Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

кого дебита, при котором высота столба нефти при r rñ равна hñ, и в скважину притекает только нефть:

q	k (h2	h2)			.	(11.7)
	ê		c
íáã	í ln	Rê
		rc

Òàê êàê

(hê2 hc2) (hê hc )(hê hc ) 2hñð (hê hc ),

то формула (11.7) будет иметь вид:

qíáã	2 khñð h			.
	í ln	Rê
		rc

(11.8)

(11.9)

При этом соблюдается условие устойчивости конуса,

определяемое потенциалом
	k	(p íZ).	(11.10)
	í

Знак ( ) относится к случаю, когда ось Z направлена вверх (газовый конус), а знак ( ), когда ось Z направлена вниз (водяной конус).

Оценим депрессию ð h, которая должна быть в скважине для обеспечения безгазового дебита нефти.

Пусть 8 103 Í/ì3; h 10 м. Тогда искомая депрессия составит 0,08 МПа. При реальных депрессиях в скважинах (несколько МПа) существует высокая вероятность образования газового конуса, которая значительно снижается за счет анизотропии пласта по проницаемости. Для предотвращения образования газовых конусов в нефтегазовых залежах дебиты скважин должны быть небольшими, а число скважин должно обеспечивать высокую (3 4 га/скв) плотность сетки.

Другим способом, позволяющим увеличить депрессию на пласт, является установление оптимальных интервалов перфорации пласта. На это указывают и результаты экспериментов.

До настоящего времени точной теории образования водяного конуса из-за чрезвычайной сложности не имеется.

161

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Приближенная теория образования водяного конуса была предложена М. Маскетом, но наиболее полно она разработана И.А. Чарным. В последующем теория образования конуса подошвенной воды постепенно усложнялась. Для определения продолжительности безводной эксплуатации было предложено ряд расчетных формул (П.Я. По- лубаринова-Кочина, Д.А. Эфрос и И.Ф. Куранов, И.А. Чарный, М.И. Швидлер, Д. Собосинский и А. Корнелиус, Ю.П. Желтов, П.Б. Садчиков и др.)

Продолжительность безводной эксплуатации скважины можно определить по следующей формуле:

T	2 mh3	2	,	(11.11)
	í
áâ	3Q		c

ãäå m пористость; hí нефтенасыщенная толщина пласта на контуре нефтеносности; коэффициент анизотропии; Q дебит скважины; ñ безразмерное время.

Для определения безразмерного времени предложены следующие формулы:

П.Б. Садчиковым:

c

(1

)2(1

),

(11.12)

h

h

ãäå

b

, b вскрытая толщина пласта;

h

h

í

В.Л. Даниловым и Р.М. Кацем:

c

(1

)3

3

2(1

);

(11.13)

h

h

h

М. Маскетом:

3aF(

h

)

,

(11.14)

c

2

ãäå à 1

произведение нефтеотдачи и усадки нефти;

объемный коэффициент нефти; F(h) функция, зави-

сящая от относительной глубины вскрытия пласта h b . hí

В.Л. Даниловым и Р.М. Кацем предложена и другая

162

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

формула для расчета безразмерного времени прорыва конуса подошвенной воды в виде:

2 1 3

1

h2

2

3

h

T

Ô

,

(11.15)

ïð

(1 )(1 h2)Ô

2

ãäå

C1 C2

;

C

k

;

C

k

;

C C

1

í

2

â

1

2

n

Ô1( , h)

;

2

2

(2n

h

n 0

1)

n

Ô2( , h)

T1(h) … .

2)3

h

(1

Ниже приведены расчетные формулы для определения предельных безводных дебитов нефти в залежах с подошвенной водой, которые предложили:

Д. Майер, А. Гарден

q	2 kh2 g(	â			í	)(h2		h2)	;
	í					í		c
í.ïð	í ln			Rê
					rc
Н.С. Пискунов
q 2 khí2 g â í ;
í.ïð	í ln	Rê
		rc

С. Пирсон

q 31,48 khíg â í (h2 h2).

í.ïð R í cí ln rê

c

(11.16)

(11.17)

(11.18)

11.2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОБРАЗОВАНИЯ И РАЗВИТИЯ КОНУСА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ М.С.Т. КUO

Одной из инженерных методик расчета показателей работы добывающей скважины в условиях образования

163

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

только конуса подошвенной воды является методика М.С.Т. КUО. Методика проста и позволяет определить критический дебит добывающей скважины, время прорыва водного конуса в скважину, динамику обводнения скважины во времени за счет конуса воды.

Методика М.С.Т. KUO базируется на основных положениях теории конусообразования Маскете Чарного, а также результатах экспериментальных исследований и является вполне приемлемой для инженерных расчетов.

Теория конусообразования Маскета Чарного исходит из допущения, что стеснение потока нефти образующимся конусом мало влияет на распределение потенциала Ф

k	ð в нефтяной части пласта.
Потенциал точечного источника равен:
	Q	c.	(11.19)
	4 r

Считается, что для определения предельного дебита скважины и оценки высоты подъема конуса можно использовать потенциал напорного течения.

Условием устойчивости конуса является соотношение

			kãîð	(	).	(11.20)
	z r 0

Схема образования конуса подошвенной воды по методике KUO представлена на риc. 11.4.

Критический дебит скважины рассчитывается по формуле Шолса (Schols), полученной на основании экспериментальных исследований

0,14

(

â

í

)k(h2

D2)

h

q

0,432

.

(11.21)

2049

b

êð

räð

r

í

ln

äð

r

c

Формула базируется на экспериментальном материале с использованием смешанной американской систем единиц:

[k] [ìÄ]; [h] [ôóò]; [D] [ôóò]; [ í] [ñÏç]; [qêð] [баррель/сут].

164

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 11.4. Схема образования конуса подошвенной воды:

D перфорированный интервал пласта; Hí, Hâ начальная нефте- и водонасыщенная толщина пласта соответственно; hí, hâ текущая нефте- и водонасыщенная толщина; z высота конуса; räð радиус дренирования пласта

Методика не исключает возможность использования и других известных формул для критического дебита: М. Маскета, И.А. Чарного, Н.С. Пискунова и др.

Время прорыва конуса подошвенной воды рекомендуется определять по эмпирической формуле Собосинского и Корнелиуса:

tïð			ímh(tD)ïð					,	(11.22)
	0,00137(			â		í	)k F (1 M2)
							ã ê
ãäå (t		)	z	16 7z 3z2 ;
	D	ïð	4		(7 2z)

z 0,0037( â í) kã h(h D) ;

í qb

165

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

M í kâ(Sí îñò) ;â k(Sñâ)

Fkâåðò ,

êkãîð

ãäå [kã] [ìÄ]; [h] [ôóò]; [z] [ôóò].

Расчет обводнения скважины конусом воды проводится с помощью метода материального баланса по формулам KVO и Disbrisay.

Первоначально определяют безразмерное (нормированное) время обводнения:

tD tt ,

ïð

а затем безразмерную обводненность váð, нормированную на предельную vïðåä.

v

v

,

(11.23)

áð vïðåä

ãäå t время, сут; v обводненность продукции скважины, доли ед.; tïð время прорыва конуса воды, сут.

Предельную обводненность продукции находят из следующего соотношения:

	vïðåä	Mhâ	.	(11.24)
		Mhâ h

Ïðè ýòîì:

vïðåä 0, åñëè tD 0,5;

vïðåä 0,94 lg tD 0,29, åñëè 0,5 tD 5,7; vïðåä 1, åñëè tD 5,7.

Текущая нефтенасыщенная толщина пласта вычисляется по формуле:

			Q (1 Sñâ)
h Hí 1							,	(11.25)
		V	(1 S	S	)
	íãç		ñâ	í.îñò

166

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

а водонасыщенная толщина по формуле:

hâ Hâ Hí		Qí (1 Sñâ)			,	(11.26)
	V	(1 S	S )
íãç		ñâ	í.îñò

ãäå Qí, Víãç накопленная добыча нефти и начальный геологический запас нефти в стандартных условиях.

Наличие непроницаемых слоев существенно снижает возможность образования конуса подошвенной воды.

Известные зарубежные методики расч та критических безводных и безгазовых дебитов, процесса конусообразования как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах приведены в книге Джоси «Основы технологии горизонтальной скважины». Краснодар. 2003 г. 423 стр. (перевод с английского). При этом следует отметить, что все эти методики дают весьма приблизительный результат и требуют адаптации с промысловыми данными.

Глава 12

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СО СЛОЖНОПОСТРОЕННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

В современной принципиальной классификации коллекторов нефти и газа по условиям их аккумуляции и фильтрации в них флюидов выделяют простые коллекторы (поровые, трещинные) и сложнопостроенные, где выделяют пустотные пространства двух или даже трех видов: поры, трещины и каверны. Особенностью сложнопостроенных коллекторов является наличие двух фильтрационных путей через трещины и через пористые блоки. Трещина это поверхность по которой прошло нарушение целостности (сплошности) или произошла потеря сцепления материала. Есть трещины, которые связаны с геометрией структуры, т.е. имеют постоянную ориентацию по площади, есть трещины, не связанные с геометрией структуры, это неправильные и изогнутые разрывы при отсутствии закономерности (оползни, осадки и т.д.).

Простые коллекторы представлены в основном терригенными отложениями, где имеющиеся трещины носят

167

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

подчиненный характер. Сложные коллекторы представлены в основном карбонатными породами.

Породы-коллекторы характеризуются такими основными параметрами, как:

межзерновая пористость; поровая проницаемость; трещинная проницаемость; трещинная пористость.

Межзерновая пористость горной породы это изна- чальный фон. Вторичная пустотность (трещины, каверны) являются результатом постседиментационных процессов, но главным образом гидрохимических и может быть открытой или закрытой.

По особенностям геолого-физического строения и системам разработки в сложнопостроенных коллекторах выделяется залежей трех типов.

Тип 1 залежи в карбонатных коллекторах порово-тре- щинного типа, емкостные и фильтрационные параметры которых в основном определяются пористой средой; разработка их осуществляется либо при упруговодонапорном режиме, либо при внутриконтурном заводнении.

Тип 2 залежи в трещинно-пористых коллекторах; среди таких залежей имеются примеры успешного применения приконтурного заводнения и закачки газа в повышешенные части залежей на объектах в изолированных рифовых массивах.

Тип 3 залежи в высокопродуктивных трещинно-ка- вернозных коллекторах, которые разрабатывают с ППД, обычно с приконтурным заводнением, либо на естественном упруговодонапорном режиме.

Êтипу 1 относятся залежи в отложениях среднего и нижнего карбона Урало-Поволжья, в паннонских, миоценовых и мезозойских отложениях (Югославия, Польша).

Êтипу 2 относятся залежи триаса в Венгрии (месторождение Надьлендел), перми (рифовые массивы Башкирии).

Тип 3 составляют верхнемеловые залежи Северного Кавказа (Чеченская Республика, Ингушетия) и среднего триаса (месторождение Горни Дыбник, Болгария). Общая характеристика залежей Чеченской Республики (грозненские месторождения) приведенные в табл. 12.1.

168

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ò à á ë è ö à 12.1

Геолого-промысловые характеристики и параметры залежей с трещинно-поровыми карбонатными коллекторами грозненских месторождений, Россия

	Параметры			Характеристика и значение па-
				раметров
Тип структур				Антиклинальные складки
Тип залежей				Массивные, массивно-пластовые
Тип коллектора				Трещинно-кавернозные
Естественный режим дренирования				Замкнуто-упруговодонапорный
Нефтесодержащие породы				Известняки, мергели
Глубина залегания, м				500 м и более
Размеры залежей, км:				30 40 и более
длина
ширина				1,5 3,5
высота				0,6 1,0
Свойства матрицы:				Менее 0,06
пористость
проницаемость, 10 3 ìêì2				Менее 0,01 0,001
водонасыщенность				1,0
Свойства трещино-кавернозных кол-
лекторов:				Менее 0,01
вторичная пустотность
проницаемость, мкм2				0,5 1,0 и более
нефтенасыщенность				0,85
Начальное	пластовое	давление (в		До 45 70 и более
своде залежей), МПа
Пластовая температура, С				90 170 и более
Давление	насыщения	нефти	газом,	Äî 20 36
ÌÏà
Вязкость нефти, мПа с				0,2 0,4
Начальное	газосодержание		нефти,	220 550
ì3/ò				810 840
Плотность	нефти в поверхностных
условиях, кг/м3				1,6 1,8 ðàçà
Превышение начального пластового
давления над гидростатическим				500 1000 и более
Дебит скважин, т/сут
Коэффициент продуктивности сква-				100 200 и более
æèí, (ò/(ñóò ÌÏÀ)

Одной из важных задач разработки залежей нефти в сложнопостроенных коллекторах на начальном этапе является установление наличия и степени гидродинамиче- ской связи залежей с законтурной областью и особенно-

169

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

стей фильтрации пластовых флюидов, что обусловливает последующие проектные решения.

Основным источником информации являются гидродинамические исследования скважин (ГИС).

При ГИС методом установившихся отборов более чем 100 скважин ряда грозненских месторождений (Карабу- лак-Агалуна) было выявлено четыре вида индикаторных диаграмм (рис. 12.1).

Данные исследования были отработаны по двучленной формуле:

ð	Q	BQ2,	(12.1)
	A
0

ãäå À0 коэффициент продуктивности скважины; B êî-

Рис. 12.1. Типы индикаторных диаграмм скважин грозненских нефтя-

ных месторождений.

Òèïû: 1 линейные; 2 с уменьшением выпуклости к оси дебитов; 3 с увеличением выпуклости к оси дебитов; 4 с одинаковой кривизной

170