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

				Продолжение		таблица	2
	о	3	4	5	б	7
		а) при Д ш т = 9		мм
	185,8	0	—1,0	163,9	0,0978	26,1	445,2
	196,5	0,25	—0,603
	2 0	0,34	—0,475
	209,1	0,45	—0,348
	209,1	0,50	—0,301
	209,1	0,75	—0,125
	209,1	1,0	0
	209,1	1,50	0,176
	209,1	2,00	0,301
		б)	при Д ш т = 1 0	мм
	182,6	0	—1,0
	193,8	0,25	—0,603	179,2	0,102	27,2	456,0
	200,0	0,50	—0,301
	209,1	0,75	—0,125
	209,1	1,0	0
	209,1	1,50	0,176
	209,1	2,00	0,301
		в) при Д ш т = 1 1		мм
	176,9	0	—1,0
	187,5	0,25	—0,603	187	0,115	28,1	625
	195,1	0,50	—0,301
	209,1	0,75	—0,125
	209,1	1,0	0
	209,1	1,50	0,176
	209,1	2.00	0,301
	209,1	3,50	0,544
		а) при Д ш т = 1 2		мм
	192,9	0	—1,0
	208,5	0,25	—0,603	158,3	0,234	75,1	12,65
	221,4	0,45	—0,350
	226,4	0,50	—0,301
	226,4	0,75	—0,125
	226,4	1,0	0
	226,4	1,50	0,176
	226,4	2,00	0,301
		б)	при Д ш х = 13 мм
179	184,9	0	—1,0	176	0,397	130,5	2255
	202,6	0,25	—0,603
	215,4	0,50	—0,301

31

1

to

221,4

226,4

226,4

226,4

226,4

197,5

212,8

224,3

227,6

227,6

227,6

227,6

227,6

227,6

186,5

204,8

216,9

189 224,3

227,6

227,6

227,6

227,6

Окончание таблицы 2

3	4	5	6	7	00
0,65	—0,200
0,75	—0,125
1,0	0
1,50	0,176
2,00	0,301
а)	при Д ш т = 1 0	мм
0	—1,0	122,3	0,24	32,1
0,25	—0,603
0,45	—0,350
0,50	—0,301
0,75	—0,125
1,0	0
1,50	0,176
2,00	0,301
3,50	0,544
б) при Д Ш Т = Н		м м
0	—1,0
0,25	—0,603	143,6	0,260	39,1
0,50	—0,301
0,73	—0,135
0,80	—0,096
1,0	0
1,50	0,176
2,00	0,301

На рис. 7 — 1 2 приведены индикаторные кривые скважин №№ 1 1 1 , 132, 1 5 1 , 174, 17У и 189. Из индика­ торных кривых видно, что прямолинейные участки этих зависимостей соответствуют Р З А 6 > Р 1 1 А С , а криволиней­

ные участки — Р З А 6 < Р „ А С .

Интересно отметить, что индикаторные кривые носят монотонный характер во всей исследуемой области, т. е. не имеют максимума Q, как это утверждают не­ которые i сследователи.

Аналогичный характер индикаторных кривых был установлен также в некоторых предшествующих иссле­ дованиях.

Монотонный характер кривых Q = f ( Д Р ) может быть определен на основе общепринятой теории филь­ трации.

32

Таблица 3

Результаты определения различными методами фильтрационных параметров прнзабойной зоны исследуемых скважин

Фильтрационные параметры пласта

	для	режима	Р з а б > ' 3 н а с		для режима Р з а д <
						^нас
	по формуле			Дюпюи	по формуле		Христиа-	по формуле		Усеико
сква­						повнча
жин		Kh				ich			Kh
			1	X,
	к,	V-			к,	V-	см?	К,
				см''					дсм	СМ?
	дарса.	д. см		сек	дарса	дсм	сек	даре и		сек
		спз				спз			спз
111	0,490	15,3		3136	0,441 j13,8		2816	0,467	14,6	3000
132	0,668	67,1		2650	0,331	60,5	2400	0,352	64,5	2540
151	0,565	34,8		2400	0,508	31,7	2198	0,517	31,9	2204
174	0,389	103,8		1785	0,350	94,0	1610	0,365	98,0	1680
179	0,260	83,2		1430	0,234	75,1	1284	0,243	78,0	1340
189	0,455	68,1		2011	0,409	61,2	1810	0,412	62,0	1828

различными методами
по формуле Пыхачева			по	формуле
			Мамедова
	Kh	X,		Kh	X,
К,	»		к,	И-
	и-	см2			см?
дарса	дсм	сек	дарса	д-(ж	сек
	спз			спз	|
0,397!	12,4	2540	0,357	11,2	2288
0,298	54,2	2150	0,268	48,9	1940
'0,457	28,0	1940	0,411	25,2	1740
0,315	84,2	1445	0,293	78,5	1340
0,211	67,5	1160	0,189	60,5	1040
0,368'•	51,2	1630	0,331	49,8	1470

												Таблица	4
			Результаты	расчетов по		формуле	Христиановича
												Kh
атм	атм			1Ък			заб	заб	заб		к,	д-см	см'/сек
										4.11	дарси
231,2	205,0	1.Н	0,00230	0,0050	202,6	178,3	179,7	136,88; 156,04		22,3	0,441	13,8	2816
214,4	184,3	2,54	0,00276	0,0060	84,4	141,4	72,4	45,45	115,4 I	26,0	0,3311	60,5	2400
209,0'	156,5	2,73	0,00138	0,003	76,5	133,6	57,3	32,59	72,74,	60,9	0,508,	30,7	2198
209, l l	176,9	1,49	0,00161	! 0,0035	140,3	153,9	118,6	84,99	110,4	43,5	0,350	94,0	1670
226,4	184,8	2,23	0,00198	, 0,0043	101,5	156,6	82,8	54,32	104,9	51,7	0,234!	75,1	1284
227,6	186,5	0,86	0,00152	• 0,0033	264,6	179,9	216,8	168,47	128,65'	51,3	: 0,409,:	61,2	1810

m

и

•% =

2 *

111

132

151

174

179

189

				Результаты			рвсчетоз пе			формуле Пыхачева
									•О
		Е	Е					к:	а
						«			п
		«3	с	С				•ос	/О			заб	П
		с	ю			•о		%	щ		+ =
			га										а.
СУ	а.	о.	п	-Э-							-О.	-0.
			а										»
313,7	227,3	231,2		|	'	0,0028'		0,66	0,64	0,53	4140	3443	16,8
			205,0	0,0021
207;8	424,0	214,4	184,3	0,0091		0,011	1	0,70	0,68	0,38	1648	1062	7,26
305,9	853,6	209,0	156,5	0,011		0,016		0,68	0,66	0,12	396,3	286,4	1,83
267,1	427,2	209,11	176,9,0,0059			0,0064		0,50	0,"48	0,38	1592	1265	7,14
251,4	518,5	226,4 ,	184,8	0,0081		0,0085		0,42	0,38	0,23	7870	613,8	3,32
205,1	261,7	227,6 1	186,5| 0,0025^			0,0028	1	0,65	0,64	0,25	883,1	688,7	3,69

		Таблица	5
		21 г	5
ы с:		« Г	Cj
+ с
- в .		«| *	*
697,0	0,397 '	12,4	2540
586,0	0,298	54,2	2150
109,9	0,457	28,0	1940
327,0	0,315	84,2	1445
173,2 .	0,21.1,	67,5	1160
194,4 j	0,368	51,2	1630
	1

				Результаты			расчетов по формуле				Мамедова
	Б	Е		О		1			•в-				so	я
									и-
<j	о	в	с			с:				ч				u
		лБ		а.				J	*
			о,			в. о						4J		§•
	с	я	см	см		CN g	о"	i	1 i	.?
s i		СП										йс	СУ
	о.	а.				-г а			II
								us
Ш '	231,2	205,0	685,5'	590,2		95,3	1,027	1,14		227,3	0,0569		3607,5	0,357
132	214,4	184,3	626,6,	522,4		104,2	1,205	2,54		424,0	0,4048		3418,9	0,268
151	209,0	156,5	608,1	429,5		178,6	1,223	2,73		853,6	0,4362		3517,8	0,411
174	209,1	176,9	608,2	497,7		110,5	1,082	1,49		427,2	0,1732		3071,7	0,293
179	226,4	184,8;	668,3j	524,8		143,5	1,174	2,23		518,5	0,3483		2891,1	0,189
189	227,6	186,5|	673,0	529,7		143,5	1,030	0,86		261,7	0,0655		2358,7	0,331
					Результаты расчетов					по формуле Усенко
сква­	Q,		р
					2*	(н'к-н'с)					Рзаб		- " с . К,	дарси
	м*1сут		' ф 'спм									"к
жин
111	313,7	1,273	1,010			156	229,57			204,79	0,901	24,78		0,467
132	297,3	1,334	0,504			186	213,7			184,02	0,434	29,68		0,352
151	305,9	1,334	0,242			316	206,57			156,21	0,183	50,36		0,517
174	267,1	1,228	0,498			225	212,74			176,86	0,414	3-,йй		0,365
179	251,4	1,349	0,436			260	226,07			184,59	0,356	41,48		0,243
189	205,1	1,350	0,868			255	227,15			186,33	0,712	40,82		0,412

Таблица 6

S| 3	s~
	as
*\'*	<~
	s"
11,2	2288
48,9	1940
25,2	1740
78,5	1340
60,5	1040
49,8	1470

Таблица 7

к/г
С-
дсм
спз
14,6	3000
64,5	2540
31,9	2204
98,0	1080
78,0	1340
62,0	1828

Результаты расчетов по определению		величины радиуса
Конструкция		лифта
I ряд	И	ряд

		5Э-	•9-Е		- 5	длина		ДЛИНЕ
				м S
111	Хн	12817	3,5	208,0	4	1624	2,5	852	11	234,2	210,5
132		2827
	1Хн 2744		10,0	208,1	4	1936	2.5	391	11	215,5	210,3
151	Хн	[2749
		2808	4,5	207,3	4	1S00	2,5	900	9	214,2	208,1
174		2811
	X	2797	7,05	200,0	—	—	2,5	950	8,5	213,1	203,4
179		2808
	IX	12679	7,0	221,4	4	1514	2,5	800	11	226,6	223,2
189		2709
	1Хн ^778		1,4	224,3	4	1600	2,5	500	9	219,1	225,2
		2791

Анализируя табльцу 3, можно видеть, как проявля­ ется некоторая сходимость результатов, полученных по формулам С. А. Христиановича, В. Ф. Усенко с одной стороны, Г. Б. Пыхачева и Г. А." Мамедова—с другой.

Это нетрудно заметить, даже не имея результатов подсчета.

Рассмотрим формулы С. А. Хркстиановича и

В.Ф. Усенко. Возьмем выражения для гидропроводности: а) по формуле С. А. Христиановича [30]:

кИ_

	2я (Нк	— Иза6)	П)
б) по формуле	В. Ф. Усенко:
	Kh	?- Рнас1п :
			(2)
Сопоставляя	данные	выражения, видим, что

В. Ф. Усенко принимает за основу формулу С. А. Христиа-

36

Таблица 8

разгазирования по данным рассматриваемых скважнн жни па октябрь 196'2 г

	атм		среднесуточный дебит					депрессии, атм					•л
			за последние 10 дней
							эоцситво						о;
		CJ							га	га	га		(~
'ферное	|Трубное	о	н	(г*	о и	п			Г,				о
										^	га
		И							а.		п
		о	-Я	га						о."	а.
					£ Р	га		§ S S			и
ю	п			а	а а	"			of	о.	0,"	с«
59'l25		65 234,7		—	134,7	30000	—	222,6	23,7	26,2	2,5	0,057	0,035
105 140		117 144,8		—	144,8	80000	— 552,4		5,2	7,4	2,2	1,4	0,7
105 125		ПО	98,6	—	98,6 100000		—	1014	6.1	6,9	0,8	0,033	0,022
85	115	—	126,4	22,2	148,6	70000	14,9 550,0		9,7	13,1	3.4	0,033	0,020
75 120		110 140,5		—	140,5	74000	—	520,2	3,4	5,2	1.8	0,066	0,038
67 105		80 101,0			101,0	30000	—	298,0	3,9	4,8	0,9	0,055	0,027
					746

новича, вводя лишь коэффициент объемного расшире­

ния	при давлении			насыщения.
Формулы Г. Б.				Пыхачева и Г. А. Мамедова							также
мало отличаются				друг	от друга,			так	как	вытекают
одна	кз другой		[27, 28].
Разница заключается в величине фазовой прони­
цаемости		/*ж (8 з а б ) ,		поэтому			расхождение в			результа­
тах	определения фильтрационных							параметров			[к,—,xj
незначительно,			что видно			из таблицы			3.
Как		видно	из	рис.	1—6,		кривые		восстановления
давления		снималась при различных противодавлениях
(при	различных		устьевых			штуцерах)			в области		двух­

фазной фильтрации.

На всех кривых восстановления давления имелся характерный излом, соответствующий моменту пере­ хода свободного газа в растиор [31, 32]. Стало быть, согласно указанному выше методу 10. А. Балакирова [31], ордината кривой восстановления давления в точке излома равняется величине давления насыщения.

37

Точки излома на всех		кривых восстановления		дав­
ления	лежат на прямой	оси абсцисс, т. е. Я„ас-		Эти
точки, определенные при всех противодавлениях,				оди­
наковы.
Это	дало возможность	величину	давления насыще­
ния определить двумя методами:
1) по бомбе PVT [33];
2) по кривой восстановления давления [31, 32].
В. таблице 9 приводятся данные			определения	вели­

чин давления насыщения двумя указанными выше методами.

			Таблица 9
скважин	Р ц а с по бомбе	Р н а с по кривой	Погрешность,
	Р VT	Р = / (IgO
110	208,0	209,2	0,57
132	108,0	207,5	0,29
151	207,3	208,9	0,77
174	200,0	200.8	0,40
179	221,5	^20,8	0,27
189	224,8	225,6	0,57

Из этой таблицы видно, что метод определения давления насыщения хорошо согласуется с общепри­ нятым методом определения этого показателя по бомбе

PVT.

Это—дополнительное свидетельство правильности предложенного Ю. А. Балакиревым метода определе­ ния величины РИас по кривой восстановления давления.

Кроме того, мы определяли фильтрационные пара­

метры	пласта		(Я, — ,		по	кривым	восстановления
давления,		снятым		как при движении			однофазного по­
тока (при Я з а 6			> Я н а	с ) ,	так и при движении смешанного
потока	(при			Pat6<Ptttc<Pna).
Фильтрационные параметры пласта определялись по
обычной		методике		без учета		притока	[26], а именно:

К = 2 - 1 ^ ± ,

( 3 )

Результаты определения величин К, — , х для слу-

чая

движения

однофазного

и

смешанного

потоков

жидкссти (т. е. при Я з а б

>

Я„а с

и Я з а б

< Я 1 | а с < Яп л ) при­

ведены

в таблице

10.

Из таблицы 10 видно, что

при

переводе

группы

исследуемых скважин с режима работы

при Я з а б

> Я н а с

на

режим

работы

при Я з а б

< Я„а с

< Я п л

несколько

уве­

личиваются фильтр:ционные параметры

пласта/Л- ,—,*),

\

с-

/

Таблица

10

Сопоставление результатов

определения

фильтрационных

параметров

пласта

при движении однофазного

и смешанного

потоков жидкости

по кривым восстановления давления

Определение фильтрационных

Определение фильтрационных

параметров пласта дл,1 случая

параметров пласта дли случаи

движении однофазного

потока.

движении смешанного

потока

•скважин

^заб^'^нас

^заб ^ н а с

кк

д • см

д • см

К,

дарси

см1, сек

К, дарси

K/J

х,

см^/сек

'

X ,

И- ' спз

[1 спз

ш

0,553

172,8

354-4,8

0,620

193,8

3974,8

132

0,408

77

2963

0,563

106

4079

151

0,368

22 7

1673

0,616

128,4

4304

174

0,083

20,3

399

0,115

28,4

625

179

0,192

63,2

1067

0,397

130,5

2255

189

0,185

27,3

856

0,260

39,1

1150

определенные

по кривым

восстановления

по формулам

( 3 — 5 )

(т. е.

по методике,

не

учитывающей

притока

жидкости

после

остановки

скважины).

Следовательно,

и здесь

мы

убеждаемся

на фактах,

что

уменьшение

давления на забое ниже давления

насыщения

не при­

водит

к

ухудшению

фильтрзционгых

особенностей

пласта и насыщивающнх его жидкостей (например, путем выделения второй самостоятельной фазы в пористой среде, сегрегации газа и др.), а наоборот—некоторым образом даже улучшает условия фильтрации жидкости из пласта на забой скважины.

Правильнее было бы определять проницаемость по -кривой восстановления давления дифференцированно по участкам кривой восстановления дазления в отдель­ ности:

39

а) по первому криволинейному участку, выражаю­ щему движение двухфазного потока методом, учиты­ вающим особенности фильтрации газированной жид­

кости в условиях нестационарного режима;
б) по второму	прямолинейному участку,	выражаю­
щему движение однофазного потока, одним		Р З изве­
стных методов, учитывающих нестеционарную		фильтра­
цию однородной	жидкости. По-видимому, такая мето-

Kll

дика расчета величин Л",—, * по кривым вссстановле-

ния давления могла бы несколько приблизить значения искомых фильтрационных'параметров плгста при пере­

воде	скважин с одного	режима работы на другой (как
мы в	этом убедились	на примере обработки индика­

торных кривых различными методами). Однако проб­ лема определения фильтрационных параметров пласта при нестационарном движении газированной жидкости довольно сложная и трудноразрешимая [35, 36, 37], Ф. Я. Зазсвский, А. А. Боксерман и С. Г. Каменецкнй сделали попытку решить ее. Поэтому в одной из по­ следующих глав мы пытаемся рассмотреть вопрос оп­ ределения параметров плгста по кривым восстановле­ ния давления в случае нестсц^онарной фильтрации газированной жидкости.

Для оценки разработки месторождения и правиль­ ности эксплуатации скважин весьма интересно сопоста­ вить значения фильтрационных параметров призабойной зоны скважин и пласта, определенных по индикатор­ ной кривой и кривой восстановления давле! ия в усло­

виях	движения			однородной		жидкости	(таблица 11).
Из таблицы			11	видно,	что за	исключением скважин
№№	174,	189	во	всех остальных в зоне, близкой к
скважине,		наблюдеется			ухудшение		проводимости

пласта, по-видимому, ввиду загрязнения прифильтровой части продуктами глинистого раствора (фильтра).

Известно, что наличие в призабойной зоне скважины

фильтратов глинистого ргствора в значительной				степени
способствует	повышению	положительного		значения
скин-эффекта	и ухудшению вследствие		этого прони­
цаемости этой	зоны [14, 38,	39, 40, 41 и	др.].	В прак­

тике такие явления зачастую наблюдеются в тех сква­ жинах, в которых не проводилась солянокислотная обработка или какие-либо другие методы воздействия

40

на призабойную зону, могущие в значительной степени

облегчить условия			притока		флюида	УЗ пласта на забой.
Из-за указанных		Еыше		причин в скважинах			№№ 111,
132, 151 и 179 Е О З Н И К Л И такие условия, когда								Кг<Кг.
Для	облегчения	притока			нефти	из плеста	на забой
и перевода ее на более				рациональный режим				филь­
трации	(при К1>№)		в скважинах			№№ 111, 132, 151
и 179 необходимо в последующем						(когда прекратится
фонтанирование)		провести			солякокислотную		обработку
для очищения призабойной					зоны.
						Таблица		11

Сравнение значений фильтрационных параметров призабойной зоны скважин и пласта, определенных по индикаторной кривой и кривой восстановления давления

	Фильтрационные			параметры
	призабойной		зоны	скважин,
	определенные по кривой
скважин		< ? = / ( Р з а б )
		Kh	д • см
Л'1,	дарси	|i	•' спз	х, см'Чсск
111	0,490		15,3	3136
132	0,368		67,1	2650
151	0,565		34,8	2400
174	0,389	103,8		1785
179	0,260		83,2	1430
189	0,455		68,1	2011

Фильтрационные параметры пласта, определенные по кривой ^заб = / ('К 0

кй	h	д • см	см'1сек
Л'1, дарси	|i	X,
		' спз
0,620	193,8		3974,3
0,563	106,0		4079
0,616	128,4		4304
0,115		28,1	625
0,397	130,5		2255
0,260		39,1	1150

До сих пор речь шла об исследованиях за сравни­ тельно небольшой отрезок времени (в пределах 6—7 дней, когда в промысловых условиях проводятся гид­ родинамические исследования).

Интересно также изучение рассматриваемого вопро­ са за большой промежуток времени. Поэтому рассмот­ рим характер изменения дебита нефти и газовых фак­ торов в течение длительного периода.

Из рис. 13 и 14 следует, что при уменьшении

забойного давления дебит непрерывно	растет. Эта
закономерность наблюдается и при А,а 6 <	Р и а с . Газовый

фактор практически сохраняется неизменным.

41