Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава II
ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ. ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ. ВЫЗОВ ПРИТОКА НЕФТИ И ГАЗА В СКВАЖИНЫ
§ 1. ВИДЫ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ.
РЕЖИМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
ЗАЛЕЖЕЙ
г
?) В зависимости от геологического строения месторождения и условий залегания нефти и газа фильтрация их к скважинам происходит под влиянием различных видов пластовой энергии. Это может быть энергия напора подошвенных л краевых вод, энергия сжатых газов газовой шапки, потенциальная энергия сжатых горных пород и пластовых жидкостей. В изолированных от окружающих пластов залежах нефть может притекать к скважинам под влиянием энергии растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в пласте. Он, расширяясь, устремляется в зоны пониженного давления (т. е. к забоям добывающих скважин), захватывая и вытесняя нефть из пласта. В энергетически истощенных ^ластах большой толщины нефть в скважины из'пласта может стекать под влиянием своей силы тяжести (потенциальная энергия, обусловленная силой тяжести). В газовых залежах основными ее источниками являются энергия самого сжатого газа и энергия напора пластовых вод"3 •^Пластовая энергия расходуется на преодоление фильтраци-
7 онных сопротивлений, возникающих под влиянием сил трения при движении жидкостей и газов в пористой среде, а также на преодоление л^шиллярных сил в случае течения смесей нефти, воды и газа, [^зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов разработки нефтяных месторождений: водонапорный и упруговодонапорный; газонапорный, растворенного газа и гравитационный. При проявлении нескольких видов пластовой энергии режим разработки становится смешанным.
В случае газовых месторождений обычно наблюдаются режимы расширяющегося газа или смешанные — газовые режимы совместно с водонапорным, если окружающие залежь пластовые воды активно продвигаются в пласт по мере снижения давления. Наиболее эффективны в условиях нефтяных месторождений водонапорные режимы разработки. В чистом виде водонапорный режим возникает при непрерывном питании пласта поверхностными (дождевыми) или нагнетаемыми в пласт водами. Упруговодонапорная его разновидность связана с пла-
25
стами, имеющими вокруг залежи обширные водоносные области с большим запасом упругоемкости пластовой системы. При этом нефть вытесняется водой, обладающей по сравнению с газом повышенной вязкостью и моющими свойствами. Коэффициент конечной нефтеотдачи {отношение суммарного количества извлеченной из залежи нефти к первоначальным ее запасам) в случае водонапорных режимов разработки может достигать 0,7—0,8.
При газонапорном режиме, который возникает в нефтяных залежах с газовой шапкой, конечная нефтеотдача даже в благоприятных условиях ниже 0,6—0,7, так как газ обладает пониженными по сравнению с водой вытесняющими свойствами. Вследствие незначительной вязкости газ быстро прорывается к забоям нефтяных скважин, что сопровождается снижением эффективности вытеснения нефти из пласта. При этом газовый фактор (объем газа, добываемого вместе с 1 м3 нефти) быстро возрастает. Этот процесс приводит к истощению энергии сжатого газа газовой шапки.
Низкая конечная нефтеотдача присуща залежам, разрабатываемым на режимах растворенного газа (0,15—0,3), которые возникают в изолированных от окружающих пластовых систем месторождениях. Во время отбора нефти из них пластовое давление снижается во всей залежи ниже давления насыщения нефти газом. Выделившийся свободный газ, вначале расширяясь, вытесняет нефть очень эффективно, пока он находится в порах в неподвижном состоянии. По мере дальнейшего увеличения насыщенности пор газом он быстро приобретает подвижность, устремляется в зоны пониженного давления по газонасыщенным путям,захватывая из пласта некоторое количество нефти. При этом эффективность вытеснения ее резко ухудшается, запасы растворенного газа быстро истощаются и значительные количества нефти остаются в пласте неизвлечен-нымиТ^Поэтому на практике в залежах, природные условия в которых способствуют возникновению режима растворенного газа, искусственно создаются более эффективные режимы вытеснения (водо- или газонапорный) за счет заводнения залежи или путем нагнетания газа в повышенные части структуры. На режиме растворенного газа обычно разрабатываются лишь небольшие залежи или отдельные ее изолированные участки, в условиях которых экономически нецелесообразно бурение нагнетательных скважин и невыгодна организация процесса поддержания пластового давления (т. е. искусственного пополнения пластовой энергии).
В большинстве нефтяных месторождений природные условия таковы, что естественные притоки воды в залежь извне недостаточны для поддержания пластового давления на необходимом уровне (свыше давления насыщения нефти газом) при установленных отборах нефти. Поэтому для предотвращения
26
процесса выделения газа из нефти и засорения им продуктивных пластов на большинстве месторождений Советского Союза поддерживается наиболее эффективный водонапорный режим вытеснения путем искусственного заводнения пластов. Лишь небольшая часть залежей, имеющих очень хорошую связь с окружающими их водонапорными системами, разрабатывается придстественном водонапорном режиме.
Щежим разработки залежи, которому способствуют природные условия, можно установить по данным геологического строения региона и залежи, по результатам совокупных наблюдений за характером эксплуатации скважин и изменением пластового давления, поданным анализа свойств горных пород и пластовых жидкостей.. ./Например, Сёсли режим водонапорный, то газовый фактор скважины мало изменяется со временем, пластовое давление обычно существенно превышает давление насыщения нефти газом. При заданном забойном давлении дебит скважины может длительное время быть примерно одинаковым] (если нет каких-либо причин ухудшения фильтрационных свойств пласта — выпадения солей, отложения смодл парафина, заиливания пор глинистыми частицами и т. д.)АПри режиме растворенного газа со временем быстро увеличивается газовый фактор. При упруговодонапорном режиме непрерывно снижается пластовое давление, если отбор жидкости из залежи поддерживается постоянным^»
В газовых (изолированных) залежах при режиме расширяющегося газа пластовые воды практически не вторгаются в пределы продуктивной части пласта и объем газовой части залежи можно считать постоянным. Поэтому отбор газа сопровождается постоянным снижением пластового давления (пропорционально суммарному отбору газа). По снижению давления в зависимости от объема отобранного газа можно судить о его запасах в залежи. В случае смешанного газового и водонапорного режимов вступающая в пласт вода компенсирует частично или полностью'падение пластового давления во время отбора газа. Коэффициент конечной газоотдачи (отношение суммарного объема извлеченного из пласта газа к его начальным запасам) при газовом режиме достигает 95 %, а при водонапорном режиме находится в пределах 50—85 %., так как часть газа остается защемленной в зоне наступления
§ 2. ВСКРЫТИЕ ЗАЛЕЖИ И ВЫЗОВ ПРИТОКА НЕФТИ И ГАЗА В СКВАЖИНЫ
ЦТроцесс вскрытия продуктивного пласта должен быть проведен таким образом, чтобы сохранились природные фильтрационные свойства пласта и не было допущено открытого фонтанирования вследствие выброса из скважины промывочной жидкости
27
под влиянием пластового давления. Для сохранения фильтрационных свойств пород применяют при вскрытии пласта специальные буровые растворы, фильтрат которых, проникая а пласт, не уменьшает степени насыщенности пор углеводородами или, будучи инородными жидкостями (фильтраты водных глинистых растворов), легко и быстро удаляются из при-забойных зон. Лучше других'сохраняют фильтрационные свойства нефтяного пласта буровые растворы, приготовленные не на воде, а на углеводородной основе. Предотвращение открытого фонтанирования в случае аварийной ситуации достигается с помощью специальных герметизирующих устройств (превенторов), устанавливаемых на устье скважины при ее строительстве.
Конструкцию забоя скважины (т, е. ее участка в зоне всего интервала пласта) выбирают с учетом физических свойств пла* стовой системы и местоположения скважины на структуре. Она должна обеспечивать приток нефти и закрывать доступ песка, подошвенной и краевой воды или газа из газовой шапки, если они имеются/!
В случае газовой залежн конструкция забоя должна обеспечивать перекрытие водоносных пластов, закрепление слабо-сцементирОЕщ-нных песков и предотвращать их поступление в скважинЗНа рис. ИЛ и И.2 приведены распространенные схемы забоев скважин. Лучшие условия притока — при открытом забое (рис. II.1, а). Такое его строение допустимо в прочных нефтеносных породах, когда в продуктивной части пласта отсутствуют газовые и водоносные пропластки. СЁсли пласт сложен слабосцементированными песками, то заеюй оборудую^ фильтрами, удерживающими песок (см. рис. II. 1, б и e).(j3o многих случаях в разрезе нефтяного пласта имеются обводненные пропластки, подошвенная вода или газонасыщенные участки. Для закрытия притока воды и газа в этих случаях приходится перекрывать обсадными трубами и цементировать весь пласт, а для доступа нефти колонна перфорируется в зоне нефтяной части paspesjj (см. рис. II.2, а). В случае слабосцементированных песков на забое дополнительно устанавливается противопесочный фильтр (см. рис. 11.2,6). Перфорация колонн осуществляется беспулевыми перфораторами. Отверстия диаметром 10—12 мм пробиваются фокусированными струями газов, образующимися при взрыве специальных зарядов, спускаемых в скважину на кабеле* Плотность перфорации— 16—20 отверстий на 1 м фильтра.(Для вызова притока нефти и газа после перфорационных работ тяжелый глинистый раствор, заполнявший скважину, последовательно замещают жидкостями с меньшей плотностью — вначале водой, а затем нефтью или аэрированной жидкостью, если скважина после замены раствора на воду не начала „фонтанировать"!
28
a
в
Рис. 11.1, Схемы забоев скважин:
/ — обсадные трубы; 2 — цемент; 3 — сальник; 4 — фильтр-хвостовик; 5 — фильтр — Продолжение обсадной трубы
а л
Рис. Н.2. Схемы забоев скважин, закрепленных обсадными трубами:
и —бе* фильтра; б —с дополнительным фильтром 3, закрывающим доступ песка в скважину;
/ — продуктивный пласт; 2 — газонасыщенный пласт; 3 — водоносный пласт; 4 — обсадные труйы; 5 — фильтр-хвостовик; 6 — па-кер-сальник; 7 — перфорационные отверстия
Рис, И.З. Схема оборудования устья скважины для вызова притока нефти и газа:
/ — устьевые задвижки; 2 к 3 — выкидные линии; 4 — фонтанные трубы; 5 — обсадные трубы; б — насос; 7 — сборник промывочной жидкости
Схема оборудования скважины (пробуренной на фонтанный пласт) для промывки ее различными жидкостями показана на рис. II. 3. Промывочная жидкость насосом 6 нагнетается в кольцевое пространство скважины, а более плотная жидкость через фонтгшыые трубы 4 и выкидную линию 2 выносится на поверх-ностьГ Когда давление на забое станет меньше пластового, начинается приток нефти (или газа) из пласта. Иногда замена глинистого раствора на нефть оказывается недостаточной для вызова притока из пласта углеводородов. В этом случае скважину заполняют аэрированной жидкостью (водой или нефтью). Для аэрации их к выкидной трубе насоса подключают компрессор, а в самой трубе устанавливают аэратор (патрубок с отверстиями). При совместной работе насоса и компрессора после аэратора образуется пенистая жидкость, плотность которой регулируется расходом воздуха. В зависимости от свойств пласта и геологических условий используют различные схемы вызова притока. Если, например, пласт сложен прочными породами, для ускорения процесса освоения после некоторого разбавления глинистого раствора водой переходят сразу же к нагнетанию аэрированной жидкости (воды и воздуха). После очистки от грязи скважины запускают в эксплуатацию с определенными дебитами, устанавливаемыми по данным гидродинамических исследований^^/!
Водонагнетательные скважины осваивают аналогичным образом, как газовые и нефтяные. Призабойная зона нефтяных скважин очищается от буровой грязи интенсивной откачкой из пласта жидкости компрессорным газлифтом или же высокопроизводительными электроцентробежными насосами1.
§ 3. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРИТОКА НЕФТИ И ГАЗА В СКВАЖИНЫ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА
В зависимости от сил, действующих в залежи, и от вида энергии, под влиянием которой происходит фильтрация жидкостей и газов в пористой среде, закономерности их притока в скважины различны. Рассмотрим вначале приток нефти в скважину, эксплуатирующую однородный круговой пласт с водонапорным режимом. В этом случае приток жидкости происходит по радиально сходящимся к забою направлениям и, следовательно, даже при постоянном дебите скорость ее движения непрерывно нарастает, достигая максимума у стенки скважины. В этом случае формулу закона Дарси [см. формулу (1.8)] можно записать в виде
"p. dr
1 О газлифтном и насосном способах извлечения жидкости из скважины см. в последующих разделах.
30
где Q — дебит скважины в пластовых условиях; k — коэффициент проницаемости; F(r{) — текущее значение площади фильтрации на расстоянии^ от оси скважины; dp/dr — градиент давления вдоль линии тока; ц — вязкость пластовой нефти.
Подставляя в (II.1) переменные значения F(ri)=<2^rih, где h — толщина пласта, получим
2л г;/] dp
dr
\i dr 2nkh
Интегрируя это уравнение в пределах
и р
получим
Рил—
In
(П.2)
Здесь гс — радиус скважины; RK — радиус контура питания скважины; рпл — давление на контуре питания (пластовое); ря — давление на забое скважины при дебите, равном Q. Из (II.2) следует формула Дюпюи, описывающая приток нефти в скважину при водонапорном режиме: .
^р^*-, (Н.З)
(iln —— 'е
из которой можно установить, что давление в окрестностях скважины распределяется по логарифмическому закону. Для газового пласта дебит скважины
'-L^b (IL4)
Ра
In
где G — массовый расход газа; |дг — вязкость газа в пластовых условиях; ра — плотность газа при атмосферном давлении ро. В реальных условиях пласт разрабатывается множеством скважин одновременно и поэтому возникает вопрос о том, какие значения радиуса RK контура питания и пластового давления следует использовать в расчетах. На практике за RK принимают половину расстояния до соседних скважин. При этом за пластовое давление р„л на контуре питания принимают максимальное его значение между скважинами, установившееся в процессе их эксплуатации. Это давление можно считать как полностью восстановившееся на забое закрытой скважины при продолжающейся эксплуатации других.
31
Как уже упоминалось, водонапорный режим разработки обычно создается искусственно путем заводнения залежи. При этом количества нагнетаемой воды и отбираемой из пласта жидкости устанавливают одинаковыми и, следовательно, давление на контуре питания пласта (на линии нагнетания) поддерживается постоянным. На некоторых месторождениях платформенного типа водоносная область вокруг залежи нефти велика и запасы энергии упругосжатых пород и пластовых жидкостей во всей пластовой системе оказываются чрезвычайно большими. Как уже упоминалось, в этом случае (и когда пластовое давление намного превышает давление насыщения нефти газом) залежь разрабатывается при упруговодонапорном режиме, когда приток жидкости в скважины осуществляется за счет энергии сжатых пород и жидкостей, расширяющихся в зоне снижения пластового давления. В процессе отбора жидкости нз скважины с постоянным дебитом забойное давление непрерывно снижается вначале ускоренно, а затем темп его падения уменьшается, так как зона понижения давления (воронка депрессии) со временем охватывает все большие объемы пласта. Поэтому для притока одинаковых дебитов жидкости в скважину за счет упругого расширения пород и пластовых жидкостей суммарный упругий запас оказывается достаточным и при меньших снижениях среднего пластового давления в зоне его возмущения. В подземной гидравлике доказывается, что в условиях однородного пласта бесконечно больших размеров при постоянном дебите Q изменение давления со временем t на забое скважины описывается уравнением
где к — коэффициент пьезопроводности пласта (x = + Рс)1); m — пористость; рж, рс — коэффициенты сжимаемости жидкости и объемной упругости пористой среды (остальные обозначения прежние).
В cnvqae режима растворенного газа формула установившегося притока в скважину газированной жидкости имеет вид:
— Я з) / 1 т с\
- . Vй tOJ
где Рж — дебит скважины по жидкости; Нпл — Н3=&Н — Депрессия, выраженная в функциях С. А. Христиановича:
р
* Аналогичную формулу для газового пласта — см. § 2 гл. III.
32
Здесь FH(S) — относительная проницаемость пород для нефти при содержании в пористой среде свободного газа ; ц (р) и Ь(р) — зависимости вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти от давления.
Расчет дебита по формуле (II. 6) требует значительной вычислительной работы для определения интеграла (II. 7). Поэтому предложены упрощенные формулы, приближенно описывающие приток газированной жидкости. Можно, например, считать, что установившийся приток жидкости в случае совместной фильтрации нефти и газа определяется формулой Дюпюи, если вместо проницаемости k, соответствующей условиям отсутствия газа в пласте, ввести среднюю фазовую проницаемость &I! пород по нефти:
"
Следует отметить, что степень насыщенности пор нефтью и, следовательно, фазовая проницаемость kH коллектора зависят от давлений рнл и /?.,. Несмотря на это, для приближенных расчетов иногда пользуются постоянными значениями ku (по И. А. Парному ?н^0,65&). По данным М. М. Глоговского и М. Д. Розенберга (при контурной насыщенности жидкостью 5Н= П. можно принять
H ^ о,944— 21,43a--fe, (И.9)
где а — коэффициент растворимости газа в нефти; цг и цн™ вязкость соответственно газа и нефти.
§ 4. УЧЕТ СОВЕРШЕНСТВА ЗАБОЕВ СКВАЖИН
Лучшие условия притока жидкостей и газов соблюдаются во время вскрытия скважиной всей толщи пласта и тогда, когда конструкция забоя открытая. Такой забой называют совершенным по степени и характеру вскрытия пласта. При всех других конструкциях забой имеет ту или иную степень несовершенства. Формулы притока жидкости и газа, приведенные выше, действительны Для совершенной скважины. Несовершенство забоя создает дополнительные сопротивления притоку жидкости и газов. На этом основании формулу Дюпюи (II. 3) можно представить в виде
Q- пД--з . (1UO)
где C = Ci + C2 — слагаемое, учитывающее дополнительные сопротивления потоку жидкости; Cf и С2 — соответственно
3 Заказ № 3597 33
1,5 2,0 nS
7 Рис. 11.4. Графики В. И. Щурова зависимости Ci от условий перфорации обсадных труб.
Параметры a=d/O: 1 — 0.02; 2 — 0,04; 3 — 0.06; 4 — 0.08; 5 — 0,1; 6 — 0,12; 7 — 0,14; 8 — 0,16; 9 — 0,18; 10 — 0,2
Рис, II.5. Графики В. И. Шуровадля определения C3(a=(ft/D) 100%
составляющие, учитывающие несовершенство скважины по характеру и по степени вскрытия.
Несовершенство забоя по формуле (11.10) учитывают также с помощью приведенного радиуса скважины гпр:
Inkh (рпд — рз , ,
пр
Смысл Гпр заключается в том, что несовершенный забой заменяют забоем воображаемой соверше. лой скважины меньшего радиуса с идентичным ему сопротивлением притоку жидкостей и газов. Из (11.10) и (11.11) следует, что
ln-?s- = ]n-b- + C; гпр=гсе-с. (11.12)
Для определения величины С можно использовать экспериментальные графики зависимости этого коэффициента от числа и диаметра перфорационных отверстий, от степени вскрытия пласта по толщине и глубины проникновения пуль в породу. На рис. П. 4 приведены графики для определения значений Ci для скважин, несовершенных только по характеру вскрытия, где п — число отверстий на 1 м фильтра; a = d/D (D — диаметрсква-жины по долоту, м; d — диаметр отверстий, м); l = l'jD, где /' — глубина проникновения пули в породу (определяется экспериментально). На рис. II. 5 показаны графики В. И. Щурова для определения значений Сз, где Ь= (h\/h) 100, т. е. отношение вскрытой (перфорированной) толщины пласта hi к его общей эффективной толщине h (в %,). Параметр кривых a=(hjD) 100 %— отношение толщины пласта к диаметру скважины по долоту (в % )• Гидродинамическим коэффицентом совершенства скважины принято называть отношение
(ПЛЗ)
.
где Q и Q' — соответственно дебит перфорированной скважины и дебит ее, если бы она имела совершенный (открытый) забой. Следовательно
На главную страницу