нефти, что следует при QB->-oo из уравнения (4.14), преобразо ванного к виду
---ьу1 |
(4.15) |
Метод А. В. Копытова базируется на уравнении (4.9), запи санном для накопленной добычи нефти в виде уравнения прямой
QBt = at— b. |
(4.16) |
Метод А. А. Казакова предусматривает использование сле
дующей линейной зависимости: |
|
|
|
|
QB |
_ п |
Сж |
I t |
(4.17) |
Униз |
и |
Униз--Он |
| и |
|
Он |
|
|
||
QB = #QJK ~Ь b J V низ5—QH)» |
|
(4.18) |
||
где Униз — начальные извлекаемые запасы.
К концу разработки при QH-^Униз получим a=QB/Qm.
По методу М. И. Максимова, основанному на опытах по вы-
теснению нефти водой, |
|
QB= abQ« |
(4.19) |
или |
|
lg QB= lg a + QHlg b. |
(4.20) |
На основании теории Баклея—Леверетта Б. Ф. Сазонов уста |
|
новил, что зависимость «обводненность |
пв — текущая нефтеот |
дача тр при обводненности лв= 0 ,1 — 0,8 |
имеет прямолинейный |
характер. Он предполагает также строить зависимости «текущая нефтеотдача т) — количество внедрившейся в залежь воды т», выраженное в объемах пор пласта, занятых первоначально нефтью (собственно характеристика вытеснения по предложе нию Д. А. Эфроса), «текущая нефтеотдача т]— логарифм этого количества воды (^т)», «накопленный водонефтяной фактор — текущая нефтеотдача тр в билогарифмических координатах.
В работе Б. Т. Баишева и других авторов рекомендуется строить обобщенные характеристики обводнения Т1а=/(та) для каждого месторождения из условия одинаковых отно
шений |
накопленных |
отборов |
жидкости |
и нефти QxalQu а = а, |
|
где Ta = |
Q */Q Ha, |
= |
QH/Q HQ. |
Д ля всех |
месторождений харак |
теристики вытеснения сближаются в одной точке с соотноше нием Та/т1а = а. Такие обобщенные характеристики позво ляют прогнозировать показатели процесса обводнения по за лежам аналогичного типа, находящимся на более ранней ста дии эксплуатации. По фактическим данным разработки ряда залежей Самарской Луки построены обобщенные характери-
6 В. С. Бойко |
161 |
Рис. 4.1. Зависимости логарифма доли нефти в потоке 1gnB от логарифма накопленной добычи жидкости lg QH< (и), накопленной добычи нефти Qu
от Q~^ (б), от логарифма накопленной добычи воды 1g QB или lgQm
(б) и текущей добычи нефти q от времени t (г):
1 — фактические; |
2 — прогнозные; |
3 — начало применения метода |
регулирования про |
цесса разработки |
или применения |
метода повышения нефтеотдачи; |
4 — прирост допол |
нительной добычи |
нефти |
|
|
стики вытеснения для разных значений коэффициента ср, пока зывающего отношение накопленного отбора жидкости к накоп ленному отбору нефти на одно и то же значение т = 0,5, т. е. Ф=0,5/т)о,5, где г]о,5 — текущая нефтеотдача, соответствующая значению т=0,5. Для прогноза текущей нефтеотдачи необходимо по фактическим данным или по уравнению регрессии опреде лить значение текущей нефтеотдачи рассматриваемой залежи при т = 0,5. Затем, выбрав по величине найденного коэффици ента ср соответствующую характеристику вытеснения, можно осуществить по ней прогноз нефтеотдачи на более поздние пе риоды разработки залежи (после т=0,5). Для перевода обыч ных координат т] и т в обобщенные г]0б и т0б необходимо раз
делить их на величину то,5. |
и других |
Расчетная зависимость метода Г С. Камбарова |
|
имеет вид |
|
Q>KQH= QQ>K—by |
(4.21) |
где а, b — постоянные коэффициенты.
Примеры построения некоторых статистических зависимо стей приведены на рис. 4.1. Сопоставлением фактических пока зателей разработки с прогнозными можно оценить технологи ческий эффект применения метода регулирования процесса раз работки, повышения нефтеотдачи пласта.
Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти
По данным анализа опыта эксплуатации 24 длительно разраба тываемых залежей Урало-Поволжья, Северного Кавказа, Ка захстана и Азербайджана для определения начальных извлекае мых запасов нефти в залежах, находящихся в поздней стадии разработки, И. Д. Амелин рекомендует использовать методы С. Н. Назарова и Н. В. Сипачева, Г. С. Камбарова, Д. Г Ал-
мамедова и Т. Ю. Махмудова, а также при пв> 0,8 усовершен ствованный А. А. Казаковым метод А. М. Пирвердяна.
Однако эти методы позволяют оценить начальные извлекае мые запасы для условий бесконечной промывки пласта, что при водит к завышению извлекаемых запасов нефти. И. Д. Амелин предлагает усовершенствованный метод, предусматривающий ог раничение срока эксплуатации залежей предельно рентабель ным <7пр (конечным) дебитом нефтиЗначение этого дебита для конкретной залежи обосновывается экономическими расчетами для завершающей стадии разработки (например, по верхнему уровню замыкающих затрат или путем определения предельно рентабельного обводнения продукции скважин). Применительно к этим трем методам формулы для установления экономически обоснованного значения начальных извлекаемых запасов имеют вид
т/ |
Я ж — <7пр [я + |
Ь (фж + <7ж*ост)1 . |
(4.22) |
||
У низ— |
|
, . |
|
» |
|
|
|
Ь (<7Ж— 2<7пр) |
|
|
|
1^НИЗ-- О |
{ |
t o c . t \ Q n p t |
|
(4.23) |
|
|
|
V Яж |
) |
|
|
Т /7 |
т/ |
*7пр (Q>K"4“ Яж^ост) |
» |
(4.24) |
|
У низ |
У низ |
|
|
||
Щ ж
где qm— постоянный дебит жидкости на прогнозируемый период разработки продолжительностью tacr\ Qж — накопленная добыча жидкости на момент оценки У'низ.
Для определения величины t0CT рекомендуется при >0,3-г-0,4 фактическую кривую изменения дебита нефти во вре мени аппроксимировать уравнением
qH(t) = k e -c(‘*+t\ |
(4.25) |
где k, с — постоянные коэффициенты, |
рассчитываемые с по |
мощью метода наименьших квадратов по фактическим данным годовых отборов нефти в течение времени продолжительностью ^ф; t — время в годах от начала отрезка прогнозирования. Тогда, принимая ^н( 0 = 9пр, из уравнения (4.25) находится t0cT = t.
Для повышения точности расчета определение рекомендуется выполнять двумя или тремя методами. Если определенные зна чения У'„„з отличаются в пределах до 10 %, то в качестве иско мого принимается среднее арифметическое значение из опре деленных. При большем различии рекомендуется проводить спе циальный анализ разработки залежи с целью выявления причин искривления прямолинейных зависимостей (остановки обводнившихся или ввод новых добывающих скважин, изменение системы воздействия на пласт и др.). Методы применимы при обводненности от 30 до 90 %,
6* 163
М. И. Максимов, В. С. Орлов предложили методы прогнози рования, предполагающие использование сочетания гидродина мических методов, геолого-промысловых исследований и стати стических методов.
В заключение отметим, что одно из основных условий приме нения статистических методов — отсутствие. в прогнозируемом периоде коренного изменения системы разработки. Причем раз личные методы в разной степени чувствительны к подобным изменениям (предпочтительней зависимости в логарифмических координатах).
Контрольные вопросы
1.Какие задачи регулирования процесса разработки возникают на раз ных стадиях его осуществления и какими методами они решаются?
2.Перечислите основные ограничения возможностей методов регулирова
ния процесса разработки.
3.Охарактеризуйте методы прогнозирования разработки месторождения по фактическим данным.
4.Как установить технологический эффект применения метода регули рования, повышения нефтеотдачи по фактическим данным?
5.В чем состоит сущность методов определения начальных извлекае
мых запасов нефти по фактическим данным разработки месторождения?
Глава 5
ВСКРЫТИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ, ОСВОЕНИЕ, ИССЛЕДОВАНИЕ И ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
Вскрытие нефтяных пластов, освоение и повышение продук тивности скважин — важные процессы подготовки скважин к эксплуатации. Качество выполнения этих работ оценивают по данным исследования скважин. От их качества зависит теку щая продуктивность (дебит) и продолжительность работы скважин, нефтеотдача залежи.
§ 5.1. ВСКРЫТИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
Различают вскрытие нефтяных пластов бурением и перфора цией.
Вскрытие бурением
Методы вскрытия нефтяных пластов бурением могут быть раз ными, однако все они должны удовлетворять следующим основ ным требованиям:
при вскрытии пластов с малым пластовым давлением (низко напорных пластов) необходимо предупредить ухудшение филь трационной способности призабойной зоны пласта;
при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым Давле нием выше гидростатического) следует не допустить возможно сти открытого (аварийного) фонтанирования скважины;
должны быть созданы соответствующие и надежные кон струкции стволов и забоев скважин.
Ухудшение фильтрационной способности коллектора при вскрытии происходит в результате поглощения бурового рас твора пластом по трещинам, кавернам и высокодренажным ка налам; проникновения фильтрата (дисперсионной среды) буро вого раствора в поровое пространство; проникновения твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое прост ранство. Глубина поступления в пласт твердых частиц может достигать до 40 мм, фильтрата — до 3 м и бурового раствора — до нескольких метров. В поровое пространство также из тре щин проникают фильтрат и твердые частицы раствора. Фильт рат вызывает набухание глинистых компонентов коллектора, образование стойких водонефтяных эмульсий, бронированных глинистыми частицами и парафином (при охлаждении циркули-
рующим раствором призабойной зоны ниже температуры насы щения нефти парафином), выпадение нерастворимых осадков (сульфатов кальция, железа, бария, гидроксидов кальция, маг ния), блокирующее действие воды. Проникновение твердых частиц сопровождается образованием глинистой корки, внутрипоровой глинизацией. В результате уменьшается дебит (приеми стость) скважин, отдельные пропластки отключаются от ра боты. Предупредить или уменьшить эти отрицательные послед ствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечиваю щей допустимую репрессию давления (5—15 % рпл) и преду преждающей аварийное фонтанирование, высокой стабиль ностью и не вызывать набухания глин и образования эмуль сий. Это достигается вводом в раствор различных добавок и
выбором типа бурового раствора |
(эмульсии и т. д.). |
совместно |
|
Продуктивный |
пласт можно |
разбуривать либо |
|
с вышележащими |
пластами, .либо после крепления |
скважины |
|
до его кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым (не обсаженным) стволом, фильтром или перфорированной колонной.
Открытый ствол имеют менее 5 % фонда скважин. Хотя та кая конструкция забоя служит эталоном гидродинамического совершенства, однако ее применение возможно при наличии устойчивых однородных или карбонатных (трещиноватых) пла стов с малой толщиной, а также при отсутствии необходимости избирательного воздействия на пласты.
Перфорация колонн осуществлена в более 90 % скважин всего фонда. Она обеспечивает возможность поэтапной выра ботки пластов, избирательного воздействия на каждый, упро щает технологию строительства скважины по сравнению с уста новкой фильтров.
Фильтры используют только для борьбы с пробкообразованием при неустойчивых коллекторах (см. гл. 10).
В целом скважина обсажена несколькими колоннами труб: кондуктором, одной-тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны со ставляет в большинстве 114—140,3 мм. Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой, которая служит основа нием для установки устьевого оборудования в соответствии со способом эксплуатации.
Вскрытие перфорацией
Перфорация — процесс образования каналов в обсадной ко лонне, цементном камне и породе для создания гидродинами ческой связи скважины с пластом. Различают стреляющую и гидропескоструйную (абразивную) перфорации, Их осуществ
ив