Помощничек
Главная | Обратная связь

...

Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

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 , применительно к нагнетатель­ной скважине — репрессией на забое скважины . В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнета­тельных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

В добывающей скважине забойное давление меньше текущего пластового давления на величину депрессии, в нагнетательной скважине больше на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями

(XIII.4)


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

(XIV.5)

Здесь и коэффициент продуктивности и коэф­фициент приемистости скважины,выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 и в (м3/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу из­менения перепада давления в скважине. Коэффициенты и 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 и при­емистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям

(XIII.6)

Где - проницаемость пласта; h — толщина пласта; в добывающей (нагнетательной) скважине; RKрадиус условного контура питания скважины; — приве­денный радиус скважины; и — соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины RK принима­ют равным половине расстояния между скважинами. Приве­денный радиус скважины — 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 (XIII.5) и (ХШ.6) следует:

(XIII.7)

т.е. коэффициенты продуктивности и приемистости пред­ставляют собой комплексные характеристики соответственно 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. 86). 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.

 



 


Рис. 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:

— дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; — депрес­сия (репрессия) на забое скважины

 

 

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добываю­щей нефтяной скважины имеет вид

(XIII.8)

 

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент 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) , характеризующим значение коэффициента продуктивно­сти (приемистости) на 1 м работающей толщины пла­ста h:

(XIII.9)

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

Дебит газа в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давле­ния .

(XIII.10)

Где коэффициент проницаемости; h — эффективная толщина; = 273 К; = (273 - ); = 105 Па; -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемо­сти газа; то же, что в (XIII.6).

В отличие от уравнения притока нефти к скважине (XIII.6) в уравнении притока газа (XIII. 10) 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 в формуле (XIII. 10) может быть определен с помощью индикаторной линии, по­строенной в координатах и (рис. 87).

Уравнение индикаторной линии имеет вид

(XIII.11)

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 в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части (XIII. 10) соответствует 1/А, т.е.

(XIII.12)

Рис. 87. Индикаторная диа­грамма газовой скважины:

— дебит скважины по газу; давление: — пла­стовое текущее, — за­бойное


Выражения (XIII.7) и (XIII. 12) используют для оценки по данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) основной фильтрационной характеристики плас­та — коэффициента проницаемости. Для этого коэффициент продуктивности (для нефтяной скважины) или коэффици­ент фильтрационного сопротивления (для газовой скважи­ны) определяют по соответствующей индикаторной линии, другие необходимые параметры получают геофизическими и лабораторными методами.

Указанные выражения используют также для определения комплексных характеристик пластов, учитывающих одно­временно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Ниже приводятся наиболее широко применяемые ком­плексные характеристики продуктивных пластов.

1. Коэффициент гидропроводности

Где - прицаемость пласта в районе исследуемой сква­жины; h — работающая толщина пласта; — вязкость жид­кости или газа. Размерность коэффициента м5/(Н·с). Коэф­фициент ε — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

2. Коэффициент проводимости

Размерность коэффициента м4/(Н·с); он характеризует по­движность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

3. Коэффициент пьезопроводности

где коэффициент пористости пласта; и — коэф­фициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; — коэффициент упругоемкости пласта β. Размерность коэффициента пьезопроводности м2/с. Коэф­фициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содер­жащейся в ней жидкости).

Значения параметров пласта, необходимые для получения комплексных характеристик указанным путем, получают дру­гими независимыми методами. Коэффициент проницаемости и комплексные характеристики пласта можно определить с помощью других гидрогазодинамических методов исследова­ния скважин и пластов. Теоретические основы гидрогазоди­намических методов, технические средства, методика прове­дения замеров и обработки полученных результатов излага­ются в курсе "Разработка нефтяных и газовых месторождений".

Значения комплексных характеристик и проницаемости можно получить и путем определения входящих в них пара­метров геофизическими и лабораторными методами. Гидро­газодинамические методы имеют свои преимущества: они базируются на результатах непосредственного наблюдения движения жидкостей и газов в пласте, позволяют характери­зовать пласты как вблизи исследуемых скважин, так и на значительном от них расстоянии, не затронутом при буре­нии. Вместе с тем геофизические и лабораторные методы дают возможность охарактеризовать пласт послойно.

Общая для залежи воронка депрессии , образующаяся при эксплуатации залежи большим количеством скважин, характеризуется перепадом давления между контуром пита­ния залежи и зоной отбора:

(XIII. 13)

где — пластовое давление на контуре питания залежи; - среднее забойное давление в действующих добыва­ющих скважинах (давление в зоне отбора).

При естественном водонапорном режиме прини­мается равным начальному пластовому давлению. При искус­ственном воздействии на пласт в качестве контура питания принимают расположение нагнетательных скважин. При рас­положении нагнетательных скважин рядами контуром облас­ти питания будут линии, соединяющие забои нагнетательных скважин. За принимают среднее динамическое пластовое давление на этих линиях (пластовое давление в зоне нагнета­ния).

При естественном водонапорном режиме значение можно изменить только путем изменения . Одно из пре­имуществ искусственного воздействия на пласт состоит в том, что в условиях его применения значение можно изменить путем изменения как , так и .

Депрессия на забое скважины и перепад давления между контуром питания и зоной отбора находятся в прямой связи друг с другом и с дебитом скважины. Изменение одного из этих трех параметров влечет за собой изменение двух других в ту же сторону и на столько же процентов. Это можно по­казать на примере одной из добывающих скважин с коэф­фициентом продуктивности К', равным 1 (т/сут)/0,1 МПа, эксплуатирующейся в условиях законтурного заводнения.

В табл. 9 приведены показатели трех последовательно ус­танавливаемых режимов работы одной из добывающих скважин и залежи в целом.

Таблица 9

 

Показатель Режимы
1.Исходный 2.С уменьшением 3.С увеличением
Абсолютное значение Абсолютное значение % от исходного Абсолютное значение % от исходного
, МПа , МПа , МПа , МПа , МПа , т/сут 10,0 9,5 9,0   0,5 1,0 5,0 10,0 9,25 8,5   0,75 1,5 7,5 10,0 - 2,7 - 6,0   + 50,0 + 50,0 + 50,0 10,5 9,75 9,0   0,75 1,5 7,5 + 5,0 + 2,6 9,0   + 50,0 + 50,0 + 50,0

 


Каждый режим характеризуется давлением на контуре пи­тания , текущим пластовым давлением в залежи , забойным давлением , депрессией , перепадом давления между зонами нагнетания и отбора , а также деби­том скважины q.

Второй режим отличается от первого (исходного) тем, что при постоянном давлении на контуре питания давление на забое добывающей скважины уменьшено на 0,5 МПа (примерно на 6 %). При этом перепад давления между конту­ром питания и зоной отбора увеличился на 50 %, депрессия на забое скважины и ее дебит тоже увеличились на 50 %. Зная депрессию на забое скважины и забойное давление, на­ходим среднее текущее пластовое давление залежи. Оно сни­зилось на 2,7 %. Распределение давления в пласте при первом и втором режимах показано на рис. 88.

Третий режим отличается от первого тем, что при посто­янном давлении на забое скважины давление на контуре пи­тания повышено на 0,5 МПа (на 5%). В результате этого пе­репад давления между контуром питания и забойным давле­нием возрос на 50 %. Соответственно увеличились дебит скважины и депрессия на ее забое. Текущее пластовое давле­ние, определяемое как и при втором режиме, возросло на 2,6 %.

Приведенный пример, иллюстрируя прямую связь между , и q, вместе с тем показывает характер изменения текущего пластового давления залежи. Уменьшение забойно­го давления в добывающих скважинах приводит к падению текущего пластового давления. Повышение давления на линии нагнетания обеспечивает рост текущего пластового давления в залежи. И в том и в другом случае изменение текущего пластового давления происходит в значительно меньшей сте­пени, чем изменение забойного давления или давления на контуре питания залежи.

 

Рис. 88. Изменение , и при снижении .

Скважины: 1 — добывающие, 2 — нагнетательные; 3 — залежь нефти; 4 —

законтурная область


Аналогично увеличение забойного давления в добывающих скважинах приводит к уменьшению и и, следова­тельно, к уменьшению дебитов скважин и общей добычи нефти из залежи. При этом текущее пластовое давление по­вышается, но на меньшую величину, чем .

При уплотнении сетки скважин и эксплуатации ранее пробуренных и новых скважин при тех же забойном давле­нии и давлении на контуре питания, что и до уплотнения, средний дебит на одну скважину снижается. Это связано со снижением соответствующим уменьшением . В результате прирост добычи оказывается значительно мень­шим по сравнению со степенью увеличения количества сква­жин. Здесь проявляется усиление взаимодействия (интерфе­ренции) скважин при увеличении плотности их бурения. Снижение среднего дебита скважин можно предотвратить или уменьшить, если при уплотнении сетки скважин повы­сить давление на контуре питания залежи путем нагнетания воды в пласт при повышенном давлении на устьях скважин. Уменьшить взаимодействие добывающих скважин можно также путем приближения нагнетательных скважин к добы­вающим, сокращения ширины полос между рядами нагнета­тельных скважин.

Показанный характер взаимосвязи , , , , , q плотности сетки и системы размещения скважин учитывается при выборе технологических мероприятий и оп­ределении технико-экономических показателей проектируе­мой системы разработки, а также при обосновании способов регулирования процесса разработки.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.