ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО – ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
advertisement
1 ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО – ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ имени академика А.П. КРЫЛОВА» (ОАО «ВНИИнефть») На правах рукописи УДК 622.276.5.001.5 Корнаева Диана Алановна СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН, РАБОТАЮЩИХ ПРИ ЗАБОЙНОМ ДАВЛЕНИИ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ Специальность: 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Диссертация представлена на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: кандидат технических наук Вольпин Сергей Григорьевич Москва 2015 2 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение…………………………………………………………………………..4 Глава 1. Анализ состояния теории и практики исследований добывающих скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения………….....10 1.1. Оценка по литературным данным вопроса о целесообразности снижения забойного давления ниже давления насыщения…………….10 1.2. Обзор известных методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения…………………………………………………………………..19 1.2.1. Краткий обзор теоретических исследований фильтрации газированной жидкости………………………………………………21 1.2.2. Теоретические основы метода, основанного на решении Вогеля…………………………………………………………………26 1.2.3. Теоретические основы метода, основанного на решении Фетковича…………………………………………………………….31 Глава 2. Промысловые исследования скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения……….…………….…...………………34 2.1 Обработка индикаторных диаграмм для различных месторождений по уравнениям Вогеля и Фетковича…………………………..…………50 Основные выводы к главе 2……………………………………………………52 Глава 3. Развитие технологий проведения и методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения………………………………………….54 3.1. Технология исследований скважин, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения……………….…….54 3.2. Интерпретация результатов исследований по методу установившихся отборов……….……………………….…………..56 3 3.3. Разработка метода определения давления насыщения по результатам гидродинамических исследований………………..…….……………60 3.4. Определение давления насыщения по результатам гидродинамических исследований для малодебитных скважин.….66 3.5. Методика обработки индикаторной диаграммы, основанная на решении Фетковича…...………………...………….…………………71 Основные выводы к главе 3…………………………………………………….76 Глава 4. Корреляционная методика прогнозирования дебита скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения……………………………78 Основные выводы к главе 4 ………………………………………….…………88 Заключение…………………………………………………………….……......90 Список литературы………………………………………………….….………93 Список иллюстрационных материалов……………...………………………..106 4 Введение В настоящее время в Западной Сибири эксплуатируется ряд нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, достижение рентабельного дебита на которых возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения. В Восточной Сибири вступают в эксплуатацию нефтяные месторождения с обширными газовыми шапками, начальное пластовое давление которых мало отличается от давления насыщения. На таких месторождениях попытки увеличения дебита нефти за счет увеличения депрессии на пласт нередко приводят к снижению темпов отбора, а иногда и к падению нефтеотдачи. Величина давления насыщения индивидуальна для каждого месторождения или даже участка залежи. При достижении в пласте или в призабойной зоне условий, когда давление опускается ниже давления насыщения, в поровом пространстве происходит выделение растворенного в нефти газа, и, таким образом, появляются области пласта, где движется уже не жидкость, которую можно условно принять несжимаемой, а газожидкостная смесь. Это означает, что все законы движения насыщающих пласт флюидов и описания их состояния меняются и требуют учета наличия газовой фазы. В связи с малой изученностью законов фильтрации газированной жидкости в пористой среде вопрос особенностей гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, до сих пор остается весьма актуальным. К настоящему времени промысловые эксперименты по снижению забойного давления ниже давления насыщения уже превратились в повседневный способ эксплуатации скважин, но, тем не менее, нет однозначных ответов на вопросы: 1. Каковы закономерности изменения коэффициентов продуктивности скважин с изменением давления ниже давления насыщения? 5 2. Какие из факторов, влияющих на коэффициент продуктивности скважин, оказывают наибольшее влияние при снижении забойного давления ниже давления насыщения? 3. До какого предела следует снижать забойные давления ниже давления насыщения? Эти основные вопросы показывают, что диссертационная работа, посвященная совершенствованию методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, несомненно, является актуальной. Цель исследования Оценка влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на продуктивность скважин. Основные задачи исследования 1. Анализ и оценка интерпретации технологических особенностей гидродинамических и исследований методов методом установившихся отборов в скважинах, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, по литературным данным. 2. Изучение факторов, влияющих на коэффициент продуктивности скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения. 3. Разработка и апробация новых технологических и методических приемов для повышения информативности исследований скважин, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения. 4. Выявление и анализ особенностей исследований скважин, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения, на месторождениях Западной и Восточной Сибири. Методы решения поставленных задач Поставленные экспериментально задачи в решались промысловых как теоретически, условиях. Проведен так и анализ литературного материала по данной проблеме. Проведен детальный анализ 6 и переинтерпретация накопленного материала по исследованию скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. Кроме того, проводились исследования с применением компьютерного моделирования.Обработка результатов гидродинамических исследований выполнена с помощью компьютерной программы Saphir компании Kappa Engineering. Достоверность полученных результатов Достоверность полученных в данной работе результатов базируется на большом количестве промысловых экспериментов, проведенных с использованием современного высокотехнологического оборудования, а также на использовании современных средств и методик проведения и интерпретации гидродинамических исследований скважин. Положения теории основываются на известных достижениях фундаментальных и прикладных научных дисциплин, сопряженных с предметом исследования диссертации. Научная новизна 1. Разработан метод определения давления насыщения по результатам гидродинамических исследований. На предложенный метод получен патент РФ (№2521090). 2. Предложены технологические и методические решения для исследований скважин, эксплуатирующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения. 3. Разработана корреляционная методика прогнозирования продуктивности скважин конкретных объектов, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения, без использования данных о свойствах пластовых флюидов. Основные защищаемые положения 1. Результаты комплексного анализа гидродинамических исследований методом установившихся отборов в скважинах, работающих при 7 забойном давлении ниже давления насыщения, на месторождениях Западной и Восточной Сибири. 2. Технологические и методические решения для усовершенствования методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения. 3. Метод определения давления насыщения по результатам гидродинамических исследований. 4. Корреляционная методика прогнозирования продуктивности скважин конкретных объектов, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения, без использования данных о свойствах пластовых флюидов. Практическая ценность и внедрение результатов работы Проведенный обзор литературы может быть использован при выборе метода интерпретации индикаторных диаграмм, полученных в результате исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения. Результаты, полученные в диссертационной работе, были использованы при разработке «Методических рекомендаций по проведению и интерпретации ГДИ скважин для условий Куюмбинского месторождения» для компании рекомендации ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». используются при проведении Методические промысловых гидродинамических исследований на месторождениях ООО «СлавнефтьКрасноярскнефтегаз». С их помощью удалось повысить информативность исследований и точность получаемых результатов. Внедрение технологии исследований в условиях ряда месторождений, предусматривающей в течение всего периода проведения исследований непрерывную регистрацию давлений на выходе и на приеме насоса, уровня в затрубном пространстве, буферного и затрубного давлений на устье скважины, дебита на замерной установке на поверхности, позволяет 8 определить давление насыщения по результатам гидродинамических исследований. Полученная методика прогнозирования продуктивности скважин может быть использована на месторождениях, эксплуатирующихся при пластовых давлениях выше давления насыщения и забойных давлениях ниже давления насыщения, а также при отсутствии прорыва газа из газовой шапки, законтурной и (или) подошвенной воды. Апробация работы Основные положения и результаты работы докладывались на 12-ой международной научно-технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (15-17 мая 2013, Томск); Всероссийской «Нетрадиционные конференции ресурсы с углеводородов: международным распространение, участием генезис, прогнозы, перспективы развития» (12–14 ноября 2013, Москва); 1-ой Научнопрактической конференции «Управление инновациями в нефтегазовой отрасли» (24-25 октября 2013, Москва); Международная конференция «Математика и информационные технологии в нефтегазовом комплексе. (1418 мая 2014, Сургут). Личный вклад автора В течение 7 лет автор занимался планированием и интерпретацией гидродинамических исследований скважин на Куюмбинском, ТерскоКамовском, Юрубчено-Тохомском, Талинском, Каменном, Северо- Хоседаюском, Западно-Хоседаюском, Висовом, Тайлаковском, и других месторождениях. Автором разработана методика прогнозирования продуктивности скважин конкретных объектов, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения, без использования данных о свойствах пластовых флюидов. Автором проведен анализ гидродинамических исследований более 100 9 скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, на месторождениях Западной и Восточной Сибири. Автором предложены технологические и методические решения для усовершенствования методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения. Автором разработан метод определения давления насыщения по результатам гидродинамических исследований. На предложенный метод получен патент РФ (№2521090). Публикации По результатам выполненных исследований опубликовано 10 печатных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК. Получен 1 патент РФ (№2521090). 10 ГЛАВА 1 Анализ состояния теории и практики исследований добывающих скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения 1.1 Оценка по литературным данным вопроса о целесообразности снижения забойного давления ниже давления насыщения На нефтяных месторождениях Советского Союза до 60-х годов увеличение дебита жидкости эксплуатационных скважин за счет снижения забойного давления лимитировалось величиной давления насыщения. Считалось, что снижение забойного давления ниже давления насыщения и вызванное этим выделение газа в пласте настолько повысят фильтрационные сопротивления в зоне разгазирования, что даже значительное увеличение депрессии на пласт не приведет к увеличению дебита жидкости. Опасались, что выделение газа в пласте уменьшит коэффициент нефтеотдачи пласта и вызовет запарафинирование призабойной зоны[60]. Так, например, в инструкциях по исследованию и установлению технологического режима работы скважин месторождений Башкирии и Татарии подчеркивалась необходимость сохранения забойных давлений выше давления насыщения. О желательности поддержания забойных давлений (а не только пластовых) выше давления насыщения указывалось в работах К.А. Царевича [72-75] и И.А. Чарного[76]. Причём К.А. Царевич связывал это с возможным уменьшением нефтеотдачи пласта, а И.А. Чарный - с необходимостью сохранения дебита скважин. Однако ряд исследований показал, что при разработке нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений, снижение забойных давлений ниже давления насыщения вполне допустимо. Оказалось, что при вытеснении нефти из порового пространства водой присутствие газа не только не уменьшает, но даже увеличивает 11 коэффициент нефтеотдачи, а снижение забойного давления ниже давления насыщения дает значительный прирост дебита жидкости [60]. Правильное решение этого вопроса подсказал опыт нефтедобычи. Вынужденная эксплуатация отдельных скважин, иногда сознательная, с целью сохранения добычи, часто стихийная, ввиду малой изученности месторождения, при забойных давлениях ниже давления насыщения проводились на многих нефтяных месторождениях: пласты Б 2Зольненскогои Стрельненского месторождений, угленосная свита Полазненского месторождения, пласты Б1Жирновского и Бахметьевского месторождений, девонские и угленосные пласты Туймазинского месторождения, месторождение Кум-Даг и др. Эти работы показали определенную эффективность снижения забойных давлений: был получен значительный дополнительный дебит нефти. Осложнения, связанные с выпадением парафинов и работой насосного оборудования не наблюдалось. Вопросам о целесообразности снижения забойного давления ниже давления насыщения посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных авторов: В.Ф. Усенко[60-63], С.А. Лебедев[28-30], В.И. Портнов[28], В.Н. Щелкачев[78, 79], М.Д. Розенберг[51-56], И.А. Чарный[76], К.А. Царевич [72-75], М.Т. Золоев[21, 23], Г.А. Халиков[65, 66], М.Т. Абасов[1], Г.И. Баренблатт[ 6, 7], А.А. Боксерман[9], М.М. Глоговский[15, 16], Б.Б. Лапук[27], Халилов З.И [67], Л.С. Лейбензон[31-33], М.Д. Миллионщиков[36], Г.Б. Пыхачев[46], Е.И. Хмелевских[70], С.А. Христианович[71, 18], А.Ф.Блинов[8], Д.А. Эфрос[80-84], BotsetH.G.[87], Blackwell K.L. [86], MuskatM. [100-102], StandingM.B.[103-104], VogelJ.V.[105-106], WyckoffR.D.[108], FetkovichM.J.[93] и др[16, 10, 47, 67]. В 1953г. НПУ «Туймазанефть» был поставлен вопрос об эксплуатации скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения. Постановка этого вопроса была вызвана необходимостью увеличения темпа отбора (за счет снижения забойного давления ниже рн) в зонах с проницаемостью и сокращения сроков разработки месторождения[60]. плохой 12 Исследования нескольких скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения указали на необходимость более глубокого изучения этого вопроса. С 1955 г. В этой области проводилась исследовательская работа совместно УфНИИ и НПУ «Туймазанефть». Целью исследований было установление допустимых эффективных пределов снижения забойных давлений ниже давлений насыщения, при которых не нарушались бы основные принципы рациональной системы разработки пласта, и установление зависимости изменения коэффициента продуктивности скважин от величин снижения забойного давления ниже давления насыщения для различных пластовых давлений и проницаемостей. Исследование каждой скважины проводилось методом пробных откачек в два этапа. Первый этап - снятие индикаторной кривой при последовательном снижении забойного давления. Второй этап - обратный процесс: снятие индикаторной кривой при последовательном восстановлении забойного давления. В результате исследования нефтяных скважин, вскрывающих девонские пласты Туймазинского месторождения, со снижением забойного давления ниже давления насыщения и обратным повышением его до давления насыщения и выше установлено следующее: 1. По мере снижения забойного давления и выделения газа фазовая проницаемость призабойной зоны ухудшалась и прирост дебита на каждую дополнительную атмосферу депрессии сокращался, но нулевого значения не достигал. 2. Скважины, вскрывающие девонские пласты Туймазинского месторождения, при поддержании пластового давления выше давления насыщения представляется возможным эксплуатировать со снижением забойных давлений до 4,0 МПа без опасения запарафинирования призабойной зоны пласта. Образующиеся разгазированные зоны при возобновлении работы скважины с давлением на забое выше давления насыщения ликвидируются, а коэффициент продуктивности восстанавливается. 13 3. Анализ индикаторных линий показал, что снижение забойного давления ниже давления насыщения в скважинах наиболее эффективно до 5.0-6.0 МПа, так как дальнейшее снижение давало незначительный прирост дебита жидкости. 4. Временное увеличение отбора жидкости из скважин и создание значительных депрессий очищали призабойную зону, увеличивая коэффициент продуктивности (в исследуемых скважинах от 25 до 80%), и предполагалось, что это может явиться одним из методов интенсификации добычи. Результаты исследования скважин при давлении на забое ниже давления насыщения на Шкаповском месторождении были аналогичны данным, полученным на Туймазинской площади. Проведенные в последующем исследования на месторождениях Татарии, Башкирии и Западной Сибири подтвердили во многих случаях возможность эксплуатации месторождений с забойными давлениями ниже давления насыщения. В работе [23] авторы рассматривают исследовательские работы, проведенные в конце 50-х годов в Башкирии по эксплуатации девонских нефтяных скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. Проведенные опытные работы дали интересные теоретические данные, вносящие существенные изменения в методику исследования и установления технологического режима работы скважины при забойном давлении ниже давления насыщения, они показали большие резервы увеличения их дебитов. Опытная эксплуатация скважин с забойным давлением ниже давления насыщения показала следующее: 1. Возможность увеличения дебитов скважин, снижения себестоимости нефти, а также необходимость увеличения электронасосов и улучшения их качества. выпуска погружных 14 2. Допущение больших перепадов давления в скважинах позволяет широко варьировать их дебитами для более эффективного регулирования разработки залежи по всем участкам. 3. Увеличение перепада давления между нагнетательными и эксплуатационными рядами создает более благоприятные условия для поддержания пластового давления. Исследования Р.Н. Дияшева [18] и Е.И. Хмелевских [70], приведенные на примере скважин Ромашкинского месторождения и месторождений Башкирии (в том числе и Туймазинского), показывают, что искривление индикаторной диаграммы начинается при снижении забойного давления на 0,2…0,6 МПа (2…5%) ниже давления насыщения, однако, резкое снижение продуктивности происходит при снижении давления на 25…35% ниже pн. В то же время исследования Г.П. Ованесова и др. [43] свидетельствуют о неизменности коэффициента продуктивности скважин Туймазинского месторождения при снижении забойного давления на 35…45% ниже pн. Аналогичные исследования проводились на различных месторождениях. Проблема установления режима работы добывающих скважин стала очень актуальной после ввода в разработку месторождений Западной Сибири с низкопроницаемыми коллекторами, а так же месторождения Восточной Сибири на которых давление насыщения нефти газом мало отличалось от начального пластового. На подобных месторождениях достижение рентабельного дебита возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения. Попытки интенсифицировать отбор жидкости за счет увеличения депрессии на пласт нередко приводили к снижению темпов отбора. В более позднее время вопросы исследований скважин, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения, отражены в работах следующих авторов: И.Т. Мищенко [38-40], З.С. Алиев [2, 3], И.Н. Стрижов [3,4], Кульпин Л.Г., Ю.А. Мясников [24], С.Г. Вольпин, 15 А.Х. Мирзаджанзаде [36], Р.Х. Муслимов [40,41], М.М. Хасанов [68,69], В.Д. Лысенко [34, 35], Н.Г. Зайнуллин [19, 20, 40], Б.Е. Сомов [2, 3], К.Р. Уразаков [59], Г.П. Ованесов [42], А-J.AAl-Khalifah [84], K.E. Brown [87], R.G. Camacho [88-90], Gallice, F [93], Wiggins, M.L. [106], S.D. Joshi [95] и др [58, 64, 77, 94, 97-99]. В работе [20] приводятся результаты промыслово-гидродинамических исследований проведенных в начале 90-х годов в Татарии для изучения зависимости дебита скважины от забойного давления при снижении его ниже давления насыщения (характера индикаторных диаграмм) в шести скважинах (скв.4803, 4807, 4814, 4850, 4853, 1327) Ерсубайкинского и Ямашинского месторождений НГДУ «Ямашнефть». Индикаторные диаграммы, построенные по результатам исследований, по своей форме разделяются на два вида. По первому виду в области забойного давления выше давления насыщения они являются прямолинейными, ниже давления насыщения – искривляются в сторону оси давлений и при отдельных давлениях достигают максимума по дебиту. Дальнейшее снижение забойного давления в этой группе скважин приводит к уменьшению их дебита. Другой вид индикаторных диаграмм представлен той же формой, что и первый вид, но без образования максимума по дебиту. Аналогичные по форме индикаторные диаграммы были получены также на скважинах трещиновато-пористым Речицкого месторождения карбонатным коллектором Белоруссии и ряде [38] с других месторождений. При этом в [38] показано, что искривление индикаторной линии и уменьшение производительности скважин с увеличением депрессии (а, следовательно, с уменьшением забойного давления) связаны не с уменьшением фазовой нефтепроницаемости, а со смыканием трещин продуктивного пласта по мере возрастания депрессии. Схожие результаты по исследованию скважин на приток были получены и на Прасковейском месторождении Ставропольского края [42]. Отличие их от индикаторных линий скважин Речицкого месторождения 16 заключается в том, что при снижении забойного давления меньше минимально-допустимого происходит значительно более резкое уменьшение притока и даже полное его прекращение. Объясняется это, вероятно, аномально-высоким пластовым давлением Прасковейского месторождения (почти на 6,0 МПа выше гидростатического) и малой продуктивностью скважин. В [42], также как и в [38], показано, что причиной снижения продуктивности скважин при увеличении депрессии является смыкание трещин призабойной зоны пласта. В ранее выполненных работах [19] индикаторные диаграммы, построенные по результатам специально проведенных исследований, также искривляются с образованием максимума по дебиту. Однако имеются промысловые данные [60-63], показывающие искривления индикаторных диаграмм без образования максимума по дебиту. Для разрешения указанного противоречия были проведены промыслово-гидродинамические исследования скважин по специальной программе. Суть ее состояла в том, что для устранения отрицательного влияния газа на коэффициент подачи глубинных насосов последние устанавливали ниже интервалов перфорации пластов и скважины эксплуатировали на установившихся режимах со снижением забойного давления ниже давления насыщения. Режимы эксплуатации скважин выдерживали в течение 4-8 недель. Для сравнения результатов в число экспериментальных вошли скважины, ранее исследованные на различных режимах эксплуатации со снижением забойного давления ниже давления насыщения при подвеске насосов выше интервалов перфорации. По данной программе исследования проведены в трех скважинах, вскрывших карбонатные коллекторы Ерсубайкинского месторождения, и в двух скважинах бобриковского и тульского горизонтов Контузлинского месторождения. Из полученных результатов видно, что индикаторные диаграммы, построенные по данным эксплуатации скважин с подвеской глубинных насосов выше интервалов перфорации, при снижении забойных 17 давлений ниже давлений насыщения искривляются с образованием максимума по дебиту, а при установке глубинных насосов ниже интервалов перфорации – искривляются без образования максимума по дебиту. Следовательно, причиной искривления индикаторных диаграмм с образованием максимума по дебиту является нестабильная работа глубинных насосов в условиях снижения давления на его приеме ниже определенной (рациональной) величины. Таким образом, в результате эксперимента, было установлено, что добывающие скважины можно эксплуатировать со снижением забойных давлений и получать приращения дебита. Однако существуют факторы, ограничивающие снижение забойных давлений ниже определенных значений. Применительно к рассматриваемым месторождениям к подобным факторам отнесли: рациональное приращение дебита; условия стабильной работы глубиннонасосного целостность цементного оборудования; камня, условия, разобщающего обеспечивающие нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты. Забойное давление, установленное с учетом перечисленных факторов, является оптимальным для конкретной добывающей скважины. Таким образом, было решено, что разработка залежей нефти с карбонатными коллекторами при забойном давлении ниже давления насыщения (на уровне оптимального) является эффективной. Наибольший эффект достигается при эксплуатации скважин со спуском глубинных насосов ниже интервалов перфорации. В конце 1990-х годов аналогичные исследования для изучения зависимости дебита скважины от забойного давления при снижении его ниже давления насыщения были проведены в скважинах пласта ЮК10 Талинской площади Красноленинского месторождения[4]. Из данных, полученных в ходе опытно-промышленных работ по эксплуатации скважин со снижением забойного давления ниже давления насыщения, следует, что форма индикаторной линии слабо зависит от таких 18 факторов, как неоднородность коллектора, обводненность продукции скважины, размеры зоны дренирования и время выдержки скважины на режиме. Загибание индикаторной линии к оси давлений подтверждается расчетами на двух математических моделях, описывающих многофазную многокомпонентную фильтрацию в неоднородном пласте. Следовательно, устанавливать режимы работы добывающих скважин без учета падения темпов отбора жидкости при депрессиях, превышающих некоторое предельное значение, нельзя. Попытки эксплуатировать скважины при максимальных депрессиях приводят к снижению темпов отбора, которые сопровождаются только отрицательными последствиями. Авторы работы [3] отмечают, что тот предел, при котором дебит по нефти будет снижаться, практически невозможно предсказать расчетным путем. И связывают это, в первую очередь, с нереальностью определения для призабойных зон скважин кривых фазовых проницаемостей, отражающих условия фильтрации в породах с различными коллекторскими свойствами. Результаты исследований фазовых проницаемостей, приведенных в работе, свидетельствуют о том, что они даже для подобных кернов могут очень отличаться. Однако именно кривые фазовых проницаемостей главным образом и определяют форму индикаторной кривой. Следовательно, определять режим работы скважины и подбирать оборудование для ее эксплуатации, можно только используя индикаторные линии, полученные путем исследования конкретных скважин. Результаты расчетов и практика промысловых исследований скважин указывают на то, что при забойных давлениях ниже давления насыщения требования к качеству исследования скважин возрастают. В первую очередь это относится к времени выдержки скважины на режиме, который должен быть больше, чем при исследованиях выше давления насыщения[4]. На основании изложенного, можно сказать, что форма индикаторной диаграммы при забойном давлении ниже давления насыщения зависит от многих факторов, но фильтрация в пористой среде жидкости со свободным 19 газом приводит к существенному изменению формы нелинейной части индикаторной диаграммы вплоть до загибания ее в сторону оси давлений [57]. В этой связи возникают многочисленные вопросы, требующие глубокой детальной проработки. 1.2. Обзор известных методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения Среди всех методов гидродинамических исследований скважин для определения параметров пласта в условиях достижения давления ниже давления насыщения пользуются методом пробных откачек, подразумевающим посторенние индикаторных диаграмм по замерам, сделанным при установившихся режимах фильтрации. Классическое исследование скважин при установившихся режимах фильтрации основано на предположении, что дебит и забойное давление на каждом режиме работы пласта остается практически постоянным. Данный метод исследования скважин отличается простотой осуществления исследования и методики обработки полученных результатов. Сущность исследований заключается в том, что на различных режимах работы скважины замеряют дебит и забойное давление. Полученные данные используются для получения графика зависимости q=f(Δp). При линейном законе фильтрации однородной жидкости в пористой среде эта зависимость в координатах Δp, q будет прямой, угол наклона которой к оси дебитов определяет коэффициент продуктивности скважины К (Рисунок 1.2.1), который в свою очередь определяется из формулы Дюпюи: K q 2kh pk pc R , ln k S rc (1.2.1) 20 где: S – скин-фактор пласта; rc – радиус скважины по долоту. Зная коэффициент гидропроводность пласта продуктивности, можно определить kh или проницаемость k, если известны толщина пласта h и вязкость жидкости µ. Величина Rk определяется как половина расстояния между скважинами. Рисунок 1.2.1 - Классическая индикаторная диаграмма, описываемая линейным законом фильтрации Однако в практике, в отличие от рис.1.2.1, встречаются индикаторные диаграммы самой разной формы. Такие формы индикаторных диаграмм определяются факторами, связанными: а) с режимом разработки; б) с режимом работы скважины; в) с коллекторскими свойствами пласта и пластовых жидкостей в зависимости от изменения давления. Форма индикаторных диаграмм часто определяется совокупностью нескольких факторов. Определение и оценка каждого из них – задача сложная и требует большого опыта. 21 К числу факторов, влияющих на характер индикаторных диаграмм, в первую очередь следует отнести: а) нарушение линейного закона фильтрации жидкости; б) снижение фазовой проницаемости в призабойной зоне пласта при снижении забойного давления ниже давления насыщения; в) снижение проницаемости пласта вследствие его сжимаемости при снижении давления; г) изменение физических свойств жидкости – изменение вязкости в зависимости от давления; д) изменение рабочей мощности пласта – подключение слабопроницаемых пропластков при увеличении перепада давления на забое; е) некачественное исследование, когда скважина исследовалась при явно неустановившемся состоянии. Итак, при интерпретации исследований скважин, работающих при давлении ниже давления насыщения, приходится работать с индикаторными диаграммами, в которых отклонение от прямолинейного закона фильтрации происходит из-за наличия в некоторых зонах пласта газожидкостной смеси. Как уже было сказано, в таком случае необходимо прибегать к иным по сравнению с однородной жидкостью законам течения и состояния фильтрующейся фазы. Ниже приведены теоретические основы описания процессов, происходящих в пласте при появлении и фильтрации газированной жидкости, а также небольшой обзор мнений по данной проблеме. Решение многих задач, анализируемых в настоящей работе, основываются на идеях коллег-специалистов центра гидродинамических исследований «ИНФОРМПЛАСТ». Материалом для рождения этих идей послужили результаты гидродинамических исследований, проведенных на многих месторождениях России и других стран. 22 1.2.1. Краткий обзор теоретических исследований фильтрации газированной жидкости Уравнения многофазной фильтрации были впервые получены Маскетом и Мересом [100-102]. В этих уравнениях учитывалось движение нефти и газа, находящегося не только в газовой фазе, но и растворенного в нефти. В теории многофазной фильтрации учитывались также фазовые проницаемости жидкой и газовой фаз. Фазовые проницаемости вообще, и в частности для системы нефть - газ, были впервые определены Викофом и Ботсетом [108, 87]. Теория установившейся фильтрации газированной жидкости была создана С.А. Христиановичем [71]. Он исходил из однозначной зависимости фазовых проницаемостей для жидкости и газа от насыщенности среды, а коэффициент растворимости газа, вязкость и удельный объем жидкости считал величинами, не зависимыми от давления. Христиановичем С.А. была доказана возможность сведения нелинейных задач установившей фильтрации газожидкостных систем к хорошо изученным задачам движения однородной несжимаемой жидкости в пористой среде. Другими словами, задача приводилась к уравнению Лапласа для некоторой вспомогательной функции Н, которая в дальнейшем получила название функции Христиановича: * H kж dp const , (1.2.1.1) где kж* – относительная фазовая проницаемость для жидкости. В общем случае изучение установившегося течения трехфазной смеси сводится к интегрированию уравнений Лапласа для обобщенной функции Христиановича Н(р). Для однотипных постановок задач результаты, известные для фильтрации однородной несжимаемой жидкости, могут быть использованы для расчета фильтрации трехфазной системы при замене давления р на функцию Н (р). Рассмотрим фильтрацию жидкости к скважинам в случае, когда на контуре давление выше давления насыщения, а на забоях скважин оно 23 поддерживается ниже давления насыщения, применив теорию Христиановича С.А.. * Безразмерная величина функции Христиановича С.А. H H pатм определяется интегралом: H* p* * k ж dp , 0 (1.2.1.2) г S pн , ж (1.2.1.3) здесь: µг- вязкость газа; µж - вязкость жидкости; S- коэффициент растворимости газа в жидкости; рн - давление насыщения нефти газом, р*- безразмерное давление: р*=р / рат; kж’ - относительная фазовая проницаемость пласта для жидкости: kж’ = kж / k’. Если имеется зависимость kж ’ = p* kж’(р*), то, различными значениями р*, можно найти k ж dp * отвечающие задаваясь им 0 значения интеграла как площади, ограниченные кривой kж’=kж’(р*) (Рисунок 1.2.1.1), осью абсцисс, и соответствующими значениями р*. Формула Дюпюи для подсчета дебита жидкости скважины принимает вид: q 2kh( H к H c ) , ln Rк / Rc (1.2.1.4) Примем, что для области однофазного потока относительная фазовая проницаемость жидкости kж’ равна единице, а в области двухфазного потока зависит от давления (Рисунок 1.2.1.2). Тогда зависимость Н*=Н*(р*), будет выглядеть так, как это изображено на рисунке 1.2.1.3. Таким образом, в данном случае функция Христиановича С.А. распространена и на область с однофазным потоком, причем каждое значение Н* выше давления насыщения будет отличаться от соответствующего ему значения р* на одну и ту же величину, равную разности рнас и Ннас. 24 Рисунок 1.2.1.1 – Зависимость относительной фазовой проницаемости жидкости от забойного давления Рисунок 1.2.1.2 – Зависимость фазовой проницаемости жидкости от забойного давления Рисунок 1.2.1.3 – Зависимость функции Христиановича С.А. от забойного давления 25 При решении конкретных задач об установившемся движении жидкости необходимо знать зависимость Н(р). Построение ее требует знания зависимостей kж’(р) и kг’(р), определяемых экспериментально лабораторным путем. Эти опыты громоздки и сопряжены с определенными трудностями. Покажем, что зависимость Н(р) может быть довольно просто определена по результатам промысловых исследований скважин на приток. В случае притока к одиночной скважине в круговом пласте, когда на контуре давление р2>рн, на забое давление р1>рн, а фазовая проницаемость для жидкости изменяется так, как показано на рисунке 1.2.1.2, будем иметь: р1*<рн*<р2* p*н p*н p2 p*2 H 2* H 1* k жdp* k жdp* k жdp* (p*2 p*нас ) k жdp* , (1.2.1.5) p1 p1* p*н p1* т.е. формула Дюпюи принимает вид: q 2kh ( p pнас ) ( Н нас H 1 ) ln Rк / Rc 2 , (1.2.1.6) 2kh 2kh ( p2 pнас ) (Н H1 ) ln Rк / Rc ln Rк / Rc нас или q=K0(Δp0+ΔH), где (1.2.1.7) 2kh H - прирост в дебите жидкости только за счет ln Rк / Rc снижения забойного давления ниже давления насыщения. Аналогичным путем можно определить прирост в дебите жидкости только за счет снижения в некоторых скважинах рзаб ниже рн и в случае интерферирующей системы скважин. Постоянство Q=K0(Δp0+ΔH) коэффициента обозначает как К0 при пользовании бы сохранение формулой прямолинейности индикаторной линии и давления ниже давления насыщения, т.е. величину ΔH(Δp) можно определить графически (Рисунок 1.2.1.4, отрезок рн - рзаб = ΔH 26 на оси давлений), причем каждому значению Δp =рн - рзаб будет соответствовать определенное значение ΔH=рн-рзаб. Таким образом, используя только индикаторную кривую, построенную по результатам исследования скважин на приток при давлениях выше и ниже давления насыщения, можно построить зависимость функции Христиановича С.А. от давления в координатах ΔH=ΔH(Δp). Рисунок 1.2.1.4 - Индикаторная диаграмма Исходя из теории Христиановича С.А., Лапук Б.Б. [27] предложил методику построения графика зависимости между насыщенностью и давлением на контуре и составил таблицы для гидродинамических расчетов по движению газированной жидкости. Лапуком Б.Б. было показано следующее. 1. Все аналитические решения задач установившейся фильтрации мертвой нефти остаются справедливыми и для установившегося движения 27 газированной нефти, если в соответствующие формулы вместо давления рподставить величину Н; в частности, соображения Щелкачева В.Н. об интерференции скважин справедливы и для установившегося движения газированной нефти. 2. Каждому случаю движения однородной жидкости отвечает соответствующий случай движения газированной жидкости. Различие состоит лишь в том, что одному и тому же полю скоростей однородной и газированной жидкостей отвечают разные перепады давлений. При этом семейство линий равного давления при фильтрации однородной жидкости можно рассматривать как семейство изобар для газированной жидкости; только абсолютные значения давлений на этих линиях будут различны. Так же изучению неустановившейся фильтрации газированной жидкости было посвящено множество работ Л. С. Лейбензона [31-33], М. М. Глоговского и М. Д. Розенберга [15, 16, 51-56]. 1.2.2. Теоретические основы метода, основанного на решении Вогеля В настоящее время при расчете индикаторных кривых (зависимостей дебита нефти q от забойного давления pc) для скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, широко используется результаты исследования Вогеля [105, 106], который путём численного решения уравнений движения газированной нефти при разных значениях параметра пласта и пластового давления получил семейство кривых, типичный вид которых представлен на рисунке 1.2.2.1. Эти кривые соответствуют различным стадиям истощения пласта и характеризуются двумя параметрами: пластовым давлением pRi (определяемым по значению pc при q = 0) и максимальным дебитом qmi, достигаемым при pc= 0 (i - номер кривой в семействе). При расчете каждой серии кривых начальное пластовое давление принималось равным давлению насыщения (pR1= pн). 28 Рисунок 1.2.2.1 - Индикаторные кривые при различных значениях пластового давления Переходя к асимптотическим координатам: q p q , p c , pR qm (1.2.2.1) мы получим набор кривых (Рисунок 1.2.2.2), которые могут быть довольно точно аппроксимированы единой зависимостью. Вогель предложил искать эту зависимость в виде полинома второй степени и пришел к уравнению: q 1 0.2 p 0.8 p , 2 (1.2.2.2) Путем многочисленных расчетов им было показано, что уравнение (1.2.2.2) действительно универсально: оно применимо для пластов с самыми различными фильтрационными характеристиками и PVT – свойствами флюидов. Ошибка, допускаемая при применении уравнения Вогеля, в среднем не превышает 10%. Поскольку это уравнение не содержит в явном виде значения газового фактора, оно применимо и для обводненных скважин, если под Q понимать дебит жидкости. 29 Рисунок 1.2.2.2 - Индикаторные кривые в асимптотических координатах При разработке месторождений методом заводнения пластовое давление, как правило, поддерживается выше давления насыщения, т.е. скважины работают (при pc<pн) в режиме локального разгазирования, когда газ в свободном виде выделяется только в некоторой области вблизи скважины (размеры этой области обычно не превышают несколько десятков сантиметров) [92]. Для определения дебита скважины в условиях локального разгазирования предложено использовать композитную индикаторную кривую (Рисунок 1.2.2.3), при построении которой используют следующие предположения: - при рс>рн (участок АВ на рис. 1.2.2.3) зависимость q от pс прямолинейна: q K ( pR pc ) , ……………………..(1.2.2.3) где K – коэффициент продуктивности скважины в отсутствие газа; 30 Рисунок 1.2.2.3 - Композитная индикаторная кривая - при 0<рc<рн отрезок индикаторной кривой (участок ВС) подобен кривой Вогеля, т.е. описывается уравнением (1.2.2.1) с q q qнас p , p c , q m qнас pн (1.2.2.4) или p p q qнас 1 0.2 с 0.8 c , qm qнас pн pн 2 (1.2.2.5) где qнас K ( pR pн ) , (1.2.2.6) - кривая ВС касается прямой АВ, т.е. углы их наклона в точке В равны: dq dq ( pн 0) ( p 0) , dpc dpc н (1.2.2.7) Продифференцируем следующую формулу: q qнас 2 pc pc 1 0.2 0.8 qm qнас , pн pн (1.2.2.8) 31 p dq 1 (qm qнас ) 0.2 1.6 c2 , dpс pн pн (1.2.2.9) dq pнас (qm qнас ) 1.8 1 dpc pнас (1.2.2.10) Из геометрического смысла производной мы имеем: K 1.8 pн qm qнас (1.2.2.11) С учётом выше приведённых формул получим окончательно: K ( p R pc ), pc pн q pс Kp н q нас 1.8 1 0.2 p н Итак, Вогель универсальной обнаружил формы 2 pc 0.8 , pc pн pн замечательный представления факт индикаторных (1.2.2.12) существования кривых. Из предыдущего ясно, что при дальнейшем использовании и обобщении этого результат на случай pR>pн были приняты следующие предположения: 1. Индикаторная кривая при рc<рн описывается полиномом второй степени. 2. Углы наклона прямолинейного и криволинейного участков индикаторной кривой в точке р=рн равны. Слом индикаторной кривой связан со скачком газонасыщенности, который, как уже отмечалось, имеет место на границе зоны разгазирования. Следовательно, предположение о гладкости индикаторной кривой, которое используется при построении композитной кривой Вогеля, неверно. Отметим, что это предположение ведет к завышению прироста дебита нефти, достигаемого при снижении забойного давления от рн до нуля. Поскольку относительная фазовая проницаемость нефти в области малых газонасыщенностей меняется достаточно резко, то оценка прироста дебита нефти может быть завышена на 20-30% [37]. 32 1.2.3. Теоретические основы метода, основанного на решении Фетковича Полученные выше соотношения являются, по существу, уточнением формулы Фетковича, который предложил аппроксимировать функцию ( Pr ) fн н на интервале 0<рr<1 (0<р<рн ) линейной функцией, проходящей через начало координат. М.Феткович предложил соотношение для стационарного притока к скважине газированной жидкости при режиме растворенного газа[93]: q= J’(рпл2- р2)n (1.2.3.1) где: q - дебит нефти в поверхностных условиях; рпл - пластовое давление; р забойное давление; J'- коэффициент продуктивности двухфазной фильтрации; п - показатель степени. Зависимость (1.2.3.1), полученная вначале как чисто эмпирическая, позднее была подтверждена компьютерным моделированием и строго математически обоснована [89, 85]. Для случая, когда пластовое давление превышает давление насыщения, а на забое скважины поддерживается давление, меньшее давления насыщения, зависимость (1.2.3.1) преобразуется к следующему виду [88]: q=К0(рпл-рн) +J’(рн 2 - р 2)n где: К0 - начальный коэффициент (1.2.3.2) продуктивности, соответствующий фильтрации нефти в однофазном состоянии; рн - давление насыщения нефти газом при пластовой температуре. Исходными данными, необходимыми для расчета дебитов по формуле (1.2.3.2), являются результаты исследования скважины методом установившихся отборов при забойных давлениях как превышающих, так и меньших давления насыщения. Неизвестные коэффициенты К0, J’ и показатель степени n в уравнении притока определяются из индикаторной диаграммы. 33 Индикаторная зависимость в стандартных координатах q - p имеет линейный характер в диапазоне от пластового давления до давления насыщения, а при меньших давлениях изгибается в направлении к оси Забойное давление, МПа дебитов. Пример такой диаграммы показан на рисунке 1.2.3.1. 25 20 1 15 2 3 10 5 4 5 6 0 5 10 15 20 25 30 Дебит жидкости, м3/сут Рисунок 1.2.3.1 - Пример индикаторной диаграммы при пластовом давлении выше а забойном ниже давления насыщения Начальный коэффициент продуктивности К0 определяется по линейному участку индикаторной зависимости. Для нахождения n и J' точки индикаторной зависимости, расположенные ниже давления насыщения, перестраиваются в координатах ln(q-q0) - ln(рн 2-р2), где q0 = К0(рпл-рн) - дебит скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения. В соответствии с уравнением (1.2.3.2) в преобразованных координатах фактические точки должны ложиться на прямую линию, из уравнения которой определяется угловой коэффициент, равный показателю степени “n” и свободный член, равный величине lgJ'. 34 ГЛАВА 2 Промысловые исследования скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, методом установившихся отборов Проведение гидродинамических исследований скважин диктуется необходимостью мониторинга разработки месторождений. Данные, получаемые в результате проведения ГДИ скважин, включают информацию о работе скважин и уточненные пластовые характеристики, что отмечается в работе [10]. Эта информация требуется для обоснованного принятия решений, связанных с дальнейшей эффективной разработкой месторождений. В качестве примера в работе [10] приводятся результаты ГДИ скважин, работающих ниже давления насыщения Талинского месторождения. В данной главе приводится анализ и обобщение результатов комплексных гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения на месторождениях Западной и Восточной Сибири, проведенных в разное время, с целью решения ряда задач: определение зависимости коэффициента продуктивности от депрессии на пласт при забойных давлениях выше и. ниже давления насыщения для пластов с разными фильтрационными характеристиками; определение давления насыщения (начала разгазирования) в пласте по данным исследований скважин, определение забойного давления, ниже которого начинается снижение коэффициента продуктивности; определение фильтрационных параметров продуктивных пластов по исследуемым скважинам, оценка состояния призабойной зоны скважин и др. 35 Практически все индикаторные диаграммы на исследуемых месторождениях имеют вид линий, вогнутых к оси давлений. Как уже отмечалось ранее в главе 1 это может быть вызвано, по мнению исследователей, действием различных факторов. Существующие точки зрения можно условно разделить на три группы по причинам, вызывающим падение коэффициента продуктивности при снижении забойного давления. Такими причинами могут быть: снижение фильтрационных характеристик пласта, в частности, в результате смыкания трещин или повышения вязкости и плотности флюида; возникновение при движении жидкости по трещинам инерционных сопротивлений; искривление индикаторных диаграмм в сторону оси давлений может быть вызвано снижением забойного давления ниже давления насыщения, приводящим к появлению в пласте свободного газа, затрудняющего фильтрацию жидкости. Следует коэффициента отметить, что этот фактор приводит продуктивности при фильтрации к жидкости снижению в любом коллекторе. Именно последняя причина, на наш взгляд, является определяющей в условиях исследуемых месторождений. Так, например все залежи нефти, приуроченные к рифейской карбонатной толще на Куюмбинском месторождении и смежных площадях, являются подгазовыми залежами, имеющими хорошее сообщение с вышележащими газонасыщенными коллекторами. Начальное пластовое давление для таких месторождений всегда на глубине ГНК равно давлению насыщения. Указанное выше явление приводит к тому, что в призабойной зоне скважины, вскрывшей чисто нефтенасыщенную зону, выделение из нефти свободного газа начинается даже при создании незначительных депрессий. Присутствие свободного газа в пласте уменьшает фазовую 36 проницаемость для нефти и, соответственно, понижает продуктивность скважины. С увеличением дебита (депрессии) количество свободного газа в пласте увеличивается, а коэффициент продуктивности скважины по нефти падает. Получаемая по результатам исследования методом установившихся отборов индикаторная зависимость имеет характерную для режима растворенного газа криволинейную форму: чем больше депрессия, тем ниже коэффициент продуктивности. В качестве примера на рисунке 2.1 представлена индикаторная диаграмма, построенная по данным исследований скв. К2 Куюмбинского месторождения методом установившихся отборов. Она имеет вид кривой, вогнутой к оси давлений. С увеличением режима работы скважины коэффициент продуктивности падает. На рисунке 2.2 приведён график зависимости коэффициента продуктивности скважины давления. Рисунок 2.1 - Индикаторная диаграмма. Месторождение Куюмбинское. Скв. К-2 от забойного 37 Рисунок 2.2 - Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Куюмбинское. Скв. К-2 Очевидно, что индикаторные зависимости по нефтяным рифейским скважинам должны иметь криволинейную форму, независимо от того, смыкаются или не смыкаются трещины в карбонатном коллекторе. Смыкание трещин, если таковое имеет место, может только усилить в той или иной степени зависимость фазовой проницаемости для нефти при увеличении депрессии на пласт (уменьшении давления в пласте). Опыт сотрудников НЦ «Информпласт» по гидродинамическим исследованиям скважин Куюмбинского и примыкающих месторождений показал, что поведение скважин на различных режимах достаточно хорошо описывается известными эмпирическими зависимостями, полученными для режима растворенного газа без учета влияния давления на размеры трещин. На рисунках 2.3 и 2.4 представлены индикаторные диаграммы по скважинам Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождения. Общим для них является то, что все они вогнуты к оси давлений. 38 Рисунок 2.3 - Индикаторные диаграммы. Куюмбинское месторождение Отличием является то, что большая часть диаграмм по ЮрубченоТохомскому месторождению являются более пологими. Это указывает на то, что коэффициенты продуктивности скважин на Юрубчено-Тохомском месторождении являются более высокими. Рисунок 2.4 - Индикаторные диаграммы. Юрубчено-Тохомское месторождение 39 Ещё одним различием является то, что на Куюмбинском месторождении на скважинах, исследовавшихся во времени неоднократно, наблюдается некоторое снижение пластового давления. На ЮрубченоТохомском месторождении снижение пластового давления не наблюдается. На рисунке 2.5 показано сопоставление индикаторных диаграмм, построенных по данным всех исследований скв. К-2 на режимах, проведённых ранее. Из сопоставления индикаторных диаграмм видно, что коэффициент продуктивности со временем снижался до СКО, проведенной в 2013г. По последней индикаторной диаграмме серого цвета, построенной по материалам 2013г. после СКО видно, что коэффициент продуктивности вырос, что говорит об эффективности СКО. Рисунок 2.5 - Индикаторные диаграммы. Куюмбинское месторождение. Скв. К-2 Выявить фактор сжимаемости трещин, а тем более оценить степень его влияния при различных геолого-физических условиях невозможно с помощью гидродинамических исследований рифейских нефтяных скважин. На производительность скважин явно преобладающее влияние оказывает снижение давления в пласте ниже давления насыщения. Положение осложняют прорывы газа из газовой шапки, которые на различных 40 скважинах могут происходить при различных депрессиях и после различных периодов работы [4, 5]. Для оценки возможности увеличения дебита скважин за счет существенного снижения забойного давления ниже давления насыщения на Приразломном месторождении специалистами центра «Информпласт» проводились промысловые исследования, в результате которых должна была быть определена зависимость коэффициента продуктивности от депрессии на пласт. Следовало выявить особенности этой зависимости для пластов с разными фильтрационными характеристиками. На рисунке 2.6 приведены все индикаторные диаграммы, полученные во время исследований 2000-2001г. на скважинах Приразломного месторождения, перестроенные для удобства сравнения в координатах дебитдепрессия. Как видно из графика на индикаторных диаграммах отмечается прямолинейный участок, в пределах которого коэффициент продуктивности не меняется. Далее, по мере снижения забойного давления появляется участок снижения коэффициента продуктивности. На индикаторных диаграммах ему соответствует участок, искривленный к оси давления. Рисунок 2.6 - Индикаторные диаграммы. Приразломное месторождение 41 На рисунке 2.7 приведены индикаторные диаграммы по скв.6545 Приразломного месторождения полученные во время исследований 20002001г., построенные в координатах дебит-забойное давление. Из этого графика видно, что обе кривые являются практически параллельными. При проведении исследований на различных режимах работы скважины в 2001г зафиксированы более высокие по сравнению с 2000г. значения забойного и пластового давлений, что обусловлено влиянием нагнетания. Аналогичные исследования проводились на скважине 1183 Приобского месторождения (Рисунок 2.8) для оценки возможности длительной эксплуатации добывающих скважин при давлениях существенно ниже давления насыщения. Впервые скв. 1183 была исследована при давлениях ниже давления насыщения в 1995 г. Два года спустя после непрерывной работы Рисунок 2.7 - Индикаторные диаграммы. Приразломное месторождение. Скв.6545 скважины при забойных давлениях 55-65·0,1МПа, она была исследована повторно. В 1995 г. скважина исследовалась силами АО “Юганскнефтегеофизика” под руководством и при непосредственном 42 участии специалистов центра “Информпласт”. Повторные исследования в 1997 г. были проведены центром “Информпласт”. На индикаторной диаграмме, полученной в результате исследований 1995г. точки первых двух режимов, при которых давление на приеме насоса не превышает давление насыщения, лежат на прямой линии. Из этого следует, что коэффициент продуктивности на этих режимах постоянен и равен 0.19 м3/сут.·0,1МПа. Прямая, соединяющая точки первых режимов пересекает ось давления в точке 208·0,1МПа. Данное значение принимается как пластовое давление. Точки последующих четырех режимов не ложатся на прямую и индикаторная линия отклоняется к оси давлений. Из этого следует, что дальнейшее снижение давления и увеличение депрессии на пласт неприводит к пропорциональному росту дебита, т.к. в этом случае нарушается линейный закон фильтрации из-за выделения газа в призабойной зоне. Уменьшение коэффициента продуктивности начинается при снижении давления ниже 11.58 МПа. Это значение давления определяется по графику, изображенному на рисунке 4.5.2., на котором приведена зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Рисунок 2.8 - Индикаторные диаграммы. Месторождение Приобское. Скв. 1183 43 Прямая, параллельная оси забойных давлений, соответствует коэффициенту продуктивности К = 1.91 м3/сут.*МПа, что соответствует его значению, определенному по начальным режимам индикаторной диаграммы. При снижении забойного давления ниже 11.50 МПа коэффициент продуктивности начинает уменьшаться из-за нарушения линейного закона фильтрации при выделении газа в призабойной зоне [26]. Давление насыщения определялось по кривой изменения плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве при снижении давления на приеме насоса в процессе работы скважины на различных режимах. Плотность газожидкостной смеси определялась по методике, изложенной в Главе 4. Зависимость этой плотности от давления на приеме насоса показана на рисунке 4.3.5. Из этого рисунка видно, что в интервале снижения давления от 15.60 МПа до 12.74МПа средняя плотность жидкости в затрубном пространстве является постоянной и равной 0.832 г/см3. При снижении забойного давления ниже 12.74·МПа плотность уменьшается достигая значения 0.21 г/см3 при давлении 1.30 МПа. Значение 12.74·МПа соответствует давлению, ниже которого появляется свободный газ, то есть давлению насыщения при данной температуре. На индикаторной диаграмме, полученной в результате исследований через два года, в октябре - ноябре 1997 г. прямая линия, проведенная через первые две точки графика, характеризует участок индикаторной диаграммы при забойных давлениях выше давления насыщения. Она пересекает ось давлений в точке 17.79МПа, что соответствует пластовому давлению в окрестности скважины на данный момент времени. На рисунке 2.9 приведена зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Прямая, параллельная оси забойных давлений, соответствует коэффициенту продуктивности 1.75 м3/сут·*МПа. Значения коэффициента продуктивности начинают уменьшаться при снижении забойного давления ниже 11.40 МПа, что объясняется нарушением 44 линейного закона фильтрации при выделении свободного газа в призабойной зоне. Рисунок 2.9 – Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Приобское. Скв.1183 Сопоставляя индикаторные диаграммы 1995г. (верхняя линия) и 1997г. (нижняя линия) можно отметить следующее. За два года работы скважины пластовое давление снизилось на 3.0·МПа. Незначительно снизился коэффициент продуктивности с 1.91 м3/сут·*МПа в 1995 г. до 1.75 м3/сут*МПа в 1997 г. Дебит скважины при забойном давлении 3,0 МПа снизился с 26 м3/сут в 1995 г. до 19 м3/сут в 1997 г. Как показывают расчеты, это снижение произошло практически только за счет снижения пластового давления. Сопоставляя между собой основные результаты исследований в 1997 и 1995 гг. можно отметить, что величины давлений насыщения совпадают. Значения давлений, после которых начинает снижаться коэффициент продуктивности, тоже практически совпадают. Близки по своим значениям и 45 коэффициенты продуктивности, определенные на прямом ходе при давлениях выше давления насыщения. Таким образом, работа скважины в течение двух лет при забойном давлении, много меньшем давления насыщения, не вызвала никаких изменений в характере работы пласта и скважины. Уменьшение дебита обусловлено только падением пластового давления. Позднее специалистами центра «Информпласт» проводились комплексные гидродинамические исследования на скважинах Талинского месторождения. Основным объектом разработки являются юрские отложения пласты ЮК10 и ЮК11. Пласты характеризуются крайней неоднородностью, как по емкостным, так и по фильтрационным свойствам. Нефть маловязкая, но с высоким газосодержанием. Необходимо отметить, что величина давления насыщения на Талинском месторождении высокая и близка к начальному пластовому давлению. В связи с этим наблюдается резкое снижение коэффициента продуктивности при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Основной целью исследований являлась оценка технологической эффективности гидроразрыва пласта на скважинах. Однако в процессе обсуждения программы работ были запланированы и дополнительные работы по ряду скважин по оценке зависимости коэффициента продуктивности от депрессии на пласт при забойных давлениях ниже давления насыщения. В качестве примера приводятся результаты исследования скв.2002 методом установившихся отборов до и после ГРП. Индикаторные диаграммы до и после ГРП приведены на рисунке 2.10. 46 Рисунок 2.10 – Индикаторные диаграммы до и после ГРП. Месторождение Талинское. Скв.2002 Как видно из этих зависимостей, при более высоком забойном давлении (меньшей депрессии на пласт) получены более высокие дебиты. То есть после проведения ГРП значительно вырос коэффициент продуктивности. Следует отметить менее выгнутую к оси давлений зависимость КПР от забойного давления, что объясняется работой скважины при больших забойных давлениях, чем до ГРП, и соответственно меньшим количеством газа, выделяющимся в призабойной зоне скважины. Из полученных диаграмм, полученных по результатам исследований методом установившихся отборов на скв.5268 Каменного месторождения (Рисунок 2.11) и скв.2553 Талинского месторождения (Рисунок 2.12) видно, что до определенного момента с увеличением депрессии дебит возрастает, но коэффициент продуктивности при искривление индикаторной диаграммы. этом падает. На это указывает 47 Рисунок 2.11 - Индикаторная диаграмма. Месторождение Каменое. Скв.5268 Далее дебит скважины начинает снижаться, индикаторная диаграмма загибается к оси давлений. Причиной такого характера работы скважины является процесс значительного разгазирования нефти в пласте. В работе приводятся результаты переинтерпретации исследований примерно по 50 скважинам. Необходимо отметить, что при исследовании скважин на прямом и обратном ходах также как и на рисунке 2.11 во всех случаях наблюдается гистерезис в форме индикаторной диаграммы. Это объясняется неидентичностью процессов выделения газа из нефти при снижении давления и обратного его растворения при повышении давления в присутствии пористой среды. Аналогичные выводы приведены в работе [60] где отмечается, что при снижении давления на какую-либо величину и обратном повышении его до исходного значения в пористой среде остается избыточный газ, т.е. при прямом ходе исследования коэффициент растворимости газа больше, чем при обратном ходе. Таким образом, если давление в пласте снижено ниже давления насыщения и газ находится в свободном состоянии, то для полного растворения его давление в газированной области должно быть поднято 48 выше давления насыщения или необходимо длительное время работать на малых режимах для того, чтобы вынести из призабойной зоны свободный газ. Рисунок 2.12 - Индикаторная диаграмма. Месторождение Талинское. Скв.2553 Следует отметить, что при последующем снижении депрессии в скважине 5268 Каменного месторождения (Рисунок 2.12) дебит уже не возрастает, поскольку выделившийся ранее газ остается в порах пласта. Таким образом, для указанных условий индикаторные диаграммы при «прямом и обратном ходе» не совпадают друг с другом из-за необратимых процессов в поровом пространстве. На каждом режиме работы скважин был рассчитан коэффициент продуктивности. коэффициента На рисунке 2.13 продуктивности от и 2.14 приведены забойного давления. зависимости Значения коэффициента продуктивности уменьшаются при понижении забойного давления, это объясняется нелинейностью закона фильтрации при выделении газа в призабойной зоне [11]. 49 Рисунок 2.13 – Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Талинское. Скв.5268 Рисунок 2.14 – Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Талинское. Скв.2553 50 Необходимо отметить, что данный случай искривления индикаторных диаграмм не может быть описан общепринятыми уравнениями Вогеля и Фетковича. Описание подобных индикаторных диаграмм может быть предметом отдельного самостоятельного изучения. 2.1. Обработка индикаторных диаграмм для различных месторождений по уравнениям Вогеля и Фетковича Согласно зарубежным источникам в случаях, когда пластовое давление выше давления насыщения, а забойное давление ниже давления насыщения, для оценки дебита скважины рекомендуется использовать композитную зависимость Вогеля [105, 106]: р Jрн р q К рпл рн 1 0 ,2 0 ,8 1,8 рн рн 2 , (2.1.1) где: q– дебит нефти, рпл – пластовое давление, р – давление на забое скважины, К- коэффициент продуктивности скважины при отсутствии газа. Аналоги коэффициента продуктивности J в формуле Фетковича (2.1.2) и формуле Вогеля не равны друг другу. Однако, построив многочисленное количество индикаторных диаграмм для различных месторождений по уравнениям Вогеля и Фетковича, мы пришли к выводу, что наиболее обоснованным для обработки индикаторных диаграмм, является уравнение Фетковича[17]: q=К0(рпл-рн) +J’(рн 2-р 2)n , Во-первых, оно хорошо описывает фильтрацию (2.1.2) газированной жидкости, во-вторых, учитывает влияние инерционных сопротивлений. Особенности фильтрации газированной жидкости в уравнении Фетковича характеризуются параметрами J' и n. На рисунке 2.1.1. (а, б) построены индикаторные диаграммы для различных месторождений, на которых хорошо прослеживается тот факт, что 51 при высоких дебитах, индикаторные диаграммы, обработанные по Вогелю, значительно расходятся с расчётами по уравнению Фетковича. (а) (б) Рисунок 2.1.1. - Индикаторные диаграммы. (а) – Приобское месторождение. Скв.8206; (б) – Куюмбинское месторождение. Скв.К-2 52 Коэффициент продуктивности J' является сложной функцией текущего пластового давления, фазовой проницаемости для нефти, обусловленной газонасыщенностью при данном пластовом давлении, а также величины начального коэффициента продуктивности K0. Показатель степени n - величина эмпирическая. Как показало компьютерное моделирование [89-91], эта величина зависит от газонасыщенности и, следовательно, от давления, а также обусловлена отклонением процесса фильтрации от закона Дарси. При режиме растворенного газа как J', так и n изменяются во времени по мере падения пластового давления, и, поэтому, расчет дебитов для различных забойных давлений по формуле (2.1.2) справедлив только для одного значения текущего пластового давления, соответствующего дате исследования скважины [95]. При пластовом давлении, превышающем давление насыщения, величины J' и n должны быть относительно стабильны во времени, поскольку газонасыщение в воронке разгазирования и подвижность нефти будут определяться не текущим значением пластового давления, а практически неизменной величиной давления насыщения [11]. Аналогичные выводы о завышении оценочного прироста дебита нефти при использовании метода интерпретации исследований скважин, основанного на решение Вогеля, приведены в работе [13]. По результатам проведенного численного гидродинамического моделирования индикаторные диаграммы, построенные по формуле Вогеля, быстро начинают отклоняться от «экспериментальных» точек. Основные выводы к главе 2 Обобщая результаты гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, можно сделать следующие выводы: 53 В условиях рассмотренных месторождений основной причиной уменьшения продуктивности скважины является снижение фазовой проницаемости по нефти в призабойной зоне продуктивного пласта при наличии в ней достаточно большого количества свободного газа. В этом случае исключаются прорывы газа из газовой шапки влияние законтурной и (или) подошвенной воды. Индикаторная линия при р<рн изгибается в направлении оси депрессий (забойных давлений), что означает уменьшение продуктивности скважин. Выделение газа в пласте и приток его в свободном состоянии к забою скважины обусловлено снижением забойного давления ниже давления насыщения. При исследовании скважин на прямом и обратном ходах во всех случаях наблюдается гистерезис в форме индикаторной диаграммы. Это объясняется неидентичностью процессов выделения газа из нефти при снижении давления и обратного его растворения при повышении давления в присутствии пористой среды. В практике исследований индикаторные диаграммы обрабатываются в основном по уравнениям Вогеля и Фетковича, причем уравнение Вогеля используется более часто. При использовании для этих целей формулы Вогеля расчетная кривая быстро начинает отклоняться от «экспериментальных» точек. Дебиты нефти, полученные по формуле Вогеля, существенно завышаются по сравнению с «экспериментальными». Проведенные в данной работе исследования показали, что фактическим данным наиболее соответствует уравнение Фетковича. 54 ГЛАВА 3 Развитие технологий проведения и методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения 3.1. Технология исследований скважин эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения Технология исследований скважин, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН при забойных давлениях ниже давления насыщения имеет свои специфические особенности. Эти скважины оборудованы погружными насосными установками с газосепаратором, выбрасывающим отсепарированный газ в затрубное пространство. Для проведения эксплуатирующихся ниже исследований давления насосных насыщения, была скважин, разработана технология исследований, включающая в себя исследования методом установившихся отборов, методом прослеживания уровня и там, где это возможно, - методом восстановления давления [25]. Изменение погружного давления насоса и температуры регистрируется на глубинным выпускном клапане прибором, который спускается на кабеле в НКТ. Изменение забойных давления и температуры на приеме насоса регистрируется датчиками, вмонтированными в корпус погружного насоса. Буферное и затрубное давления замеряются на устье скважины. Согласно технологии в течение всего периода исследований непрерывно производятся измерения давлений на выкиде и на приеме насоса, уровня в затрубном пространстве, буферного и затрубного давлений на устье скважины, дебита на замерной установке, на поверхности. Большинство 55 параметров регистрируется компьютером и выводится на дисплей для визуального контроля. Вся эта информация необходима для определения дебита притока из пласта, забойных давлений на глубине кровли интервала вскрытия пласта, давления насыщения и других характеристик. Электропитание погружной насосной установки и установленных на приеме датчиков давления и температуры осуществляется через частотный преобразователь, что позволяет плавно подбирать рабочие частоты насосной установки, тем самым изменяя ее напорные характеристики и, таким образом, задавать различные режимы работы скважины. Технологическая схема проведения исследований заключалась в следующем. В начале исследований, при спуске в НКТ глубинного прибора, а также при его подъеме в конце исследований, регистрировались изменения давления и температуры по стволу скважины для определения ВНК и плотности флюидов в НКТ. После окончания спуска прибор устанавливается в точке на 30-50 м выше глубины подвески погружного насоса для проведения измерений во времени. В процессе работы скважины на ее стандартном рабочем режиме, на частоте питающего напряжения ЭЦН 50 Гц или на близких частотах, задаваемых частотным преобразователем, регистрируются во времени изменения следующих параметров: забойного давления (рпр.нас) на «приеме» погружного насоса с помощью дистанционного датчика, и давления (ргл.прб)на «выкиде» насоса в НКТ - глубинным дистанционным прибором, буферного (рбуф)и затрубного (рзатр) давлений на устье скважины, динамического уровня (hд)в затрубном пространстве, а также дебита (qзу) скважины на поверхностной замерной установке [44, 49, 50]. В процессе этих измерений определяют все вышеперечисленные параметры на установившемся режиме работы скважины. 56 После определения параметров работы скважины на частоте питающего напряжения ЭЦН 50 Гц, погружной насос отключают и в течение нескольких суток регистрируют повышение уровня жидкости в скважине (КВУ), при этом замеряют изменения забойного давления и температуры на приеме насоса, динамический уровень в затрубье и устьевые давления (рбуф и рзатр). После регистрации КВУ проводятся исследования на установившихся режимах, начиная с работы погружного насоса на минимальных частотах и постепенно повышая рабочую частоту на каждом последующем режиме. Таким образом, выполняется прямой ход исследований скважины методом установившихся отборов. Выбор минимальной рабочей частоты определяется, исходя из напорных характеристик погружного насоса и добывных возможностей исследуемой скважины. При работе погружной насосной установки с электропитанием через частотный преобразователь необходимо параметры электродвигателя погружной постоянно насосной контролировать установки: ток, напряжение и частоту. На частотах выше номинальной (50 Гц) возможно повышение рабочего тока выше допустимого для данного типа установки, и, как следствие этого, выход установки из строя. Поэтому предельная частота, на которой проводятся исследования определяется также по предельно допустимому току установки, спущенной в исследуемую скважину. 3.2. Интерпретация результатов исследований по методу установившихся отборов Известно, что для построения индикаторной диаграммы необходимо знать забойные давления на глубине кровли вскрытого интервала продуктивного пласта и дебиты притока из пласта при каждом забойном давлении. 57 Так как насосные установки и вмонтированные в них датчики измерения давления в исследуемых скважинах расположены, как правило, выше интервалов перфорации, то забойные давления, замеренные на приеме насоса, пересчитываются на глубину кровли интервалов перфорации. Для расчета используется методика, изложенная в отраслевом руководстве РД 390147035-212-87 [48]. Методика базируется на отечественных и зарубежных корреляционных зависимостях, наиболее полно учитывающих характер движения и перераспределения фаз и физико-химические свойства движущихся флюидов. Как уже отмечалось ранее, для месторождений представленных низкопроницаемыми коллекторами экономически рентабельная разработка возможна лишь при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Зачастую, на подобных месторождениях определенные трудности вызывает определение величины притока из пласта. При малых режимах работы скважины, достигаемых низкими частотами питания насосной установки, стабильный выход продукции из скважины на поверхность отсутствует. На рисунке 3.2.1(а, б) показаны кривые изменения всех этих необходимых параметров, а также кривые изменения дебита на поверхности (Рисунок 3.2.1(а)) и расчетного дебита (Рисунок 3.2.2(б)), которые, как видно из графиков, значительно отличаются. Для построения индикаторной диаграммы необходимо использовать данные расчетного дебита. В зависимости от фильтрационных параметров продуктивного пласта и призабойной зоны и от характеристик погружного насоса выход продукции на поверхность на малых режимах может наблюдаться от нескольких раз в сутки до одного раза за несколько суток. Поэтому, даже суточные измерения на поверхности дебитов скважины на малых режимах ее работы будут иметь значительные погрешности. В этом случае более достоверным будет определение дебита расчетным способом. Для этого необходимо непрерывное измерение давлений на приеме и на выкиде насоса, буферного и 58 затрубного давлений на устье скважины и дебита на замерной установке на поверхности. (а) (б) Рисунок 3.2.1 - Технологическая карта гидродинамических исследований. (а) – изменение дебита на поверхности, (б) – расчетный дебит. Приобское месторождение. Скв. 1183 59 Величина притока жидкости из пласта в скважину определяется по формуле: qпл 1 (Vзу Vтр Vзатр ) , t (3.2.1) где: t - интервал времени, в пределах которого определяется дебит ; Vзу - объем жидкости, прошедший за интервал времени t через замерную установку на поверхности; Vтр - объем жидкости, поступивший за интервал времени t в насосно-компрессорные трубы; Vзатр - объем жидкости, поступивший за интервал времени t в затрубное пространство. Объем Vзу замеряется по счетчику на замерной установке, а объемы, поступившие в трубное и затрубное пространства рассчитываются по формулам: Vтр Vзатр f (pзаб pбуф ) , (3.2.2) F (pпр.нас pзатр ) , (3.2.3) ж g ж g где: ж - плотность притекающей из пласта жидкости; pзаб - изменение давления на выкиде насоса за интервал времени t; pпр.нас - изменение давления на приеме насоса за интервал времени t; pбуф и pзатр - изменения буферного и затрубного давлений за интервал времени t; f и F - площади сечений, соответственно трубного и затрубного пространств; g- ускорение свободного падения. При работе скважины на малых режимах возможны различные случаи перемещения жидкости в стволе скважины; снижение уровня жидкости в затрубном пространстве за счет откачки жидкости насосом в насоснокомпрессорные трубы; снижение уровня в насосно-компрессорных трубах при выбросе жидкости из скважины в линию; подъем уровня жидкости в затрубном пространстве за счет превышения объема жидкости, притекающей 60 из пласта над объемом, отбираемым насосом и т.п. Все эти перемещения флюидов в стволе скважины будут приводить к соответствующим изменениям давлений на приеме и на выкиде насоса, буферного и затрубного давлений на устье скважины. В зависимости от происходящих в стволе скважины процессов объемы Vтр и Vзатр, рассчитываемые по формулам (3.2.2) и (3.2.3), могут быть как положительными, так и отрицательными. Но при расчете по формуле (3.2.1) независимо от происходящих в стволе скважины процессов всегда определяется истинный дебит притока из пласта. 3.3. Разработка метода определения давления насыщения по результатам гидродинамических исследований Как известно, давление насыщения нефти газом обычно определяется в лабораториях по глубинным пробам нефти. Однако в промысловой практике встречаются случаи, когда лабораторные данные отсутствуют или пробы нефти еще исследуются, а на том этапе, на котором находится инженер в процессе выполнения работы, уже необходимо знать давление насыщения. Кроме того, надо иметь ввиду, что заказчик предоставляет для интерпретации данные о свойствах нефти, определенные для всего объекта, тогда как в реальности, в зависимости от геологических условий эти свойства могут заметно отличаться. В этой связи был разработан метод определения давления насыщения нефти газом в промысловых условиях. На предложенный метод получен патент РФ (№2521090) [45]. Согласно технологии в течение всего периода исследований непрерывно производятся измерения давлений на выходе и на приеме насоса, уровня в затрубном пространстве, буферного и затрубного давлений на устье скважины, дебита на замерной установке, на поверхности (Рисунок 3.3.1). 61 Рисунок 3.3.1 - Определение давления насыщения по результатам гидродинамических исследований Далее для контроля за процессами в стволе скважины и определения начала разгазирования следует рассчитывать на каждый момент времени среднюю плотность столба смеси в затрубном пространстве. Средняя плотность смеси определяется по формуле: см p пр.нас pзатр , (hпр.нас ГНР ) g (3.3.1) где: см – плотность смеси в затрубном пространстве; pпр.нас и pзатр- давление, соответственно на приеме насоса и устьевое затрубное;hпр.нас - глубина нахождения датчика давления на приеме насоса; ГНР - глубина уровня нефти в затрубном пространстве. 62 Изменение средней плотности смеси в затрубном пространстве во времени, рассчитываемой по формуле (3.3.1), характеризует процессы изменения состава жидкости в затрубном пространстве. Газосепаратор, находящийся ниже приема насоса, выбрасывает практически весь выделившийся из нефти газ в затрубное пространство, что сразу же приводит к уменьшению плотности смеси в затрубном пространстве. Сопоставляя кривую изменения плотности с изменением в это время давления на приеме насоса, можно определить величину давления насыщения [13]. В результате проведения исследований скважин 1183 и 1130 Приобского месторождения, приведенных в главе 2, и скважины 5872 Приразломного месторождения, были построены технологические карты, приведенные соответственно на рисунках 3.3.2, 3.3.3 и 3.3.4. Для скважин 1183 и 1130 Приобского месторождения на технологических картах отображены данные об изменении во времени давления – рпр.нас, замеренного на приеме насоса, расчетного дебита - qпл и плотности смеси в затрубном пространстве -см. Кривая рур показывает изменение уровня в затрубном пространстве, замеренного эхолотом и пересчитанного в давление на глубине приема насоса. Рисунок 3.3.2 – Технологическая карта гидродинамических исследований. Месторождение Приобское. Скв.1183 63 Рисунок 3.3.3 – Технологическая карта гидродинамических исследований. Месторождение Приобское. Скв.1130 Рисунок 3.3.4 – Технологическая карта гидродинамических исследований. Месторождение Приразломное. Скв.5872 На рисунка 3.3.4 для скважины 5872 Приразломного месторождения приведены кривые изменения во времени измеренных параметров: давления pпр.нас., измеренного на приеме насоса датчиком давления, вмонтированным в 64 корпус погружного насоса; дистанционным прибором давления ргл.прб, зарегистрированного в насосно-компрессорных трубах (НКТ) на вертикальной (без удлинения) глубине 1381м; буферного и затрубного давлений рбуф и рзтр, замеренных на устье скважины; динамического уровня жидкости в затрубном пространстве hд; изменение дебита скважины qзу, замеряемого через каждые 1-3 часа на замерной установке. На этом же рисунке 3.3.4 приведена кривая изменения средней плотности смеси в затрубном пространстве см, состоящей в общем случае из нефти, воды и свободного газа, рассчитанной по формуле (3.3.1). Из рисунка 3.3.2 видно, что при работе на частоте питающего напряжения ЭЦН больше 39Гц со снижением забойного давления ниже давления насыщения происходит снижение плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве, за счет появления газа, выбрасываемого газосепаратором в затрубное пространство. Рисунок 3.3.5 – Определение давления насыщения по результатам гидродинамических исследований. Месторождение Приобское. Скв. 1183 65 Рисунок 3.3.6 – Определение давления насыщения по результатам гидродинамических исследований. Месторождение Приобское. Скв. 1130 Рисунок 3.3.7 – Определение давления насыщения по результатам гидродинамических исследований. Месторождение Приразломное. Скв. 5872 На рисунков 3.3.5, 3.3.6, 3.3.7 приведены корреляционные зависимости соответственно по скважинам 1183 и 1130 Приобского 66 месторождения и скважины 5872 Приразломного месторождения между средней плотностью смеси в затрубном пространстве, определяемой по формуле (3.3.1) и давлением на приеме насоса. Расчеты плотности выполнены за весь период проведения исследований по каждой скважине. На всех графиках однозначно определяется давление, ниже которого плотность смеси в затрубном пространстве становится меньше плотности нефти. Это снижение плотности смеси происходит за счет появления свободного газа, выделяющегося из нефти. Давление, при котором плотность смеси становится ниже плотности нефти, т.е. начинает выделяться свободный газ, является давлением насыщения при данной температуре [11,17]. Следует отметить, что результаты определения давления насыщения практически по всем скважинам Приобского месторождения находятся в довольно узком диапазоне 12,40-12,74МПа, что говорит о достаточно высокой точности определения давления насыщения предлагаемым способом. 3.4.Определение давления насыщения по результатам гидродинамических исследований для малодебитных скважин В случае если скважина является малодебитной однозначную зависимость средней плотности жидкости по формуле (3.3.1) получить невозможно. В стволе такой скважины всегда присутствует определенный объем технической воды. Водонефтяной раздел (ВНР) может находиться выше приема насоса. В этом случае при работе насоса определенный объем воды будет перемещаться из затрубного пространства в трубное и обратно в зависимости от процессов, происходящих в стволе скважины. Чтобы точно определить состав притекающей из пласта жидкости и ее плотность, необходимую для расчета дебита, следует изучить динамику объема воды в скважине в процессе исследований. ВНР в затрубном пространстве определяется по формуле: 67 ВНР в hпр.нас - н ГНР в н 1 (p p затр ) g пр.нас , (3.4.1) где: ρв и ρн - плотность, соответственно воды и нефти, определяемая по поинтервальным измерениям давления в трубном пространстве; hпр.нас глубина нахождения датчика давления на приеме насоса; ГНР - глубина уровня нефти в затрубном пространстве; рпр.нас и рзатр - давление, соответственно на приеме насоса и устьевое затрубное. ВНР в трубном пространстве может быть непосредственно замерен по данным поинтервальных замеров давления. В малодебитных скважинах ствол, которых заполнен водой выше приема насоса, расчет плотности жидкости в затрубном пространстве имеет свои особенности. Нефть в таких скважинах при восстановлении уровня после остановки насоса поступает в затрубное пространство и происходит перемещение воды из затрубного пространства в трубки до полного ее замещения. С момента времени, когда в затрубном пространстве останется только нефть, с учетом того, что процессы при КВУ из-за малого дебита в каждый момент времени можно считать квазистационарными, ее плотность в затрубном пространстве будет постоянной при давлении выше давления насыщения. Это наблюдается на кривых изменения уровня жидкости в затрубном пространстве и давления на приеме насоса. Начиная с определенного момента времени, кривые оказываются параллельными друг другу, а плотность жидкости, поступающей в затрубное пространство, определяемая по формуле (3.3.1), становится постоянной. При обработке КВУ согласно М. Маскету имеем: pi pк ( pк p0 ) exp(1ti ) , (3.4.2) hi hк (hк h0 )exp ( α2ti ) , (3.4.3) Тогда, плотность жидкости, притекающей в затрубное пространство: 68 ρжi dp i 1(pк p0 ) exp ( 1t i ) , gdh i g 2(hк h0 ) exp ( 2t i ) (3.4.4) где: K ж g F (3.4.5) K - коэффициент продуктивности; ж - плотность притекающей жидкости; F - площадь сечения подъемных труб; pо и hо - давление на приеме насоса и высота столба жидкости в момент остановки насоса; pк и hк - пластовое давление и соответствующая ему высота столба жидкости. Для параллельных участков справедливо α1 = α2 и получаем: ж = ( p к p0 ) , (hк h0 ) g (3.4.6) Как видно из формулы, плотность притекающей жидкости уже не зависит от времени. В качестве примера приведем результаты исследований скважины 2766 Приобского месторождения. Точки первых четырех режимов на индикаторной диаграмме, отображенной на рисунке 3.4.1 красным цветом, лежат на одной прямой. Рисунок 3.4.1 - Индикаторная диаграмма. Месторождение Приобское. Скв. 2766 69 Пятая и шестая точки прямого хода не ложатся на прямую линию и индикаторная диаграмма отклоняется к оси давлений. Из этого следует, что на этих режимах нарушается линейный закон фильтрации из-за выделения газа в призабойной зоне. Необычно выглядит график зависимости средней плотности смеси в затрубном пространстве от давления на приеме насоса (Рисунок 3.4.2), в отличие от остальных скважин, плотность по мере снижения давления не уменьшается, а остается постоянной и даже увеличивается. Это объясняется перераспределением воды, находящейся в скважине. Рисунок 3.4.2 - Определение давления насыщения по данным гидродинамических исследований. Месторождение Приобское. Скв. 2766 Пуск насоса приводит к оттоку воды из затрубья в НКТ, что вызывает снижение плотности смеси до плотности нефти, а при снижении давления на приеме насоса ниже давления насыщения - меньше плотности нефти. Но при дальнейшем снижении давления на приеме насоса наступает момент, когда 70 водонефтяной раздел спускается до приема насоса. При этом начинает происходить отбор нефти из затрубья. При отключении насоса, например, при регистрации КВУ, или при переходе на меньший режим происходит обратный переток воды из НКТ в затрубье, что приводит к увеличению плотности смеси. В процессе регистрации КВУ нефть, поступающая в затрубье, оттесняет воду в НКТ и средняя плотность жидкости в затрубье постепенно понижается до плотности нефти, а уровень ВНР понижается до приема насоса, рисунок 3.4.3. Рисунок 3.4.3 – Динамика процессов в стволе остановленной скважины Для таких случаев был разработан способ, описанный выше. В этом случае, рассчитывается не средняя плотность пространстве, а плотность притекающей из пласта (3.4.4). Зависимость плотности смеси в затрубном жидкости, формула притекающей жидкости от давления на приеме насоса, показана на рисунках 3.4.2 и 3.4.3 красным цветом. Из рисунка 3.4.2 видно, что выше давления 11,50МПа плотность притекающей жидкости изменяется незначительно, имея среднее значение 0.81 г/см3 . Ниже давления 11,50 МПа плотность начинает снижаться, достигая 0.55 г/см3 при 71 давлении, чуть более 6,0 МПа. Следовательно, величина давления 11,50 МПа соответствует давлению, ниже которого появляется свободный газ, т.е. давлению насыщения при данной температуре. 3.5.Методика обработки индикаторной диаграммы, основанная на решении Фетковича Необходимо отметить, что на реальных индикаторных зависимостях отклонение от прямой линии начинается обычно не в точке давления насыщения рн, а при несколько более низком давлении рн*. Такое поведение скважины объясняется тем, что в начальный период понижения забойного давления ниже давления насыщения размеры воронки разгазирования еще незначительны, а выделившиеся из пластовой нефти микроскопические пузырьки газа практически не влияют на фазовую проницаемость для нефти. Исходя из указанных соображений, при расчете дебитов по формуле Фетковича (2.1.2) вместо величины рн следует использовать давление рн*, значение которого можно оценить в процессе исследования конкретной скважины. Для определения рн* необходимо строить график зависимости коэффициента продуктивности от забойного давления. Он показан на рисунке 3.5.1. Для построения графика коэффициенты продуктивности рассчитываются на каждом режиме работы скважины: Ki qi , pпл pi (3.5.1) где - qi и pi - дебит и забойное давление на каждом режиме, а пластовое давление рпл определялось путем экстраполяции прямолинейного участка индикаторной диаграммы до оси давлений. По полученным значениям коэффициентов продуктивности построены графики, показанные в качестве примеров на рисунках 3.5.1-3.5.3 для разных скважин. 72 Рисунок 3.5.1 - Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Приобское. Скв.1183 Рисунок 3.5.2 - Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Приобское. Скв.1183 73 Рисунок 3.5.3 - Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Приобское. Скв.210 На графиках отмечается горизонтальный участок, в пределах которого коэффициент продуктивности не меняется. Этот участок соответствует прямолинейному участку на индикаторной диаграмме. Далее, по мере снижения забойного давления появляется участок снижения коэффициента продуктивности, который является практически прямолинейным. На индикаторной диаграмме ему соответствует кривая изменения дебита, обращенная вогнутостью к оси давления. Забойное давление, соответствующее пересечению двух прямолинейных участков на графике зависимости коэффициента продуктивности от давления, является искомым давлением, соответствующим началу снижения коэффициента зависимость коэффициента продуктивности рн*. На рисунке 3.5.4 приведена продуктивности от забойного давления и зависимость средней плотности смеси в затрубном пространстве от забойного давления скв.1183 Приобского 74 месторождения. Следует отметить, что разность между рн и рн* составляет более 1МПа. Рисунок 3.5.4 - Зависимость плотности и коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Приобское. Скв. 1183 Имея все необходимые параметры для построения и обработки индикаторных диаграмм, полученных при исследованиях скважин выше и ниже давления насыщения, можно определить параметры, характеризующие фильтрацию газированной жидкости в окрестности скважины. Знание этих параметров позволит прогнозировать дебиты скважин, работающих при давлениях ниже давления насыщения [26]. Определив по прямолинейному участку индикаторной диаграммы коэффициент продуктивности К0, пластовое давление рпл, а также давления рн*,можно провести обработку участка индикаторной диаграммы, вогнутого к оси давлений. В результате обработки будут получены параметры J'и n, характеризующие приток из пласта при разгазировании в призабойной зоне. Представим уравнение (2.1.2) в следующем виде: ln(q - q0) = lnJ' + nln(рн* 2 - р 2), (3.5.2) 75 где q0 = К0(рпл-рн*) (3.5.3) В выражениях (3.5.2) и (3.5.3) в отличие от формулы (2.1.2) вместо давления насыщения рн поставлено давление рн*, ниже которого начинается искривление индикаторной диаграммы. Рисунок 3.5.5. - Преобразованная индикаторная диаграмма при забойных давлениях ниже давления насыщения Выражение (3.5.2) представляет собой уравнение прямой координатах [ln(рн* линии в 2 - р2), ln(q - q0)]. Преобразованная в указанных координатах индикаторная диаграмма представлена на рис. 3.5.5. Преобразованная индикаторная диаграмма имеет вид прямой линии. Искомые коэффициент J' и показатель степени n определяются из следующих соотношений: J'=e-Btg, (3.5.4) n =tg, (3.5.5) где: - угол наклона преобразованной индикаторной диаграммы к оси ординат; B - отрезок, отсекаемый на оси ординат. 76 Обработка индикаторных диаграмм с целью определения искомых параметров стационарной фильтрации газированной жидкости будет проведена ниже в главе 4. Основные выводы к главе 3 Разработана технология исследований скважин, работающих при забойных давлениях ниже давления насыщения, имеющая свои специфические особенности, связанные с работой погружных насосных установок с газосепаратором и имеющих станцию управления с частотным преобразователем. Для месторождений, представленных низкопроницаемыми коллекторами, определенные трудности вызывает определение величины притока из пласта, так как отсутствует стабильный выход продукции из скважины на поверхность. В связи с этим предложена формула, позволяющая определить истинный дебит из пласта независимо от происходящих в стволе скважины процессов. Выявлено, что на реальных индикаторных зависимостях отклонение от прямой линии начинается обычно не в точке давления насыщения рн, а при несколько более низком давлении рн* Такое поведение скважины объясняется тем, что в начальный период понижения забойного давления ниже давления насыщения размеры воронки разгазирования еще незначительны, а выделившиеся из пластовой нефти микроскопические пузырьки газа практически не влияют на фазовую проницаемость для нефти, а даже помогают продвижению нефти к скважине. Обычно, необходимые данные о свойствах нефти, в том числе и величина давления насыщения, определяются как осредненное значение для всего объекта, тогда как в реальности, в зависимости от геологических условий эти свойства могут заметно отличаться. В этой связи был разработан метод, позволяющий с достаточно высокой точностью определить величину 77 давления насыщения по данным промысловых исследований, и позволяющий расширить базу данных о давлениях насыщения для объекта. Кроме того, предложена методика для определения давления насыщения и для малодебитных скважин. 78 ГЛАВА 4 Корреляционная методика прогнозирования дебита скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения В предыдущих главах по некоторым скважинам была приведена обработка прямолинейных участков индикаторных диаграмм, соответствующих диапазону забойных давлений, превышающих давление насыщения. А точнее, надо говорить не о давлении насыщения, а о давлении, ниже которого начинает снижаться коэффициент продуктивности, то есть появляется участок индикаторной диаграммы, вогнутый к оси давлений. Это объясняется, как отмечалось в разделе 3.2 тем, что искривление реальных индикаторных диаграмм начинается обычно не в точке давления насыщения рн, а при более низком давлении рн*. Разность между ними, например, по исследованным скважинам Приобского месторождения составляет 10-15%. На рисунке 4.1 представлены преобразованные в билогарифмических координатах индикаторные диаграммы по всем исследованным скважинам Приобского месторождения. Рисунок 4.1 - Преобразованные индикаторные диаграммы при забойных давлениях ниже давления насыщения. Месторождение Приобское 79 На графике отсутствует диаграмма по скв. 3101, поскольку при ее исследованиях не был получен искривленный участок индикаторной диаграммы. При недостаточно глубоко спущенном насосе и высокой продуктивности скважины, даже на частоте питающего напряжения ЭЦН 60 Гц забойное давление на глубине кровли пласта не удалось снизить ниже давления насыщения. Преобразованные индикаторные диаграммы по остальным скважинам имеют вид прямых линий, рис. 4.1. При их построении по аналогии с графиками обычных индикаторных диаграмм на оси абсцисс откладывались значения функции ln(q- q0), уравнение (3.5.2), а по оси ординат - значения аргумента ln(рн* 2- р2). Искомые коэффициент J’ и показатель степени n определяются из соотношений (3.5.4) и (3.5.5) соответственно. Следует обратить внимание на то, что преобразованные индикаторные диаграммы по скв. 1183, построенные по данным исследований 1995 и 1997г.г., совпали между собой. Следовательно, практически совпали и определяемые по ним параметры J’ и n. Следовательно, за два года эксплуатации скважины при давлении ниже давления насыщения не произошло никаких изменений характера фильтрации и фильтрационных параметров призабойной и удаленной зон пласта. Полученные по всем скважинам параметры J’ и n приведены в таблице 4.1. В этой таблице также сведены определенные по приведенной в главе 3 методике коэффициенты продуктивности, давления насыщения и давления, при которых начинается искривление индикаторных диаграмм. При сопоставлении между собой по разным скважинам параметров, характеризующих приток в скважину при давлениях выше и ниже давления насыщения, а именно: коэффициента продуктивности К0, параметров J’ и n отмечается довольно четкая взаимосвязь между ними. С увеличением коэффициента продуктивности от 0.03 в скв. 2766 до 1.17 в скв. 210 происходит увеличение параметра J’ с 0.012 .10-3 до 7.348.10-3 и уменьшение параметра n с 1.171 до 0.913. 80 Таблица 4.1 Результаты определения характеристик, необходимых для прогнозирования дебитов скважин Приобского месторождения № скважины 1) Дата исследования pпл, МПа pн, МПа pн*, МПа К0, м3/сут·МПа J’ х 103 n 1 210 2 13.08.97 - 29.08.97 3 16.83 4 12.40 5 11.70 6 11.70 7 7.348 8 0.913 1130 31.08.97 - 15.09.97 16.73 12.60 11.30 8.10 2.888 0.991 1183 03.11.95 - 13.11.95 20.80 12.74 11.58 1.91 0.297 1.090 1183 09.10.97 - 14.11.97 17.79 12.74 11.40 1.75 0.290 1.090 2766 08.05.96 - 13.07.96 18.97 11.50 - 0.30 0.012 1.171 3101 20.09.97 - 04.10.97 17.62 12.60 - 17.60 13.1331) 0.7911) - значения параметров двухфазной фильтрации для скв.3101 определены эмпирически На рис. 4.2 показана зависимость между коэффициентом продуктивности К0 и параметром J’. В билогарифмических координатах она хорошо аппроксимируется прямой линией. Рисунок 4.2 – Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации J' и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации K0. Месторождение Приобское 81 Эмпирическая зависимость между параметрами Ко и J’записывается при этом так: J’= 0.005 К0 1.717 На рисунке 4.3 показана (4.1) корреляционная зависимость между коэффициентом продуктивности и параметром n. Как видно из графика, она является линейной. Корреляционная связь описывается следующим выражением: n = 1.146 - 0.2 К0 (4.2) Рисунок 4.3 – Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации n и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации. Месторождение Приобское Корреляционные зависимости (4.1) и (4.2) между коэффициентами продуктивности и параметрами J’ и n получены для достаточно большого диапазона изменения коэффициента продуктивности 0,3 – 11,7. В этот диапазон по величине коэффициента продуктивности укладывается 82 большинство скважин Приобского месторождения. Поэтому, зная коэффициент продуктивности какой-либо скважины, можно для нее рассчитать параметры J’ и n. Далее, обратим внимание на то, что значения давления рн*, ниже которого начинается влияние разгазирования в пласте на приток к скважине, вызывающее искривление индикаторных диаграмм, находятся по исследованным скважинам в небольшом диапазоне 11,30 – 11,70МПа. Поэтому, приняв его одинаковым для всех скважин и в среднем равным 11.50 МПа, можно записать уравнение (2.1.2) с учетом (4.1) и (4.2) в следующем виде: q=К0(рпл-115) + 0.005 К0 1.717 (115 2 -р 2) 1.15 - 0.2Ко (4.3) Выражение (4.3) представляет собой универсальную формулу для прогнозных расчетов дебитов скважин Приобского месторождения, при забойных давлениях ниже давления насыщения. Для проведения расчетов по формуле (4.3) должны быть известны текущее пластовое давление и коэффициент продуктивности скважины при давлениях выше давления насыщения. Если пластовое давление неизвестно, то можно рассчитать не сам дебит скважины, а его прирост за счет снижения забойного давления ниже давления насыщения. Он будет равняться второму слагаемому в формуле (4.3). Из формулы видно, что прирост дебита от пластового давления не зависит. В качестве примера прогнозирования дебита проведены расчеты по скв. 3101. Как уже отмечалось, высокая продуктивность скважины и недостаточно глубокая подвеска насоса не позволили снизить забойное давление на глубине кровли пласта ниже давления насыщения. Поэтому вся индикаторная диаграмма имеет вид прямой линии. Определив по имеющемуся прямолинейному участку коэффициент продуктивности К0 и пластовое давление рпл можно рассчитать по формуле (4.3) дебиты скважины при более низких забойных давлениях, в том числе и ниже давления насыщения. Другими словами, используя формулу (4.3) можно получить 83 продолжение индикаторной диаграммы. Параметры J’ и n, рассчитанные по формулам (4.1) и (4.2) приведены в таблице 4.1. На рисунке 4.4 точками показана индикаторная диаграмма, построенная по результатам исследований. На максимальном режиме, на частоте питающего напряжения ЭЦН 60 Гц, забойное давление составило 13,37 МПа, дебит при этом составил 73 м3/сут. Ниже этого давления индикаторная диаграмма рассчитана по формуле (4.3). При давлении 11,50 МПа, соответствующем началу искривления индикаторной диаграммы, расчетный дебит составил 107,7 м3/сут. При дальнейшем снижении забойного давления до 4 МПа расчетный дебит возрос до 130 м3/сут. Рисунок 4.4 – Прогнозные индикаторные диаграммы для различных пластовых давлений. Месторождение Приобское. Скв. 3101 Рассмотрим, как будут выглядеть индикаторные диаграммы при снижении пластового давления в процессе эксплуатации скважины. При этом параметры J’ и n остаются в процессе эксплуатации скважины при забойных давлениях ниже, а пластовом давлении выше давления насыщения, постоянными. Это подтверждают результаты повторных исследований скв. 84 1183. После двух лет работы при давлениях существенно ниже давления насыщения параметры и n J’ остались неизменными. Прогнозные индикаторные диаграммы по скважине 3101 для разных пластовых давлений приведены на рисунке 4.3. Они остаются параллельными самим себе, как выше, так и ниже давления насыщения. Последней индикаторной диаграммой, описываемой уравнением (4.3), будет диаграмма при пластовом давлении, равном давлению насыщения, а точнее давлению рн*, ниже которого начинается искривление индикаторной диаграммы. При этом первый член уравнения обращается в ноль, в результате чего на диаграмме исчезает прямолинейный участок. Аналогичные результаты исследований были получены и для скважин Приразломного месторождения. Полученные по всем скважинам параметры J' и n приведены в таблице 4.2. В этой таблице также сведены определенные коэффициенты продуктивности, пластовые давления, давления насыщения и давления, при которых начинается искривление индикаторных диаграмм. Таблица 4.2 Результаты определения характеристик, необходимых для прогнозирования дебита скважин Приразломного месторождения № скважины Дата исследования pпл, МПа pн, МПа pн*, МПа 1 2 3 4 5 964 25.09 - 16.10.01 17.26 11.27 5872 24.09 - 14.10.01 25.44 6545 22.09 - 23.09.01 6642 6871 К0, м3/сут*МПа J’х 103 n 7 8 10.16 6 7.15 0.00002 1.60681 12.11 11.83 2.30 0.000049 1.27765 33.39 16.04 16.0 2.87 0.00473 0.75086 26.07 - 20.08.01 23.84 13.90 11.76 5.15 0.00761 0.74332 27.07-14.09.01 33.41 - 13.28 1.75 0.00419 0.86894 При сопоставлении между собой по разным скважинам параметров, характеризующих приток в скважину при давлениях выше и ниже давления насыщения, а именно: коэффициента продуктивности К0, параметров J' и n отмечается довольно четкая взаимосвязь между ними. По данным, 85 приведенным в таблице 4.2 выявлены корреляционные зависимости между этими параметрами. В данные корреляции не включена скважина 964, так как по ней получен только один режим при давлении на забое ниже давления насыщения. На рисунке 4.5 представлены преобразованные в билогарифмических координатах индикаторные диаграммы по всем исследованным скважинам Приразломного месторождения. Рисунок 4.5 – Преобразованные индикаторные диаграммы при забойных давлениях ниже давления насыщения. Месторождение Приразломное На рисунке 4.6 показана зависимость между коэффициентом про- дуктивности К0 и параметром J'. В билогарифмических координатах она хорошо аппроксимируется прямой линией. Эмпирическая зависимость между параметрами К0 и J' записывается при этом так: J' = 0,007367 К01.709 (4.4) 86 Рисунок 4.6 - Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации J' и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации K0. Месторождение Приразломное На рисунке 4.7 показана корреляционная зависимость между коэффициентом продуктивности и параметром n. Как видно из графика, она является линейной. Корреляционная связь описывается следующим выражением: n = 1.0522-0.2492 К0 (4.5) Корреляционные зависимости (4.4) и (4.5) между коэффициентами продуктивности и параметрами J' и n получены для диапазона изменения коэффициента продуктивности 1,75 – 12,84. В этот диапазон по величине коэффициента продуктивности укладывается много значений по скважинам Приразломного месторождения. Поэтому, зная коэффициент продуктивности какой-либо скважины, можно для нее рассчитать параметры J' и n. 87 Рисунок 4.7 – Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации n и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации. Месторождение Приразломное Далее, обратим внимание на то, что значения давления рн*, ниже которого начинается влияние разгазирования в пласте на приток к скважине, вызывающее искривление индикаторных диаграмм, находятся в диапазоне 12 - 16МПа. Поэтому, приняв рн* одинаковым для большинства скважин и в среднем равным 14 МПа, можно записать уравнение (2.1.2) с учетом (4.4) и (4.5) в следующем виде: q= К0(рпл – 14.0) + 0.007367 К01.709(14.0 2 – р2)1.0522-0.2492Ко, (4.6) Выражение (5.6) представляет собой формулу для прогнозных расчетов дебитов скважин Приразломного месторождения при забойных давлениях ниже давления насыщения. Для проведения расчетов по формуле (4.6) должны быть известны текущее пластовое давление и коэффициент 88 продуктивности скважины при давлениях выше давления насыщения. Если пластовое давление неизвестно, то можно рассчитать не сам дебит скважины, а его прирост за счет снижения забойного давления ниже давления насыщения, он будет равняться второму слагаемому в формуле (4.6). Из формулы видно, что прирост дебита от пластового давления не зависит. По материалам исследуемых скважин Приразломного и Приобского месторождений была сделана некоторая оценка степени адекватности предложенного метода определения прогнозного дебита скважины. По формуле (4.6) были проведены расчеты дебитов на всех режимах по исследованным скважинам Приразломного месторождения. Сопоставление расчетных значений дебитов с фактическими, замеренными при исследованиях на скважинах Приразломного месторождения показало, что погрешность расчетов дебита не превысила 10%. Для Приобского месторождения погрешность расчетов дебита не превысила 8%. Таким образом, уравнения (4.6) и (4.3) являются расчетными формулами для определения прогнозного дебита скважин соответственно на Приразломном и Приобском месторождениях как выше, так и ниже давления насыщения. Основные выводы к главе 4 В результате обработки вогнутых к оси давлений участков индикаторных диаграмм получены коэффициент J’ и показатель степени n из уравнения Фетковича, характеризующие приток из пласта при разгазировании в призабойной зоне. Показано, что на объектах, эксплуатирующихся при пластовых давлениях выше давления насыщения, а забойных давлениях ниже давления насыщения, коэффициент J’ и показатель степени n в уравнении Фетковича в течение времени при прочих равных условиях остаются постоянными. Они являются функциями начального коэффициента продуктивности К0, 89 соответствующего однофазной фильтрации. Это позволяет прогнозировать производительность скважины. При этом основным условием применимости предложенной методики прогнозирования дебита является поддержание пластового давления выше давления начала искривления индикаторных диаграмм. Также исключаются прорывы газа из газовой шапки и подошвенной и (или) законтурной воды. Разработана методика для определения прогнозного дебита скважин для конкретного объекта. По материалам исследованных скважин Приразломного и Приобского месторождений проведена оценка степени адекватности предложенной методики. Сопоставление расчетных значений дебитов с фактическими, замеренными на скважинах Приразломного месторождения, показало, что погрешность расчетов дебита не превысила 10%. Для Приобского месторождения погрешность расчетов дебита не превысила 8%. 90 Заключение 1. В условиях рассмотренных месторождений основной причиной уменьшения продуктивности скважины является снижение фазовой проницаемости по нефти в призабойной зоне продуктивного пласта при наличии в ней достаточно большого количества свободного газа. В этом случае исключаются прорывы газа из газовой шапки и подошвенной воды. Индикаторная линия при р<рн изгибается в направлении оси депрессий (забойных давлений), что означает уменьшение продуктивности скважин. Выделение газа в пласте и приток его в свободном состоянии к забою скважины обусловлено снижением забойного давления ниже давления насыщения. 2. В практике исследований индикаторные диаграммы обрабатываются в основном по уравнениям Вогеля и Фетковича, причем уравнение Вогеля используется чаще. При использовании для этих целей формулы Вогеля расчетная кривая быстро начинает отклоняться от экспериментальных точек. Дебиты нефти, полученные по формуле Вогеля, существенно завышаются по сравнению с экспериментальными. Проведенные в данной работе исследования показали, что фактическим данным наиболее соответствует уравнение Фетковича. 3. забойных Разработана технология исследований скважин, работающих при давлениях ниже давления насыщения, имеющая свои специфические особенности, связанные с работой погружных насосных установок с газосепаратором и имеющих станцию управления с частотным преобразователем. 4. Для месторождений, представленных низкопроницаемыми коллекторами, некоторые трудности вызывает определение величины притока из пласта, так как отсутствует стабильный выход продукции из скважины на поверхность. В связи с этим предложена формула, позволяющая 91 определить истинный дебит из пласта независимо от происходящих в стволе скважины процессов. 5. Обычно необходимые данные о свойствах нефти, в том числе и величина давления насыщения, определяются как осредненное значение для всего объекта разработки. В реальности, в зависимости от геологических условий, указанные свойства могут заметно отличаться. В этой связи был разработан метод, позволяющий с достаточно высокой точностью определить величину давления насыщения по данным гидродинамических исследований, и позволяющий расширить базу данных о давлениях насыщения для объекта. Кроме того, предложена методика для определения давления насыщения и для малодебитных скважин. 6. Выявлено, что на реальных индикаторных зависимостях отклонение от прямой линии начинается обычно не в точке давления насыщения рн, а при несколько более низком давлении рн*. Такое поведение скважины объясняется тем, что в начальный период понижения забойного давления ниже давления насыщения размеры зоны разгазирования еще незначительны, а выделившиеся из пластовой нефти микроскопические пузырьки газа практически не влияют на фазовую проницаемость для нефти, а даже помогают продвижению нефти к скважине. 7. В результате обработки вогнутых к оси давлений участков индикаторных диаграмм получены коэффициент J’ и показатель степени n из уравнения Фетковича, характеризующие приток из пласта при разгазировании в призабойной зоне 8. Показано, что на объектах, эксплуатирующихся при пластовых давлениях выше давления насыщения, а забойных давлениях ниже давления насыщения, коэффициент J’ и показатель степени n в уравнении Фетковича в течение времени при прочих равных условиях остаются постоянными. Они являются функциями начального коэффициента продуктивности К0, соответствующего однофазной фильтрации. Это позволяет прогнозировать производительность скважины. 92 9. Разработана методика для определения прогнозного дебита скважин для конкретного объекта. Полученная методика прогнозирования продуктивности скважин может быть использована на месторождениях, эксплуатирующихся при пластовых давлениях выше давления насыщения и забойных давлениях ниже давления насыщения, а также при отсутствии прорыва газа из газовой шапки, законтурной и (или) подошвенной воды. По материалам исследованных скважин Приразломного и Приобского месторождений проведена оценка степени адекватности предложенной методики. Сопоставление расчетных значений дебитов с фактическими, замеренными на скважинах Приразломного месторождения, показало, что погрешность расчетов дебита не превысила 10%. Для Приобского месторождения погрешность расчетов дебита не превысила 8%. 93 Список литературы 1. Абасов, М.Т. Гидродинамические расчеты при смешанном режиме процесса поддержания пластового давления в разрабатываемых нефтяных месторождениях / М.Т. Абасов // Азнефтеиздат.: Труды АзНИИ. - вып.7. - 1954. – C.114-121. 2. Алиев, З.С. Математическое моделирование притока флюидов в скважину при давлениях на забое ниже давления насыщения / З.С. Алиев, Р.Ф. Сагдиев, Б.Е. Сомов, И.Н. Стрижов // Тезисы докладов 3й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва.: 1999. – C.32-39. 3. Алиев, З.С. Исследование изменения коэффициента продуктивности скважин при давлениях ниже давления насыщения / З.С. Алиев, Р.Ф. Сагдиев, Б.Е. Сомов, И.Н. Стрижов // Нефтепромысловое дело. – 1999. - №10. - с. 39-42. 4. Афанаскин, И.В. Влияние депрессии на продуктивность нефтяных скважин при разработке подгазовых зон в карбонатных коллекторах/ И.В. Афанаскин, Д.А. Корнаева, Ю.М. Штейнберг // Нефтесервис. 2013. - № 3. – С. 34 - 36. 5. Афанаскин, И.В. вскрывающих Зависимость подгазовые продуктивности нефтяные залежи в скважин, карбонатных коллекторах, от забойного давления. Эффективность ОПЗ скважин с большим газовым фактором / И.В. Афанаскин, С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева и др. распространение, // Нетрадиционные генезис, прогнозы, ресурсы углеводородов: перспективы развития. Материалы Всероссийской конференции с международным участием 12–14 ноября 2013 г. М.: ГЕОС. - 2013. - С. 10 - 13. 94 6. Баренблатт, Г.И. О движении газожидкостных смесей в трещиноватопористых породах / Г.И. Баренблатт // Изв. АН СССР «Механика и машиностроение». - 1964. - №3. - C.47-50. 7. Баренблатт, Г.И. Движение жидкости и газов в природных пластах / Г.И. Баренблатт, В.И. Ентов, В.М. Рыжик // М.: Недра. - 1984. - 211с. 8. Блинов, А.Ф. Результаты опытной эксплуатации при забойных давлениях ниже давления насыщения / А.Ф. Блинов // Татарская нефть. – 1969. - №5. – С.56-61. 9. Боксерман, А.А. Приток нефти к скважинам при снижении забойных давлений ниже давления насыщения в залежах с водонапорным режимом / А.А. Боксерман, М.Д. Розенберг //Труды ВНИИ. - Вып. ХIХ. – Гостоптехиздат. - 1959. – С.88-97. 10. Вольпин, С.Г. Перспективы применения волновой технологии термогазо-химического воздействия для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений / С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, Н.Н. Смирнов, М.Н. Кравченко, Н.Н. Диева, А.Р. Саитгареев // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №1. – С. 62 - 66. 11. Вольпин, С.Г. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения/ С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, А.Р. Саитгареев //Сборник научных трудов / ОАО «ВНИИнефть», - 2013. - Вып.146. - С.159 – 170. 12. Вольпин, С.Г. Совершенствование методов ГДИ скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения / С.Г. Вольпин, А.В. Свалов, Ю.М. Штейнберг, Д.А. Корнаева // 12-ая международная научно-техническая конференция «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (15-17 мая 2013, Томск): труды конф. – Томск: Изд. Томского политехнического университета. – 2013. – С. 46. 95 13. Вольпин, С.Г. Анализ методов интерпретации индикаторных диаграмм для скважин с трещинами гидроразрыва пласта при забойном давлении ниже давления насыщения с помощью численного моделирования / С.Г. Вольпин, А.В. Свалов, И.В. Афанаскин, Д.А. Корнаева, А.Р. Саитгареев //Труды НИИСИ РАН. – 2014. - Том 4. №1. – С.66-69. 14. Вольпин, С.Г. О погрешности определения фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследований скважин при использовании датчиков давлений телеметрических систем / С.Г. Вольпин, А.Р. Саитгареев, Д.А. Корнаева, И.В. Афанаскин // Сборник научных трудов ОАО «ВНИИнефть». – 2013. – Вып.149. - С.83 – 102. 15. Глоговский, М.М. Начальная фаза радиального движения нефти в пласте при режиме растворенного газа / М.М. Глоговский, М.Д. Розенберг // Труды ВНИИ. - Вып. II. - Гостоптехиздат. - 1952. – С.94103. 16. Глоговский, М.М. Методы гидродинамического расчета разработки месторождений при смешанном режиме / М.М. Глоговский, М.Д. Розенберг // Труды совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. - Изд-во АН Азерб. ССР. - 1953.- С.114-122. 17. Диева, Н.Н. Повышение информативности исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, методом установившихся отборов / Н.Н. Диева, С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, Ю.М. Штейнберг // Бурение и нефть. – 2014. - №1. - С. 4143. 18. Дияшев, Р.Н. Особенности совместной эксплуатации неоднородных нефтяных пластов при повышенных градиентах давления / Р.Н. Дияшев, Е.И. Хмелевских // Нефтепромысловое дело, серия Добыча. ВНИИОЭНГ. М. - 1979. - С.56-61. 96 19. Зайнуллин, Н.Г. и др. Исследование скважин с забойным давлением ниже давления насыщения /Н.Г. Зайнуллин, С.С. Сергеев, Л.И. Зайцева, К.Ш. Амхедсафин, И.Г. Полуян, А.М. Гайнаншин, М.Ш. Марданов// Нефтяное хозяйство. - 1985.- №12. -С.24-27. 20. Зайнуллин, Н.Г. Интенсификация разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами путем оптимизации забойных давлений / Н.Г. Зайнуллин, И.Х.Зиннатов, Р.Г. Фархуллин // Нефтяное хозяйство. – 1992. - №1. - С.29 – 31. 21. Золоев, М.Т. Исследование скважин, эксплуатирующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения / М.Т.Золоев и др.// Труды МИНХ и ГП, Вып. 33. – Гостоптехиздат. – 1961.- С.66-74. 22. Золоев, М.Т. Исследование нефтяных скважин при забойном давлении ниже давления насыщения / М.Т. Золоев, С.А. Лебедев, М.С. Сайфуллин, В.Ф. Усенко // ННТ. - Вып. 3. - 1958. – С.79-91. 23. Золоев, М.Т. Исследования нефтяных скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. Разработка нефтяных месторождений с забойным давлением ниже давления насыщения / М.Т. Золоев, С.А. Лебедев, В.Ф. Усенко // Материалы научно-технической конференции в Уфе.- Выпуск 25. - 1958. – С.91-103 24. Кульпин, Л.Г. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов / Л.Г. Кульпин, Ю.А. Мясников // М.: Недра. – 1974. – С.200. 25. Колеватов, А.А. измерительных О средств влиянии на разрешающей достоверность способности определения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта / А.А. Колеватов, С.Г. Вольпин, И.В. Афанаскин, А.Р. Саитгареев, Д.А. Корнаева // Международная конференция «Математика и информационные технологии в нефтегазовом комплексе. (14-18 мая 2014, Сургут): Тезисы докладов. – Сургут: ИЦ СурГУ. - 2014. – С. 238-241. 97 26. Корнаева, Д.А. Совершенствование методов ГДИ скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения /Д.А. Корнаева // Инженерная практика. -2013. - №9. – С.14 - 16. 27. Лапук, Б.Б. Об установившемся движении газированной жидкости в пористой среде / Б.Б. Лапук // Нефтяная промышленность СССР. №5. – 1941. - С.36-40. 28. Лебедев, С.А. Исследование скважин с забойным давлением ниже давления насыщения / С.А. Лебедев, В.И. Портнов // ННТ, Нефтепромысловая серия. - №9. - 1959. – С.134-145. 29. Лебедев, С.А. Исследование нефтяных скважин, эксплуатирующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения / С.А. Лебедев, В.Ф. Усенко // Труды УфНИИ. - Вып. №3. – Гостоптехиздат. - 1958. – С.59-65. 30. Лебедев, С.А. О фильтрации потока, переходящего из однофазного состояния в двухфазное / С.А. Лебедев, В.Ф. Усенко, М.И. Швидлер // М.: Изв. АН СССР. - ОТН. - №7. – 1958. – С.56-60. 31. Лейбензон, Л.С. Новые уравнения движения газированной жидкости в пористой среде/ Л.С. Лейбензон // ДАН СССР. – Том 49. - № 3. - 1945. – С.23-31. 32. Лейбензон, Л. С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде / Л.С. Лейбензон //М. — Л.: - Гостоптехиздат. – 1949. -628с. 33. Лейбензон, Л. С. Подземная гидрогазодинамика / Л.С. Лейбензон // М.: Изд-во АН СССР. - Собрание трудов. – Том 2. – 1953. - 544с. 34. Лысенко, В.Д. Влияние отклонений забойных давлений на дебит нефти /В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. – 2000. - №10. - С. 38-42. 35. Лысенко, В.Д. Проблемы эффективности разработки нефтяных месторождений /В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. – 2007. №1, с. 4-9. 98 36. Миллионщиков, М.Д. Движение газированной нефти в пористой среде / М.Д. Миллионщиков // Инж. сб. - 1949. - Т.5. - Вып.2. - С. 190-193. 37. Мирзаджанзаде, А.Х. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность / А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Р.Н. Бахтизин // Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. – 2004. - 368 с. 38. Мищенко, И.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И.Т. Мищенко, А.Л. Кондратюк // Нефть и газ. – 1996. – 190с. 39. Мищенко, И.Т. О возможности перераспределения запасов нефти в процессе разработки месторождения на режиме растворенного газа / И.Т. Мищенко, Л.Н. Назарова, Е.В. Нечаева // Нефть, газ и бизнес. — 2008.-№12. - С.72-76. 40. Мищенко, И.Т.Установление режима эксплуатации добывающей скважины при забойном давлении ниже давления насыщения /И.Т. Мищенко, Р.Ф. Сагдиев // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №4, с. 104106. 41. Муслимов, Р.Х. Обоснование оптимальных забойных давлений для терригенных коллекторов/ Р.Х. Муслимов, Н.Г. Зайнуллин, Р.Н. Дияшев, И.Х. Зиннатов // Нефтяное хозяйство. - 1984. - № 9. 42. Муслимов, Р.Х. Геология, разработка и эксплуатация нефтяного месторождения. / Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов // М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Издание в 2 т. - 283с. 43. Ованесов, Г.П. Совершенствование разработки нефтяных месторождений / Г.П. Ованесов, Э.М. Халимов, М.Г. Ованесов // М.: Недра. – 1973. - 213с. 44. Пат. 2227200 Российская Федерация. Устройство для фиксации и отсоединения скважинных приборов/ А.К. Пономарев // М.: 2001. 99 45. Пат. 2521090 Российская федерация. Способ определения давления насыщения нефти газом / С.Г.Вольпин, Д.А. Корнаева, А.В. Свалов, Ю.М. Штейнберг // М.: 2014. 46. Пыхачев, Г.Б. О движение неоднородной жидкости в пластовых условиях / Г.Б. Пыхачев // Сб. Разработка нефтяных месторождений с забойным давлением ниже давления насыщения. Материалы научнотехнической конференции в Уфе в июне 1958г. – Гостоптехиздат. 1959. – С.54-63. 47. Разработка нефтяных месторождений с забойными давлениями ниже давления насыщения // М.: Труды ВНИИ, Вып. XXV. - Гостоптехиздат – 1959. – 237с. 48. РД 39-0147035-212-87. Временное руководство по определению забойного и пластового давления в скважинах механизированного фонда/М.: Миннефтепром,1987.- с110. 49. РД 39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений / М.: ВНИИ, 1991. - 540с. 50. РД 39-3-593-81. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин / М.: ВНИИ, 1982. – 182с. 51. Розенберг, М.Д. Приток газированной нефти к скважинам при давлении на контуре питания выше давления насыщения и забойном давлении ниже давления насыщения/ М.Д. Розенберг // Труды ВНИИ. - Вып. 12. – Гостоптехиздат. - 1958. – С.104-111. 52. Розенберг, М.Д. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах / М.Д. Розенберг, С.А. Кундин, А.К. Курбанов и др. // М.: Недра. – 1969. - 456с. 53. Розенберг, М.Д. О радиальном вытеснении газированой нефти водой /М.Д. Розенберг // Труды ВНИИ. - Вып.Х. – Гостоптехиздат. - 1957. – С.36-41. 100 54. Розенберг, М. Д. Об одной нелинейной системе дифференциальных уравнений в частных производных, имеющей приложение в теории фильтрации / М.Д. Розенберг // ДАН СССР. - Т. 83. - № 2. – 1953. – С.233-236. 55. Розенберг, М.Д. К анализу истощения месторождений, разрабатывающихся при режиме растворенного газа / М.Д.Розенберг // Труды ВНИИ. - Вып ХII. – Гостоптехиздат. - 1958. – С.46-52. 56. Розенберг, М.Д. К расчетам истощения нефтяных месторождений при режиме растворенного газа / М.Д.Розенберг // Труды ВНИИ, Вып. Х. – Гостоптехиздат. - 1957. – 66-74. 57. Сагдиев, Р.Ф. Особенности установления режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения: дис. ...канд. техн. наук: 25.00.17 / Сагдиев Рафис Фанисович. – М., 2003. – 173с. 58. Сулейманов, Б.А. Об особенностях течения газированной жидкости в пористом теле / Б.А. Сулейманов, Х.В. Азизов // Коллоидный журнал. - 1995. - №6. - С.862-867. 59. Уразаков, К.Р. Теоретические и промысловые исследования работы скважины при забойном давлении ниже давления насыщения / К.Р. Уразаков, О.Г. Гафуров и др. // Интервал. – 2007. - №9(104). С. 56-62. 60. Усенко, В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения / В.Ф. Усенко // М.: Недра. – 1967. - 217с. 61. Усенко, В.Ф. К вопросу эксплуатации нефтяной залежи при давлениях ниже давления насыщения / В.Ф. Усенко // Нефть и газ. - №6. - 1961. – С.74-83. 62. Усенко, В.Ф. Методы обработки данных исследования нефтяных скважин на приток в условиях смешанного потока / В.Ф. Усенко // УФНИИ. – Уфа. - 1964. - 243с. 63. Усенко, В.Ф. О форме индикаторных диаграмм при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже, а пластовом давлении выше 101 давления насыщения / В.Ф. Усенко //Нефтяное хозяйство. - №9. 1961. – С.56-61. 64. Хавкин, А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде / А.Я. Хавкин // М.: Нефтяная промышленность. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1991. 60с. 65. Халиков, Г.А. Опыт эксплуатации скважин с пониженным забойным давлением. Разработка нефтяных месторождений с забойным давлением ниже давления насыщения / Г.А. Халиков // Материалы научно-технической конференции в Уфе.- Выпуск 25. - 1958. - С.154165. 66. Халиков, Г.А. Первая фаза радиальной фильтрации нефти в случае, когда на забое давление постоянное и ниже, а на контуре нефтеносности – выше давления насыщения / Г.А. Халиков // Нефть и газ. - №8. – 1961. – С.79-87. 67. Халилов, З.И. Решение задач фильтрации газированной нефти методом сеток / З.И. Халилов // ДАН Азерб. – ССР. - том XII. – 1956. №4. – С.67-74. 68. Хасанов, М.М. Исследование устойчивости фильтрации жидкостей с зародышами газа / М.М. Хасанов // Изв. АН СССР. МЖГ. - 1994. - №2. - С.66-72. 69. Хасанов, М.М. К расчету притока жидкости к скважинам, работающим в условиях локального разгазирования/ М.М. Хасанов, И.Р. Мукминов, С.И. Бачин // Нефтепромысловое дело. - №8-9. – 2000. - с.2-6. 70. Хмелевских, Е.И. Некоторые особенности разработки участков Ташлиярской площади при снижении забойного давления / Е.И. Хмелевских // Тр. ТатНИПИнефть. - Вып. ХХ. Куйбышев. – 1971. – С.187—195. 102 71. Христианович, С.А. О движении газированной нефти в пористых средах / С.А. Христианович // ПММ. - Том 5.- Вып. 2. – 1941. - С.277282. 72. Царевич, К.А. К вопросам о нахождении параметров пласта при режиме растворенного газа, исходя из данных добычи / К.А. Царевич // Труды ВНИИ. - Вып.6. – Гостоптехиздат. - 1954. – 97-109. 73. Царевич, К.А. Приближенный способ расчета притока нефти к скважинам при режиме растворенного газа / К. А. Царевич // Труды МНИ. - Вып. 5. - Гостоптехиздат. - 1947. - с.217-235. 74. Царевич, К.А. Гидродинамические приемы приближенного расчета дебитов нефти и газа из скважин при сплошной и сгущающейся системах разработки для нефтяных месторождений с газовым режимом / К.А. Царевич // Труды ВНИИ. - Вып. 6. – Гостоптехиздат. 1954. – С.45-57. 75. Царевич, К. А. Метод расчета смешанного режима эксплуатации (режим растворенного газа с наличием естественного или искусственного контура питания) / К. А. Царевич, Н.С. Пискунов, Г.Л. Говорова, Т.А. Глебова // Труды ВНИИ. - Вып. VI. – Гостоптехиздат. – 1954. - С.185-197. 76. Чарный, И.А. Подземная гидрогазодинамика / И.А. Чарный //М.: Гостоптехиздат. – 1963. - 396с. 77. Шагапов, В.Ш. О фильтрации газированной жидкости / В.Ш. Шагапов // ПМТФ. - 1993.- №5. - С.97-105. 78. Щелкачев, В.Н. Подземная гидравлика / В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук // М. –Л.: Гостоптехиздат. – 1949. - 523с. 79. Щелкачев, В.Н. О некоторых факторах, влияющих на форму индикаторных кривых / В.Н. Щелкачев // Азерб. Нефтяное хозяйство.№6. - 1941. – 59-67. 80. Эфрос, Д.А. Определение средних размеров газовых включений при нестационарной фильтрации газированной жидкости / Д.А. Эфрос, 103 С.А. Кундин // Труды ВИНИ. - Вып. X. – Гостоптехиздат. – 1957. С.318-338. 81. Эфрос, Д.А. Проницаемость пористых сред при фильтрации газированной жидкости / Д.А. Эфрос // ДАН СССР. - Том 132. – 1960. - №2. – С.136-144. 82. Эфрос, Д.А. О расчетах придвупараметрической течений характеристике газированной жидкости проницаемостей / Д.А. Эфрос, С.А. Кундин // ДАН СССР. – Том 132. – 1960. - №3. - С.111123. 83. Эфрос, Д.А. равновесия на О влиянии отклонений среднепластовые от термодинамического характеристики при режиме растворенного газа / Д.А. Эфрос // Труды ВНИИ. - Вып. 28. – Гостоптехиздат. – 1960. - С.160-175. 84. Эфрос, Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем / Д.А. Эфрос // Л.: Гостоптехиздат. - 1963. - 351с. 85. Al-Khalifah A-J.A. A New Approach to Multiphase Well Test Analysis / А-J.A Al-Khalifah, K. Aziz and R.N. Hom // Paper SPE 16743 presented at the 62-nd Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Tex.. Sept. 27-30. - 1987. - рр.326-349. 86. Blackwell K.L. Factors Influencing the Efficiency of Miscible Displacement / Blackwell K.L. // J. Petrol. Technol. - № 1. – 1959. - pp.18. 87. Botset H.G. Flow of gas-liquid mixtures through consolidated sands / H.G. Botset // Trans. AIME. - №136. – 1940. - p.91. 88. Brown K.E. The Technology of Artificial Lift Methods / K.E. Brown // Vol.4. - Penn Well Publishing Company. - Tulsa, Okla. – 1984. - рр.13-21. 89. Camacho-V, R.G.. Inflow Performance Relationships for Solution-GasDrive Reservoirs / R.G. Camacho and R.Raghavan // Paper SPE 16204 presented at the Production Operation Symposium. - Oklahoma City. Okla.. - March 8-10. - 1987. – pp.237-253. 104 90. Camacho-V, R.G. Some Theoretical Results Useful in Analyzing Well Performance Under Solution-Gas Drive / Camacho-V, R.G. and Raghavan. R. // JPT. -June. - 1991. - pp.190-198. 91. Camacho-V, R.G. Inflow Performance Relationship (IPR) For Solution Gas-Drive Reservoirs - Analytical Considerations / Camacho-V, R.G., T.A. Blasingame // SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Anaheim, California. - U.S.A. - 11–14 November. - 2007. – рр.457-481. 92. Del Castillo, Y. New Perspectives on Vogel-Type IPR Models for Gas Condensate and Solution Gas-Drive Systems / Del Castillo, Y. //M.S. Thesis, Texas A&M U. - August 2003. - College Station TX. –рр. 135-149. 93. Fetkovich M.J. The Isochronal Testing of Oil Wells / M.J. Fetkovich // Paper SPE 4529 presented at the 48-th Annual Fall Meeting. - Las Vegas. Nev., Sept. 30 - Oct. 3. – 1973. - pp. 78-84. 94. Gallice, F. A Comparison of Two-Phase Inflow Performance Relationships / Gallice, F. and Wiggins, M.L. // SPE Production & Facilities. – 2004. Vol. 19 (2). - pp.100-104. 95. Hemanta Mukherjee. Well Perfomance Manual / Mukherjee Hemanta // Denver. - 1991. 96. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells / S.D. Joshi // JPT. – 1988. – June. - pр. 729 - 739. 97. KazemiHossein. Problems in Interpretation of Pressure Fall Off Tests in Reservoirs With and Without Fluid Banks / KazemiHossein, Merrill L.S. and Jargon J.R. // J. Pet. Tech. - Sept. - 1972. - pp.1147- 1156. 98. Kelsen V. Serra. Well-Test Analysis for Solution-Gas-Drive Reservoirs: Part 1-Determination of Relative and Absolute Permeabilities / Kelsen V. Serra, Alvaro M.M. Peres, Albert C. Reynolds // SPE Formation Evaluation. – 1990. – Vol. 5. - №2. - pp. 124-132. 99. Klins M.A. Inflow Performance Relationships for Damaged or Improved Wells Producing by Solution-Gas Drive / Klins M. A. and Majcher M.W. // JPT. - Vol.44. - №12. – 1992. - pp. 1357-1363. 105 100. Muskat M. Physical of Principles of oil production / M. Muskat // McGraw-Hill Book Co. - 1949. - 922 p. 101. Muskat M. The flow of heterogeneous fluids trough porous media / M. Muskat and M.W. Meres// Physics. - vol. 7. - №9. – 1936. - p. 346-363. 102. Muskat M. The production Histories of Oil Producing Gas-Drive Reservoirs / Muskat M. // Journal of Applied Physics. - Vol.16. – 1945. pp. 147-159. 103. Standing M.B. Inflow Performance Relationships for Damaged Wells Producing by Solution Gas Drive / Standing M.B. // Journal of Petroleum Technology. – 1970. - Vol. 21. - № 11. - pp. 1399-1440. 104. Standing M.B. Concerning the Calculation of Inflow Performance of Wells Producing from Solution Gas Drive Reservoirs / Standing M.B. // Journal of Petroleum Technology. – 1971. - Vol.23. - №09. - pp. 1141-1142. 105. Vogel J.V. Inflow Performance Relationships for Solution Gas Drive Wells / J.V. Vogel // JPT. - Jan. - 1968. - pр. 83-92. 106. Vogel J.V. Inflow Performance Relationships for Solution Gas Drive Wells / Vogel J.V. // Annual Fall Meetings of Society of Petroleum Engineers. – Dallas. - 29 September – 2 October. – 1968. - pp. 66 – 79. 107. Wiggins, M.L. Analytical Development of Vogel-Type Inflow Performance Relationships / Wiggins, M.L., Russell, J.E., and Jennings, J.W. // SPEJ. – December. – 1996. - pp.355-362. 108. Wyckoff R.D. The flow of gas liquid mixtures through unconsolidated sands / R.D. Wyckoff and H.F. Botset // Physics. - vol. 7. – 1936. - 325p. 106 Список иллюстрационных материалов Список иллюстраций Рисунок 1.2.1. Классическая индикаторная диаграмма, описываемая линейным законом фильтрации…………………………………………….…..20 Рисунок 1.2.1.1. Зависимость относительной фазовой проницаемости жидкости от забойного давления………………………………………………24 Рисунок 1.2.1.2. Зависимость фазовой проницаемости жидкости от забойного давления…………………………………………………………………………..24 Рисунок 1.2.1.3. Зависимость функции Христиановича С.А. от забойного давления……………………………………………………….………………….24 Рисунок 1.2.1.4. Индикаторная диаграмма…………………………………..26 Рисунок 1.2.2.1. Индикаторные кривые при различных значениях пластового давления…………….…………………………………………………………….28 Рисунок 1.2.2.2. Индикаторные кривые в асимптотических координатах…..29 Рисунок 1.2.2.3. Композитная индикаторная кривая…………………………30 Рисунок 1.2.3.1. Пример индикаторной диаграммы при пластовом давлении выше а забойном ниже давления насыщения………………………………..33 Рисунок 2.1. Индикаторная диаграмма. Месторождение Куюмбинское. Скв. К-2……………………………………………………………………………..…36 Рисунок 2.2. Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Куюмбинское. Скв. К-2…………………..……..37 Рисунок 2.3. Индикаторные диаграммы. Куюмбинское месторождение…38 Рисунок 2.4. Индикаторные диаграммы. Юрубчено-Тохомское месторождение……………………………….…………………………………..39 Рисунок 2.5. Индикаторные диаграммы. Куюмбинское месторождение. Скв. К-2………………………………………………………………………………..40 Рисунок 2.6. Индикаторные диаграммы. Приразломное месторождение.…41 107 Рисунок 2.7. Индикаторные диаграммы. Приразломное месторождение. Скв.6545…………………………………………………………………………42 Рисунок 2.8. Индикаторные диаграммы. Месторождение Приобское. Скв. 1183……………………………………………………………………………….44 Рисунок 2.9. Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Приобское. Скв.1183……………………………..46 Рисунок 2.10. Индикаторные диаграммы до и после ГРП. Месторождение Талинское. Скв.2002…………………………………………………………….47 Рисунок 2.11. Индикаторная диаграмма. Месторождение Каменое. Скважина 5268……………………………….……………………………………………..48 Рисунок 2.12. Индикаторная диаграмма. Месторождение Талинское. Скв.2553………………………………………………………………………….49 Рисунок 2.13. Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Талинское. Скв.5268……………………………..49 Рисунок 2.14 Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Талинское. Скв.2553…………………………….51 Рисунок 2.1.1. - Индикаторные диаграммы. (а) – Приобское месторождение. Скв.8206; (б) – Куюмбинское месторождение. Скв.К-2……………………..58 Рисунок 3.2.1. Технологическая карта гидродинамических исследований. (а) – изменение дебита на поверхности, (б) – расчетный дебит. Приобское месторождение. Скв. 1183…………..………………………………………….61 Рисунок 3.3.1. Определение давления насыщения по результатам гидродинамических исследований…………………………………………….62 Рисунок 3.3.2. Технологическая карта гидродинамических исследований. Месторождение Приобское. Скв.1183……………………….……………….63 Рисунок 3.3.3. Технологическая карта гидродинамических исследований. Месторождение Приобское. Скв.1130………………………….…….………..63 Рисунок 3.3.4. Технологическая карта гидродинамических исследований. Месторождение Приразломное. Скв.5872……………………………………..64 108 Рисунок 3.3.5. Определение гидродинамических давления исследований. насыщения Месторождение по результатам Приобское. Скв. 1183.................................................................................................................65 Рисунок 3.3.6. Определение гидродинамических давления исследований. насыщения Месторождение по результатам Приобское. Скв. 1130.................................................................................................................65 Рисунок 3.3.7. Определение давления насыщения по результатам гидродинамических исследований. Месторождение Приразломное. Скв. 5872 Рисунок 3.4.1. Индикаторная диаграмма. Месторождение Приобское. Скв. 2766………………………………………………………………………………68 Рисунок 3.4.2. Определение гидродинамических давления исследований. насыщения Месторождение по данным Приобское. Скв. 2766……………………………………………………………………………...69 Рисунок 3.4.3. Динамика процессов в стволе остановленной скважины….70 Рисунок 3.5.1. Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Приобское. Скв.1183…………………………….72 Рисунок 3.5.2. Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Приобское. Скв.1183…………………………….72 Рисунок 3.5.3. Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Приобское. Скв.210……….……………………..73 Рис.3.5.4. Зависимость плотности и коэффициента продуктивности от забойного давления. Месторождение Приобское. Скв. 1183……………….74 Рисунок 3.5.5. Преобразованная индикаторная диаграмма при забойных давлениях ниже давления насыщения…………………………………………75 Рисунок 4.1. Преобразованные индикаторные диаграммы при забойных давлениях ниже давления насыщения. Месторождение Приобское………..77 Рисунок 4.2. Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации J' и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации K0. Месторождение Приобское…………………………….……79 109 Рисунок 4.3. Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации n и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации. Месторождение Приобское……………………………………..80 Рисунок 4.4. Прогнозные индикаторные диаграммы для различных пластовых давлений. Месторождение Приобское. Скв. 3101….……………82 Рисунок 4.5 – Преобразованные индикаторные диаграммы при забойных давлениях ниже давления насыщения. Месторождение Приразломное…...84 Рисунок 4.6 - Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации J' и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации K0. Месторождение Приразломное………………………………85 Рисунок 4.7 – Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации n и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации. Месторождение Приразломное………………………………..86 Список таблиц Таблица 4.1. Результаты определения характеристик, необходимых для прогнозирования дебитов скважин Приобского месторождения……………79 Таблица 4.2. Результаты определения характеристик, необходимых для прогнозирования дебита скважин Приразломного месторождения…..…….83
