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

В таблицах 12 и 13 приводятся						сводные		данные о
величинах	дебптсв	нефти,		Г З З О Е Ы Х			факторах и коэф­
фициентах	продуктивности			при различных				режимах
эксплуатации.
От*3	ш '800		Л	\г
шаию
					\
				\ 1	\
600 ООО						\	r
				V /
100 оооыоо			4 }				- v
		/	А / у				V
		/
		/	•	/
50.000\200		<<	, -~/	/

»^ — . >^=о—о—<;

О<У

		1	]		I		L -JJ _ .	1
^	VI VII	VIII	IX	X	XI	XII	I II	t.Mec
*	\		196Z			1	1963
• CK6.NI79		•—СквШ9					•Скв. N132
Рис. 13. Кривые изменения дебита нефти					и газа,		газового фак­
тора в зависимости	от времени по скв. №№ 189, 179, 132							IX гор.
балахаиской свиты	месторождения Песчаный-море (НГДУ им,
Серебровского)	при различных			режимах		эксплуатации

По данным этих таблиц рассмотрим изменение газо­ вого фактора и коэффициента продуктивности по каж­ дой скважине в отдельности:

1. По	скважине	№	111 (Хн горизонт) количество
добываемой жидкости			увеличилось со 134,7 mjcym при
диаметре	штуцера	11 мм до 208,5 пЦсут при диаметре
штуцера	15 мм. Коэффициент продуктивности умень­
шился с 3,5 до 0,6			т/атн-сут.

2. В скважине. № 132 (IX горизонт) количество добываемой жидкости увеличилось со 144,8 т\сут при диаметре штуцера II ми до 201,8 т'сут при диаметре

42

штуцера

13 мм.

Коэффициент

продуктивности

изме­

нился от 10 т'атм-сут.

до 4

т'.атм-сут.

3. В скважине № 151 (X горизонт)

количество до­

бываемой

жидкости

возросло

с 98,6

/и,су/и

при

диа­

метре

штуцера

9 ми

до

182,8 т':сут

при

диа­

метре штуцера

14 мм.

Коэффициент

продуктивности

изменился

от 4,5 т атм-сут

до 3,4 т

атм-сут.

Z00.000

*&Q0X2№

\

150.000 leoo 1500

/

д„(еумр

/

wo.ooouooXwoo

•v.

r

-оЛ

50001Л200

500

/

Л% -—о

-о

0

1

1

1

Ь,мес

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

I

I

1362

1

1363 - -

•CK6.N151

—-

-Скв. N111

•СКВ. N174

Рис. 14. Кривые изменения дебита нефти и газа, газового фактора в зависимости от времени по скв. №№ 151, 111, 174 X гор. балаханской свиты месторождения Песчаныйморе (НГДУ им. Серебровского) при различных режимах эксплуатации

4. В скважине			№	174	(Хн	горизонт)		количество
добываемой		жидкости		возросло		со	126,4'mjcytn		при
диаметре	штуцера		8,5 мм до 201 m"tcym при диаметре
штуцера	11 мм.		Коэффициент			продуктивности			изме­
нился от 7,05 т-атм -сут. до 0,7 т1							атм-сут.
5. В	скважине		№	179	(IX	горизонт)		количество
добываемой		жидкости		увеличилось со 140,5 т'сут					при
диаметре	штуцера		1,1 мм до 194,5 т-сут при диаметре

43

№№ сква­ жин Горизонт

111 X

132 1Хн

151 Хн

174 Хн

179 1Хи

189 1Хн

		Таблица		12
	Дата	Добыча нефти,	ГаэопыЛ	фак­
		mlcym	тор, м'/т
IX. 1962 г.		129,1	2Я.1
	X	154,1	312
	XI	199,7	223
	XII	206,5	224
I.	1963 г.	211	213
	II	217	218
	IX	131,0	549
	X	164,7	542
	XI	197,7	401
	XII	188,2	508
I.	1963 г.	161	616
	II	172	465
	IX	97,4	1027
	X	126,8	1080
	XI	179,9	902 .
	XII	176,8	967
I.	1963 г.	190	984 .
	II	172	1070
	IX	123,5	614 .
	X	134,2	616
	XI	145,6	544	;
	XII	166,3	416
I.	1963 г.	180	413	)
	II	167	419 .
	IX	135,9	516
	X	145,5	664
	XI	187,9	612
	XII	202,6	402
I.	1963 г.	204,5	415
	II	183	477
	IX	98,4	304
	X	115,7	318
	XI	.141,2	318
	XII	142,1	286
1. 1963 г.		143	321
	II	172	315

штуцера 13 мм. Коэффициент				продуктивности	изме­
нился от 7 до 0,2		mjamu-cym.
6. В	скважине	№	189 (IX горизонт) количество
добываемой жидкости			возросло со 101 тсут при диа­
метре	штуцера 11 мм до 149 тсут при диаметре
штуцера 13 мм. Коэффициент				продуктивности	изме­
нился от 1,4 до 0,4			т,атм-сут.

44

Как видно из таблицы 13, во всех скважинах, при переходе их на смешанный режим, величина коэффи­ циента продуктивности заметно уменьшается.

					Таблица 13
1*№		Диаметр	Коэффициент	Диаметр	Коэффициент
	Горизонт		продуктив­
скважин		штуцера,	ности,	штуцера,	продуктивности,
		мм	mlamMcym	мм	пЦатм-сут
111	Хн	11	3,5	15	0,6
132	IX и	11	10,0	13	4,0
151	Хн	9	4,5	14	3,4
174	Хн	8,5	7,05	11	0,7
179	1Хн	11	7,0	13	0,2
189	1Хн	11	1,4	13	0,4

§ 3. Исследование^ пластовой нефти при различных режимах эксплуатации залежи

Для определения вязкости, коэффициентов объем­

ного расширения и растворимости, а также						некоторых
других	параметров пластовой				нефти в зависимости		от
давления		использовались забойные пробы,				отобранные
с помощью			глубинных	пробоотборников		из скважин
№№ 111,		132,	151, 174, 179 и 189.
Эти пробы были исследованы на ртутной						у с т а н о в к е -
бомбе	PVT-A.		Помимо	ртутной	установки	PVT-A,	они

были исследованы также на вискозиметре давления ВВДУ.

На основании результатов лабораторного исследо­ вания построены кривые зависимостей количества раст­

воренного	газа, коэффициентов,			увеличения		объема,
вязкости	и	удельного	веса	нефти от	давления
(рис. 15—20).
Кроме этого, для удобства на				рис. 21, 22	и	23 по­
казаны обобщенные кривые изменения величин						b И Q
в зависимости от давления.
Данные этих исследований приведены в таблице 14.
Как видно	из	кривых и	таблицы	14, вязкость		нефти

при изменении давления меняется незначительно. Мож­ но предположить, что так незначительно вязкость в пластовых условиях будет изменяться до тех пор, пока

45

1 i

1 ! 7 •№• 1,28

i	082	1.24 120
. £

I5 0.80 1.20

4 078 1.16 so

3 Д76 V? 50

?	0,74 1,08 40
1 071 № го
. 0	0.70 WO 0	0 20 40 60 80 WO 120 Щ 'SO '80 Pam

Рис. 15. Кривые зависимостей количества растворен­ ного газа Q,M3JM3, коэффициента увеличения объема е, уд. веса нефти к, Г/см3, вязкости т\, спз, от давления Р> am, по скв. № 111 X гор. месторождения Песчаный-

море (НГДУ им. Серебровского)

4 J

т 140

0821,2k 120\

-ООО120 100

078116 •80

1 076 т			60
'	074	108	40
г	072	№ го
7	070	1.00	0	О 20 60 60 80 100 120 WO ISO Ж Pan

Рис. 16. Кривые зависимостей количества растворен­

ного газа Q, м3\м3,		коэффициента увеличения			объе­
ма е, удельного	веса нефти 7, Г/см3,			вязкости	(х, спз,
от давления Р,	am,	по скв. № 132	1Хн	гор. месторож­
дения Песчаный-море (НГДУ			нм.	Серебровскего)

4	3	2	1
7		I.2S ml

em /гв-

5 0,7В-1га WO;

4 0,74 tie so-

J 0.72 1Д 60

2 0,78 1,08

1 OSS-w го

0 O.BSwo 0

Оа BO 40 SO 80 100 IZO № 163 ISO 200 Ш Р,ат

Рис. 17. Зависимость количества растворенного газа, коэффициента увеличения объема, уд. веса, вязко­ сти от давления К по скв. № 151 Хн гор. балаханской свиты месторождения Песчаный-море £ (НГДУ им.

Серебровского)

у,от ЬУ В а,ф

ад 1.28

0,80

0,78 1,20

0,78116

0,74 1.12

0,72-1,08

0,70- Щ

068 <0

О '20 40 60 80 100 120 140 № Ш 200 Р,ат

Рис. 18. Зависимость количества растворенного газа, коэф­ фициента увеличения объема, уд. веса, вязкости от давления по скв. № 174 Хн гор. месторождения Песчаный-море (НГДУ им. Серебровского)

lj,aa	Уф? I		<J«V
4	3	2	1
8\
7

0,81- Щ\

•0,73

Д77- 116- 0J5 ta­

073- rn] 40

0,11

0,59

0 20 40 60 SO WO 120 140 ISO 180 Pan?

Рис. 19. Кривые зависимостей количества растворен­ ного газа Q, jflJM3, коэффициента увеличения объема Е, уд. веса нефти т, Г\см3, вязкости спз, от давления Р, am, по скв. № 179 1Хн гор. месторождения Песча-

нын-море (НГДУ им. Серебровского)

Пспз Уф? 8. 0м3/м3 4 3 2 1

		!
7 0,8k-128 №
6 0,82 1,24•120-
5	0,80 1,20 100 <,
	0,78 lis	80"
3	0.76 •112•60
2	0,74 Щ	40,
1	0,72 1,04 20

О г	2D		I	I	1 1 1	1 1 ' л
О 0,70 1.В0 4О		40 60		80	100 120 Ш	160 180 200 220'Ram
	1	1

Рис. 20. Кривые зависимостей количества растворенного газа Q, мъ\мъ, коэффициента увеличения объема е, уд. веса нефти 7, Г/см3, вязкости [J., спз, от давления Р, am, по

скв. Mi 189 IX гор. месторождения Песчаный-море (НГДУ им. Серебровского)

4ff BO 80 WO '20 tie 'SO 'SO 200 ?am

Рис. 21. Кривые изменения коэффициента увеличения объема нефти в зависимости от давления по скв. 1Хн и Хн балаханской свиты месторождения Песчаный-море

(Л.сЬз
6,0	НЮ	ММ	N17S
	*	1	У

Рис. 22. Кривые изменения вязкости насыщенной нефти от давления по скв. 1Хн и Хн гор. балаханской свиты место­ рождения Песчаный-море

9-4

49

не наступит режим относительного движения, т. е. до тех пор, пока пузырьки газа не обратятся при после­ дующем понижении давления в струи и не начнут

(Рис. 23. Кривые зависимости количества растворен­ ного газа от давления по скв. 1Хн и Хн гор. балаханской свиты месторождения Песчаный-море

двигаться с	большей скоростью относительно нефти.
Из кривых,	представленных на рис. 22 и в таблице 14,
	Таблица 14

Результаты исследования пластовой нефти при различных режимах эксплуатации на бомбе PVT-4 и вискозиметре ВВДУ

При Р 3 а б > р н а с П Р " р заб<"р нас

Ё

Ч

2

2

111	210,5	3,18	1,26	0,338	0,174	205,0	3,20	1,23	0,341	0,194
132 210,3		2,65	.1,334	0,588	0,154	184,3	2,85	1,228	0,633	0,197
1511 208,1		4,55	1,427	0,484	0,081	156,5	4,87	1,334	0,518	0,127
174	203,4] 4,30		1,23	0,457	0,019	176,9	4,50	1,228'	0,478	0,026
179 223,2		3,65	1,349	0,811	0,052	184,8	3,75	1,320,	0,833	0,106
189	225,2	4,45	1,442	0,968	0,041	186,5	4,65	1,428	0,974	0,056

также видно, что с уменьшением давления вязкость пластовой нефти увеличивается в очень незначительных пределах, как-то:

скважина № 111—3,18—3,20 саз; скважина № 142—2,65—2,85 спз;

50

скважина № 151—4,55—4,87 спз; скважина № 174—4,30—4,50 спз; скважина № 179—3,65—3,75 спз; скважина № 189—4,45—4,65 спз.

Совершенно очевидно, что это не повлечет за собой уменьшения подвижности флюида при его фильтрации в пористой среде, что подтверждается также данными таблицы 14. Из последней наглядно видно, как с пере-

ходом на смешанный режим фильтрации величина —,

выражающая коэффициент подвижности, даже несколь­ ко увеличивается.

4