Методические приемы детальной корреляции скважин. 6 страница

2. Что называют эксплуатационным объектом?

3. Какие факторы учитываются при выделении эксплуатационного объекта?

4. В каких случаях применяется система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод?

5. Когда и где в России впервые была применена система разработки с внутриконтурным заводнением?

6. Как располагают нагнетательные скважины при законтурном заводнении?

7. Для каких залежей применяется площадное заводнение?

8. Когда можно применять метод вытеснения нефти горячей водой?

9. В чем суть теплофизических методов?

10. Каковы закономерности и особенности заводнения залежей в процессе разработки в разных геологических условиях?

6 ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ДИНАМИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ И КОНТРОЛЬ ИХ РАЗРАБОТКИ

6.1 Геолого-промысловый контроль за разработкой залежи нефти и газа

Контроль разработки месторождений нефти и газа — это осуществляемая в процессе их эксплуатации система мероприятий по детальному изучению разрабатываемых залежей для уточнения их геологического строения и по всестороннему исследованию процессов извлечения нефти и газа из продуктивных пластов.

Контроль разработки охватывает большое количество видов работ: получение и накопление при исследовании скважин разнообразной геолого-промысловой, геофизической, гидродинамической и другой информации, анализ направленности процессов и явлений, протекающих в продуктивных пластах, и их последствий, оценка эффективности применяемой системы разработки, наблюдение за полным и качественным выполнением технологических решений, предусмотренных проектными документами. На основе комплексного геолого-промыслового обобщения результатов контроля разработки создаются динамические модели эксплуатационных объектов, отражающие качественные и количественные изменения в них по мере отбора запасов углеводородов.

Результаты геолого-промыслового контроля — основа выбора эффективных мер по управлению процессами нефтегазоизвлечения, совершенствованию применяемых систем разработки. Геолого-промысловый контроль начинается на стадии подготовки к промышленной эксплуатации и продолжается непрерывно, пока из залежей добываются нефть и газ. По мере вступления залежей в более зрелую стадию эксплуатации, задачи, решаемые при контроле разработки, все более расширяются и углубляются, применяется все более широкий комплекс методов и исследований.

От правильного построения системы контроля, от ее эффективного функционирования во многом зависят полнота использования запасов недр, получение высокого коэффициента нефтегазоизвлечения.

6.1.1 Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором

При разработке месторождении нефти и газа обязателен высокий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважинам), приемистостью нагнетательных скважин.

Дебит скважины по жидкости (безводной – по нефти, обводненной – по нефти и воде) измеряется в т/сут с помощью автоматизированных групповых установок типа "Спутник". Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате определяют обводненность продукции скважины, т. е. содержание воды в процентах во всей жидкости.

При недостаточно надежной работе системы "Спутник" обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа "Агат-1", а при использовании индивидуальной замерной установки – турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа. В последнее время появляются новые более совершенные замерные устройства отечественных и иностранных производителей.

Промысловый газовый фактор (в м³/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость водонагнетательной скважины (в м³/сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две – три скважины , замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.

Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, – поплавковыми, мембранными, сильфонными.

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значениеимеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

6.2. Контроль пластового давления и температуры

6.2.1. Пластовое и забойное давление при разработке залежей

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Р_пл.тек..

С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других – стабилизироваться, на третьих – возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. При контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления .

Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи – плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Р_пл.пр. вычисляют по формуле:

, (6.1)

где Р_пл.з – замеренное в скважине пластовое давление;

h – расстояние между точкой замера и условной плоскостью;

r – плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине – нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой – сделан замер);

g – ускорение свободного падения.

Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рисунке 6.1 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины.

В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, – воды, по скв. 5 – нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рисунке 6.2 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней и вокруг скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением P_заб. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом.

Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления.

Кривая 3 на рисунке 6.2, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.

Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае – при разрезании залежи на блоки) показан на рисунке 6.3 Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15 – 20%, а иногда и более.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значениязабойного давленияв скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового – после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважине показан на рисунке 6.4.

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины.

Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин.

6.2.2 Карты изобар

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар. Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях – при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.

На практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени – до одного – двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время.

Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 6.5, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи.

Карта изобар (рис. 6.6) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям).

Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).

Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему. Среднее взвешенное давление по площади находят по формуле

, (6.2)

где p_i – среднее арифметическое давления в пределах i -го элемента залежи между соседними изобарами; f_i – площадь i -го элемента залежи, замеряемая по карте; F – площадь залежи; n – количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи – последовательно выполняют следующие операции.

1. Строят карту равных значений нефте-, газонасыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения f_i, и h_i для элементов площади между отдельными изопахитами.

2. Строят карту равных значений произведения ph, где р – приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефте-, газонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.

3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов s, между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)_i.

4. Находят среднее значение по формуле

, (6.3)

где V – нефте-, газонасыщенный объем залежи; n – количество элементов площади с разными средними значениями ph; т – количество элементов площади залежи с разными средними значениями h.

В настоящее время расчеты средневзвешенных давлений осуществляются на компьютерах.

По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему – при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.

Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки. Карты изобар можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.

6.2.3 Перепады давления в пласте при добыче нефти и газа, комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов

Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления – общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины.

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины DР_скв.д, применительно к нагнетательной скважине– репрессией на забое скважины DР_скв.д. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

В добывающей скважине забойное давление DР_заб.д меньше текущего пластового давления DР_пл.тек на величину депрессии, в нагнетательной скважине DР_заб.н больше DР_пл.тек на величину репрессии.

Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями:

; (6.4)

(6.5)

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости qж и приемистостью W:

; (6.6)

(6.7)

Здесь К' и К" – коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые в (т/сут)/0,1 MПа и в (м³/сут)/0,1 МПа, характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. Коэффициенты К' и К" для одной и той же скважины обычно имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента. Дебит скважины по жидкости q_ж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:

; (6.8)

, (6.9)

где k_пр – проницаемость пласта; h – толщина пласта;

DР_{скв.д(н)} = Р_пл– Р_заб в добывающей (нагнетательной) скважине;

R _к – радиус условного контура питания скважины: r_пр – приведенный радиус скважины; и m, – вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины R _к принимают равным половине расстояния между скважинами.

Приведенный радиус скважины r_пр – радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Из сопоставления формул 6.6, 6.7 и 6.8, 6.9 следует:

, (6.10)

. (6.11)

Соответственно, коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики добывных возможностей и приемистости скважины.

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы, рис. 6.7). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид

(6.12)

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K'(K'') остается постоянным в интервале исследованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.

На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях.

В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) К_уд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) К' на одном м работающей толщины пласта h:

(6.13)

Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.

Дебит газа q_г в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P²_пл – P²_заб:

_, (6.14)

где k_пр – коэффициент проницаемости; h – эффективная толщина; Т_ст = 273 К; Т_пл = (273 – t_пл); К – пластовая температура; P_ат = 10⁵ Па; m _г – вязкость пластового газа; Z – коэффициент сверхсжимаемости газа; R_к – условный радиус контура питания; r_пр – приведенный радиус скважины.

В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа, дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в координатах q_г и (P²_пл.тек – Р²_заб)/ q_г (рис. 6.8).

Уравнение индикаторной линии имеет вид

, (6.15)

где А и В – коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В).

Коэффициент А численно равен значению (P²_пл.тек – Р²_заб)/ q_г в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е

. (6.16)

По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оцениваетсяосновная фильтрационная характеристика пласта– коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два – три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.

Дата добавления: 2014-11-29