Содержание к диссертации
Введение
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. 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
- Обзор известных методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения
- Обработка индикаторных диаграмм для различных месторождений по уравнениям Вогеля и Фетковича
- Интерпретация результатов исследований по методу установившихся отборов
- Определение давления насыщения по результатам гидродинамических исследований для малодебитных скважин
Введение к работе
Актуальность проблемы
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 нефти, 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.
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:
-
Каковы закономерности изменения коэффициентов продуктивности скважин с изменением давления ниже давления насыщения?
-
Какие из факторов, влияющих на коэффициент продуктивности скважин, оказывают наибольшее влияние при снижении забойного давления ниже давления насыщения?
-
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
-
Анализ и оценка технологических особенностей и методов интерпретации гидродинамических исследований методом установившихся отборов в скважинах, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, по литературным данным.
-
Изучение факторов, влияющих на коэффициент продуктивности скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения.
-
Разработка и апробация новых технологических и методических приемов для повышения информативности исследований скважин, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения.
-
Выявление и анализ особенностей исследований скважин, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения, на месторождениях Западной и Восточной Сибири.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались как теоретически, так и
экспериментально в промысловых условиях. Проведен анализ
литературного материала по данной проблеме. Проведен детальный анализ, интерпретация новых материалов исследований и переинтерпретация накопленного материала по исследованию скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. Обработка результатов гидродинамических исследований выполнялась с помощью компьютерной программы Saphir компании Kappa Engineering и Testar компании «ЦГДИ «Информпласт».
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
-
Разработан метод определения давления насыщения по результатам гидродинамических исследований. На предложенный метод получен патент РФ (№2521090).
-
Предложены технологические и методические решения для исследований скважин, эксплуатирующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения.
3. Разработана и апробирована корреляционная методика
прогнозирования продуктивности скважин, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения.
Основные защищаемые положения
-
Результаты комплексного анализа гидродинамических исследований методом установившихся отборов в скважинах, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, на месторождениях Западной и Восточной Сибири.
-
Технологические и методические решения для усовершенствования методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения.
-
Метод определения давления насыщения по результатам гидродинамических исследований.
-
Корреляционная методика прогнозирования продуктивности скважин, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения.
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 ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». Методические
рекомендации используются при проведении промысловых
гидродинамических исследований на месторождениях ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». 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 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 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 конференции с международным участием
«Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы развития» (12–14 ноября 2013, Москва); 1-ой Научно-практической конференции «Управление инновациями в нефтегазовой отрасли» (24-25 октября 2013, Москва); Международная конференция «Математика и информационные технологии в нефтегазовом комплексе. (14-18 мая 2014, Сургут).
Личный вклад автора
В течение 7 лет автор занимался планированием и интерпретацией
гидродинамических исследований скважин на Куюмбинском, Терско-
Камовском, Юрубчено-Тохомском, Талинском, Каменном, Северо-
Хоседаюском, Западно-Хоседаюском, Висовом, Тайлаковском, и других
месторождениях.
Автором разработана методика прогнозирования продуктивности скважин, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения.
Автором проведен комплексный анализ гидродинамических
исследований более 100 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 был 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).
Структура и объем работы
Работа состоит из 4 глав, введения и заключения. Диссертация изложена на 109 страницах, содержит 48 рисунков и 2 таблицы. Библиография насчитывает 108 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н.
Вольпину С.Г. за обсуждение основных результатов и оказанную
всестороннюю помощь при написании диссертации: Белову В.В., Дьяченко
А.Г., Штейнбергу Ю.М., Свалову А.В., Пономареву А.К., за ценные советы и
консультации по ряду рассмотренных в работе вопросов. Автор выражает
благодарность Афанаскину И.В., Крыганову П.В. Колеватову А.А. за
содействие в проведении расчетов и оформлении работы. Автор также
благодарен всему коллективу Центра гидродинамических исследований
«ИНФОРМПЛАСТ» за предоставленные материалы промысловых
исследований, внимание и помощь в ходе выполнения работы.
Обзор известных методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении 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 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 Б2Зольненскогои 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 плохой проницаемостью и сокращения сроков разработки месторождения[60]. 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.
Обработка индикаторных диаграмм для различных месторождений по уравнениям Вогеля и Фетковича
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 12.74МПа плотность уменьшается достигая значения 0.21 г/см3 при давлении 1.30 МПа. Значение 12.74МПа 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 линейного закона фильтрации при выделении свободного газа в призабойной зоне.
Сопоставляя индикаторные диаграммы 1995г. (верхняя линия) и 1997г. (нижняя линия) можно отметить следующее. За два года работы скважины пластовое давление снизилось на 3.0МПа. 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 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.
Интерпретация результатов исследований по методу установившихся отборов
Необходимо отметить, что на реальных индикаторных зависимостях отклонение от прямой линии начинается обычно не в точке давления насыщения/?„, 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: КІ= , (3.5.1) где - qt и pi - дебит и забойное давление на каждом режиме, а пластовое давление рт 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. Рисунок 3.5.1 - Зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления.
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 продуктивности рн .
На рисунке 3.5.4 приведена зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления и зависимость средней плотности смеси в затрубном пространстве от забойного давления скв.1183 Приобского месторождения. Следует отметить, что разность между рн и рн составляет более 1МПа.
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) 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 линии в координатах [ln(рн 2- р2), ln(q - q0)J. 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 п определяются из следующих соотношений: J = a, (3.5.4) п =tga, (3.5.5) где: а - угол наклона преобразованной индикаторной диаграммы к оси ординат; В - отрезок, отсекаемый на оси ординат. 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 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. 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%.
Определение давления насыщения по результатам гидродинамических исследований для малодебитных скважин
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 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.
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. 1183. После двух лет работы при давлениях существенно ниже давления насыщения параметры J и n остались неизменными. Прогнозные индикаторные диаграммы по скважине 3101 для разных пластовых давлений приведены на рисунке 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.
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, 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 4.7 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. Рисунок 4.7 – Корреляционная зависимость между параметром двухфазной фильтрации n и коэффициентом продуктивности при однофазной фильтрации.
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 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.
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. 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%.