Газобиохимическая съемка. 10 страница

- 355 -

- данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти).

Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объек­та по последнему утвержденному проектному документу. С приня­тием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся: максимальная годовая до­быча нефти (газа), жидкости и годы их достижения: максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения; основ­ной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; ко­личество резервных скважин; количество пробуренных добываю­щих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плот­ность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний де­бит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную до­бычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при макси­мальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воз­действия; основной способ эксплуатации скважин.

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с нача­ла разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запа­сов; текущий коэффициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т; среднегодовая обводненность продукции в процентах; добыча жидкости за год и с начала разработки в м³ в пе­реводе на пластовые условия; закачка воды за год в м³ и в процен­тах годового отбора жидкости в пластовых условиях; закачка воды с начала разработки в м³ и в процентах накопленной с начала раз­работки жидкости в пластовых условиях; добыча попутного газа за год в м³; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин; фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закач­кой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации); число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, — добы­вающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний де­бит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давле­ние на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне от­бора. Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добы­вающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных спо­собах эксплуатации (фонтанный, гаэлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продук­ции до 2; 2—20; 20—50: 50—90; более 90%.

- 356 -

Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационно­му объекту.

График разработки (рис. 121) составляется для эксплуатацион­ного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) по­казателей разработки.

На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фон­да добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, нахо­дящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.

В зависимости от решаемой задачи и геолого-промысловых осо­бенностей залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта раз­работки.

При необходимости сравнения графиков разработки различных объ­ектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в виде темпов раз­работки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а ко­эффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добы­чи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждо­го объекта отмечают границы между стадиями разработки.

Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуа-

Рис. 121. График разработки нефтяного эксплуатационного объекта. QH — добыча нефти; Qx — добыча жидкости; В — обводненность продукции; VB — объем закачки воды; РПЛ —пластовое давление; NH, NH — фонд действующих соответственно добывающих и нагнетательных скважин; I, II, III, IV — стадии разработки

- 357 -

тации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разра­ботки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенство­ванию.

6.6.9. Пластовое и забойное давление при разработке залежей

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Р_{ПЛ ТЕК}^.

С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее неф­ти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут на­блюдаться различные тенденции.

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

Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неу­добно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залега­ния пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процес­се разработки на одних участках залежи давление может снижать­ся, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обу­словлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусствен­ным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противопо­ложных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значения­ми приведенного пластового давления.

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

Р_пл.пр = Р_ПЛ.З± rg h, (6.15)

где Р_ПЛ.З — замеренное в скважине пластовое давление;

h — расстояние между точкой замера и условной плоскостью;

- 358 -

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

g — ускорение свободного падения.

Поправку rg h вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 122 в законтурных водяных скв. 1 и 2 за­меры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому по­правка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной за­контурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определя­ют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважи­нам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправ­ку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плот­ность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематическо­го профиля. На рис. 123 горизонтальная линия 1 соответствует при­веденному начальному пластовому давлению, имеющему одинако-

Рис. 122. Схема приведения пластового давления на глубине: 1 — газ; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — зона пласта, завод- нен­ная при разработке нефтяной части залежи; 5— точка замера давления в скважине; h — расстояние от точки замера до условной плоскости

- 359 -

Рис. 123. Схематический профиль приведенного пластового дав­ления залежи при естественном водонапорном режиме. а — залеж; б — интервал перфорации. Давление:1—начальное пластовое (приведенное); 2 — в пласте возле первых, введенных в разработку скважин; 3—приведенное динамическое пластовое (после ввода многих скважин); Рзаб— забойное давление; К — контур питания

вые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг скважины образуется локальная (местная) во­ронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое дав­ление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с ли­нией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода пер­вой скважины.

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

Повышенное положение точек на кривой давления между действу­ющими скважинами соответствует значению текущего (динамиче­ского) пластового давления. Кривая 3 на рис. 123, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Вид­но, что приведенное текущее пластовое давление снижается от кон­тура питания к центральной части залежи.

Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведен­ном случае — при разрезании залежи на блоки) показан на рис. 124.

- 360 -

Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обраще­ны вершинами вверх.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных сква­жин обычно превышает начальное пластовое давление на 15—20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответ­ствует искусственному контуру питания.

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

- 361 -

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжи­тельной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубин­ный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважи­ну останавливают, после чего перо манометра регистрирует выпо- лаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забой­ного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 125. По окончании ис­следования скважину вводят в эксплуатацию. При наличии доста­точного опыта, когда становится известной необходимая в конкрет­ных геологических условиях продолжительность остановки скважи­ны для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

а 6

Рис. 125. Кривая восстановления давления в оставленной скважине. а — добывающей, б — нагнетательной. Давление: РПЛД — пластовое динамическое; РЗАБ — забойное

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещает­ся замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательно­сти, обеспечивающей неизменность условий дренирования зале­жи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновре­менной остановки близко расположенных друг к другу скважин, по­скольку при этом давление на исследуемом участке залежи восста­новится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пласто­вого давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в корот­кий срок.

6.6.10. Карты изобар

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью

- 362 -

карт изобар. Картой изобар называют нанесенную на план расположе­ния забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями ди­намического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пла­стового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно со­ставлять раз в полугодие.

Полугодовой интервал может быть установлен также в исклю­чительно сложных для исследования скважин условиях — при рез­кой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в услови­ях шельфа и др.

При построении карты используют данные о приведенном пла­стовом давлении. Для решения некоторых специальных задач могут быть построены карты абсолютного (замеренного у пласта) динами­ческого пластового давления. При построении карты на установлен­ную дату следует использовать замеры давления в скважинах, макси­мально приближенные во времени к этой дате.

Однако на практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества из­мерений требует значительного времени — до одного-двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замерен-

- 362 -

ные значения давления вносить поправку на время. Это можно при­ближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давле­ния, выявленной поданным прошлых карт изобар (рис. 126, сплош­ная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних дан­ных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на кар­те выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пре­делах залежи.

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

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

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

Среднее взвешенное давление по площади Р_ПЛ.f находят по фор­муле

(6.16)

где р_i— среднее арифметическое значение давления в пределах i -го элемента залежи между соседними изобарами;

fi — площадь /'-го элемента залежи, замеряемая по карте;

F — площадь залежи;

п — количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

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

1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной тол­щины пласта Л и по ней определяют значения fi и h_i для элементов площади между отдельными изопахитами.

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

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

Находят среднее значение Р _ПЛ.V формуле

(6.17)

- 364 -

где V — нефте(газо)насыщенный объем залежи;

п — количество элементов площади с разными средними значе­ниями ph;

т — количество элементов площади залежи с разными средни­ми значениями h.

В настоящее время расчеты средневзвешенных давлений осу­ществляются на компьютерах.

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

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

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

6.6.11. Перепады давления в пласте

при добыче нефти и газа, комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов

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

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

В добывающей скважине забойное давление дельтаР_ЗАБ.Д меньше теку­щего пластового давления дельтаР_ПЛ.ТЕК на величину депрессии, в нагне­тательной скважине дельтаР_ЗАБ.Н больше дельтаР_ПЛ.ТЕК — на величину репрес­сии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнета­тельной скважинах определяются выражениями:

- 365 -

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

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

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

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

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

- 366 -

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между де­битом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 127). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

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

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид

- 367 -

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

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

В промыслово-геологической практике часто пользуются удель­ным коэффициентом продуктивности (приемистости) К_УД, характе­ризующим значение коэффициента продуктивности (приемисто­сти) К' (К") на 1 м работающей толщины пласта h:

К_УД = К/h. (6.26)

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

Дебит газа q_Г скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления Р²_ПЛ — Р²_ЗАБ

В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в ко­ординатах q_Г и (P²_ПЛ.ТЕК–Р²_ЗАБ)/q_Г. Уравнение индикаторной линии имеет вид

(P²_ПЛ.ТЕК–Р²_ЗАБ)/q_Г = А+Вq (6.28)

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

- 368 -

Коэффициент А численно равен значению (P²_ПЛ.ТЕК–Р²_ЗАБ)/q_Г в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е.

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

Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.