,477
					234,2	3,25	0,512
					234,2	3,50	0,544
132	7. V I -	2744—	2,65	1,334	210,3	0	—1	163,4	0,408	77		2963-
					214,3	0,25	1 —0,603
	1962 г.	2749					1

б										Продолжение		таблицы 1
1	—
to	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
						214,9	0,50	-0,301
						215,2	0,75	-0,125
						215,3	1,00	0
						215,4	1,25	0,096
							1,50	0,176
						215,5	1,75	0,243
						215,0	2,00	0,301
						215,5	2,25	0,352
						215,5	2,50	0,390
						215,5	2,75	0,439
						215,5	3,00	0,477
	1.51	17. VIII -	2808-	4,87	1,334	208,1	0	-1
		1962 г.	2811			212,4	0,25	-0,603	85,3	0,368	22,7	1673
						214,0	0,50	-0,301
						214,1	0,75	-0,125
						214,2	1,00	0
						214,2	1,25	0,096
						214,2	1,50	0,176
						214,2	1,75	0,243
						214,2	2,00	0,301
						214,2	2,25	0,352
						214,2	2,50	0,390
V О' Ъ '. vs 1						214,2	2,75	0,439

5

									Окончание	таблицы 1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	ш	11	12
					214,2	3,00	0,477
					214,2	3,25	0,512	119,2	0,0828	20,3	399
174	23. V I I I -	2797—	4,5	1,228	203,4	0	—1
	1962 г.	2803			210,0	0,50	—0,301
					212,1	1,0	0
					212,8	1,50	0,176
					213,1	2,00	0,301
					213,1	2,50	0,390
					213,1	3,00	0,477	131,6	0,192	63,2	1067
179	27. V I —	2702—	3,65	1,349	223,2	0	—1
	1962 г .	2707			226,06	0,50	—0,301
		2691—
		2694			226,39	1,00	0
		2679—
		2683			226,6	1,50	0,176
					226,6	2,00	0,301
					226,6	2,50	0,390
					226,6	3,00	0,477
189	6. VII —	2778—	4,75	1,35	225,2	0	—1	108,7	0,185	27,3	856
	1962 г.	2781			228,6	0,50	—0,301			9
		2790—			229,1	1,00	0
		2794			229,1	1,50	0,176
					229,1	2,00	0,301
					229,1	2,50	0,390
					229,1	.13.0»	0,477
					229,1	3,50	0,545

Скважина №	HI.	Вступила в эксплуатацию с гори­
зонта Хн с февраля		1959 г. и за это время		отобрала
202 924 т нефти.	Первоначальная		величина	пластового
давления составляла		290—300 атм,	а величина		ЯНас =
— 208 атм. По мере эксплуатации и разработки					залежи

с отрицательным балансом извлекаемой и восполняемой жидкости (законтурное заводнение стало осуществ­

ляться	значительно				позже		вступления залежи				в разра­
ботку)	величина			Рпл		снизилась до 231,2 атм.					На ос­
нове	данных индикаторной диаграммы по скважине
№ 1 1 1	отмечается			самый высокий				во всей		группе ис­
следованных			скважин			коэффициент продуктивности—
3,5 mjamM		в	сутки.
По	отношению			к фронту			нагнетания		скважина рас­
положена		во втором			эксплуатационном				ряду		(с суточ­
ным дебитом			134,7 т).			Скважина		работает		фонтанным

способом с помощью двухрядного лифта. Схема и кон­ струкция ее указаны в таблице 8.

К дате исследования эксплуатация скважины харак­ теризуется приведенными ниже параметрами:

1)Я я , б = 210,5 атм;

2)РбУ ф= 59,0 атм;

3)Я3 атр= 125,0 атм;

4) Д и т = П мм\

5)Г ф = 222,6 м31т.

Перепад между величинами Р п л и Риас составляет

26,2 я я ш . ч е г о		достаточно для проведения исследования.
Скваэюана		№ 132. Вступила	в эксплуатацию с гори­
зонта	1Хн балаханской свиты месторождения Песчаный-
море	с декабря 1959 г.; за время эксплуатации из этой
скважины извлечено 206 343 т			чистой	нефти.
Начальная		величина пластового давления составляла
285 атм, текущая была значительно				понижена (в ре­

зультате несвоевременного воздействия и допущения

отрицательного	баланса)	и достигала		величины			227,6
атм; от фронта нагнетания скважина					расположена в
первом ряду.'
Давление насыщения		пластовой		нефти составило
208,1 атм, так что между		величинами			Я п л и Р н а с		име­
ется запас давления в пределах 5—6 атм.
Фонтанирует	эта скважина		через	двухрядный			лифт
(таблица 8) с суточным дебитом чистой					нефти	в	коли­
честве 144,8 т. Загрязненность			нефти	невелика		(в пре«

делах 3 — 4 % ) . Коэффициент продуктивности, по данным

снятой

индикаторной

диаграммы,

по

прямому

ходу

равен

10,0 м3/атм

в

сутки.

Эксплуатация

скважины к дате

исследования

харак­

теризуется

следующими данными:

1 )

Р З

А 6

= 2 1 0 , 3

атм;

2 )

Р Ь Т Ф - 105,0

атм;

3 )

Р З А Т Р

=

1 4 0 , 0

атм;

4 )

Лшт = П мм;

5 )

Г Ф

=

552,4

мз;т.

Скважина

№

151.

Вступила

в эксплуатацию

с гори­

зонта

Хн

с января

1961 г.

и

за

время

своей

работы

дала 172

746

т нефти. Начальная величина Р П Л = 3 0 0

атм.

Затем

по мере разработки и эксплуатации

скважины

эта величина

упала

до 209,0

атм.

Скважина

располо­

жена

от фронта

нагнетания

во втором

ряду,

что

соз­

дает для

проведения

намеченного

исследования

благо­

приятные

условия.

На

этой

скважине

высота

перфорированной

части

пласта очень незначительна—всего

3 м при относительно

высокой

эффективной

мощности

объекта (в

пределах

3 0 - 4 0

м).

атм.

Величина

Р „ А С

составляет

207,3

Обводненность

добываемой продукции не превышает 5%. Скважина фонтанная, работает через двухрядный подъемник (см. таблицу 8 ) с суточным дебитом 98,6 т нефти. Величина коэффициента продуктивности равна 4,5 т;атм в сутки.

К дате исследования эксплуатация скважины может быть охарактеризована следующими параметрами:

1 )	Я3 аб = 208,1			атм;
2 )	Рбуф	=	105	атм;
3 )	^затр= 125			атм;
4 )	ДШТ	=	9мм;
5 )	Г Ф	=	104	м3/т.

Перепад		давления между			величинами Р П Л , Р Н А С				со­
ставляет	7 атм.		Таким	образом,		этот	запас давления
позволяет	искусственно			создавать		в окрестности		иссле­
дуемых скважин локальную зону разгазирования.
Скважина		№	174.	Эксплуатирует			горизонт	Хн	с
сентября	1961 г. За это			время	отобрано		1 1 4 176 т жид­
кости: нефти		1 1 0 0 0 0 т,		воды 4176 т.

20