2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 2

Исходные данные, полученные при испытании скважины, и параметры, использованные при расчетах, также приведены в табл. 2.22. Кроме того принято: µ(p) = 0,0207 ìÏà ñ; z = 0,83; pàò = 0,1 ÌÏà; Tïë = 323 Ê; p = 0,6, R = 500 ì;

rc = 0,1 ì; k = 0,2 ìêì2; h1 = 0,636 м. Для случая когда все параметры, входящие в коэффициенты a è b, включая h(∆p), не зависят от ∆p, графически получено, что a = 0,04 è b = 0,0005.

Вариант I (ðèñ. 2.28, à): k(∆p) = const; h(∆p) = const; a′ = 0,04 0,636 = = 0,02544; b′ = 0,0005 0,6362 = 0,000202 (ñì. òàáë. 2.23).

Вариант II (ðèñ. 2.28, á): проницаемость нового интервала, подключающегося на 2-м режиме, постоянна и равна проницаемости интервала, работающего с 1-го режима. Толщина работающего интервала на 2-м режиме в 2 раза боль-

øå, ÷åì íà 1-ì, ò.å. h2(∆p2) = 2h1.

Как видно на рис. 2.28, á, индикаторная кривая искажается только на 2-м режиме. Начиная со 2-го режима тенденция изменения индикаторной кривой остается однородной, поэтому при стандартной обработке индикаторной линии первая точка не лежит на прямой, проведенной по следующим четырем точкам. Для учета первой точки зависимость ∆p2 îò QII используют для определения ñ0. Далее, зная ñ0, обработку кривой ведут в координатах (∆p2 – ñ0)/QII – QII. При этом с помощью линии 3 определены a = 0,022 и b = 0,000123.Эти коэффициенты практически совпадают со значениями, приведенными во второй строке табл. 2.21.

Рис. 2.28. Зависимости ∆p2, ∆p2/Qi, (∆p2 – ñ0)/Qi è [∆p2hi(∆pi)]/Qi îò Qi при постоянных k(∆p) и временных h(∆p)

2.6. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ НА ФОРМУ ИНДИКАТОРНЫХ КРИВЫХ ВКЛЮЧЕНИЯ НОВЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Достоверность аналитических решений, полученных для заданных физикоматематических моделей задач, качественно и количественно может быть подтверждена экспериментальными и промысловыми исследованиями. Создание экспериментальной установки и соблюдение всех критериев подобия для одновременного притока газа и жидкости к скважине с возможностью пересчета экспериментальных данных в натурные условия сопряжены с большими техни- ческими и технологическими трудностями. Эти трудности обусловлены разными физическими свойствами газа и жидкости, капиллярными давлениями, различием законов фильтрации газа и жидкости, геометрическими размерами модели, необходимыми для моделирования фильтрации с подвижной границей раздела фаз с учетом характера изменения насыщенности пор жидкой и газовой фаз во времени.

В связи с этим была создана модель, позволяющая качественно изучить характер индикаторных линий, снимаемых в скважинах, вскрывших газонефтяную залежь. При моделировании кругового газонефтяного пласта (с постоянными толщиной и проницаемостью) со скважиной в центре допускалось, что в зоне насыщения пористой среды нефтью за счет капиллярных сил отсутствует фильтрация жидкости. Для соблюдения критериев подобия геометрических размеров залежи и скважины предполагалось, что за пределами зоны (r ≈ h) имеется плоскорадиальная фильтрация газа и жидкости без изменения границы раздела фаз.

Такие допущения правомерны хотя бы потому, что действительно в зоне насыщения пор за счет капиллярных сил фильтрация жидкости отсутствует, если создаваемая депрессия на пласт не превышает по значению капиллярного давления в данной пористой среде. Для изучения особенностей притока газа и нефти к скважине, характера изменения дебитов газа и жидкости при различ- ных депрессиях на пласт и степенях его вскрытия создана экспериментальная установка (рис. 2.29), состоящая из цилиндрической модели газонефтяного пласта 6, емкости для нефти 4, мерного сепаратора 2, расходомера 3, манометров 1 è 7, вентилей 5 è 8, источника газа 9. Модель пласта 6 состоит из двух цилиндров высотой 0,25 м, с внутренним диаметром меньшего цилиндра 0,29 м. Кольцевое пространство между двумя цилиндрами шириной 0,002 м создано для обеспечения равномерной подачи газа и жидкости в пористую среду. Сплошной линией показана линия подачи воздуха, штриховой – линия подачи жидкости, штрихпунктирной – выходная линия.

Насыщение нижней части модели нефтью происходит по принципу сообщающихся сосудов. Высота нефтенасыщенной части пласта обусловлена высотой уровня нефти в емкости 4. В пористой среде на уровне высоты нефти в емкости 4 наблюдается 100%-ное насыщение. Выше этого уровня насыщение пор происходит исключительно за счет капиллярных сил. Опыты, проведенные на прозрачной модели с параметрами пористости и проницаемости, равными параметрам модели пласта, показали, что через несколько дней модель

186

Рис. 2.29. Схема экспериментальной установки для изучения влияния прорыва газа через перфорированный нефтенасыщенный интервал на форму индикаторных кривых

насыщается за счет капиллярных сил до кровли. Однако созданные депрессии, превышающие значения депрессий в процессе опытов, оказались недостаточными для получения хотя бы незначительного количества нефти из зоны, насыщенной за счет капиллярных сил. В зависимости от минералогического состава, пористости и проницаемости пористой среды насыщенность нефтью зоны за счет капиллярных сил не превышает 35 %. Остаточная водонасыщенность перед заполнением пор нефтью также зависит от состава пород, их пористости и проницаемости. Для использования моделей остаточная водонасыщенность не превышала 17 % объема пор.

В центре модели установлена скважина, изготовленная из латунной трубы диаметром 0,01 м, которая перфорирована плотной сеткой отверстий диаметром 0,002 м по всей толщине пласта. Во избежание выноса мелких частиц породы (маршаллита) ствол скважины обмотан синтетическим материалом, устойчивым к воздействию воды в газе и нефти. Вскрытие пласта осуществлялось сверху. В ствол вставляли металлический стержень – пакер с резиновой манжетой. Стержень изготовлен из трубки, рассчитанной на высокое давление. Один конец стержня соединяли с источником газа, а другой заглушен. Та часть стержня, которую использовали для перекрытия определенной высоты перфорированного интервала, просверлена множеством отверстий. Внешний диаметр резиновой манжеты, надеваемой на стержень, был на 0,5 10–3 м меньше, чем внутренний диаметр ствола скважины.

В целях обеспечения герметичности пакерующего манжета по всей длине стержня произведен обжим резины через каждые 0,03 м с помощью медной проволоки. Для создания несовершенства на требуемом участке интервала перфорации пакерующий стержень опускали в ствол скважины. Затем верхний конец стержня соединяли с баллоном азота (с рабочим давлением до 15 МПа). Герметичность зоны, перекрытой стержнем, обеспечивалась благодаря давлению, создаваемому через редуктор. Это давление превышало по значению давление газа и жидкости в пласте в 2–3 раза.

Предложенная система позволяет обеспечить одновременный приток газа и нефти к скважине в отсутствие пакерующего устройства, что соответствует скважине, совершенной по степени вскрытия. Система с пакерующим устройством позволяет также частично или полностью перекрыть газонасыщенную часть модели. Конструкция модели пласта такова, что пакерующую систему можно вставить в ствол скважины снизу (с подошвы модели). При этом в скважину

187

спускают лифтовые трубы – медные трубки с внешним диаметром 0,006 м – для обеспечения выноса нефти и газа.

В модель пласта нефть подавалась из емкости-резервуара 4 через нижнее отверстие в корпусе, а газ – через верхнее отверстие. Уровень жидкости регулировался уровнем нефти в резервуаре 4.

Ñпомощью вентилей 5 è 8 устанавливали необходимые давления на входе

èвыходе, отбор жидкости осуществляли либо из нижнего, либо из верхнего выхода скважины в зависимости от места установки пакерующего устройства. Газожидкостный поток из скважины направлялся в сепаратор 2 для отделения

жидкости и измерения ее количества. Отсепарированный газ поступал в расходомер 7. В опытах использовали нефть, близкую по физическим свойствам к пластовой нефти, а в качестве газа – воздух.

Проведение экспериментов заключалось в периодическом снятии индикаторных кривых, т.е. измерении пластового и забойных давлений и дебитов газа и нефти на разных режимах работы скважины в процессе притока газа и нефти или сначала только нефти, а затем и количества газа, прорвавшегося к скважине через вскрытый нефтенасыщенный интервал.

Перед заполнением модели были сняты индикаторные кривые для газа (рис. 2.30, à). Затем весь поровый объем был насыщен нефтью и сняты индикаторные кривые для жидкой фазы в координатах ∆ð – Qí , (ðèñ. 2.30, á). Эти фоновые индикаторные кривые снимали для того, чтобы использовать их для сравнения с кривыми, получаемыми при образовании конуса нефти при вскрытии только газонасыщенного интервала и при прорыве газа через нефтенасыщенный интервал при вскрытии только нефтенасыщенной части пласта.

Эксперименты, проведенные для случая, когда вскрывалась только часть нефтенасыщенного интервала, показывают, что при депрессии на пласт ∆ð ≤

Рис. 2.30. Зависимости ∆ð, ∆ð2/Qã îò Qã (à) è ∆ð îò Qí (á), построенные по результатам опытов перед заполнением модели нефтью

188

≤ 25 10–3 МПа в скважину поступала только нефть и характер зависимости ∆p îò Qí был линейным. Дальнейшее увеличение ∆ð приводило к прорыву газа (см. рис. 2.30, á), и в скважину одновременно поступали газ и нефть.

Происходило интенсивное уменьшение количества нефти, поступающей в скважину, и увеличение количества газа. При этом за сравнительно небольшой

отрезок времени снимались кривые ∆ð(Qí) è ∆ð2(Qã). Для каждого вскрытия пласта (а их было четыре) h"“* = h"“* /h; ïðè h"“* = 0,5 были сняты индикатор-

ные кривые для нефти и для газа. Результаты измерений давлений и дебитов газа и жидкости для разных степеней вскрытия представлены в табл. 2.24–2.26. Во избежание быстрого прорыва газа в скважину депрессии на пласт устанавливали небольшие – от 0,002 до 0,012 МПа.

Ò à á ë è ö à 2.24

Результаты измерений и расчетов для определения коэффициентов при фильтрации газа (ðâõ = 0,153 ÌÏà)

		Время из-	Расход	∆p2	Время из-	Расход	∆p2
ðâûõ, ÌÏà	∆ð2	мерения t1,	Qã1 10–3,	Qã1	мерения t2,	Qã2 10–3,	Qã2
		ñ	ì3/ñ		ñ	ì3/ñ
0,1083	0,0117	14,8	0,338	34,6	15,0	0,333	35,7
0,1108	0,0111	15,2	0,329	33,7	15,2	0,327	33,9
0,1133	0,0106	15,5	0,323	32,8	15,5	0,323	32,8
0,1158	0,01	15,9	0,314	31,8	16,0	0,313	31,9
0,1183	0,0094	16,4	0,305	30,8	16,2	0,309	30,4
0,1208	0,0088	17,0	0,294	29,9	17,0	0,294	29,9
0,1233	0,0082	17,3	0,289	28,4	17,5	0,286	28,6
0,1258	0,0076	17,8	0,281	27,0	18,1	0,276	27,5
0,1283	0,0069	18,7	0,267	25,8	19,2	0,260	26,5
0,1308	0,0063	19,8	0,253	24,9	20,3	0,246	25,6
0,1333	0,0056	20,9	0,239	23,4	21,3	0,235	23,8
0,1358	0,005	22,9	0,218	22,9	22,8	0,211	22,8
0,1383	0,0043	25,1	0,199	21,6	24,8	0,202	22,8
0,1408	0,0036	27,0	0,185	19,5	26,8	0,187	21,3
0,1433	0,0029	30,6	0,163	17,8	31,5	0,159	19,3
0,1458	0,0022	35,4	0,141	15,6	36,0	0,135	15,8
0,1483	0,0014	43,4	0,115	12,2	43,5	0,155	12,2
0,1508	0,0007	69,3	0,07	10,0	65,2	0,077	9,1
0,1523	0,0002	25,8	0,039	5,13	10,55	0,043	4,65

Ï ð î ä î ë æ å í è å ò à á ë. 2.24

	2	Время измерения	Расход Qã3 10–3,	∆p2
ðâûõ, ÌÏà	∆ð	t3, ñ	ì3/ñ	Qã3
0,1083	0,0118	15,4	0,325	36,3
0,1108	0,0112	15,6	0,321	34,9
0,1133	0,0107	15,9	0,314	34,1
0,1158	0,0101	16,0	0,313	32,3
0,1183	0,0095	16,8	0,298	31,9
0,1208	0,0089	17,0	0,294	30,3
0,1233	0,0083	17,5	0,286	29,0
0,1258	0,0077	18,3	0,273	28,2
0,1283	0,0070	19,2	0,260	26,9
0,1308	0,0064	20,2	0,248	25,8
0,1333	0,0057	21,0	0,238	23,9
0,1358	0,0051	22,5	0,222	23,0
0,1383	0,0044	25,0	0,200	22,0
0,1408	0,0037	27,8	0,180	20,6
0,1433	0,0030	31,2	0,160	18,8
0,1458	0,0022	35,8	0,140	15,7
0,1483	0,0015	44,7	0,112	13,4
0,1508	0,0008	67,2	0,074	10,8

189

В табл. 2.25, 2.26 приведены обозначения: Ví – текущее количество нефти, отобранное из модели; Vã – количество газа, проходящее через модель; Qí è Qã – текущий дебит нефти и газа соответственно; Væ = 0,0025 ì3 – объем заполнения модели жидкостью; время измерений t = 60 ñ.

Исследован процесс прорыва газа к скважине через нефтенасыщенный интервал для четырех значений относительного вскрытия нефтеносной толщины

пласта: h"“* = 0,08; 0,20; 0,32; 1,0 (см. табл. 2.26). Для каждого случая построе-

ны индикаторные кривые для нефти и для газа. Следует отметить, что влияние каждой из степеней вскрытия нефтенасыщенных интервалов изучалось неоднократно. Результаты измерений практически полностью совпадали, поэтому в табл. 2.24 и 2.25 приведена только небольшая часть этих измерений. По построенным по этим данным индикаторным кривым для нефти (рис. 2.31, à) видно, что с увеличением депрессии на пласт снижается темп роста дебита нефти. Это свидетельствует о повышении интенсивности прорыва газа для заданного вскрытия пласта при увеличении депрессии на пласт. Характер индикаторных кривых для газа (рис. 2.31, á) свидетельствует о том, что с увеличением депрессии на пласт интенсивность роста дебита газа повышается, что приводит к образованию индикаторных кривых с выпуклостью к оси ∆ð2. Кривые 1–4 ñîîò-

ветствуют вскрытию пласта hâñê = 0,02; 0,05; 0,08; 0,25 ì, èëè h"“* = 0,08; 0,20; 0,32; 1,00. Кривые 5 сняты, когда модель полностью заполнена нефтью или газом. Чем выше степень вскрытия нефтенасыщенной части пласта, тем интенсивнее рост дебита газа при увеличении депрессии на пласт.

Таким образом, результаты экспериментов по качественному изучению формы индикаторных кривых, снятых в скважинах, вскрывших газонефтяные пласты, показывают, что независимо от степени вскрытия нефтеносного интервала происходит прорыв газа к скважине. Интенсивность роста дебита газа и снижения дебита нефти зависит от степени и места вскрытия нефтеносного интервала, а также от депрессии на пласт. Эти результаты подтверждают достоверность аналитических исследований по изучению характера индикаторных

Ò à á ë è ö à 2.25

Результаты измерений при полном заполнении модели жидкостью

ð	– ð	,	Ví1 10–6, ì3	Qí1 10–6, ì3/ñ	Ví2 10–6, ì3	Qí2 10–6, ì3/ñ	Ví3 10–6, ì3	Qí3 10–6, ì3/ñ
	âõÌÏàâûõ
	0,002		4,5	0,075	4,8	0,08	4,8	0,08
	0,004		9,0	0,15	9,3	0,155	9,0	0,15
	0,006		13,2	0,22	13,8	0,23	13,8	0,23
	0,008		18,0	0,30	17,4	0,29	18,6	0,31
	0,01		21,0	0,375	23,1	0,385	22,2	0,37
	0,012		27,0	0,45	26,4	0,44	27,0	0,45
	0,015		31,8	0,53	32,4	0,54	33,6	0,56
	0,0175		36,0	0,60	36,6	0,61	37,2	0,62
	0,02		42,0	0,70	42,0	0,70	42,6	0,71
	0,0225		48,6	0,81	48,0	0,80	48,0	0,80
	0,025		50,4	0,84	52,2	0,87	52,2	0,87
	0,0275		52,8	0,88	54,0	0,90	55,8	0,93
	0,03		50,4	0,94	52,8	0,88	55,2	0,92
	0,03325		55,8	0,93	55,8	0,93	55,2	0,92
	0,035		55,2	0,92	57,6	0,96	56,4	0,94
	0,0375		57,6	0,96	57,6	0,96	57,0	0,95
	0,04		57,0	0,95	58,2	0,97	59,4	0,99
	0,0425		58,2	0,97	58,8	0,98	66,0	1,10
	0,045		61,2	1,02	60,0	1,00	58,2	0,97

190