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

ГЛАВА III

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ РАДИУСА РАЗГАЗИРОВАНИЯ

§ 1. Определение величины радиуса разгазирования существующими методами по отдельным скважинам и рядам

Оценка радиуса воронки разгазирования в пласте при снижении давления на забое скважин ниже давле­ ния насыщения и при наличии запаса пластового дав­ ления относительно давления насыщения имеет большое значение, так как она позволяет установить возмож­ ности уменьшения давления (повышения дебитов сква­ жин) для конкретных пластов и месторождений.

Величину радиуса разгазирования можно опреде­ лить различными методами [6, 11, 16, 20, 32].

Метод ВНИИ основывается на схеме установивше­

гося	притока		нефти к скважине от условного или				дейст­
вительного		контура		питания (рис. 24) при следовании
фильтрации закону Дарси, по которому можно						записать
следующее		уравнение			[16]:
			Rr^rc-'l		2 * * ( " о - " з а б ) ;		( б )
					о
где	RT— радиус воронки разгазирования нефти						в пла­
		сте	при	снижении забойного давления			ниже
		давления		насыщения; на контуре		воронки
		давление		равно Я н а с ;

Ь{РНлс)—вязкость	и объемный	коэффициент нефти
при давлении насыщения.
Величина Н0—Иза6,	характеризующая		значение деп­
рессии в области разгазирования		нефти,	выраженной в

52

видоизмененных функциях Христкановича с учетом изменения свойств нефти от давления, определяется как

Ил-Н.	Рн	•dP.	(7)
	эаб = 1
	за 6

Таким образом, исходя из уравнения (6), можно определить по данным исследования скважин при

Рис. 24. Схема действия двухфазного потока жидкости (радиуса разгазирования при достижении в залежи ре­

жима Р3аб<Рнас<Рпл)

Рзаб < Aiac < Л™ величину радиуса воронки разгазиро­ вания нефти в пласте вокруг скважины, т. е. радиус области, в пределах которой газ свободно выделяется из нефти.

Для определения радиуса разгазирования можно

также	воспользоваться формулой			И .	Д. Амелина [ 6 , 1 1 ] :
j n £	_ In RK	[[q—Япрод ( Р п л — Р н а с ) 3 - ^ п р о д			(Рпл—Рте)	In rct	^
ИЛИ			Я
	RT =	14 • {In RK [д -	Я п р о д	(Рпл	- Р н . с )	+
		"Т" •^прод(^> пл	^ н а с ) 1&'"с)-

53

Величина радиуса разгазированной зоны может быть приближенно подсчитана также по формуле [20,32]:

l g £ r	= l g / ? K - ^ " ^ T - l g ^ -	(9)
	"пл "заб	Rr
Приведенные	выше формулы для определения

основаны на использовании результатов исследования скважин при условии установившейся фильтрации жид­ кости. Этот метод, как известно, имеет ряд существен­ ных недостатков.

Ниже дается расчет Rr, основанный на использова­ нии данных исследования скважин при неустановив­ шейся фильтрации.

Предлагаемый способ, имея ряд преимуществ перед приведенным выше методом, вместе с тем не должен исключать его. Поэтому есть большой практический смысл определить величину радиуса разгазирования Rr непосредственно по данным самой кривой восстановле­

ния

давления.

§ 2.

Определение

величины

радиуса

разгазирования

по

кривой

восстановления

давления

В основу этой

методики

положена

формула

Ф. Я. Зазовского,

А. А. Боксермана и С. Г. Каменецкого

для

определения

величины фиктивного

радиуса смены

параметров

пласта

[35]:

*_

*

Е*

. *

j.

* ' 2

t [

*

2

£1

где

I—время,

tl-Xl

-Х2

,

(Ю)

соответствующее

пересечению

асимптот

двух

участков

кривой

восстановления

давления,

сек;

смъ<сек;

х*—фиктивная

пьезопроводность,

~

дин•

см

.

е~—гидропроводность,

спз

Основное изменение фильтрационных параметров (кажущиеся пьезопроводность х* и гидропроводность в*) сосредоточено в непосредственной близости от сква­ жины.

Всю область фильтрации нефти можно условно, раз­ бить на два участка: первый (внутренний) характери­ зуется в основном изменением фильтрационных пара-

54

метров е и х по координате; на втором (внешнем) эти параметры практически остаются неизменными и ио величине приближенно соответствуют значениям при динамическом пластовом давлении.

Всоответствии с этим в настоящей работе мы при­ нимаем, что внешний, более удаленный от скважины участок характеризуется параметрами е* и х*, которые определяются давлением и нефтенасыщенностью на контуре.

Вчастности для случаев, когда при эксплуатации скважины пластовое давление остается выше давления насыщения, эти параметры соответствуют условиям фильтрации однородной жидкости.

На участке, непосредственно прилегающем к сква­ жине, фиктивные параметры непрерывно изменяются в следующих пределах:

** <	** <	**,
*	„	*
si <	е* <	е2 .

На рис. 25 приведен такой график изменения забой­ ного давления. Он условно разбивается на две зоны. Для каждой зоны известным методом [26, 32, 34] оп­ ределяются искомые параметры x ^ i и х2 е2 .

По тангенсам углов наклона прямолинейных ветвей кривой восстановления давления к оси времени опре­ деляем в] и е2 из выражения:

			(л	1	4* [ДР(* Я ) - Д Р	ft)]'	^
где для первого i = 1					и второго I =	2 участков значе­
ния	tx и t2	выбираются			так, чтобы	значения	&P(ti)	и
AP{t2)	лежали		на	соответствующей кривой.			является
Кажущийся			коэффициент пьезопроводности
функцией		давления и			определяется	приближенно		по
И. А. Парному				для	газожидкостной смеси		форму­
лой	[41]:
				х = ^ Р ' ^ Р t			(12)
					ту.

где Яс р —среднее забойное давление за расчетный пе­ риод.

Значение Рср определяется по следующей формуле-.

•^ср = ^°мин ~Ь 0,72 {РМакс

^мин))

(13)

55

где величины Риакс; Ртн берутся непосредственно из графика кривой восстановления давления.

рзаб> *Р>

			макс	tyt,4B6b;
Рис.	25. Теоретическая		кривая	восстановления давле­
ния,	снятая при	смешанном		режиме эксплуатации
(при	Рзаъ<Рмс<Рая)	с	выявлением радиуса разгази-

рования: х* е*—параметры фильтрации двухфазного по­ тока на I участке кривой; е 2—параметры фильтра­ ции однофазного потока на II участке кривой

Произведем некоторые преобразования величин, вхо­ дящих под коренной радикал выражения (10):

		(14)
		(15)
	*1	my. I
	\
	%2 '	(16)
		ТЩЗ.
		(17)
2	\	m\j. )

Принимая R$~RT, приведем выражение (10) (суме­ том преобразования Рф) к следующему расчетному виду [42]:

56

						Таблица 15
скважин	Р	^мнн	Р	— Р	^"ср	0,72 ХД р
	^ ы а к с		' м а к с	мни
151	214,2	208,1		6,1	212,49	4,39
174'	213,1	203,4		9,7	210,38	6,98
179	226,6	223,2		3,4	225,65	2,45
189	229,1	225,2		3,9	228,01	2,81
132	215,5	210,3		5,2	214,04	3,74
179	226,4	184,9		41,5	214,78	29,88
174	209,1	176,9		32,2	200,08	23,18
111	234,2	210,4		23,8	227,54	17,14
151	209,0	156,5		52,5	194,3	37,8
111	231,2	205,0		25,2	223,14	18,14

		Яг =	1,5 jA	• (f£)	( Я , ) * - * • ( t f 2	f	* - * •	(18)
В таблице			15 приведен расчет Я с р .
Вычисленное значение Я с р					подставляется	в формулу
(17) для определения искомого параметра Я г							по кривой
восстановления давления.
Результаты			расчетов по определению радиуса					раз­
газирования по приведенным выше формулам							приведе­
ны в таблице			16.
Как	видно		из таблицы 16, Я г , определенные по фор­
мулам	(6) и (18), ближе			друг	к другу, чем	Я г , опре­
деленные		по формулам		(8) и (9).
Надо		полагать, что в основном выражения					(8) и (9)

дают большие отклонения в сторону значительного

завышения величин Я г от истинных, полученных			фор­
мулами	(6) и (18), в связи с тем, что в эти выражения
входит	условно	принятая при расчетах величина	ра­
диуса действия скважины Я к .
Рассматривая		фильтрацию газированной жидкости

как фильтрацию упругой однородной жидкости, резуль­

таты		определения			величины радиуса		разгазирования в
случае			нестационарного движения жидкости в пористой
среде		(т. е. по		кривым		восстановления давления) мы
проверяли также					по значениям скин-эффекта,			опреде­
ленным			известными методами.
	Известно, что проницаемость призабойной зоны сква­
жин по сравнению с проницаемостью							пласта может быть
оценена			по	методике		Ван-Эверцикгена и		Херста
[43,	44,		45].

57

Эти авторы видоизменили основную формулу для определения понижения забойного давления после пуска гидродинамически совершенной скважины с по­ стоянным дебитом, представив ее в следующем виде:

Рс -	Я с у =	J l . (ig J | + 0,8091 + 25),		(19)
где Рс—текущее		забойное	давление, атм;
ЯС У —установившееся забойное давление перед оста­
новкой скважин,			атм;
Оу—постоянный объемный дебит скважин в пласто­
вых	давлениях,		см3/сек;
S— величина		скин-эффекта.

Приведенная формула отличается от приближенных формул (опксывающихпроцесс перераспределения дав­ ления в бесконечном пласте пуска скважины с посто­ янным дебитом) только введенным в нее слагаемым 2S в круглых скобках. Это слагаемое отражает основную идею Херста и Ван-Эверцингена: перепад давления в области влияния скважины складывается из перепада давления в олнородном пласте при давлении жидкости в гидродинамически совершенной скважине и из пере­

пада давления за счет скин-эффекта			[46].
| В. Н. Щелкачев	[46] на основании формулы (19)
находит следующее	выражение	для	скин-эффекта:
s	= ( J L -	A ^ ,	(20)

где Л- !—коэффициент проницаемости призабойной зоны; Яс—рааиус призабойной зоны, имеющей проница­

емость;

^—коэффициент проницаемости пласта за преде­ лами пррззбойной зоны.

Формула (20) определяет линейный характер изме­ нения скин-эффекта в зависимости от соотношения проницаемостей более удаленных участков пласта и при­ забойной зоны, а также радиуса последней. Однако для практических расчетов формула (20) неприемлема, так как обычно на пргктике проницаемость и радиус при­ забойной зоны неизвестны.

Существует ряд других формул для определения проницаемости призабойной зоны и оценки соотноше­ ния — , однако во все эти формулы обычно входят

58

Таблица 16

Сопоставление результатов определения величины радиуса разгазирования различимым методами

		Давление, атм				Радиус,		определенный раз-
							личными методами
мм					о	>,	>,		>,
					га					X
скважин					т	s	S		ж
					Р.		о.		о.	0.^-4
	«;	о	1	ю	1	о.			•е-5
						•&S
	С	S	чс	го	Xи	с ч	О 0J		О 01	О й>
		Ога.	о.
	о.			а	а.		с	ч	а ч	с ч
111	231^	208,0	26,2	205,0	3,0	0,64	1,439		1726	0,704
132	214,4	208,1	30,1	184,3	23,8	1,7	1,82		2,275	1,870
151	209,0	207,3	52,5	156,5	30,8	3,2	2,82		3,327	3.520
174	209,1	200,0	32,2	176,9	23,2	0,037	2,45		2,964;	0,041
179	226,4	221,4	41,6	184,8	36,6	2,3	3,04		3,587	2,53
189	227,6	224,3	41,1	186,5	37,8	0,19	2,93		3,311	0,21

1

величины радиуса контура питания или величина при­ веденного радиуса скважины Rn, точно определить кото­

рые в практике невозможно.				Поэтому	численное		зна­
чение скин-эффекта S лучше				подсчитывать по методике
Ван-Эверцингена и Херста.
Сущность	этой	методики		сводится	к	следующему:
1. Из формулы		(19) следует:
s =	— — T l		n	i * -	' 0	'	( 2 l )
где		д р с = рс	_ р с у .

2. Имея данные о восстановлении забойного давле­ ния после остановки скважины, строят кривую зависи­

мости	(рис. 26):
!	А ^ = ^ ( ^ Т ^ ) '	( 2 2 )

где Г—приведенное время работы скважины до момен­

та ее	остановки;
t—время,	отсчитываемое		с момента	остановки
скважины для		исследования.
3. По уклону прямолинейного участка графика вос­
становления забойного давления			ДРС = / ^ l g о п р е ­
деляют проницаемость		пласта:
	Я = 0 , 1 8 3 2 - ^ - .			(23)

59

4. По коэффициентам пористости, объемной упру­ гости пласта и насыщающей его жидкости подсчитыва­

ют

коэффициент пьезопроводности

% по формуле (5).

5.

Зная

постоянные

величины,

входящие

в

форму­

лу

(21), задаются

какой-нибудь

парой

значения

t

(при

t >

и соответствующими

t

им

значениями

и

Р с .

По­

ставив указанные

значения

и Р с

в

формулу

(21),

на­

ходят

численное

значение

S.

am

230 -

220 -

210

200

190

180

170 -

k 4 t

8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2

тБ

10

<

Рис. 26. Преобразованная кривая восстановления дав­

ления,

снятая по

скв. №

111

месторождения

Песчаный-море

Описанным

методом

мы

подсчитали

величину

ДР3

для исследования фонтанных скважин месторождения Песчаный-море. Результаты подсчета величины ДР„ приведены в таблице 17. Кроме того, дать оценку величине скин-эффекта можно также по методике Apnea [14, 47], согласно которой величина ДР3 опре­

деляется	из	выражения:
ДР3	= ЬР,_2 -		°^~-^Pz	= ДР, _ 2 -	0,352ДРг .	(24)
Величины,		подсчитанные		по формуле (24),		также
приведены в таблице			17.
Используя		метод	Томаса	[34, 48],	можно оценить

влияние проницаемости призабойной зоны на величину общего перепада давления по кривым восстановления давления для того, чтобы проверить, насколько досто­ верно определяются величины по предлагаемому выра­ жению [18].

60

Известно, что изменение проницаемости влияет иа форму начальных участков кривой восстановления. Томас на основании сравнения параметров пласта, вы­ численных по кривым восстановления давления, с пара­ метрами, полученными при установившемся притоке, предложил способ определения коэффициента пласта в призабойной зоне.

Коэффициент	ухудшения			в процентном		выражении
означает величину, на		которую			возрастает	депрессия
из-за несовершенства вскрытия					пласта и изменения его
освоения при дальнейшей			эксплуатации.
		1	-			(25)
				UP	'
тде г—тангенс	угла наклона			прямолинейного участка
кривой восстановления				давления;
/?к» /?с ~соответственно		радиусы			кругового	контура
питания и скважины;
ДА»—разность	между	пластовым (статистическим) и
установившимся забойным (динамическим) дав­
лениями	в скважине.
Формула (24) имеет		тот недостаток, что в гее вхо­

дит трудно определяемая на практике величина RK. Однако ошибка в определении указанной величины не оказывает существенного влияния на результаты под-

счета, так как отношение — - входит в формулу под

знаком логарифма. Значительное влияние на результа­ ты подсчета могут оказать ошибки в определении вели­ чин i и ЛЯ. Поэтому при расчете особое влияние было уделено точности определения этих двух параметров.

							Таблица		17
X				CJ		а*	Потеря	депрессии за
		g		Ч	о
Й				>\		>.	счет S по различным
Ю		>,	е	о.	-& ~	Е	формулам,		х
и	е	"б		•&о	О	а*
			>,		~u "	Q
	с?		CJ	С		С	(21)	(24)	(18
		о	с-С	^ S.	•aО, Xt>.	щ О
111	126956	151,8	832,3 -3,845 —8,4			—0,116	40,0	22,4	9,7
132	84009	176,4	476,4 —2,341 —3,62 —0,354				25,9	35,4	32,8
151	56670	161,8	350,2 —3,14/ -5,69			-0,499	46,5	49,9	43,1
174	46238	163,9	282,1	2,415	2,68	0,283	23,5	28,3	30,2
179	52261	158,3	330,1 —5,267 —4,83 -0,521				53,5	52,1	48,9
189	93364	122,3	763,4	1,018	1,27	0,128	16,1	19,8	18,5

61