ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА. КОМПЛЕКСНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ

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

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

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

(XIII.4)

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

(XIV.5)

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

(XIII.6)

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

Радиус условного контура питания скважины R_K принима­ют равным половине расстояния между скважинами. Приве­денный радиус скважины — радиус условной совершен­ной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реаль­ной скважины, несовершенной по качеству и степени вскры­тия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Из сопоставления (XIII.5) и (ХШ.6) следует:

(XIII.7)

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

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом устано­вившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выра­жают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 86). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямо­линейны по всей длине или на начальном участке. По добы­вающим скважинам при больших значениях дебита они мо­гут быть изогнутыми в результате нарушения линейного за­кона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницае­мости в связи со смыканием трещин при значительном сни­жении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий явля­ется раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

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

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

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добываю­щей нефтяной скважины имеет вид

(XIII.8)

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

На искривленном участке индикаторной кривой коэффи­циент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемис­тости) к соответствующему перепаду давления.

Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых гео­логических и технических условиях.

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

(XIII.9)

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

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

(XIII.10)

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

В отличие от уравнения притока нефти к скважине (XIII.6) в уравнении притока газа (XIII. 10) дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности в формуле (XIII. 10) может быть определен с помощью индикаторной линии, по­строенной в координатах и (рис. 87).

Уравнение индикаторной линии имеет вид

(XIII.11)

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

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

(XIII.12)

Рис. 87. Индикаторная диа­грамма газовой скважины:

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

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

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

Ниже приводятся наиболее широко применяемые ком­плексные характеристики продуктивных пластов.

1. Коэффициент гидропроводности

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

2. Коэффициент проводимости

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

3. Коэффициент пьезопроводности

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

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

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

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

(XIII. 13)

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

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

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

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

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

Таблица 9

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

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

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

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

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

Рис. 88. Изменение , и при снижении .

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

законтурная область

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

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

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