/
Author: Лебединец Н.П.
Tags: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых месторождения углеродистых пород и углеводородов разработка месторождений отдельных видов полезных ископаемых инженерия нефть полезные ископаемые монография нефтяная промышленность месторождения
ISBN: 5-02-003688-9
Year: 1997
Text
К 33.361
Л 33
К 622.276 + 553.982
Рецензент
доктор технических наук,
академик РАЕН 4-Т. Горбунок
Лебединсц Н.П.
3 Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноваты-
ми коллекторами. - М.: Наука, 1997. - 397 с.
ISBN 5-02-003688-9
В монографии характеризуются геилого-л ремы еловые особен кости массивных
и м асе и вно - и л ял'го ны х нефтяник залежей с тре з ц и нс в атъгм и коллекторами.
Излагаются методы и результаты изучения, прогнозирования и анализа
разработки таких аал ежей. Проводктси приближен мзде аналитические исследо-
вания нелинейной фильтрации жидкости к системам скважин. Формулируются
основные технологические принципы эффективной разработки тал ежей.
Характеризуются результаты внедрения запроектированных систем разработки
залежей, методы контроля и регулирования их разработки. Приводятся примеры
использовании накопленного опыта при освоении новых месторождений.
Для научных и и и жен ер>з о-технических работников нефтяной про мы тлен-
ности, преподавателей и студентов нефтяных вузов.
Табл. 4Й. Ил. 104. Библиогр.; 49 назв.
63010400-029
М2(02)-97
Без объявления
ББК 33.361
Lebed i nets N.P.
Study and Development of Oil Fields with Fractured Reservoirs. - M.;
Nauka, 1997.-397 p
ISBN 5-02-003688-9
In the monograph geologic and field peculiarities of massive and mas rive-strata! oil pools
with fractured reservoirs are characterized. .Methods and results of study, prediction and
analysis of development of nuch pools are exjM'jundcd. Approximate analytical research of
nonlinear tiltration of liquid to well systems яте carried cut. .Main technological principles of
effective pool development are being formed. Examples of accumulated experience
application for new field development are given.
For the scientific ami engineering workers of the oil industry, lecturers and students of
higher oil educational insiiiuiious.
ТйЫ. 48, IL. KM. Rihliogr.: 49
N 5-02-003688 9
© Н.П. Лебе дине ц; 1997
0 H-Б, Иваненко,, художественное оформление,
1ЫП
ПРЕДИСЛОВИЕ
Почти с начала развитии неф™ i ой иромышле1|нисти было признано, что
проблема разработки нефтяных месторождений является самой сложной
среди других в неф тяном деле. Э го объясняется многими факторами.
Во-первых, проектирование и контроль за разработкой и доразработкой
нефтяных месторождений должны проводиться на основе согласования
результатов многих научных дисциплин: геологии, геофизики, физики и
физик ох имин пласта, реологии, подземной гидродинамики, техники и
технологии нефтедобычи, экономики. Пекоторые из них в период воз-
в нк н ове ния и е ф тя н о й промышленности да ж е н с су щ с ст в о на л и, а
некоторые только начинали развиваться. Да и сейчас часть из этих
научных дисциплин продолжает весьма существенно дополняться и совер-
шенствоваться.
Во-вторых, разработка нефтяных месторождений требует относительно
(да и абсолютно) очень больших затрат и потому большой ответст-
венности.
В-третьих, разработка нефтяных месторождений связана с длительным
процессом, протекающим в течение многих лет - чаще даже нескольких
десятилетий. Поэтому не сразу удается распознать достижения или недос-
татки, заложенные в проекты разработки. Последнее иногда создавало
благоприятную почву для развития конъюнктурных решений при проекти-
ровании разработки месторождений - видимость их просто ты и дешевизны
обнаруживалась нс сразу и прельщала некоторых недостаточно ком-
петентных в разработке людей.
Учитывая перечисленные факторы, становится совершенно очевидной
необходимость обобщения опыта разработки нефтяных месторождений. К
счастью, в последние годы па важность обобщения опыта разработки об-
ратили серьезное внимание многие специалисты и были опубликованы
соответствующие ценные монографии: кроме работ В.Е. Гавуры, на ко-
торые ссылается автор данной книги, укажу cine монографии ICC. Бай-
мухаметова с соавторами (К.С. Баймухаметов, В.Р. Еннкеев, А.Ш. Сырт-
Жнов, Ф.М. Я купон "Геологическое строение и разработка Туймазинского
нефтяного месторождения". Уфа: Китащ 1993) и Р.Х, Муслимова с со-
авторами (Р.Х. Муслимов, А,М. Шнтзалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов
Теология, разработка и эксплуатация Ромашкинскою нефтяною место-
рождения" в двух томах. М.: ВНИИОЭНГ, 1995). В первой из ник проведен
Критический и весьма полный анализ разведки, разработки, техники
хнологии нефтедобычи на Туймазинском месторождении. я во второй”
<е по Ромашки некому месторождению.
1онография Н.П. Лебедипца существенно дополняет названные мо^
тафиитем, что она посвящена обобщению опыта разработки нефтяных
торождений 0 карбонатных трещиноватых коллекторах. Помимо
ретических и методических исследований, в монографии критически
анализирован опыт разработки конкретных важнейших месторождений
ого типа. Многие из проанализированных автором месторождений
дцятся на столь поздней стадии разработки, что но ним можно было
учить совершенно обоснованные выводы о влиянии на итоги разработки
щого из принципов, заложенных в технологические схемы и проекты
эаботкш С большинством из рассмотренных автором месторождений он
ком не по опубликованным чужим статьям и докладам, а потому что
был акт
я
зным участником разработки этих месторождений. начиная со
[ий их первоначального исследования и проектирования.
Обобщение опыта разработки особенно ценно тогда, когда оно вы-
нено критически, систематично, полно и объективно; именно так оно и
велено в данной монографии. С ранее опубликованными работами ав-
а, использованными в монографии, я хорошо знаком, и они давно
дили меня в его эрудиции и объективности,
1оэтому я считаю, что монография Н.П. Лебединца будет ценным
адом в теорию и практику и буде т весьма полезна при проектировании
работки и доразработки нефтяных месторождений с трещиноватыми
лекторами.
Док тор технических наук,
профессор Я//. Щ&дкачот
ВВЕДЕНИЕ
Развитие трещиноватости пород может быть существенным фактором
ормирования высокопродуктивных нефтяных залежей.
К месторож-
дениям с трещиноватыми коллекторами относится значительная часть
мировых запасов и добычи нефти. Широко известны целые регионы и
страны, где развитие нефтедобывающей промышленности в значительной
мере или даже в основном определялось или будет определяться в ближай-
:ей перспективе разработкой нефтяных залежей с такими коллекторами.
Это Ближний и Средний Восток, Северный Кавказ, Прикаспийская впадина,
Восточная Сибирь, Иран, Ирак, Саудовская Аравия, Сирия, Алжир,
Венесуэла, Болгария, Мексика. Казахстан. Вьетнам и др,
Исходя из условий размещения запасов нефти и фильтрации пластовых
флюидов, можно различать два основных типа трещиноватых коллекто-
ров, называемых здесь трещи новато-кавернозными и трещиновато-ка-
вернозно-пористы ми.
В коллекторах первого типа, трещиновато-кавернозных, основной ем-
костью для промышленных скоплений нефти и основными путями ее
движения при извлечении являются пустоты вторичного происхождения
сами трещины различной генерации, а также поры выщелачивания и
каверны, развивающиеся в основном по стенкам трещин.
Указанные трещи новато-кавернозные каналы обеспечивают, таким
образом, как реальную проницаемость, так и эффективную емкость кол-
лекторов первого типа. Что же касается межтрещшшых блоков (матрицы
породы), то она в этом случае является низ ко пористой, практически
непроницаемой, полностью водонасыщенной. Вторичная пустотность пород
в коллекторах этого типа нередко не превышает 1%, а обусловленная ею
проницаемость может достигать сотен IO"-' мкм" и более. В качестве
частного случая можно выделить здесь так называемые чисто трещинные
коллектор ьь практически не осложненные развитием каверноз кости *
В коллекторах второго типа, трещиновато-кавернозно-пористых, основ-
пая емкость для нефти обеспечивается первичными порами (пустотами)
матрицы породы (или первичными пустотами и рассредоточенными порами
выщелачивания и небольшими кавернами), а необходимая проницаемость
для фильтрации флюидов достигается за счет развития в породе трещи-
иовато-кавернозных каналов.
При этом матрица, как правило, характеризуется сравнительно неболь-
шой порист остью и довольно низкой проницаемостью. При извлечении
>тн из таких кхм лектории (.к'обое значение приобретают механизмы
юна флюидами между блоками и трещинами, и частности, процессы
ил л ярно й пропитки. В качестве частного случая можно иметь в виду
:ь трещиновато-пористые коллекторы, если система трещин и матрица
5о осложнены кавернами.
1ри этом кавернозпость и пористость могут быть существенно больше
шиноватости, а нефтенасыщенность трещин - больше, чем каверн и
. Соответственно меняются также фазовые проницаемости в р азлич-
: видик пустот и эффективность вытеснения нефти.
Основным предметом, исследований данной работы являются массивные
эссивно-пл истовые нефтяные залежи с трещиновато-кавернозными
бонатными коллекторами. Начиная с середины 50-х годов значительное
по таких залежей было открыто и введено в разработку и Восточном
здкавказье (на месторождениях Карабуляк-Ачалуки, Мялгобек-
несенско-Ллию|>товское, Эльдарово. Брагуны, Старогрозненское, Ок-
рьское и др.),
благодаря их освоению резко увеличилась добыча нефти в Чеченской и
’ушской Республиках. Старейший Грозненский нефтеносный район ока-
ся наиболее представительным в нашей стране, да и во веем мире, в
ошении уникальных залежей указанного типа.
) дна ко, кроме приуроченности к трещиновато-кавернозным кол дек-
ам, упомянутые залежи нефти грозненских месторождений характе-
рная ись также целым рядом других особенностей, однотипных с неф-
ыми залежами в ярещиноваго-кавернозно-пористых коллекторах, что
г возможность обобщения многих полученных результатов на оба типа
гжей.
► работе представлены в основном многолетние собственные исследо-
ия автора, осузцсетнлявшеа о изучение, проектирование и научно-
-шческое сопровождение промышленной эксплуатации наиболее круп-
: грозненских месторождений, разработанных с высокой технологиче-
й и технико-экономической эффективностью, а также ряда мссторож-
ей других регионов России и зарубежных стран.
гги исследования включают, в частности, выявление специфических
ценностей залежей и коллекторов, решение задач нелинейной фильтра-
жидкости к скважинам, создание эффективных инженерных методов
гнозирования и анализа разработки залежей, обобщение опыта
эаботки месторождений, обоснование технологических принципов эф-
:ти1мюй разработки залежей, применение их при изучении* проек-
ованин и анализе разработки новых месторождений.
[ри этом имелись в виду, характеризовались и частично использовались
^боте и многие другие исследования по данной проблеме, цитируемые в
?ес и указанные в библисмрнфии.
L КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ
ОСОБЕННОСТЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ
Ниже дается общая характеристика верхнемеловых залежей нефти
грозненских месторождений как основного объекта исследований. Более
детальная информация, касающаяся отдельных залежей» приводится в по-
следующих разделах. Необходимые сведения о месторождениях других
регионов России и ряди зарубежных стран; рассматриваемых в работе,
представлены в основном в разделе 12,
1.1.Тектонические структуры. Тип залежей
Рассматриваемые верхнемеловые залежи приурочены, как правило, к
в ы тя н ут ы м а н ти кл и и а л ы i ы м складкам, к от ор ы е х а р а ктс ризу ют с я
большой длиной (до 30-40 км и более) и сравнительно небольшой шириной
(до 2-3,5 км).
Во всяком случае все наиболее крупные залежи нефти (Малгобек-
Вознесенско-Али юрловская, Эльдаровская, Брагунекая» Старогрозненская.
Октябрьская и др,) узкие и длинные, Только отдельные более мелкие
структуры и залежи имеют- форму, близкую к овальной (Заман кул, Ахлово
идрО
Для антиклинальных складок, к которым приурочены залежи, харак-
терны большие углы падения пород, которые достигают 5 405 па пе-
риклиналях и 40—60° на крыльях. Карабулак-Ачалукская складка в значи-
тельной мере осложнена тектоническими нарушениями сравнительно
небольшой амплитуды. На южных крыльях Эльц а ров с к ой и Брагу некой
складок тектонические нарушения принимаются за границы залежей. На
месторождении Ха ян-Корт тектоническими нарушениями в сочетании с
уплотнением пород отделяются друг от друга две залежи; называемые
западным и восточным полями месторождения.
Глубины расположения нефтеносных структур и залежей изменяются от
сра вн ите л ь н о нс бо л ь ш и х по место р о жд е н ням К а рабу л а к - А ч а л у к и,
Заманкул (2000-2700 м) до весьма значительных по месторождениям Элы
Дарово, Старо грозненское, Брагуны и др. (4000-5000 м и более).
Для большинства залежей положение начального водонефтяного кон-
такта (ВНК) принималось горизонтальным. Большой уклон плоскскгга ВНК
(вдоль длинной оси структуры) был установлен только по верх не мел оной
залежи месторождения Карабулак-Ачалуки. В западной части палежи, ни
участке Ачалуки, положение начального ВНК было зафиксировано пл
со метрической отметке ' го ч ной части, на участке
забила к; характеризующемся гораздо более низкими коллекторскими
йствами, на гипсометрической отметке порядка -2000 м или даже
колько ниже. Существенные колебания н отметках начального ВПК
ш выявлены также по залежи месторождения Заманку л. На Малгобек-
.несенско-Алиюртовском месторождении на западном периклинальном
стке верхнемеловой залежи положение начального ВНК было принято
колько выше (-2580 м). чем на основной части залежи (-2650 м).
Ге редко положение начального ВПК устанавливались ею довольно
а ничейному числу данных нвнду трудностей с проводкой скважин до
ектньях глубин из-за серьезных осложнений - нефтегазоггроявлешш,
лощений промывочной жидкости в высокопроницаемых трещиновато-
еряяозных породах. В этой связи интересно отметить, что по место-
сдению Эльдарово техно л отеческую схему разработки принялось со-
влять при отсутствии совсем каких-либо прямых данных о положении
К в верхпемеловой залежи. Правда, принятое при этом в какой-то мере
эвно начальное положение В НК (на гипсометрической отметке -40CHJ м i
лне подтвердилось полученными позже данными и в последующем не
ре ктирива лось.
1римы кающие к нефтяным ограниченные водоносные области, обна-
женные по всем открытьям залежам, имеют различные размеры в
ных частях структур и различные соотношения с размерами самих зале-
г При этом водоносные зоны, как правило, незначительные по площади
футых крыльях складок, оказываются существенными по размерам на
огих периклиналях, как например, яяа восточной периклинали верхнеме-
ой залежи Малгобек-Вознссепско-Алиюртовского месторождения.
То небольшим залежам Заманкул, Ахлово, Хаян-Корт (западное поле)
оносные зоны оказались значительных размеров по отношению к
>емам залежей, что позволило разрабатывать последние без под
жания пластового давления. Из более крупных залежей исключением в
и плане, как ни странно, оказалась самая большая Малгобек-Воз-
енско-Алиюрговская залежь, которая тоже была выработана без под-
жания пластового давления благодаря сете огне иному вторжению под-
тгяных и законтурных вод, особенно активному со стороны восточной
ик л ина л и, По другим крупным залежам потребовалась .интенсивная
ачка воды, чтобы предотвратить падение пластового давления ниже
пения насыщения нефти газом.
Три указанной в следующем разделе большой толщине продуктивных
оженим (до 360—460 м) более крупные залежи в начальном состоянии
:ли также очень большие этажи нефтеносности - до 700-1000 м н более
вносились к типу массивно-пластовых, хотя площади водонефтяных зон
ним достигали 40-70% от общей площади залежей. Более мелкие
ежи (на месторождениях Заманкул, Ахлово. Северный Малгобек и др.)
мого начала подстилались подошвенной водой по всей площади и имели
жи нефтеносности до 200-260 м. По мере разработки, естественно,
иные залежи тоже становились водоплавающими,
1.2* Продуктивные отложения,
Коллекторские свойства пород. 1 ип коллекторов
Верхиемеловой комплекс отложений представлен в основном извест-
няками. Выделяются нее ярусы верхнемелового отдела. Наиболее развиты
крепкие, плотные хе моте иные известняки с микроз ер пистон структурой.
Подчиненное значение имеют органогенные и обломочные разности.
Таким образом, продуктивные отложения представлены в основном
пл о тн ы м и тр с j ц и н о в ат ы ми п о р одам и < об ща я то л щ ин а и х д ости га ст
300-380 м. Указанная толща известняков по геофизическим данным
подразделяс тся на шесть пачек, различающихся по толщине и коллек-
торским свойствам. При этом пятая пачка продуктивных отложений
(кампаиский ярус) имеет наибольшую толщину, повышенную глшшстость
и пониженные коллекторские свойства. Наиболее высокими коллек-
торскими свойствами отличаются 11 н 111 пачки известняков (маастрихтский
ярус), неплохо характеризуется и VI пачка (саитол-турон-коньяк-сено"
манский ярусы). Каких-либо выдержанных по площади глинистых прослоен
между пачками не установлено.
По результатам анализов поднятых кернов матрица породы обычно
характеризуется очень низкими коллекторскими свойствами, Пористость
еоставляет, как правило, менее 5-6%, а по более глубоко расположенным
залежам - не более 2-3%. Прошшаемосгг не превышает обычно сотых-
тысячных долей 10 'мкм2. Признаков нсфтенасыщснности матрицы нс
обнаруживается. Ио имеющимся данным первичные поры считаются
занятыми связанной водой. В то же время но промысловым данным про-
ницаемость продуктивных отложений’достигает десятков, сотен 10"1 мкм2 и
более, По отдельным исследованиям скважин она составляла до 1 мкм~ и
более.
Кроме трещин, систему вторичных пустот формируют также вторичные
поры, каверны и другие полости различных форм и размеров. Вероятное
наиболее интенсивное развитие кавсриозности ею сгенкам трещин прежде
всего. В связи с такими характеристиками верхнемеловые коллекторы
нефти относятся к трещиновато-кавернозному типу. С ярещиповатоствю и
вторичной пустоты остью в целом связываются в основном фильтра-
ционные и емкостные свойства продуктивных отложений.
Вторичная пустогность обычна оценивалась равной не более 1% от об-
щего объема пород. Коэффициент неф те насы щенности вторичных пустот
Принимался 0,8-0,9. Ввиду довольно интенсивного развития трещино-
ватости и контроля ею всей толщи продуктивных отложений в качестве
эффективной целесообразно использовать общую толщину пород.
Что касается известных результатов геофизических исследований сква-
жин, потокометрии, термометрии, свидетсл1Л’тпующих о наличии плотных
Эон, фильтрации жидкости через отдельные интервалы, то можно полагать,
что это лишь частная картина па Стенках или в ближайших окрестностях
скважин, к тому же искаженная в процессе бурения. В других сечениях
представляется, что выделяемые в ра:шых сечениях более или менее
проницаемые и плотные интервалы в общем не коррелируются между
собой, размещены дотюлыю хаотично, по достаточно хорошо контро-
лируются развитой системой трещин.
В связи с этим можно говорить об определенной макрооднородности
рассматриваемых коллекторов. С позиций механики сплошной среды они
могут считаться в какой-то степени подобными обычным пористым средам»
но с гораздо большими линейными размерами элементарных объемов,,
хотя и далеко несоизмеримыми с расстояниями между скважинами.
В связи с изложенным можно заметить, что принимавшиеся рядом
а второ в так называемые более вероятные модели трещиноватой среды
подобных залежей по существу являются лишь элементами среды с
набором возможных типов пустот; Представительный элементарный
объем среды должен включать множество таких элементов, чтобы быть
достаточно адекватным любому соседнему объему пород таких же
размеров в макрооцнородной среде.
'Гем нс менее некоторыми исследователями высказывалось мнение, что
определенная или даже основная часть эффективного объема коллекторов
вс р XI i е го м ела св я э а н а с .< очами развития р ы х л ы х раз и о в и д но стой
обломочных пород, а также мелоподобных известняков с пористостью до
2025% и более. Правда, такое представление относилось только к менее
глубоко залегающим верхне-меловым залежам Кзрабулак-Лчалукскогс и
Мал гобе к-Воэне се иск о- ЛлиЕортовского месторождений. При этом ссы-
лались. в частности, на единичные поднятые образцы таких пород.
Однако в таком случае при тех больших дебитах скважин, которые
имели место (до 1000 1500 т/сут и более), должен был происходить
довольно интенсивный вынос на поверхность этих пород-колле кторов» чего
практически не наблюдалось. Кроме того, установленная по [фактически
п ол но сть ю выработаны ым за л с ж а м я юл е з н ая ем ко ст ь к ол л с кторо в
оказывается меньше 1% от общего объема пород. Очевидно, что это не
совсем увязывается с указанной выше пористостью предполдгасмых
ос ею в н ы к к о л л е к т о р о в н е фти нс р х и е м еловых зале же й. В о з м о ж но h
упомянутые образцы рыхлых пород являлись по существу теми же
плотными изнсогняками, только пе|>с мол отыми при бурении.
Наконец, следует отметить, что на ряде площадей оказались продук-
тивными также средняя и нижняя нодсниты фораминиферовых отложений»
представленных трещиноватыми мергелями толщиной 60-80 м. Эти
трещиноватые мергели залегают практически непосредственно па верх-
немеловых отложениях, гидродинамически связаны с ними и образуют
единую залежь. Полезная емкость мергелей принималась существенно бо-
лее низкой, чем верхи емся о вых известняков.
Начальные геологические запись! нефти составляли от нескольких
миллионов тонн но наиболее мелким залежам до 50-80 млн т по наиболее
крупнгчм.
рассматривав мыс нсрхнсмсловые належи приурочены к замкнутым
кефтеводоносным системам с аномально нысокимн пласгон ел ми д анления -
мр Начальные пластовые давления в ено д а к л ал ежей составляли до 45
70 МПа и более. Превышения их нал гидростатическими давлениями
достигали 30-35 МПа и более. Коэффициент аномальности начального
ппастивого давления (отношение последнего к гидростатическому давле-
Вместе с тем давление насыщения нефти газом изменяется по залежам
в основном в диапазоне 20^36 МПа. Исключение состава я ют. в частности,
верхнемеловые залежи месторождений Заманкул, Ах л оно и Северный
Малгобек с давлением насыщения 4,1-14 МПа. Превышение начальных
пластовых давлений в сводах залежей над давлением Е1асыщении нефти
газом достигает 30—40 МПа и более. При этом давления насыщения
оказываются существенно ниже и гидростатических давлений в сводах
залежей на величину до 5 Ю МПа и более,
Исключениями являются лишь залежи месторождений КарабулаюАча-
луки и Хаян-Корт. Па месторождении Карабулак-Ачалуки начальное
пластовое давление в самой повышенной сводовой части верхнемеловой
залежи оказалось на уровне давления насыщения. Здесь была обнаружена
не б олы пая газовая шапка, которая могла существовать с самого начала
или образовалась в начальный период разработки, На этом месторождении
давление насыщения существенно выше гидростатического давления в
своде верхнемеловой залежи. Па месторождении Хаян-Корт давление
насыщения - на уровне (или несколько выше) гидростатического давления
в своде залежи»
Естественный режим дренирования залежей, за исключением место-
рождении Карабулак-Ачалуки. может быть охарактеризован в основном
как замкнуто-упруговодонапорный. Вопросы использования упругого
запаса для добычи нефти, оценки его величины и необходимости
поддержания пластового давления на том или ином уровне будут рас-
смотрены в следующих разделах. Пластовая температура в зависимости
от глубины залежей составляет 90- 170е’ С и более.
Заметим, что некоторыми исследователями по отношению к рас-
сматриваемым залежам допускалось определенное проявление упруго-
пластических и иных сложных деформаций пород при снижении давления,
обусловливающих закрытие существующих трещин (в том числе нефтена-
ценных), возникновение новых вторичных пустот и каналов и т.д.
По нашему мнению, имеющиеся фактические данные вполне могут
иьп’ь интерпретированы и без указавших допущений, с позиций упругого
рс жима э кс п л у ата ц ни залежей в к л асе и ч е с к о м его пр ед став л с ни и.
Продуктивные отложения, как отмечалось ньиж, представлены в основ-
ном плотными крепкими породами и; как будет показаЕЮ в следующих
Раяцелих, даже очень большие снижения давления на забоях скважин и в
И
Для большинства залежей характерны исключительно благоприятные
соотношения свойств пластовых флюидов. Содержание растворенного газа
в нефти до 200-550 м3/г, плотность и вязкость нефти в пластовых условиях
0,47-0,67 г/см1 и 0т2-0,4 мПа-с соответственно, Объемный коэффициент
нефти достигает 2 Д-2,5. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти - до
(20—50) j 10^ 1/МПа. Плотность нефти в поверхностных условиях 0,810-
ОЛ 40 г/смЛ
При этом по имеющимся исследованиям глубинных проб воды ее
вязкость в пластовых условиях составляет до 0,4 мПа^с при плотности 1,01 -
1,02 г/см}. Сжимаемость пластовой воды (4J-4.6) 10"4 1/МПа. По
большинству залежей вязкость нефти в пластовых условиях на уровне
вязкости пластовой воды или даже меньше последней, т.е. отношения
вязкостей нефти и воды примерно равны или даже меньше единицы. При
этом имеются все условия и для эффективного проявления гравита-
ционного фактора при значительной разности между плотностями воды и
нефти в пластовых условиях, составляющей 0,3-0,5 г/см3.
Некоторым исключением являются, в частности. Заманкульикая и
Ахловская залежи. По ним определены следующие параметры нефти:
газовый фактор - 30 и 80 м3/т, плотность в пластовых условиях - 079 и 076
г/см3, вязкость в пластовых условиях - 1.16 и 1,13 мПа-c соответственно.
Нефти рассматриваемых месторождений характеризуются хорошими
товарными качествами. В основном они легкие, метанонафтеновые,
малосернистые, низкосмолистые, парафинистые, со значительным содер-
жанием газа.
В условиях таких коллекторов и залежей в целом скважины в боль-
шинстве отличаются сравнительно высокой продуктивностью - до
100-200 т/сут МПа и более и довольно большими дебитами - до 500-1000
т/сут и более. Для более полной реализации потенциальных возможностей
скважин практиковалась даже эксплуатация их одновременно по иасосно-
компрессорным трубам и затрубному пространству.
Характерна нелинейность притока жидкости к скважинам, выражаю-
щаяся .в искривлении индикаторных диаграмм к оси понижений забойного
давления. Установлению возможных физических причин этого и анали-
тическим исседованиям работы скважин в таких условиях посвящен ряд
следующих разделов.
В заключение данного раздела основные геолого-промысловые ха-
рактеристики и параметры наиболее представительных верхи е мело вых
залежей нефти грозненских месторождений сведены в табл. 1.1. Таким
образом, кроме трещиновато-кавернозного типа коллекторов и приурочен-
ности их к карбонатным породам, большинство рассматриваемых залежей
характеризовалось также целым рядом других особенностей, существенно
повлиявших на выбор направлений исследований, решение методических
вопросов анализа и прогнозирования разработки, обоснование оптимальных
систем эксплуатации залежей.
12
Хйрэкте рнстики И адряиегръ1
3! 41 'Н.1 н им iiap5l.h«rrpOli
• WJ WAHYiYiYiYi IWI vb\‘i I •
(Зтратиграфич ec ка я при и адл сж] i ист ь
. отлети ни ы я <5ТЛОЖС н ий
Тип структур
Тип залежей
Тип коллектором
Естественный режим дренирования
Нефтесоде ржа 111 не породы
Глубина залегании. *3
Толщина продуктивных отложений (м):
из Осетия кон
мергеле ii
об щи я
Угод падения пород (град,):
па крыльях
на периклиналях
Размеры аал ежей;
длина» км
ширина, км
высота , м
Верхний мел. фораминифсрсвые слои
Антиклинальные складки
М ассн в нс пластовые. м асе и в ные
Тре । ц и новато - к а ве рл оз и ые
За мкн ути -ун ру говодон ai i орн ы й
Изоестняки, мергели
До 3000-5000 и более
300-380
60-80
До 360-460
Ди ФР60
Ди 5-10
До 30-40 н более
1,5-3,5
До 600-1000 и более
Свой стма трещиз говато ка не рi юз и ы х
кол яс к тори и:
втор И1Г Н НМ П v CTOTHOGTB
проницаемость, мкм
нсфтс пасы щен и о ст ь
Свойегна матрицы породы:
пористость
проницаемость, 10 * мкм-
нодонасыщениость
Менее ОДЛ
До 0.5-1,0 и более
0,85
Менее 0,06
Менсе 0,01-ОДШ
L0
Начальное иластопое давление {в своде за- До 45-70 и более
ложей). Ml Та
Пласте иди темне ратура, £ С
Свойстад нефти н пластовых условиях;
Давление насыщения газом. МПа
годе ржание растворенною газа, м'/т
плотность, г/ем4
вйзкость. мГ1д-с
оСпле м н ы й коэфф и । и ен г
Сжимаечоеть, 10й 1/МПа
Плотность нефти в поверхностных
Условиях, г/ехг
Снойсгва нод];.| н и ластовых условиях:
плитнисть. г/см3
изо кость ь мПа-с
сжимаемость, Н) 4 1/МПа
9(1-170 и более
Ди 20-36
До 200-550
0.47-0,67
0.2-0,4
До 2,0-2,5
До 20-50
0,8 КН),840
1,01-1,02
До ОД
4 Л—4,6
“* "• •" " **" “ * 1 11 1 W№*WW" i. II rw «* —« ww " " * « — 111 — I I 1111 • I«IИI •. . .. s WWAIMn^^^1р»д V 4:1 s
Прелышсннс начтжнч) пластппого да пле-
ни н нал ] и дрист ат и че скнм (а <--во дс 1Дл е -
жей), МПа
v I U11U1JW<% .YH!>*•> Iv
• -. xev^^^snJ„ V:I
До 30-35 и (мили
Коэффициент аномальность! давлении Lift— J.g н г’н-|-|ег
Преньнлеиие начального пластового До 3()-4{) и более
длннень8и над давлением Насыщении :н едпде
чи-гожей), Ml Ей
Е1 р е В Ы Ш с И И С гн дрост и тн ч о l: к о го д л ня е н и н Д| i 5-1П
над давлением насыщении (н спиле яяджей.
МП iii
К Г! нф Ф И И И С Н Т пр с Щ у К Т И Н н О ст н с к |>; । ж 11 н,
X'cvt МП а
Дебит скважин. тД:ут
До 100 200 и более
До 5ГЧ! ШЮ н более
IЕ а. ч -й Л Ъ к ы С । е ।1 л 0 Г И н ее к il е 1 й п а с ы н е i f) г и Дс i 50-8X1
отдельных уа.щокей, млн т
К ним, в частности, относятся:
- массивно-пластовый тип залежей и значительная их глубина;
- приуроченность залежей к замкнутым нефтсводоносным системам с
аномально высокими пластовыми давлениями;
- высокая проницаемость пород и продуктивность скважин, благоприят-
ные соотношения между свойствами пластовых флюидов;
- закономерные изменения коллекторских свойств пород по высоте
структур при известной макрооднородности продуктивных отложений,
обусл овл е нно й треш и е юватоитью;
- нелинейность притока жидкости к скважинам ее др.
Открытие столь необычных залежей потребовало дополнительных
усилий по их изучению. Уже на начальном этапе пало было разобраться в
целом ряде специфических вопросов, без решения которых было затруд-
нительным принятие обоснованных проектных решений. достаточно быст-
рое и наиболее эффективное промышленное освоение новых месторож-
дений. Имелось в виду, в частности, получение более четких представлений
о типе залежей и коллекторов, фильтрационных и емкостных свойствах
продуктивных отложений, эффективности их дренирования скважинами и
др. Рассмотрение этих вопросов осуществляется ниже в основном по
геолого-физическим и промысловым данным и данным специальных
исследований, полученным на первых открытых верх не меловых залежах
месторожд ен и й К а ра б ул а к - А' i ал уки. Замани ул, М ал г о бе к - В оз н е сен с к о-
Алиюртовское,
2.1. Оценка гидродинамической связи
по площади и разрезу продуктивных отложении,
эффективности дренирования их скважинами
В связи с большой толщиной верхнемеловых отложений, подразделе-
нием их на отдельные пачки, существенным различием последних по
литологии и кол ле кторо к и м свойствам, естественно, встал вопрос, можно ли
залежи нефти л этих отложениях рассматривать как единые объекты
разработки, С другой сгороны, довольно высокая продуктивность скважин
позволяла и при сравнительно редком их размещении обеспечивать значи-
тельные темпы разработки, но появились опасения по поводу эффектив-
ности дренирования продуктивных отложений, полноты извлечения нефти.
Многое могло зависеть от характера развития трещиноватости пород.
С целью решении этих ио просо» анализировались данные о начальных
пластовых давлениях по скважинам, результаты поинтервальных испы-
таний продуктивных огложений, сопоставлялись кривые изменения пла-
нового давления по добывающим скважинам во времени, проводились
специальные исследования по установлению взаимодействия между еква-
ж и на ми и отдельными частями залежей, а также с применением радио-
активных изотопов.
Ни месторождении Каря бул вк-Ачалукн в верх ею мелоной толще не были
Установлены продуктивные интервалы с обособленными ВПК. Получен-
пл RHAEi. пробуренным н соседним сжвнжннйм, нджодяи1И«^я в экеидувтачйк
Инчии. нрибурешЕые скважины
№ скважины S лласговпе
давление,
МПа
||<|Ч*:.1Ч
Г1|>1>!1,ук.|‘ие|
НЬЕХ СТТЛП-
женпП
*< - •
Соседние ckii<i жины
илэе-^мк I пачо
; цяьиенне, ’ лр>луктйн-
М] la HhEX <п ;!0-
I жени hi
IV
26 32.0 L V
28 32,8 I-VI
29 32.2 ЬШ
30 32,1 П HI
pilkX.TCJHHH£
ЦП ВНОВЬ
ЕфОбурСН-
еопй сква-
жины, м
400
L 300
1400
1200
26
27
28
29
30
31,7
.31,6
32,4
32.1
31.8
I-V
V
I-VI
!-!!!
Н-1Ц
ЭД)
800
900
700
1200
52 32/J
53 32.5
33 30.9
33а 31.9
59 33,0
58 32,0
61 32,8
87 32,8
32 30,9
1-11
VI
VI
VI
ш
VI
11
VI
За
21а
23а
26а
За
23а
26а
52а
17
За
23а
27а
30а
57
30а
57
59
30а
59
43
58
30а
59
43
61
58
16
17
20
33
30
28
30,9
32,2
32.1
32,3
32.7
33,1
32,6
33,0
32,8
32,6
32}3
33.1
32,6
32.6
32.3
33.1
32,8
32.6
30,7
30,8
30.9
31Л
30.6
31.1
I-V1
V[
1-П
I-VI
1-VI
1-П
I VI
1EI-V1
II-V
I-VI
!-!!
1-Ш
ш
VI
ш
VI
VI
III
VI
VI
VI
Г[!
vr
VI
III
Vi
l-vi
ii V
E-Vl
1-11
ll"”lll
1 VI
1000
1000
1600
900
'AXJ
I 100
1100
61Ю
600
1800
1500
121Ю
1300
1600
2000
800
800
2ПМ)
i60<i
900
2200
2100
1600
W
M00
2200
15(X)
700
2100
1200
300
1000
16
Bhobi* праоуреииые схтззжнкы
1 ,4.M.TZy,mtU клгмжппт
jsfe скяз^нны
71
24а
70
35
36
71
wiacrobne
jlilH.lCE£HCh
МПа
30,4
30,4
29.8
30.0
,9
30,0
ruL'Ika
продуктид-
НЫЛ LTl/Ki
женин
ЕИ
VI
VI
IV
IV
V-VI
?£ l; к. ни Ж HHL]
шлястхлюе
дпыгёинё,
МПя
ИЙ'ГИЯ
» продукта в-
? ,1и.]\<ггЛО
жений
I
рзссквпшс
ДО ВНОВЬ
пробурен-
ной сква-
жины. и
27
51
72
20а
54
72
28
29
20а
54
72
29
51
26
16
32
27
28
30
72
71
29
51
26
32
16
30
54
72
28
29
30,7
30,7
30,6
ЗОЛ
30.2
30.0
ЗОЛ
30,0
30,1
30,2.
30,0
30,0
30,0
29.8
зол
зол
зол
зол
29,8
30,0
30,4
30,0
29,8
30,1
ЗОЛ
30,1
29,8
30.2
30,0
30,0
ЗОЛ
EV
VI
VI
V!
II
VI
[-VI
1-Ш
VI
и
VI
T-HI
VI
I-V
1-VI
II
IV
T-VE
I Т-1 II
V]
ш
1-1II
I-V
II
I-VI
И-Ill
и
VI.
E-VI
I-III
1300
1400
1600
1600
1200
600
1100
1600
500
900
1500
2200
1500
1000
900
2000
1300
1 000
300
1600
1100
2000
1500
1300
21ХХ)
1500
1000
1200
ООО
1UJ0
1600
яые данные говорили в пользу единого начального ВНКЧ который не яв-
лялся горизонтальным. Анализ данных о пластовых давлениях, замеренных
До ввода скважин в эксплуатацию (в том числе при [юинтервальных
испытаниях в них продуктивных отложении), свидетельствует о том, что
после того, как залежь начала дренироваться, они, как правило, всегда
были меньше начального пластового давления (35 МПа на гипсометри-
ческой отметке -2000 м)> несмотря на значительные расстояния до сосед-
них добывающих скважин, которые составляли от 0,5 до 3»3 км. При
этом во многих скважинах, пробуренных на различных участках залежи,
17
о 7
Рне, !□]" Схема располижцнмя скнажгш на иерхп-емелоаай залежи место рождении
К-ара бул а к-Л1 ы лу кн
У - скважины: 2 - тектизшчечмЕе h<jpyuiк. ? контур ^ефтеносн^кт^; 4 границы участием: /
t^pfr за сицш1?| О. У/ Карабулак
Д MBs
Рнг. 2.2. Изменение плие гОвОИ >:: лЛл.ынИя {pi но премии и
I - по скв. 26-АО, 20а, 51. 54. 7]. 72: Л - гш екз Зт 2U. 23. 26а, 27а, АОл... -За. 52, М, 55. 57. 5 К, 59,
61.Ш <хр€.111<1ИН-К' KpMtn-iv м)м<неним п;н1С|О|<еча яаилеэжн но укизаяныы фунтам скважин
начальные пластовые давления были одного порядка с текущими
пласгоны ми давлениями по соседним скважинам, находящимся в эксплуа-
тации (табл. 2.1, рис. 2.1).
Сопоставление между собой кривых изменения во времени пластового
давления по добывающим скважинам показало, что на месторождении
можно выделить два больших участка, в пределах каждого ш которых
пластовые давления, заморенные в различных скважинах, близки друг
к другу (рис. 2.2). На этих участках на одну добывающую скважину
। г ри ход ил ись бо л ып и е о л о 11.(я ди, coci а нл я ю»Д1 с в с ре д нем I 10 Ю 4 и
75КНм2.
Приведенные выше данные свидетельствуют о хорошем взаимодей-
ствии между скважинами на больших расстояниях и эффективном
дренировании залежи отдельными скважинами, во всяком случае в
пределах основной центральной се части, к которой они в большинстве
относятся. Г 1а крыльевых и периклинальных частях месторождении (и том
ротания ими залежи ухудшаются. Об этом свидетельствуют некоторые"
данные, полученные по скв. 18а, 24,45 и др.
Различие в осрсд пенных значениях пластовых давлений по упомянутым
йЬНцс участкам месторождения составляло ] ,2-4.7 МПа (скь рис. 2.2},
V м е н ьше ? i ия р а з и и i i ы в л а вл е н и я х не 11 а б л юд а л о с ь. К з т о му мо ж н о
добавить, что по ска. 20а, 54 и 72, расположенным ближе к группе западных
скважин, пластовые давления оказались такими же. как по группе
восточных скважин. Эти данные могли свидетельствовать о наличии на
границе участков определенного препятствия для зтерераспределения
заиления между ними. Впоследствии примерно по линии расположения
указанных скважин на структурной карте стали проводить тектоническое
нарушение (см. рис. 2.1,). Другие обнаруженные тектонические нарушения
не оказывали, п о-в и д им ом у. особого влияния па характер
перераспределения давления в залежи.
Сложность решения [[оставленных вопросов и особенно вопроса о
гидро динамической связи по разрезу между отдельными интервалами
продуктивных отложений в значительной степени обусловливалась тем, что
первые введенные в эксплуатацию скважины (ив участке Карабулак}
дренировали весь разрез продуктивных отложений и в дальнейшем
скважины вводились в эксплуатацию с самых различных интервалов
разреза, в том числе многие из них вскрывали всю толщину отложений
верхнего мела. Тем не менее некоторые результаты удалось получить,
Но данным испытаний вновь пробуренных скв. 37 и 43, расположенных в
северо-западной части месторождения (см. рис. 2,1), пластовое давление в
VI пачке продуктивных отложений было существенно ниже начального и
составляло соответственно 33.2 и 33,7 МПа. В это время в указанном
районе эксплуатировались скв. 27а и технически осложненная скв. 1 1,
наиболее близко расположенная к скв. 37 и 43; Обе эти скважины дрени-
ровали верхнюю часть разреза.
При этом по скв. 27я пластовое давление было таким же. как по скв, 37.
Добыча нефти по пей составила 35 тыс. т. Скв. 11 эксплуатировалась с боль-
шими отборами, и суммарная добыча нефти по ней равнялась 270 тыс. т.
Другие действующие скважины находились на расстояниях до 7 км и
более. Верой тисе всего, понижение пластовых давлений в районе скв. 37 и
43 было обусловлено в основном работой технически осложненной скв. 11.
что свидетельствует о наличии здесь вертикальной сообщаемостн по
разрезу,
м *
В|чше характеризовались два участка месторождения с хороню сослан
сующимися между собой пластовыми давлениями в расположенных на них
скважинах. При этом оказалось, что из числа скважин, относящихся к
^сточному участку, одни дренировали верхнюю часть разреза (скв. 26, 27.
^6 ЗЩ 54. 7|), другие нижнюю (скв. 20а. 51,72) и только в скв. 28 был
вскрыт весь разрез продуктивных отложений. Можно полагать, что
х <1 рсч нее со вп аде вне дав ле н ий i я о у к а за i ш ы м с к важ и 11 а м сви д е те л ьст ву ет о
19
иерхнен частями разреза. 1 рудно допустить, на пример, что столь эффек-
тивное перераспределение пластового давления между указанными частя-
ми разреза могло происходить через одну скв. 2Н. дренировавшую весь раз-
рез продуктивных отложений.
По интервальные испытания иродуктиыплх отложений про изводились на
месторождении по многим скважинам, расположенным н большинстве на
крхлльевых и периклинальных частях структуры/ Полученные при этом
результаты замеров пластовых давлений (табл. 2/2} н основном не проти-
воречат представлениям, согласно которым выделяемые в разрезе верхне-
го мела пачки известняка гидродинамически связаны между собой. Только
гю некоторым скважинам (22. 24а, 45) по.тучеЕШые данные могли говорить о
затруднительной связи по разрезу на отдельных периферийных участках
залежи.
Па месторождении специально проводились исследования по установ-
лению взаимодействия между скв, 27а (I Ш пачки) и 57. 58. 59 (VI пачка), а
также между скн. 29 (V] пачка), и 51 (I Ш пачки). Возмушающими были
скв. 57. 58, 59 и скв. 51, расположенные от наблюдательных с к в. 27 а и 29 на
р я сст оя и иях 8 5 0-1000 и 7 5 0 м со от в е тс т ве н н о. Ре зульт ат ы и с ел е -
цований расценивались как подтверждающие наличие гидродинами-
ческой связи гео вертикали между нижней и верхней частями продуктивной
голгци.
Заметим в этой связи, что. вопреки ожиданиям, на месторождении по
существу не было отмечено случаев достаточно четкого прямого взаимо-
действия между скважинами (даже при аварийном фонтанировании сочень
бол ын ими дебитами). Это объясняется, по-видимому, очень крутыми
дснрсссионными воронками, возникающими вокруг скважин при нелиней-
ном движении жидкости к ним <см, разделы 4, 5). достаточной макро-
однородностью рассматриваемых трещиноватых коллекторов.
I [а конец, на месторождении в целом было г гр о веде но промысловое ис-
следование, связанное с остановкой почти всех верхпемелевых скважин на
десять дней и последующей эксплуатацией с повышенными отборами в те-
чение семи ДЕяий только тех скважин, в которых была вскрыта нижняя
часть разреза. Обработка полученных данных показала, что в период мае-
собой остановки скважин происходило перераспределение давления в
объеме залежи и увеличение его в среднем на 0,2 МПа. После ввода в
эксплуатацию скважин, вскрывающих нижнюю часть разреза продуктив-
ных отложений, по пяти скважинам, вскрывающим верхнюю часть разреза
(6 k 30а. 23, 54 и 27а) было отмечено уменьшение пластового давления на
ОД-0,4МГТа (н среднем на 03 МПа) (М.Ф. Посташ, Г.Ю. Чеховская, 1961 г,).
При этом обращает на себя внимание то обстоятельство, что ука-
занные скважины располагались в ос нов ею м в западной части месторож-
дения, где отсутствовали скважины с открытым забоем, покрывающие
всю тол!цу продуктивных отложений. По другим скважинам с открытой
только верхней частью разреза продуктивной толщи (29, 18а, 19. 30, 69,
71, 34а, 35) наблюдалась стабилизация пластового давления или продол-
hfr сшжмн
|9
ISa
лО
л о
25
2Ou
32
54
37
45
35 а
35
69
24а
Ре гупьтаты ипинтсрпЮкных нипьоаннн скоожни
•< > । v* v i <*-.•- •••», 4'cw «’ttnweowA1 и * • s м т. • > *• <wa>A» w* к ' «лхфхфх w ...... • ч\ •. x wwwwi ч u i m iwg« i xx r %
Дата *шыср:ь г пасти ixi г и E Тласпх.1 язвлении, MI] з
давления
• । 11 ДЦVs.
12.1W.57
29.08.57
20.09.57
I 1.10.57
16.11.57
25,02 57
17. IB. 5 8
23 04.58
6.04.59
28.11.57
28.12.57
24,01.58
17.04,58
20.03.58
10.04.58
5.05.58
22.05.58
J 5.09.5 К
20.11,58
27.10.59
15.12.58
3.02.59
20.12.58
15.10.59
28. i2,58
12.03.:5 9
22.09.59
6.03.59
28.03.59
22.05.59
8.05.59
2 3,06.59
8. US. 59
2.10.59
17.03.60
27.10.59
9.01.60
17.06.60
12.10.59
j.06.60
11.1)2.60
29.03.60
25 04 60
10.06.60
24.08.60
21.09.60
f
32.8
32.9
33,(1
33,0
32,6
35,3
34.9
34.:?
342
ЗЗЛ
32 /!
44. fi
32.2
Ю.9
30.9
31J
31,2
3L6
33,2
33,8
31.9 *
34.2
34.9
32,5
31.3
3LU
30,0
31,6
31.6
32 Л
30 Д
34,2
31.6
* ' ‘ “ IHIHOJ llll -. Г. .: |%SS . .ь\7,. .«.%••• MUJIlLKUA
lliL4№l liptyiyKTHBHIiH
! аглиж«1<нй
L Lil
VI
VI
V
11
VJ
VI
Hi
II
VI
vr
IV
И-Ш
VI
V
IV
VI
11 HI
II
Ш
VJ
VI
Vi
u
VI
IV
II
VI
IV
II
V]
VI
I\f
Ell
II
VI
u-iii
V]
VI
IV
V]
Ili-iV
П
VI
111
II
wkvcwox-x : •
ля вл e шы
1
70
36
86
71
I аСицица 2.2 lокончание)
V
.I.mi.i ;;з?,к-pa maeixiiwro
I l.’klCTCBOC iW-KHFK
ME Ta
T"п<1 ЧКЗ П-рлдук ГИЛ I Ibl *
OT.IOfof! шй
33)7.60 29.8 V[
i 6.09.60 2Н.0ь III
30 JJ* VI
ЗО.Ш.бО 30,0 IV
28.09.60 .4,5 гп
31 Л 0.6(1 30.6 ir
30.08.60 32,6 VI
4.10.60 32.6 IV
10.05.60 30.0 V-VJ
3.06.60 30,4 HI
” Давление нс настав о в.чего.
жался его рост, но все эти скважины располагались на периферийных
участках структуры.
Таким образом. описанное крупномасштабное исследование тоже могло
свидетельствовать о наличии гидродинамической взаимосвязи между ниж-
ней (VI пачка) и верхней (1—IV пачки) частями разреза, но всяком случае в
пределах западной части месторождения.
Наконец, на месторождении К а рабу ла к-Ача луки в пяти скважинах (45,
35, 35а. 36. 69) при пойнтера а л ъных испытаниях проводились специадыше
исследования с применением радиоактивных изотонов (Э.В. Соколовский^
В. IT. Майдебор. 1961 г.).
В частности, в заканчиваемые испытанием нижележащие интервалы
продуктивных отложений вводилась и оттеснялась от забоя вода. меченая
окисью трития. Зятем эти интервалы изолировались цементным мостом и
вскрывались вышележащие объекты испытания, при опробовании которых
отбирались пробы жидкости для анализа в лабораторных условиях на
содержание трития. Рхтественно, при этом контролировалась
герметичность цементного кольца за эксплуатационной колонной и
цементных мостов в колонне, изолирующих объекты испытания друг от
друга. Обнаружение индикатора (окиси трития) в лабораторных пробах
жидкости расценивалось как свидетельство наличия гидродинамической
связи между соответствующими об ъектами, и наоборот.
При такой интерпретации практически по всем перечисленным выше
скважинам по результатам исследований с окисью трития было сделано
заключение о наличии гидродинамической связи по разрезу продуктивных
отложений, Следует от метить при этом, что sice эти скнажины располо-
жены на периферийных частях структуры с менее развитой трещино-
ватостью. В частности, по скв. 45, как отмечалось выше, полученные
данные о величинах пластовых давлений в разных интервалах могли
говорить о затруднительной связи по разрезу на этом периклинальном
окончании складки. Не исключено, что сам факт прохождения индикатора,
С ппоетан.аенмс дин-ч-еНин и Отбнрон жидкости
аш верхней И ннжней частям paipcjH
ри -д “,K-L11.:2 V^ITJbS JM И CpiMHCC ПЛсКПХ । 1ЧЧЬ IK1 н.к пит (МП г) j ( >HRM I IU 1ДГС ТГ<Н «pOR ЖИДК* К.Т11
и • нетях чилсжн: |
;:
гв=ии^^—т..г ••IVVI-' • :п'..•••.• I Л-ЛТ^^^^^ИГОХГТП'.'-.. ...... v: :. щ«.тг •••: I ц
ви/рчПСЙ | hii if р 1!::>Д | i i . i ic s i 11 и x
Hb-67 I960
12 Ы6В 01.1961
a ) '7 1461
12.^61 01.1962
।|A. П7Д962
I 2. =967.-01.19B
/^7 1963
[2.196V Ob 1964
П6 Н7.1Ч64
s2 I ^(4-01... 1965
1)6 4) 7.1065
1 2.1965-01 ,1966
H6- ij 7.1966
12. I960 01 7967
установленный таким образом, в некоторых случаях Eie обязательно мог
свидетельствовать о наличии достаточна эффективной гидродинамической
связи.
На верхнемеловой залежи Малгобск-Вознеселско-Алиюртовского ме-
сторождения (см. рис. 8.3) специально проводился промышленный экспери-
мент. заключающийся у длительном дренировании с повышенными отбо-
р; i ми и ефт и тольк о вер х и о й ч а сти раз ре з а (В. I!. М а й де бор. Я. X. Сю н я е в,
B.JI. Репина, 1967 г.), Скважины, эксплуатировавшие только VI лачку
продуктивной толщи, были остановлены.. Но ним, а также по отдел ьньтм
скважинам, в которых была вскрыта верхняя часть разреза, осуществля-
лось наблюдение за [юведснием пластового давления.
Обработка полученных материалов показала, что снижение пластано го
давления в указаЕшых частях залежи в процессе эксперимента происходило
синхронно. Различие и давлениях было незначительным. В нижней части
разреза давление было несколько больше, чем в верхней.
В табл. 23 приведено сопоставление средних пластовых давлений и
отборов жидкости по верхней и нижней частям разреза также за периоды
разработки нерхнемеловой залежи до и после проведе eimm указанных
исследований. Из нее следует, что в предшествующие и последующие
периоды времеЕШ пластовые давления еще меньше отличаются друг от
круга или практически совпадают, несмотря на сохраняющееся сущест-
венное различие в отборах жидкости из нижней и верхней частей продук-
тивной толщи
Приведенные данные свидетельствуют о наличии эффективной гидро-
динамической связи по разрезу и об эффективном дренировании и нижней
части продуктивной толщи, несмотря на Еаскрытие в бол ышшетне скважин
только верхних пачек.
д, МПа
явлениями чалежи
J1 . J • ЧЛМС phi: 15 и И и il Й Ы Fli-p \ !te Й ' IЙСТК X П рол У*ТИ ВНОН ТО.” Ш Н '- > = LIT I! L Г|_“Т I.'-=- Н Н 01 .1 - к рнн ая
St'.1МСНСИИЯ ПЖеГПЕЮП! ПаЛЛСННЯ EF ,1<к’1ежн
Эффективность дренирования продуктивных отложений изучалась тйк-
же путем сопоставления начальных пластовых давлений по новым
скважинам (интервалам) и текущих пластовых давлений по залежи в
непом. Имеются в виду давления, -замеряемые при первичном опробовании
интервалов, и средине давления н залежи на дату опробования,
определяемые по осреднеиной кривой изменения пластоного давления во
времени. Полученные результаты представлены на рис. 2.3. Заметим, что
осредненная кривая изменения пластового давления харак теризует залежь
в пределах начального контура нефтеносности. Рассмотренные интервалы
испытаний расположены выше начального ВНК.
На рис. 2.3 наблюдается совпадение практически указанных давлений
(начальных по скважинам и текущих в залежи). Имеющиеся различия
находятся в большинстве в пределах возможных погрешностей в замерах.
Совпадения давлений происходят независимо от пачек и частей разреза
(верхней или нижней), к которым относятся испытывгшшиеся интервалы
продуктивной толши. Получается, что вновь пробуренные скважины
оказываются как бы лишними в смысле дрсниронанмя продуктивных
отложений в месте их расположения.
Следует отмстить, что вновь вводимые скважины, по которым произ-
водилось сравнение начальных давлений с текущими в залежи, распола-
гались на довольно больших расстояниях от соседних добывающих сква-
жин. В среднем эти расстояния составляли от 1,5 по 4 км.
Эти материалы говорят об эффективном дренировании скважинами
больших объемов продуктивной толщи, Е1рсдсгавлсш10й трещи повитыми
известняками. О хорошем перераспределении давления свидетельствуют и
карты изобар, из которых следует, что изменения пластового давления но
площади залежи небольшие, В законтурной области наблюдается неко-
торое увеличение даьления.
На залежи имелось несколько скважин, зкснлуатиропавшихся с очень
большими дебитами (до 1500 т/сут и более)., однако и районах их
расположения не отмечалось заметных депрессиониых воронок. Специаль-
но проведенные сравнительные определения показали, что средне язве-
• • % •. ?i:AХ:л<Су•••••• т^уЛ;..jfoT- j>.<..у;«,•>»» v • \ • s. . . s s
। пенные ио площади заде ж» (о.пре де л немые ио картам mmhjopj к
среднеарифметические значения пластовых давлений на одни и те же даты
практически сов и ада ют. Различия составили СШ5 DJ МПа Нередко просто
отпадает необходимость и построении карт нчобар.
Аналогичные заключения были сделаны и по открытым позже нерхне-
мелоным залежам на грозненских месторождениях Эльдарово. Брагуны,
Старогрозненское, Октябрьское и др. При изучении. проектировании и
ocvmecTBneinui разработки подобных залежей необходимо учитывать
полученные результаты. Приведенные данные свидетельствуют в пользу
применения одной сетки добывающих и нагнетательных скважин и
существенного ее разрежения (по сравнению с обычными пористыми
коллекторами), тем более что скважины, как правило, характеризуются
высокой продук] ИВНОСГЬЕО и приемистостью.
2*2. Особенности фильтрации жидкости
Движение жидкости в рассматриваемых кол декторах с достаточ-
но развитой трещиноватостью происходит с образованием единого ноля
давления. При его изучении, как отмечалось ранее, можно использовать те
же методы механики сплошной среды, которые успешно применяются при
исследовании фильтрационных потоков в обычных пористых средах, но при
гораздо ббльших элементарных обьемах пород, в пределах которых
происходит осреднение необходимых параметров. Последние, в свою
очередь, остаются гораздо меньше других характерных объемов (залежей
в целом, объемов, приходящихся на одну скважину и т.дд.
О Л н а к о б ы л о з атр у д н и т е л ыю ме х а н и ч с с к и йен о л ьз ов а.т ь ре зу л ьтаты
достаточно хороню разработанной теории движения жидкостей в обычных
пористых коллекторах, подученные на основе закона Дарси, при неиз-
менности проницаемости и других допущениях. Дело в том, ч то в отличие
от последних трещиноватые коллекторы рассматриваемых залежей харак-
теризовались нелинейностью притока однородной жидкости: индикаторные
липни добывающих скважин, как правило, искривлялись к оси понижении
забо й t ео го да вл спи я.
На первом этапе изучения и освоения новых месторождений Грозненс-
кого региона эта особенность фильтрации жидкости и трещиноватых поро-
дах вызвала довольно активное обсуждение. Одни исследователи объясня-
ли искривление индикаторных линий предполагаемым изменением в зави-
симости от давления проницаемости пласта, а также вязкости и плотности
жидкости {А. Бан, К.С. Басниев, Fi.Il. Николаевский, 1961 г.: А.Т. Горбу-
нов, В.Н. Николаевский, 1961 г,; IO.IL Желтой, 1961 гд Г.1". Исаев, 1961 гд
Д-Н. Кузьмичев. 1961 г.), другие важное значение придавали воз-
м а ж и о м у в о з it и к ето в е и и ю при д в и ж е н и и ж и д к о ст s i з н а ч и т е л ь н ы х
инерционных сопротивлений (В,И. Майдебор, Н.П. Лебсдинец,
М. ф. Ц q т -1 ] 1 ь 19^ 1 р j j । р!, это м т т одучю 1 и с ъ со иге? с т ci ву ющ ие а на л ити -
четкие выражения, характеризующие приток жидкости к единичной сква-
жине,
Требовались дополнительные и со с до ван ня и прежде всего выявление
физических причин нарушения линейности притока, что являлось перво-
степенной задачей. Успешное ее решение давало возможность обоснованно
выбрать направление теоретических и сел с даваний (фильтрационного
движения жидкости в трещиноватых породах и правильно сформулировать
необходимые исходные положения, что обеспечивало получение
результатов, применимых на практике.
Представляется, что возможное про я плен не инерционности движения
жидкости в трещиноватых породах нередко недооценивалось. Ссылки при
□том на □кеггерименгы с единичными трещинами кажутся недостаточно
убедительными из-за их непред ставите л вноси и. Ле совсем обоснованно и
иснользование при оценочных подсчетах критических чисел Рейнольдса,
предложенных для обычных пористых сред.
В чисто качественном плане можно полагать, что трещиноватые породы
характеризуется значительно большей микроне однородностью, чем
пористые. Изучение кернов верхнемеловых известняков показывает, что
изменение высоты трещин не ограничивается естестве иными колебаниями,
вызванными шероховатостью стенок и соизмеримыми с изменениями
поперечных размеров поровых каналов. Наблюдается систематическое
чередование расширений (в вице пустот и полостей различных размеров) и
сужений трещин, приводящее к многократному (в десятки раз) изменению
их раскрытости. Очевидно, что [|ри движении жидкости в такой породе
будут’ наблюдаться непрерывные возмущения отдельных струек потока,
гораздо более значительные, чем в обычной пористой среде-
Движение флюидов в пористом пласте более спокойное также ввиду
отсутствия сколько-нибудь значительных изменений в направлении движе-
ния отдел иных струек потока, обусловленных микроструктурой среды. В
случае же трещиноватой породы отдельные частицы жидкости на пути к
скважинам могут претерпевать самые внезапные и резкие изменения в
направлении своего движения.
Кроме того, трещиновато-кавернозные породы характеризуются значи-
тельным уменьшением живого сечения по сравнению с обычными пористы-
ми (ввиду большого различия в значениях коэффициентов трещиноватости
и пористости). В то же время скважины, дренирующие трещиноватые
пласты, характеризуются часто гораздо более высокими дебитами. В связи
с этим скорости движения жидкости в трещиноватых породах рассматри-
ваемых залежей могут быть на один-два порядка больше, чем в пористых.
Таким образом, можно заключить, что при движении жидкости в тре-
щиноватом пласте имеются более благоприятные условия шея возникнове-
ния значительных инерционных сопротивлений и нарушения закона Дарси,
чем при ее фильтрации и обычном пористом пласте. Трещиновато-кавер-
нозная среда может рассматриваться как частый случай пористой среды с
чрезвычайно грубой структурой порового пространства, Такая оценка
фильтрационных свойств трещиноватых пород ею вызывает каких-либо
физических возражений и вполне согласуется с проставлениями подземной
гидро лит [Д МИКИ-
Vih\ 2Л Типы индикаторных, лышй
А/?., рейн г <кваисннъ1 и понижение чаОи йнтячл да плен ин. rJ, fi. !!'- «г
< ОН т !*£ Т1Л LbC i Е Е К. Г
По первым треи верхнемеловым залежам* открытым на грозненских
месторож де ния х (К ар абу л ак-Ач ал у к и, 3 ам ан к у л, М а л г о бе к - В оз несенс ко-
Алиюртовское) специальному анализу были подвергнуты около с га
индикаторных линий, наиболее характерных для отдельных скважин и
наиболее качественных. При этом по их форме были выделены четыре
типа индикаторных линий (рис. 2.4), причем соответствующие им группы
кривых оказались примерно равноценными по количеству последних и
принадлежности к скважинам с более высокой или более низкой продук-
тивностью.
К I типу отнесены практически прямолинейные индикаторные линии
(рис. 2.4, &). ко П типу (рис 2.4,б) - индикаторные линии, характеризую-
Щие-ся у мены пен нем их выпуклости (.кривизны) по мере увеличения
дебитов (понижений забойного давления), к Ш типу (рис. 2.4, б1) — инди-
каторные линии, характеризующиеся, наоборот, увеличением выпуклости
кривых с ростом понижений забойного давления (дебитов), к IV типу (рис.
2,4, й) индикаторные линии, занимающие по своей форме промежуточное
положение между кривыми II и III тина и характеризующиеся примерно
одинаковой кривизной на начальном и конечном участках.
Дальнейший анализ показал, что такая классификация не является
формальной и может получить вполне определенное физическое истол-
кование. Была проведена обработка криволинейных индикаторных линий
По теоретическим формулам, полученным в предположении различных
причин нелинейности притока. Причем при сопоставлении фактических и
теоретических индикаторных линий в первую очередь обращалось в ним а-
I
I
М -
Mi-ирнпи кривой Скй, 2.5k
г мп*
Дд. /4?ч МП£ - С У г/.М*
£ /
нндн-
'ЭО
................. . |S,L I V Л м г о при L Н.Е11 Н I1' •* KMUlWTb ООЪ! кiНо
применяемому лишь количестве ее ею му сопоставлению.
Начнем с наиболее нерояттн о, ееи плен взгляд, геред положения, что
происходит паруIнекие линейного “закона Дарси н результате возЕшкноЕ*епия
значительных инерционных еопро i и ня е шш. В гаком случае для
установившегося нлоско-радиалъного движения однородной жидкости к
единичной ск нажине можем получить известную цк у членную квадратич-
ную зависимость между дебитом (? и понижением зн6ойееоео давления Дгл.
(см. также раздел 4)
.V) = f-W2. (2.1)
%
где Аг. коэффициент продуктивности скважины при AptJ —* 0; В -
коэффициент, характеризующий свойства пласта и жидкости.
Графиком этого уравнения является парабола второго порядка, ось
которой параллельна реи понижений давления. Обработка использованных
в анализе криволинейных индикаторных линий ej координатах Ад./£) и У
показала, что Облипая половина на них достаточно хорошо удовлетворяет
п ри 1 seд е ее 11 ому вваше у р а в не ни ю, п ре вра ц (ая с ь в пре обр а а ова н н ы х к оор-
динатах в прям гас линии (рис. 2.5 j. Это прежде всего выделяемые выше
индикаторные диаграммы II чипа, как наиболее отвечающие по [|юрме
уравнению (2.11 а также индикаторные диаграммы IV типа.
По остальным индикаторным кривым в большинстве случаев начальные
участки в преобразованных координатах тоже прямолинейны Однако
после достижения спреде ленных значений нонижсееня забой! юге давления
преобразованные кривые начинают загибаться к оси Д/\/(2 в результате
резкого уЕюличеиия отношений понижений забойного давления к дебитам
(рис. 2.6).
Эти результаты могли свидетельствовать о значительном влиянии при
движении жидкости инерционных сопротивлений в условиях верхнеме-
ловых залежей нефти с трещиновато-кавернозными коллекторами.
Однако, как указывалась выше, на начальном этапе исследований
гораздо более распросгрнЕЕеннымн были представление соглусею которым
и а ру те н и с л и н е й но сти г t ри то к а и i тре щ и е е и и а т ы х е е л астов е jc л и к о м и
полностью обусловливалось зависимост ваз проницаемости породы, а также
вязкости и плотности жидкости от давления, (’разу же отметим, что в
реальных рассматриваемых условиях не могло быть существенным
влияние последних двух факторов, тем более проявляющихся в нротиво-
положных направлениях. Оно нс учитывается здесь.
В подтверждение предположения о значительном изменении проницае-
мости в зависимости от давления насыщающей жидкости ссылались на
результаты исследований нагнетательных скважин и некоторые лабора-
торные эксперименты с пористыми, а также трещиноватыми образцами,
имевшими обЕдчно единичные искусственные трещины.
•Заметим, что в случае трещиноватости пласта процессы нагнетания и
01 бора жидкости могут быть неодинаковыми е-; качественном отношении,
^1ри нагнетании в той или иной сесеесееи мшут проявляться эффекты гнд-
и MJ/cyr- МЛд
—« I
50 W 75Z7
мп*
ГИ1-. S рщричсхкнй анализ инди-
ка горной кривой скп. 2(h
роралры па пласта. расслоения по-
род, включения н работу .мало-
проницаемых пропластков. Хотя
[ео верх нем ел свой залежи место-
рождения Карабулак-Ачалукн бы-
ли получены, также прямолиней-
ные индикаторные линии и иск-
ривляющиеся к оси понижений
забойного давления (см. ниже).
Что касается лабораторных
экспериментов, то они хараклсри-
з о вал ись и спел i. з ова н и е м нс цоста-
точно представительных образцов
трещиноватых пород и не вполне
уд овлетвори те л ьным м одели рова -
нием пластовых условий. Поэтому
к практическому использованию
полученных количественных ре-
зультатов необходимо подходить с
б О Л ЫI 10 Й осторожн ОСТЫО.
Тем не
менее в отдельных случаях нелинейность притока жидкости к
скважинам из трещиноватых пород могла, по-видимому, в определенной
степени обусловливаться и некоторым изменением их проницаемости. При
этом при реальном диапазоне изменения понижений забойного давления
более подходящим представлялось использование при аналитических
исследованиях линейной зависимости .между проницаемостью и давлением.
1огда дебит единственной скважины при стационарном режиме ее работы
и неизменных свойствах фильтрующейся жидкости будет соответствовать
уравнению (Л. Бан, К .С. Басниев, В.Н. Николаевский, 1961 г.)
(12)
j де Ct коэффициент, характеризующий изменение проницаемости породи
зависимости от давления насыщающей жидкости.
График злого уравнения — парабола с осью, параллельной осн дебитов.
Согласно этому уравнению в координатах £>/Дрс и должна получа ться
прямая линия. Графический анализ фактических индикаторных линий
показал, что только четвертая часть кривых с приемлемой точностью
удовлщ ворялн приведенной формуле (рис. 2,7), В основном это индика-
юрные кривые III н частично IV типи. В остальных случаях н преоб-
разованных координатах вместо прямых были ]1олучен1>! кривые, заметно
вьп и слаживающиеся сростом понижений забойного давления (см. рис. 2.6).
ЯП
Укажем здесь, что удовлетворяющие в большинстве уравнению (z.zj
индикаторные линии III типа, кривизна которых значительно увеличивается
па конечных участках, вообще возможно интерпретировать и исходя из
предположения, что основная причина нарушения линейности притока -
возникающие инерционные сопротивления (принимая пологие начальные
участки этих кривых за прямолинейные).
Отмети м еще, что и з рассм отре е 1 н ы к к рив о ли не ин ы х ин ди к атор i ibix
линий, кроме удовлетворяющих приведенным выше уравнениям (2.Г) и
(2.2), выделяется еще одна небольшая группа кривых (из числа кривых III и
IV типа), не удовлетворяющих ни тому ни другому уравнению. Однако
соответственно начальные и конечные участки этих кривых оказываются
близкими к теоретическим.
Если принять экспоненциальную зависимость проницаемости от дав-
ления, то для дебита единичной скважины получим уравнение (А/Е Гор-
бунов, В Н. Николаевский, 1961 г.)
м
q = [ 1 - е хр( - аДр..) 1,
а
которое легко преобразуется к виду
^=^0+*#+*^+.
(2,3)
(2,4)
Видим, что теоретические индикаторные кривые, полученные в пред-
положении инерционного движения жидкости в не де формируемой среде и
безынерционного движения жидкости в деформируемой среде при
изменении проницаемости от давления по экспоненциальному закону> по
своей форме являются сходными. Получается, что хорошее удовлет-
ворение большой группы индикаторных линий уравнению (2.1) вообще
можно расценивать практически и как подтверждение происходящего
существенного изменения проницаемости в зависимости от давления (по
экспоненциальному закону). Однако ото второе предположение, по-ви-
димому, менее вероятно. Трудно представить, чтобы но всех указанных
случаях в правой части уравнения (2.4) с большой точностью можно было
ограничиться лишь двумя первыми членами. И результаты обработки
индикаторных’линий, удовлетворяющих уравнению (2. Г), не подтверждают
этого. Но главное в том, что иол у чаются неправдоподобно большие
значения коэффициента а. характеризующие изменение проницаемости.
Они равняются от 0,2 до 4 1/МПа (а н некоторых случаях и больше),
При таких величинах этого коэффициента в результате снижения
пластового давления в процессе эксплуатации залежей происходили бы
значительные уменьшения проницаемости но пласту в целом и очень
сильные смещения индикаторных линий, снимаемых в последующие пе-
риоды эксплуатации залежей, к оси понижений забойного давления. Анализ
фактических диаграмм показал, что в некоторых случаях наблюдались
смещения индикаторных линий к оси ApL (как, впрочем* и к оси О, ио они
несравненно меньше тех, которые следовало ожидать при таких больших
горных кривых, нс удонлс™рнющих уравнению (2.1)н то они и тем более
не удовзетвсфяют уравнению (23), отличаясь от теоретических но форме.
В другой работе (Д.Н. Кузьмичев, 1961 г.) не пользуется упрощенная
модель трещиноватой среды и принимается соответственно линейная и
квадратичная зависимости раскрытое™ и проницаемости отдельных тре-
щин от давления. Кроме того, считается, что изменение проницаемости
происходит лишь до определенного ограниченного изменения давления, j
н й з ы вас мог о к ритиче ским, поел е 1 зего тре щиновэтая порода вепсе себя как I
жесткая недсф орм ируе мая ерс да. |
Теоретическая индикаторная линия (7(ApL.) при этом представляется I
параболической кривой, переходящей и прямую линию. Из числа про-
смотренных практически отсутствуют индикаторные липин со строго
прямолинейными конечными участками. Не наблюдалось также по сква-
жинам перехода искривляющихся индикаторных диаграмм в прямоли- I
нейные после снижения пластового давления в залежи до критической I
величины и ниже. Что касается индикаторных диаграмм, более или менее )
вьпюлвживающихся на конечных участках, то они, как указывалось выше, j
обычно хорошо обрабатываются по формуле (2.1). |
В следующих работах (Ю.П. Желтов, 1961 г,; Р.Г. Исаев, 1961 г.) при |
принятии кубической зависимости проницаемости от давления индикатор- !
ные диаграммы Q(Ap,.) представляются как параболы четвертого порядка,
по форме сходные с фактическими кривыми 111 типа. Однако те из
последних, которые не удовлетворяют уравнению (2.2), не будут в I
большинстве удовлетворять и уравнениям, полученным в этих работах, так I
как их начальные участки оказываются недостаточно пологими даже для :
параболы второго порядка. Из большого числа просмотренных индика-
торных: линий только некоторые, возможно, представляли собой парабо-
лические кривые £?(Дрс) с порядком больше двух.
Отметим еще. что выше речь шла о возможном существенном влиянии
на проницаемость упругих деформаций. Что касается остаточных дефор-
маций пород, то каких-то вполне определенных данных о том, что они
могли проявляться при исследованиях скважин, а также по мере падения
пластового давления в процессе разработки залежей, не получено (см.
также раздел 9}.
На основе представленного выше анализа было сделано заключение, что
движение жидкости в трещиноватых породах может осложняться в
основном в результате возникновения значительных инерционных сопро-
тивлений, а также деформации трещиноватого пласта. В тех или иных
конкретных с лучах может быть совместное влияние обоих факторов или
преимущественное влияние только одного из них или даже влияние
каждого из них может оказаться практически несущественным. Что ка-
сается рассматриваемых здесь верхнем еловых залежей грозненских место-
рождений, то относительно них можно предположить о преимущественном
влиянии инерционных сопротивлений па характер движения жидкости к
скважинам.
32
,мпа
Пи1. 2.H. Инцикатигмплс диаграммы скеижин псрхн^маловоЛ чал ежи Мал го fie к -
1 ! о :^н иск о А л и юртенс кого рождс и и я
В нровсденном дылпе анализе использовались в основном данные мосле
I доваиий добывающих скважин. Отметим здесь, что на месторождении
! Карабулак -Ачалуки были сняты индикаторные диаграммы по нагнета-
; тельным скн. 24. 35, 37а. 90, 95 в результате их исследований, при закачке и
J отборе жидкости lB.IL Майдсбор, К.Х. Таташев. 1964 г.). Необходимо
j только иметь в виду, что но скн. 35 и 37л после исследований на приток
I Сил л и проведсны сот аз i о кисл cits i ы с обработк и.
! Установили, что по скв. 37а и 90 при нагнетании жидкости, как и при
отборе, индикаторные линии искривляются к оси перепадов давления. По
скв. 95 и 24 индикаторные линии при нагнетании принимаются близкими к
прямолинейным. И только на индикаторной диаграмме скан 35 отмечается
некоторое искривление eia конечном участке в сторону оси расходов
жидкости. К сожалению, точность исследований по этой скважине была
:з н ачител ыю i i иже,1 ie м i to пру гим
С целью дальнейшего научения вопроса несколько позже отдельно были
проанализированы данные по верхнемеловой залежи нефти Мллгобек-
В оз н с се н с ко - Aj i и ю рто нс кого м е стор ож д ей и я. Н а рис. 2. S i ip и ве дс и ы
индикаторные кривые, снятые по добывающим скважинам зюй залежи.
Всего же было проанализировано более SO кривых по 43 чисто нефтяным
скважинам. В подавляющем большинстве они удовлетворяли двучленной
квадратичной формуле (2.1), полученной с учетом инерционных сопро-
тивлений фильтрационному движению жидкости; н преобразованных
координатах Дгл/2, О получалась прямая линия.
2. Н.п. Лс^дннуц
материале сопоставлялась продуктивность скпажии вс крем спи, по мере
падения пластового давлении, По 21 скважине сравнивались индикаторные
кривые и отдельные замеры де битон и понижений забойного давления за
периоды наблюдений до 4-6 лет, при снижении пластового давления в
залежи до 4-6 MIJa.
В результате проведенного анализа но 17 скважинам изменений про-
дуктивности не было установлено или наблюдалось даже некоторое ее
увеличение (возможно, ввиду очистки прифильтровой зоны в процессе
эксплуатации). И только по четырем скважинам - скв, 100, 105. 106
(IV пачка) и с кв. 791 - было отмечено некоторое уменьшение продук-
тивности. Однако скв. 100 была технически осложненной, с открытым
интервалом фораминиферовых отложений, склонных к разрушению.
В скв. 105 тоже были открыты фораминиферовые отложения. На ре-
зультатах исследиваний могл и сказаться также и определенные неточности
в замерах, особенно по высокопродуктивной скв. 791.
Таким образом, и эти данные, полученные по верхнемеловой залежи
Малгобек-Вознесенско-Алиюртовского месторождения, свидетельствуют
о преимущественном влиянии инерционных сопротивлений на характер
индикаторных диаграмм. В разделе 9, в связи с рассмотрением вопроса о
технологии разработки подобных залежей, анализируется еще более зна-
чительный материал о динамике продуктивности скважин по место-
рождениям Эльдарово, Брагуны, Старогрозненское, верхнемеловые зале-
жи нефти которых были открыты и введены в разработку в более поздние
сроки. Результаты этого анализа оказались аналогичными приведенным
выше с точки зрения оценки причин искривления индикаторных линий.
Наконец, была выполнена специальная обработка фактических индика-
торных диаграмм скважин Малгобек-Вознесенскоя Алиюртовского место-
рождения по формулам (2.1)-(2.3), полученным при различных предпо-
ложениях об особенностях фильтрации жидкости в трещиноватой среде.
Кроме указанных выше формул, для этого специального анализа
потребуются также формулы, характеризующие уменьшение коэффи-
циентов продуктивности скважин по мере падения пластового давления в
залежи при предположении линейной или экспоненциальной зависимости
проницаемости от давления:
Л, = А[1 - а(р - Р|)], ^,5)
А = ^expf-afp-^)], (2-6)
где А ил, - коэффициенты продуктивности (при Ар1: —> 0), соответ-
ствующие пластовым давлениям р и
На рис. 2.9 представлены фактические индикаторные кривые OM/V скв.
783 и 832, снятые при добыче безводной нефти. Начальные учаегкн CW
этих кривых были обработаны тю формулам (2.1) -(2,3) с целью опре-
деления коэффициентов А, Я нй (табл. 2.4). Затем с помощью этих
коэффициентов по формулам (2.1Н.2.3) была проведена аналитическая
34
рнс, 2.9, Обработка индикаторных явдграмм скн. 7К1 («) и КЗ? (6)
Л J кривые: / - фактические 2 - рлсгстамс
Пояснения см. в тексте
Л т/сут
£ /да дая да# w# # /да /да /да «да хда ля
J/7 МПл
Рнс, 2,10, Обработка индикаторных диаграмм скв. &3[ Ы) и 829 (fi)
Условные Обхгзначения см. на рнс. 2.9
экстраполяция начальных участков индикаторных диаграмм до величин по-
нижений забойного давления; соответствующих конечным участкам Л/Л/
фактических индикаторных кривых. Экстраполированные индикаторные
диаграммы пронумерованы на рис. 2,9 в соответствии с номерами формул>
по которым производилась обработка и экстраполяция.
Видим, что по обеим скважинам наиболее близкими к фактическим
являются индикаторные кривые L экстраполированные по формуле (2.1).
предполагающей возникновение инерционных сопротивлений при движении
хидкости. Наибольшее отклонение от фактических индикаторных кривых
получилось при экстраполяции начальных участков по формуле (2.2),
предполагающей изменение проницаемости пород от давления по
линейному закону (кривые 2). Индикаторные кривые 3, экстраполиро-
ванные по формуле (2.3), предполагающей изменение проницаемости от
давления по экспоненциальному закону, занимают промежуточное поло-
хенме между кривыми 1 и 2.
2*
35
Гтипщ.! 4
Значении мнффнциснш, нолучгНньи мри и<1ры«5иткс
нндмкшторных h;pnj«iux реми формулам 1,2.11-12.,1J
На рис. 2.10 предстардн'ны фак тические индикаторные кривые CW скв.
831 н 829, снятье с в июне и апрели 1966 г. сасютвстствспно, а также
шщнкаторные кривые 6W этих скважин, снятые в мае и апреле 1968 г.
В обоих случаях скважины давали безводную нефть. Мероприятия по
интенсификации притока не приводились. Падение пластового, давления в
период между рассматриваемыми исследованиями спета кило 3.1 МПа по
скв. S31 н 1,86 МПа. - по скв. 829.
Из рис. 2.10 видно, что повторные индикаторные кривые расположены
даже несколько ближе к оси дебитом, чем первые. Таким образом,
несмотря на падение пластового давления, уменьшения продуктивности
скважин не отмечается, что может спиде j c лье гневать о влиянии в
основном инерционных сопротивлений на искривление ипциказ орных диа-
грамм.
Если же исходить из преимущественно] о влияния деформации пород ни
и с к ри вл е н и е и н дик ат о р н ы х л и ц и й, т о а св я з и с i г а д е н не м i гл a сз ’О вот* j
давления следовало ожидать уменьшения ирод у кт и внести скважин во
времени. Снятые в более ранний период фактические индикаторные диа-
граммы LW скв. 831 и 829 были обработаны по формулам (2.2) и (2.3ц
у чи тыва ю щ и м и а мене и ие г е р о н и ц а е м о ст и и. о р од о т д а вл е н ня i см.
табл. 2.4).
tv
Затем, используя пол ученные значении коэт}зфициеЕмов А, оси величины
падения пластового давления, но формулам (2,5) и (2.6) были определены
значения коэффициентов прозу к гибкости A j, соответствующие пластовым
давлениям, при которых снимались повторные индикаторные диаграммы,
□ни получились равными 162 и 205 т/сутМПа по скв. 831 и 119 и 111
т/сут-МПа по скв. 829 при обработке соответственно его фор мулам (2.5) и
(2.6). По расчетам получается значительное уменьшение продуктивности
скважин (в 1.3 3,4 риза).
После этого на основе определенных знамений аиД| по формулам
(2.2) и (2.3) были рассчитаны теоретические индикаторные кривые, ко-
36
ТОрыи должны uEi-L^ihL riM^ib ।-"'
сиижсниях пластового давлегеия. если предполагать, что искривление ин-
дикаторных диаграмм обусловлено изменением проницаемости пород от
давления насыщающей жидкости по линейному или зкетземгенцнальному
джину (соответственно кривые 3 и 2 на рис. 2.10). Видим, что теорети-
ческие индикаторные кривые 1. 2 далеки от фактических повторных
кривых (7\и смещены к оси понижений забойного давления.
Таким образом, и дти результаты свидетельствуют о вероятном пре-
имущественном влиянии возникающих инерционных сопротивлений при
фильтрации жидкости к скважинам в рассматриваемых залежах с тре-
I mi Н о ваты м 11 кол л е ктора м и -
В заключение отметим, что рассматриваемые трещиноватые коллек-
торы отличаются также очень быстрым восстановлением давления после
закрытия скважин. Но большинству из них давление восстанавливалось
практически мгновенно. Зафиксировать его изменение имевшимися при-
борами еес представлялось возможным. В тех случаях, когда давление
восстанавливалось сравнительно медленно (в основном гео скважинам,
расположенным на крыльевых и периклинальных участках залежей),
кривые восстановления давления по форме получались подобными кривым,
снимаемым по скважинам, дренирующим, обычные пористые коллекторы.
23. Гидродинамические исследования скважин.
Обработка результатов исследований.
Оценка режима дренирования залежей
Для трещиноватых коллекторов повышается значение гидродинами-
ческих, геофизических и других исследований ввиду не представительности,
как правило., поднимаемых кернов пород для надежного определения
вторичной пустотностм, проницаемости трещиноватой среды и других
параметров. Но кернам при достаточном их выносе в той или иной мере
может быть охарактеризована в основном лишь матрица породы.
На рассматриваемых залежах с целью контроля их эксплуатации осу-
ществлялся обычный (стандартный) комплекс замеров и исследований,
включая периодическое снятие по скважинам индикаторных диаграмм и
кривых восстановления пластового давления. Применялись также неко-
торые специальные исследования^ в том числе по установлению взаи-
модействия между скважинами и отдельными частями продуктивной
толщи, с радиоактивными изотопами, по снятию профилей притока и
поглощения жидкости и др.
Как отмечалось, многие скважины характеризовал иен о чень высокой
продуктивноегыо и практически мгновенным восстановлением давления.
По таким скважинам при применении глубинных манометров ограниченной
точности и чувствительности moi-л и допускаться о пре деленные погреш-
ности при снятии индикаторных диаграмм, а кривые восстановления
давлеЕгия вообще нс удавалось записать.
37
.. b. a..F. ..r^M_т.п снятия индикаторных
диаграмм высокопродуктивных скнажнп за один спуск. глубиНЕнно мано-
метра. Суть метода заключается п том, что за время пребывания ма-
нометра па забое осуществляется работа скважины на нескольких уста
повившихся режимах и на картограмме манометра фиксируются соот-
ветствующие им забойные давления. Что касается дсбитон жидкости,
соответствующих этим режимам, то в зависимости от конкретных условий
каждой скважины и характеристик глубишЕОго манометра они могут
замеряться одновременно с пребыванием маноме тра и скважине или также
в предшествующие и последующие периоды времени.
Заметим еще, что ввиду отсутствия манометров па высокие давления
нередко приходилось производить замеры давлений на значительном
удалении от забоев скважин, а затем экстраполировать их на полную
глубину скважин, При этом учитывались по фактическим данным потери
давления при движении жидкости в насосно-ком прессорных трубах.
В связи с заключениями предыдущего раздела очевидно, что уравнения и
методики для обработки результатов исследований скважин с целью
определения проницаемости и других параметров должны выбираться с
учетом вероятных физических условий фильтрации жидкости, При по-
лучении практически прямолинейных индикаторных диаграмм можно
допустить соблюдение закона Дарси и обрабатывать зти диаграммы по
известной формуле Дюпюи. Для обработки кривых восстановления
[[ластового давления при этом используются известные методы, пред-
ложенные для обычных пористых коллекторов (Щелкачев. 1995|.
Но более характерным для скважин рассматриваемых залежей, как
отмечено выше, является искривление индикаторных линий к оси пони-
жений забойного давления. Если при этом имеется н виду более вероятное
преимущественное влияние инерционных сопротивлений, то обработка
индикаторных диаграмм производится по приведенной выше формуле (2.1).
которая в развернутом виде представлена в разделе 4 (формула 4.4).
В этом случае индикаторные диаграммы можно обрабатывать графи-
чески (в координатах (?) или по методу наименьших квадратов. В
результате получаем интересующие нас коэффициенты проницаемости А и
с для вязкой и весомой жидкости, а также комплексные параметры Ж с/Е и
А^л/ц, dP/p, характеризующие проводимость и гидропроводность пласта (Л -
толщина пласта. LI и р - вязкость и плотность жидкости соответственно).
Заметим, что трудной задачей здесь является учет несовершенства
скважин, которые в некоторых случаях в первом приближении принимались
гидродинамически совершенными.
В настоящее время практически отсутствуют теоретические иссле-
дования нестационарного движения жидкости. осложненЕЮГо возникаю-
щими инерционными сопротивлениями. Тем нс менее для прнближеЕШОЙ
оценки проницаемости £ [[ласта можно, по-видимому, использовать также
ре з ул ьтат ь г иссл с д опа ни й скв аж и н п р и и с у ст а нов и вше м ся ре ж и м е и х
работы. Дело в том, что, как будет показано в разделе 4, область
инерционного возмущения фильтрационного потока п большинстве слу-
чаев ограничивается практически лишь небольшой призабойной частью
38
[ । л лета. Ср ci з у же ।। осп е < а к ры ти я с к н а ж и н ы > * у дс । рс * к с г у м *- л t>.i и. »ы. Л
скорость движения жидкости. Н связи с этим можно полагать, что ко-
нечные участки кривых восстановления пластового давления отражают
практически движение жидкости в пласте по линейному закону. Для их
обработки, судя по всему, можно приближенно использовать известную
методику, применяющуюся для обычных пористых коллекторов с исполь-
зованием параметров г, где / - время.
Если же иметь в виду преимущественное влияние деформации тре-
щиноватого пласта и принимать линейную зависимость проницаемости от
давления; то обработку искривляющихся индикаторных линий следует
проводить по формуле (2.2), в раздернутом виде представленной в разделе
5 (формула 5.27). Обработку индикаторных линий в этом случае, как и в
предыдущем, тоже можно проводить графически {но в координатах {9/Л/ъ,
Д/Л-) или по методу наименьших квадратов. В результате определяем
проницаемость при пластовом давлении и коэффициент а.
При принятии экспоненциальной зависимости проницаемости от дав-
ления (в определенном смысле более универсальной, чем линейная зависи-
мость) обработка индикаторных диаграмм производится по формуле ((2.3),
которая в развернутом виде представлена в виде формулы (5.11) в
разделе 5.
При этом с целью определения коэффициента <х и проницаемости пласта
£с, может быть применен интегральный метод обработки индикаторных
диаграмм (Л.Т, Горбунов. В.И. Николаевский, 1964 г.), Для обработки
кривых восстановления пластового давления можно использовать в этом
случае обычный метод касательной с той разницей, что кривая
восстановления давления для расшифровки строится в координатах Ди, 1п г,
где Д«^г1(А,’А,)-1. Причем используется значение коэффициента а,
определенное, в результате обработки индикаторной диаграммы. Со-
ответственно видоизменяется и расчетная формула для определения про-
ницаемости it0. Предложен также интегральный метод обработки кривых
восстановления давления в координатах Aw, г (Л.Т. Горбунов, BJI. Ни-
колаевский, 1964 г.). Он может быть применен и в случае, когда прони-
цаемость пласта не изменяется в зависимости ат пластового давления.
Наконец, в наиболее общем (и универсальном) случае совместного
влияния инерционных сил сопротивления фильтрационному потоку и де-
формации пласта для обработки индикаторных диаграмм могут быть
использованы уравнения, полученные в разделе 5 в предположении, что
параметры проницаемости £ и с для вязкой и весомой жидкости изменяются
по одному и тому же закону и имеет место равенство коэффициентов,
характеризующих изменение этих параметров от давления^ = <х; - а).
При этом в случае линейной зависим ости коэффициентов проницаемости
от давления применяется развернутое уравнение (5.33) из раздела 5,
которое в вышепринятых обозначениях может быть записано так:
39
I
i >1 [ реде ;i e н ь I no ф а к т и' щ с к и м кпд к к. s т<) р н к., i м к р s 1 в ы м. Hoc.' i c;i 11 и и м i) г vr
быть обработаны, ла[[р.имир. ни методу избранных точек.
На индикаторной диаграмме Егыбмраем три тичк», более или менее
равномерно расположенные на кривой, Одене ns них должна совпадать с
фактической точкой, соответетн)тощей максимальны.*! значениям небита и
понижения забойного давления, доезди ну ты м в процессе исслединания.
Используя значения .\щ и (J в выбранных точках, на. основании фир.мУЛЕл
(2,71 составляем систему трех линейных уравнении. Решение ее нс пред-
ставляет труда, хотя и несколько громоздко. В результате получаем
значения ASh if,, и и, соответствуЕошие данной индикаторной диаграмме.
Имея величины /!- и 5,.> можно определить затем £,. и с,. характеризую!цис
пласт при давлении р- .
В качестве примера была обработана индикаторная дшпрамма. изо-
браженная на рис, 2.4. т Предполщ длись, чю ее искривление обусловлено
влиянием возникающих при движении жидкости инерциоЕШЫХ супро-
тив ле Е1ий, все увеличиЕшющихся с возрастанием дебита, и все воз-
растающей деформацией пласта по мере увеличения перепада дав-
ления.
Решение системы трех уравнений, составленных по дантам пирной*
второй и четвертой точек, дало следующие ре к ль гиты: А „ ~
= 307,5 мУсут МПа. - 2.^6 10 ’ МПа2 ~ сут2/м6, а = 0.27
• я
Проверка показала, что при таких значениях Аг, и и георстичсская
индикаторная кривая практически совпадает с фактической. При атом
представляло интерес также кол ичеел винное определение степени екчияния
ннерциеншых сопротивлений при различных режимах работы скважины.
Подсчеты показали, что перепад давления Арб затрачиваемый на
укаaatiiibjх допущениях составлял примерно от 35% (пирная точка} до 755«
(последняя точка) от общего перепада щщдения Д/м.
Заметим теперь, что обработка индикаторных диаграмм может быть
уироЕцснЕЦ если значение Ан определять по касательной к индикаторной
кривой в начале координат, которая должна стражаеъ безынерционное
движение жидкости в не деформируемой среде. В таком случае можно
ограничиться решением системы двух у ранений (для определения Д-. и а),
одно из которых должен) быть составлено по .макснмалЕЛым значениям и
А/б- Однако при этом несколько снизится точешсзь определения искомых
величин £% а.
При принятии экспоненЕщал едкзй зависямосги коэффЕщцснтои А: и с от
давления для обработки индикаторных диве рамм ислольдуется уравнение
с5.14} из раздела ?ь при принятых выше обозначешЕях представляемое в
виде:
2.KJ
4 1Л 4 L л 4 J
ж:
биты вить следующим образом По касательно^ к .. 9
начале кчюрлищп /определяем мкнюнис -V. Затем на основании формулы
2 Si для двсх забранных точек составляем системе двух уравнений (одна
Hi j-гнх точек должна сиотнсгивонать. максимальным фактическим
чначеиням дебита и понижения ыбошюго давления ь
Исключая ил сказанной системы АС и решая полученное сравнение
* к I 2> Я
хи о си*м подбора. определяем значение а. Затем вычисляем /<,. Точность
.-йрлботки индикаторных кривых в у том случае будет, конечно, несколько
меняле, чем I:. предыдущем.
Упоминавшаяся выше фактическая индикаторная диаграмма была об-
ид бота и а также пи формуле <2.8). Использовались данные, соответствую-
нще второй и четвертой точкам. Получены следующие результаты:
у м ’/сут МПа, Я. 1.4УШ 4 МПа2 сут-Абу а = П.6 1/МПа.
Построенная по зтим данным теоретическая индикаторная кривая неплохо
лк ласуете я с фактической,
Пл видимому, н атом последнем случае (при акспоненпиалыюй зави-
симости А и ; от давлении) ири определении коллекторских свойств .пласта
можно иоюлыювап, также кривые восстановления давления, конечные
учл-i к и которых должны отряжать практически безынерционное движение
в :в:формируемом пласте. Обрабатывая их по видоизмененному метолу
к юателвной (Л. 12 Горбунок, В.Н. Николаевский. 1964 г.)„ можно
приближенно определить проннцаемоегь пласта.
Ьсгественно. обработка индикаторных диаграмм по приведенным выше
сравнениям может осуществляться и с помощью компьютеров после
сх.’ог.лвлсния соответствующих программ.
‘Здесь важно еще раз подчеркнуть, что при существенном влиянии,
и н с р н ио и пых с о и р о г и в ле н и й на движем и с ж и д к о ст и в тр с щ и н о в а
тых породах (независимо оттого, являются они единственным осложняю-
-itлм фильтрацию фактором или действуют' совместно с деформации»
порол! необходимо наряду с традиционно применяемой нроницдемостьк
Л 1Я ВЯЗКОЙ ЖИДКОСТИ (АД и соответствующей ей проводимостью (£й) н
Г11;;р(и1ровиднмст.ъю пласа а (АйАн определять в результате обработки инди-
каторных диаграмм и исподьюдать также проницаемость для ве
симой жидкости ici и состютстиующис ей комплексные параметры ей* I
ч ~/р,
Опенка режима дренирования залежей, упруго емкости нефтей ас ъ
5 Псиных пород, мюльной добычи жидкости на единицу падения Пластове г
•ишлештя важнейшие задачи начального периода аксплуатации зал еже
>г<;нужно для обоснованного [фогшпиронання добычи нефти, определен!
необходимое।и поддержания пластовою давления и решения друг
вопросов. Особой [Проблемой дут было в случаях, когда залежи приходило
найден, а разработку, нс имея прямых данных о положен’
ГШк. Кроме упомянутой выше Эльдароиской залежи, такая ситуап
имела место также но Старен родне иск ой и Брагунской верхнемеловь
ыд сжим..
?Q ' у мпа
n & ?6
Wf 70 m3
Ph l, 2.1 lb И!ЗМ12кекнсь коэффициента упру гоем кости р* н зап ио мости от нарастающего
отбора ЖМДКЕ.КП Ц Н‘
Указанные характеристики устанавливаются и уточняются по данным
об изменении пластового давления и добычи жидкости в начальный период
эксплуатации залежей. В частности, оценка коэффициента упругоемкости
залежи (£') может быть осуществлена по кривой зависимости отношения
р* = №/ ДрУ нарастающей добычи жикости в пластовых условиях (ИО к
падению давления (А/г) и шпальному объему залежи (V) от нарастающей
добычи жидкости или падения давления, Путем экстраполяции кривой
Р или Р до оси р* (IV' - О или Др = 0) получаем приближенное
значение коэффициента упругоемкости залежи 0",
Для уточнения режима дренирования залежи может быть исследован
характер кривых изменения пластового давления во времени p(t) и в
зависимости от нарастающего отбора жидкости &p{W) совместно с кри-
выми изменения темпа отбора жидкости из залежи. Кроме того,
производится сопоставление фактических данных разработки с резуль-
татами расчетов упругой добычи жидкости в предположении полной
замкнутости залежи.
Для приближенной оценки энергетических возможностей нефтеводо-
посноЙ системы (удельной добычи жидкости на единицу падения пластового
давления) применяется обработка прямолинейных участков кривых Др(1У),
соответствующих примерно постоянному темпу отбора. Кроме того,
анализируется изменение удельной добычи в процессе разработки залежи,
производятся сопоставления с другими залежами.
На рис. 2.11 в качестве примера приведена зависимость по-
строенная для Драгунской залежи по данным начального периода ее
эксплуатации и получающаяся практически линейной. По ней коэффициент
упругоемкости этой залежи, характеризующий ее в начальном сос-
тоянии, получается равным 035 - 10 * 1/МПа. Наблюдаемое на
рис. 2.1 J увеличение параметра р* с ростом 1V являлось косвенным сви-
детельством вторжения воды в залежь в процессе извлечения нефти (при
отсутствии тогда еще, как упоминалось выше, прямых данных о наличии
42
примыкающей к -залежи водоносном оо.части тех и ill иееых размеров j.
|3 более поздний период (с учетом большего числа данных) величина
коэффициента упругоемкости аале ж и была несколько скорректирована
до 0,3-10 4 I/МПа (см. раздел 9).
2.4. Закономерности изменения коллекторских свойств
продуктивных отложений. Особенности распределения
запасов нефти в объеме залежей
Обычно качественная и некоторая количественная характеристика
изменения коллекторских свойств пород дается по площади залежей и по
разрезу продуктивных отложений- Здесь по ряду залежей с трещин о-
ватыми карбонатными коллекторами было выявлено и вполне определенно
количественно охарактеризовано закономерное изменение коллекторских
свойств по высоте структур, к которым приурочены залежи. На этой
основе было количественно- охарактеризовано также размещение запасов
нефти. Полученные результаты представляют особый интерес ввиду боль-
ших этажей нефтеносности, характерных, как правило, для такого типа
залежей (см. раздел 1}, и в связи с разработкой их при вытеснении нефти
водой в направлении от ВПК к сводам структур (см. следующие разделы).
Применявшиеся методические приемы при обработке исходных данных
и полученные количественные результаты характеризуются ниже на
примере .верх и смел о вой залежи нефти Малгобек-Вошесенско-Ллиюр-
топското месторождения.
Она приурочена к узкой асимметричной антиклинальной складке
(см. рис. 8.3). Размеры залежи 42 х 3 км. Толщина продуктивных отло-
жений 300-345 м. Положение начального ВНК на большей части площади
определено на гипсометрической отметке -2650 м. Начальный этаж неф-
теносности 600 м. Естественный режим залежи упруго-водонапорный (см.
раздел 8).
Наблюдалось заметное ухудшение коллекторских свойств верхне-
меловых известняков от свода к крыльевым и периклинальным час-
тям складки. Об этом свидетельствовали результаты испытаний сква-
жин, данные геофизических исследований разреза продуктивных отло-
жений. Поглощения глинистого раствора при бурении тоже наблюдались
в основном в повышенных частях структуры. При остановке сводо-
вых и присводовых скважин происходило практически мгновенное
восстановление пластового давления. По приконтуриым же скважи-
нам время восстановления давления могло достигать нескольких су-
ток.
Па основании имевшихся материалов на первом этапе было сделано
качественное заключение о вероятном закономерном уменьшении тре-
Щиноватости пород в направлении от свода складки к ВНК и неравно-
мерном распределении запасов по высоте залежи, что полностью подтвер-
дилось последующими количссгвсешеими сщенками.
43
Рис. 2.12 И wen-енне пи пысиметрнчсткой высоте шекм М < сн-япеительйм! значений
Кл 5Эфф И 1.131 С ?1 ТЛ I рИДНИ:)Н;Г'"ОСTil *Л < Кpj-iёШЯ / .', h. З.Ы\ йi VLC4O1S il«JpiJ*l [ I KpHJ^tK ;
и запасов нефти Hjj помпы я .6
rkiHciKxHHH см. H тексте
Для этого исполыоваяись данные геофизических определений коэф-
фициентов трещиноватости (вторичной пустотности). Выделение трещи-
новатых интервалов и определение трещиноватости известняков на основе
е ггеци а л ьн о го ком пл е к са п ро мыс л о в о - ге о ф и з и1 г е с к и к после д о в a 11 и й
(А.М. Нечай. I960 г.} производились по 2S скважинам. Полученные до-
вольно обширные данные о трс1циноватости продуктивных отложений
были подвергнуты специальной обработке.
[ ипсометричсскими плоскостями, условно проводимыми через каждые
20 м, залежь (н пределах начального ВНК) была подразделена на от-
j (с. г ь и ы е ч а сти. И х об ъе м з а (V б. отн с се и н ые к с ю ще му н а ч а л ь н о м у об’ ье му
залежи, предела в лены в табл. 2.5. Объемы определялись методом гори-
зонтальных сечений. В табл. 2.5 н на рис 2J2 приведено также изменение в
направлении ВПК нарастающих значений объема нефтссодержащнх пород
( V ) в % от общего объема залежи.
Полученные но отдельным скважинам геофизические данные о трещи»
новатости продуктивных отложений были распределены между рассмат-
риваемыми гелеометричсскимн интервалами. После этого определяли
значения коэффициентом трещиноватости указанных частей залежи как
среднензвешенных по толщине отложений, охваченных геофизическими
исследованиями в пределах каждого интерната. При этом учитывали
также нулевые значения трещиноватости. Под кстзф^лядиентом трещпно*
вл гости щесь нанимается отношение объема трещин и других пустот
вторичного происхождения к общему объему породы.
О е J г осител в е [ ь те эн а не н ня коэфф и t е.ис з it ов тре i цино витает и ра зл ичных по
гипсометрии интервалов продуктивной толщи ш представлены в табл. 2 5 и
н а ри v. 2. Н I, отд с л з i ] 1 ы м и то к а м и). О ни он ре л е: г я л и с ь к «1 к с i т з з о щ е н в я
а бсолютн ых j паче ни к коэффициентов тре ецин сжатости отдел ъны х
интервалов к коэффициенту трещиноватости, средневзвешенному езо
объему залежи В табл. 2.5 пред ставлены также t >т носите л ьные значения
коэффициентов трещиноватости различных частей залежи, полученные по
осредненной криной 1 олб.
I :*ixTii на 2 5
XupiihTt'pKeriiifcu ряшчпих н° к ИНС-Ю1М1'’ римским тчша.ч иптершим!
П p'1 Л} K I H HI! Й Tij.lin н
• AVXLMwtLvI.
< MA*i 'VftW III । VT.Y IV' КТ V
IlH г;рн:м
h;. 4
И
lhii
• '.чгптттдага
2.44
? JU-
XI К}
% " i
II
8IJ
"i
1 44
6.66
%
* ЦК1
ув 4 > .*> ,s
J2U
2 L40
21 Ji - 2 L 86
21?2«8)
22LH >
> 1 -11 I
;ч
» t T
3.1$
3.54
(L$0
2.03
4.08
6,82
IО .(Ю
13,54
IKl
£ I
?
> x К/
s
!
7
2110
24,9$
X 1
s_ii£' I
2^^2230 \ .44 1 65 Vi • J «»• 1 1 "1 "1 i ’*• 1 3.S; 2К85
2280 23(Ю 135 I.4J 27П i 92 3.86 32.7 L
?1Ш 2A2G s I. w? * 1Л1 2.96 19^;-! 1 94 36,65
ц-^дчдп L3n 1.25 2j 1 "i > . ; *• 4L Ч. . • X 0 4.02 40,67
su X B 1 » №*.* 1 3.50 26 3S) 4,01 44 ЛО
2 Ж) 2380 ChhS 1, TI зло 4U0 4.1 8 4!Ш
2ISO 2400 11 1.03 4 Д К / 54.40 4,12 533Ю
2400-2420 1 .JU 114 .' • J • 4,20 М60 4,07 57.07
i.4 lO-J 4 h. 1 11 r H 4 njl 4,40 43,(Ю 4,(Ю 61.07
cltiU Lin H.SK -«,6^ ? 4 7,60 4,6=5 6542
UXO 24X0 гч?> . •• ?ж, 4 •''.• %□ ?Ts • . № И/< ’ 4 Ж 69Л В
24 SO- 2500 ’ . 52 H/T 5,ПС 5 050 зда 73,04
2 S( XH 2520 H.6(J Oja 5,30 62 да 76.91
-ь S Vx-1 МП •% i |S :<ъ * *• (}.76 ПД2 535 6S и 1да $0,76
2540 J^tO П -j । i.es 5 <4) • 73.65 3.74 М50
2550 ’ I?; m.TJ 5 .(!> 7ч. 3G 3.61 $8.3 1
.‘SKU 2600 iJ. S3 11,(4) 5 Л 5 S5.L5 3 м 9L62
JOO 2620 H.7(J 1.1,5 К 5.45 Ч1.10 3,45 953)7
2620 2646 I’!1.? 4 ll,56 6J0 97,20 3,42 98.49
длд 2650 Н.4Л I i.S4 2 3C ИНОК) 1,51 НЮ.00
s
3
1
4
1
0X
M £>
Использованные данные достаточно равномерна распределены между
частями чалежи, на которые она была подразделена упомянутыми гинсо-
метри четкими плоскостями. Скважины, lid которым геол учены эта данные,
оолес или менее равномерно рассредоточены по площади залежи.
Ни кривой: I можно наблюдать, что в верхней части залежи тре-
ишповагос[Ет н:шестЕ[яков в несколько раз больше, чем в нижней. Книзу
ухудшается также нырнжешккть коллектора, характеризуемая отноше-
нием эффективной толщины отложений к общей. Это значит, что
ход и ржание нефти в единице объема породы должна вменяться по высоте
ылижи. увеличшыясь от ВНК к своду складки.
Наконец, используя данные табл. 2.5 или рис- 2.12 {кринвае 1,2), можно
было оттределитЕ> относите л ьные значения запасов нефти в отдельных
выделяемых частях залежи как произведения относите лысых значе-
ний их об ъемов (I б и Т| кч з щ ш та тоста о?/-. R табл 2 5 и на рис. 2.12 (кри-
-ZOOO -2200 -2400 2600 -2800 r
Г,м
Инс. 2J 3^ Изменение относительных знамений коэффициента трещиноватости (т) гю
высоте структуры i.rj
вая 3) приведено также изменение в направлении к ВПК нарастающего
количества нефти, содержащейся в залежи (Ин). в процентах от общих
запасов.
Очевидно, что при равномерной трещиноватости пород и иефтенасы-
щенности кривая 2 характеризовала бы и распределение запасов нефти. В
условиях данной залежи, как и следовало ожидать, кривая Зт представ-
ляющая реальное распределение запасов по высоте залежи, располагается
выше кривой 2 изменения объема нефтесодержащих пород. Обе эти кри-
вые характеризуют начальное состояние залежи (до ввода ее в эксплуата-
цию),
В нижней части залежи (см. рис. 2.12) относительное содержание нефти
должно быть меньше, а в верхней части залежи - больше по сравнению с
их относительными объемами. Так. в прилегающей к ВНК части залежи,
составляющей, например, 30% от общего объема, по кривым 2 и 3 должна
было содержаться только около 20% запасов нефти, а в сводовой части
залежи такого же объема ~ около 50%.
Неравномерное развитие трещиноватости и распределение запасов в
залежах такого типа, необходимо было учитывать при расчетах, свя-занных
с проектированием и анализом разработки, в том числе при определении по
промысловым ц антам коэффициентов нефтеотдачи из заводненного
и бъ ема.
В последующем но изложенной выше методике были обработаны также
данные о коэффициентах общей вторичной ну статности, характеризующие
продуктивные отложения в под нефтяной части залежи, вплоть до
гипсометрической отметки (Г) -3000 м (при абсолютной отметке
начального ВНК, как указывалось ранее, -2650 м). Полученные ре-
OTliaOn'CJHjElbie ЭНЕ1ЧСНИЯ КОЭффиЦНСНТОН НТОрИЧЕЮЙ ]]уCTiJTII-ости
Ila этом рисунке кривая I соответствует кривой /и (Г) рис. 2.12 и
характеризует изменение вторичной пустотности в пределах залежи. Что
касается структуры в целом, то на рис. 2.13 представлены два возможных
одрцавта кривой ^т(Г). Кривая 2 остается непрерывной и плавной за
пределами залежи. Кривая I 3 имеет излом на отметке начального ВНК.
Вторах из указанных кривых представляется более вероятной и обосно-
ванной. Она свидетельствует вначале о достаточно резким уменьшении
коэффициентов вторичной пустотности в водоносной части продуктивной
толш.и поблизости от начального ВПК. а затем о вполне отчетливой
стабидизациЕ! значений относительной вторичной пустот пости (на уровне,
близком к 0,2) на более низких гипсометрических отметках.
Таким образом, принимаемая здесь за более близкую к действительнос-
ти кривая 1-3 не свидетельствует (как, впрочем; и кривая 2) с тенденции к
полному затуханию вторичной пустотности на погружениях складки поб-
лизости от залежи. В связи с этим становится понятной значительная ак-
тивность законтурных вод, особенно на периклиналях складки; которая об-
Е[ ар ужилась в процессе разработки залежи. Кроме того, полученные ре-
зультаты вполне согласуются с имеющимися представлениями (на основе
данных разработки} о вероятном наличии эффективной гидродинамической
снязн рассматриваемой залежи с расположенными западнее и восточнее
верхиемеловыми залежами нефти месторождений Лхлово и Хаян-Корт.
Подчеркнем при этом, что нсфтеводиноснаи система тем не менее являет-
ся замкнутой, о чем свидетельствует большое превышение начального
пластового давления над гидростатическим. Здесь идет речь лишь о воз-
можных ее размерах, которые, судя по всему, могут оказаться значитель-
ными.
По мире разработки рассматриваемой залежи, подъема ВНК в направ-
лении к своду структуры появились также данные о коэффициентах эф-
фективной вторичной пустотности под которыми условно понимается
отношение объема нефти в пластовых условиях, извлекаемой из завод-
ненной части залежи, к общему объему заводненных пород. Определение
этого параметра представляет несомненный интерес в связи е оценкой
извлекаемых запасов нефти в залежи по данным начальной стадии ее
разработки.
^десь мы ограничимся исследованием характера изменения коЭффи-
пиента эффективной вторичной иустотиосги гго высоте структуры. Для
^того использовались необходимые материалы, полученные на различные
Даты в начальный период эксплуатации залежи, когда особенно важен
контроль ее разработки. На каждую дату определялись осредненное пен
ложение ВНК, нарастающее и приращенное (но сравнению с предыдущей
Датой) значение заводненного объема, среднее значение гипсометрической
отметки в интервале приращенного заводненного объема и коэффициент
эффективной вторичной пустотности последнего. При этом всякий раз
Учитывалась добыча нефти за счет упругих сил из верхней незшюдненной
’засти залежи ио методике, изложенной в разделе 7.
47
Jффг_K‘! b!HН0й итирмЧ НС1Й ।СТ4‘> ИНК-
ГИ I SJU НЫСИП:
-2400
Результаты рас четой пред-
ставлены на рис. 2.14. Значе-
ния коэффициентов эффек-
тивной вторичной пустотности
привецеЕЕЫ в условных еди-
ницах. Важно подчеркнуть, ч то
характер изменения коэффициента эффективной вторичной пустотности
по высоте залежи аналогичен характеру изменения коэффициента общей
вторичной пустотности. К сводовой части залежи происходит существенное
увеличение количества нефти, извлекаемой из единицы объема породы
продуктивной толщи.
Наконец, по верхнемеловой залежи Малгобек-Во-шесенско-Алиюртой-
с к о го мс его ро ж д е ния б ы л и проа н а л и з и р о н а н ы г г ил учен и ы с значения
коэффициентон проницаемосгн для вязкой (А) и весомой (с) жидкости (см,
раздел 2.2). Результаты определений коэффициентов проницаемости А и с
на основе данных гидродинамических исследоваЕШЙ соответственно по 67 и
28 скважинам (119 и 29 интервалам) были обработаны для установления
возможной закономерности изменения указанных коэффициентов но
высоте структуры. Методически эта обработка производилась так же. как
и коэффициентов вторичной пустотности, только ввиду .менынсго числа
данных условные гипсометрические плоскости, под разделяющие продук-
тивную толщу на отдельные часги. проводились через 100 м.
В рсзульгагс были построены кривые, изображенные на рис, 2J5 и 2.16.
Они свидетельствуют о том, что коэффициенты проницаемости пород по
высоте залежи изменяются аналогично коэффициентам вторичной
пустотности, умеЕгыпаясь на более низких гипсометрических отметках. При
□том важно подчеркнуть, что аналогично кривой изменения коэффициента
общей вторичной пустотности кривые изменения коэффициентов hie
также не свидетельствуют о наличии тенденций к полному затуханию
проницаем о сти пород на иофужениях складки, где значения коэффициента
проницаемости 4 стабилизируются на уровне около 0.07 мк.м? (в основном за
счет восточной периклинали).
В общем случае трудно ожидать четкой аналитической связи между
коэффициентами 7 и с для вязкой и весомой жидкости (см. раздел 2.3).
Однако для пород одной и той же продуктивной толщи, характе-
ризующихся подобной структурой порового пространства, такая связь,
видимо, не исклЕОчена. Для проверки этого ио 28 скважинам были обра-
ботаны 43 индикаторные диаграммы, с достаточно большой точностью
удовлетворяющие двучленной квадратичной зависимости между дебитом н
понижением забойного давления. Полученные значения коэффициентов
проницаемости £ и с с цел ело установления возможной функциональной за -
висимости между ними при предварительном рассмотрении представлялись
4Я
/Г, мкм
рис. 2J 5. Изменение коэфф
цис и проницаемости £ пи
jRjccn1 структура
Рис. 2.16. ИзМСНСННе Кдгзффи-
цкент;| П рп И 11 Л£Ы- МОСТ И (. по
iisiсоте -залежи
с, Ю 5СМ
в обычных, полулогарифмических н логарифмических координатах. Нс
смотря на б о л ыи о й ра зброс тоЕ is к... б ы л я отме ч и н а не кото рая за кон оме рная
свя з ъ м е жду у каз а н н ы ми ко э фф и цис нтэ м и.
На рис. 2.17 указанные данные представлены в логарифмических коор-
динатах. Видно. что в общем с увеличением коэффициента проницаемост
£ увеличивается также коэффициент проницаемости с. Исходя из харак-
тера расположения точек, сделано доЕ1ущение о .чиненной зависимости
между логарифмами коэффициентов проницаемости для низкой и весомой
жидкости и произведена обработке! фактических данных по методу наи-
менвших квадратов. В результате было получено аналитическое выра
же н и с ] 1 ря м о й (см. р не. 2.17). Эта и ря .м а я в 11 о л lie < ттр а ж а с г о бт ну ю
тенденцию в характере изменения коэффициентов t фонты с мости.
49
Рнс. 2.17, Заннсимпстъ между коэффициентами крайни а емо-сти bit
Ввиду специфических особенностей трещиноватых коллекторов было
сделано также предположение о наличии зависимости между коэффи-
циентами обшей вторичной пустотности и проницаемости, тем более что
характер их изменения по высоте структуры оказался однотипным (см.
рис. 2, IX 2.1Д 2.16). Для проверки этого предположении по 20 скважинам
были подобраны интервалы продуктивных отложений, по которым имелись
определения коэффициентов обшей вторичной пустотности по
геофизическим данным и коэффициентов пронинаемости (£ и е) по ре-
зультатам гидродинамических исследований.
Однако последующая обработка полученных данных не дала положи-
тельных результатов, между коэффициентами общей вторичной пустот-
ности и проницаемости зависимость не была установлена. Нс исключено,
что для такой обработки имеющихся данных недостаточно. Кроме того,
общая вторичная пустотность может и не характеризовать однозначно
проточную трещиноватость определяющую фильтрационные сопротивле-
ния при движении жидкости.
Заканчивая рассмотрение здесь верхнемслоной .залежи Малгобск-Воз-
несеиско-Алиюртовского месторождения, приведем также некоторые ко-
личественные данные, характеризующие неоднородность пород но разрезу
продуктивных отложений, о которой в качественном плане упоминалось в
предыдущих разделах. По выделяющимся в разрезе шести пачкам
известняков по данным гидродинамических и геофизических исследований
были определены осреднснные величины проницаемости и вторичной
пустотности. Относительные значения этих параметров (£ и w), а также
толщина пачек (Л) приведены в табл. 2.6.
50
Таблица 2. fi
Измененнг цроннцасмо^тн н нторнчнзкн пустотности ио
ЛАрам^-р
рязрсзу кр’ОДунтмянО'Н толщи
] Li'IK;!
1 И ш IV VI
ft. м 25 30 30 45 105 90
А 1,34 1.60 1.88 1,29 0,20 0.S7
/7J ] ,33 2J2 1,80 0.72 0,42 0.74
При этом коэффициенты проницаем о ста и вторичной пустотности от-
носились к общей толщине отложений. Средние их значения определялись
соответсгвенио как среднеарифметические и средневзвешенные по тол-
идине. Использовались данные стационарных исследований скважин. Учи-
тывались как самостоятельные, так и совместные испытания пачек. По-
лученные абсолютные значения проницаемости и вторичной пустотности по
пачкам относились к их значениям по залежи в целом. Заметим еще, что по
I и V пачкам имелось ограниченное число испытаний.
Из табл, 2,6 следует, *гго верхние пачки верхнемеловых отложений ха
рактеризуются более высокими коллекторскими свойствами, чем нижние.
Рассмотренный пример верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенско-
Алиюрто некого месторождения свидетельствует о целесообразности про-
ведения аналогичных исследований для каждой конкретней залежи подоб-
ного типа. Полученные результаты должны использоваться при оценке
запасов нефти в залежах, при проектировании и анализе их разработки (см.
следующие разделы).
2.5, Использование кривых восстановления пластового
давления для изучения трещиноватых коллекторов
В наиболее общем случае трещиновато-кавсрнозно-пористого пласта
последний можно представить в виде обычного пористого пласта, разбитого
более или менее интенсивной и равномерно развитой системой трещин на
отдельные проницаемые блоки различной формы и размеров. Коэф-
фициент трещиноватости (вторичной пустотности) и проницаемость пори-
стых блоков породы характеризуются обычно весьма малыми величинами,
значительно меньшими, чем пористость породы и проницаемость системы
трещин. В связи с этим можно считать, что пористое пространство породы
является основным коллектором пластовых флюидов, а система трещин
обусловливает основную проницаемость и служит проводником к скважи-
нам пластовых жидкостей и газа, поступающих в трещины из пористых
блоков породы.
В случае, если скважина дренирует такой трещиноватый пласт ограни-
ченных размеров, процесс восстановления забойного давления после ее зак-
рытия может быть выражен следующей формулой (П. Поллард, 1959 г.).
Р0 - р = А с"*1' + 8е - рк - А - В) е , (2.9)
забойное цанленнс при работе скважины: р цаплепне на забое сквя
жины в момент времени f после ее остановки; / время остановки скат
жиЕ'Еы: A, #, & =, 1Л - постоянные, если давление но всей системе выше
s * " и- ^И. М •
давления насыщения..
Каждый из трех членов привой части уравнения (2.9? отражает опре-
деленное физическое явление. Эти члены уравнения представляют соот-
ветственно приближенное выражение; 11 разности между установившимся
статическим пластовым давлением и давлением а трещинах (зависит от
скорости перетока пластовых флюидов из пористых блоков породы н
трещины): 2) перепада давления, обусловленного гидравлическими поте
рям'И при движении жидкостей и трещинах до окрестностей скважины;
3) перепада давления между трещшЕами в окрестностях скважины и
ок Езажиной, обусл о в ле е е е еого скн е i х| >е к том.
Таким образом, каждая из рассмотриешых выше частей обпЕсго перс
пада давления (Др = Рп имеет различную природу, отражает различные
виды сопротивлений, отмеченных при движении жидкости к скважине, В
связи с этим после осе л ловки скважииЕЛ указаннЕ-л.с части перепада
давления становятся практически равнЕлми нудно через различные проме-
жутки времени, В уравнении (2.9] коэффициенты л=, и to снизаны соотно-
шением о? Это означает, что через определеншч время после
остановки скважины становится не значится ешым зретнй член гЕравой части
уравнения (2.9). затем через более продолжити.[1аюе время второй член,
после чего подъем давления в скважине происходит в осноеш-ом за счет
перетока жидкости из пористых блоков породы еэ трещины.
В связи с изложеЕШЫМ выше (юня-цю, что график изменения но примели
log(pa - р) должен иметь прямолинейный участок, который пуцет выра-
жать изменение ею времени логарифма разности между статз!чсскеем
пластовым давлением и средним давлением в трешинах. Экстраполируя
прямолинейный участок кривой до осн v, получим значение пис-гоинной /к
по уклону прямой можно определить значение коэффициента ль, Вычитая
из начального криволхшейного участка еесходееой кривой начальный
дкстраполированЕнлй участок указанной е^ыепс прямой. получим кривую
изменения во времени логарифма разности между средним давлением в
тресцинах и давлением в скважине, продета вл я кицсео последЕше два члена
праной части уравЕ{ения (2.9), ЕЗ дальнейшем л х кривую для краткости
будем к взывать "разностной кривой'". Она тоже имеет прямолинейный
участок, который представляет второй члсее уравнения (2.91. Пгтем
графического анализа кривых восстановления давления можно определить
также постоянную Н и коэффициенты сь п (Следует отметить, что
разностная кривая" и даже кривая зависимости log(;v - />] ст / могут быть
прямолинейном ми. если перепад давления, обусловлеиЕняй ск нее эффектом',
или гидравлическим сопротивлсЕшсм п крупных трещинах, ил ее оба з еле
сопротивления практически равны нулю.
Естественно, большой интерес пре дети вл яе-г нееилиз [фактических кривых
восстановления пластового давления, снятых его скважинам, доспи-
№
нить величину каждого нз указанных выше сопротивлении, имеющих
место в пласте при работе, скважины; 2) более обоснованно подходить к
выбору скважин для проведения кислотных обработок и к выбору характе-
ристик применяемой кислоты и технологии проведения процесса; 3) пред-
сказать возможный эффект кислотной обработки и оценить его после ее
проведения. Вероятно, кривые восстановления давления будут использо-
вцты-'я и для определения коллекторских свойств трещиноватых пород.
Представляется возможным использовать кривые восстановления
панления также для [[изучения некоторого качественного заключения о
характере трещиноватости и типе трещиноватого коллектора. Ниже рас-
сматривается только последний вопрос на примере обработки и анализа
кривых восстановления давления, снятых по скважинам верхнемеловой
з ; л ежи место ро жде н ня Зама и к у л
Эта залежь нефти приурочена к трещиноватым известнякам. Согласно
имеющимся данным, считается, что не только проницаемость породы, но и
ее емкость обусловлена в основном развитием трещиноватости. Другими
словами,. представляется, что трещины и другие пустоты вторичного про-
исхождения являются основным коллектором пластовых флюидов, спо-
собных двигаться при создающихся при эксплуатации скважин перепадах, и
пронодЕшком их к скважинам. Гакам обратом, получается, что данный
трещиноватый коллектор существенно отличается от описанной выше
модели трещиноватого пласта, для которой справедливо уравнение (2-9ц и
относится к другому типу трещиноватых коллекторов ~ трещнновато-
ка нс р нот ному-
Р а зл ит । ие з а к л ю ч а с тс я в отсутст ви н об ме н а пл истовы м и фл ю ид ами
между блоками породы и системой трещин и, следовател ьно, в отсутствии
сопротивлений, связанных с этим процессом. Блоки породы в такого типа
коллекторах могут быть монолитными или Еысыщениыми водой, которая
одЕсако, не движется при перепадах, создающихся при эксплуатации сква-
жин. Учитывав изложен ное выше, можно т ton а гать, что если такие кол-
лектор ел характеризуются более иди менее однород еюй трещиноватостью,
то в результате обработки кривых весегановлеиия давления должны
получаться прямолинейные "разностные кривые”.
В се 1'0 но месторождению ЗамаЕ1кул было обработано семь кривых
восстановления пластового давления, снятых по четырем скважинам. Они
характеризуют семь различных интервалов продуктивных отложений,
шесть из которых при испытании дали воду и один - нефть. Нефть
м е с т о р о ж ц с н и я Заман к ул х а р а кте р и з у е т с я о ч е н ь низ ки м дав л е н ие М
пасы{цениж поэтому нс только забойные, но и устьевые давления по
Добывающим скважинам значительно больше данлеЕшя насыщения. Все
кривые восстановления давления были получены по замерим устьевых
давлений. Для их построения сделано достаточное количество замеров.,
хорошо освещающих также и начальные участки кривых. Шесть из
исследованных интерна;]он продуктивных отложений были вскрыты путем
Перфорации, И ТОЛЬКО ОДИН из них относился к открытому лабою скважины.
Ei четырех случаях были пол учены прямолинейные "разностные кривые ".
Выше указывалось, что прямолинейность "разностных кривых" может
свидетельствовать о том, что сопротивление в окрестностях скважины или
гидравлическое сопротивление в трещинах практически равно нулю, если
эти кривые получены по икнажниам, дренирующим трещиноватый пласт, в
котором основным коллектором пластовых флюидов является пористое
пространство породы. Кроме того, она может свидетельствовать, что
трещиноватость определяет также основную емкость коллектора и более
иди менее равномерно развита в породе.
Необходимо отметить, ч то интервалы продуктивных отложений, по ко
торым получены прямолинейные "разностные кривые", характеризуются
весьма низкой продуктивностью и они не обрабатывались кислотой, не
подвергались гидрорэзрыву и т.д. Имея это в виду, можно полагать, что
факт получения прямолинейных "разностных кривых1" служит подтверж-
дением того, что в данной залежи,, действительно, трещиноватость вместе
с другими пустотами вторичного происхождения не только определяет ос-
новную проницаемость породы, но обеспечивает также основную емкость
коллектора, тем более что другие данные (геологические, промысловые и
др.) тоже свидетельствуют об этом. Можно полагать также, что интер-
валы продуктивных отложений, характеризующиеся прямолинейными
"разностными кривыми", обладают более или менее однородной трещино-
ватость ю.
Графический анализ одной из таких кривых восстановления давления (с
прямолинейной "разностной кривой") представлен на рис. 2. ] 8.
По остальным интервалам, один из которых нефтяной, "разностные
кривые" имеют криволинейные начальные участки. Эти интервалы ха-
рактеризуются гораздо большей продуктивностью, два из них до снятия
кривых восстановления давления подвергались со л яно кислотным обра-
боткам. которые привели к значительному увеличению дебитов скважин.
Графический анализ одной из кривых восстановления давления этого
типа (е криволинейной "разностной кривой") представлен на рис. 2.19.
Факт получения не прям о линейных "разностных кривых", естественно,
прежде всего может свидетельствовать о том. что основным коллектором
пластовых флюидов является пористое пространство породы, трещино-
ватость же обусловливает основную проницаемость- Во всяком случае у то.
по-видимому, может свидетельствовать, что при дренировании указанных
интервалов и восстановлении давления в пласте происходили процессы,,
аналогичные обмену пластовыми жидкостями между пористыми блоками
породы и системой трещин, характерному дли трещиновато-пористых
коллекторов. В данном случае более вероятной представляется некоторая
неоднородность самой трещиноватости в пределах исследованных интер-
валов продуктивных отложений. возможное разделение системы трещин на
ц вс 11 од с исте м ы, и з к отор ы х одн а яв ляе тся осн о ан ы м про в од ни к ом
жидкости к скважинам, а другая питает флюидами первую и в какой-то
мере играет роль блоков породы с пониженной проницаемостью.
54
Рж,2Л&. Графический анализ крнной воситанувлсния давлении скв. 34
I - Кривая !$аНИ£11М0СТ1! Lg^u - pj trr г; 2 - "р&ЗНфСТНЙЯ крняая"
О 50 fQQ 150 200 250 f, Ч
нс. 2.19. Графический анализ кривой восстановления давления скв. 20
УииПВнЫЕ обозначения СМ. НЗ рНъ. 2.1 К
В заключение следует отметить, что при интерпретации результатов
обработки кривых восстановления давления необходимо использовать все
имеющиеся данные о скважинах и коллекторе.
3, О БЕЗРАЗМЕРНЫХ ПАРАМЕТРАХ
И ГРАНИЦАХ ПРИМЕНИМОСТИ
ЗАКОНОВ ФИЛЬТРАЦИИ
Линейный закон фильтрации Дарси положен в основу многочисленных
теоретических исследований движения жидкостей в пористых средах, 'Это
вполне оправдано, так как в большинстве практически интересных случаев
он соблюдается с большой точностью, К тому же это значительно
упрощает аналитические исследования, В некоторых случаях, однако,
отклонения от закона Дарси могут быть существенными, особенно при
фильтрации жидкостей в пористых средах с .грубой структурой.
Об этом свидетельствуют лабораторные эксперименты, а также ре-
зультаты промысловых исследований, в том числе вполне определенные
данные по скважинам, дренирующим трещиноватые породы (см. рги-
де л 2.2). Но вопросу о физических причинах нарушения линейного закона
существуют различные мнения. Более вероятным представляется объяс-
нение этого возникновением при увеличении скорости значительных инер-
ционных сопротивлений, хотя не исключено, что в некоторых случаях
важное значение может приобрести также фактор турбулентности.
Определение режима фнльтргшни представляет не только теорети-
ческий интерес, но имеет и большое практическое значение, Знание закона
фильтрации необходимо при решении многочисленных задач современной
технологии добычи нефти и газа, строительства и эксплуатации различных
гидротехнических сооружений и в ряде других случаев.
Здесь в основном характеризуются некоторые более ранние, относимые
сейчас к классическим, исследования по определению верхнего предела при-
менимости линейного закона фильтрации Дарси, наглядна иллюстрирую-
щие. в частности, эволюцию подходов к формированию безразмерных пара-
метров фильтрации. Затем излагается иной подход к решению этого воп-
роса и определению границ существования различных законов фильтрации.
&L Результаты теоретических
и экспериментальных исследований
По рассматриваемой проблеме выполнено много работ, При их обзоре
использовались. и частности, результаты обстоятельного критического
анализа основных исследований, сделанного ни Всесоюзном совещании
гидрогеологов в г, Ереване (Н,Н. [Цел качен. 1963 г.}.
При исследованиях использовались методы общей гидродинамики,. Ре
/$ультаты экспериментов обрабатывались обычно с помощью безрач-
чес кие чаконы в наиболее общей и удобной форме и выяснить критерии
спранедлиности этих законов^
Ла апилогии с трубной гидравликой при установившемся напорном
движении вязкой несжимаемой жидкости в не деформируемой пористой
срс.Дй для определения границы справедливости закона Дарси применяется
безразмерный параметр подобия Рейнольдса (Re). При его составлении
।к-гюлюовались различные предположения, поэтому для определения числа
Рейнольдса получено много формул. Соответственно предложены,
различные выражения для определения другого безразмерного параметра,
применяемого при обработке экспериментальных результатов, - коэффи-
[[цента гидравлического сопротивления (v)-
Впервые предложенный критерий применимости линейного закона
фильтрации, основанный на числе Рейнольдса (ШГ Павловский. 1922 г.),
был выведен исходя из теории Слихтсра для фиктивного грунта. Эта
теория позволяла сравнивать движение жидкости по поровым каналам с
движением по цилиндрическим трубам. Заменяя в выражении параметра
Рейнольдса для круглой трубы среднюю скорость движения и диаметр
трубы через скорость фильтрации гд эффективный диаметр зерен Jh
пористость hi, получили
npd
Re = -
p(0,75w + 0,23) ‘
где р И |А плотность и вязкость жидкости.
Формула (3.1) в определенной степени учитывает особенности фильтра-
ционного движения жидкости. В псе входят специфические характеристики
пористой среды im, Л. Есть основания говорить о возможности со-
поставления критических значений параметра Рейнольдса» подсчитанных по
отой формуле, с величинами RcKp зрубной гидравлики.
Однако определение эффективного диаметра зерен породы часто яв-
ляемся затруднительным или невозможным. Этот параметр пористой сре-
ды в большой мере носит условный характер и имеет ограниченное зна-
чение, В выражении (3.]) далеко не полностью учитываются фильтра-
ционные свойства реальных пористых сред.
Впервые выполненная в подземной гидравлике обработка результатов
экспериментальных исследований в координатах ig Re, lg V (Г. Фенчер,
Ж. Льюис, К. Берне, 1935 г.) основывалась на следующих выражениях для
безразмерных параметров фильтрации:
irflgrad pl
2ри
(3-2)
¥
1 Дс /> давление,
Эти выражения получены из соотиетссвующих формул трубной гидра-
влики путем механической замены средней скорости движения жидкости
скоростью фильтрации, и диаметра трубы — эффективным диаметром час-
тцць слагающих пористую среду, Эго был формальный подход. Формулы
57
как (Hut со в е pin е 11 но н ед £ >стато ч и о у ч ит ы в а юг их ф и л ьтр а ци они ы е
свонсгва.
Получаемые с помощью этих формул критические значения числя Рей-
нольдса в принципе было недопустимо сравнивать с лаковыми из трубной
гидравлики. При указанной выше графической о б раб oik с эксперимен-
тальных данных, естественно. не получили единой зависимости для разных
образцов даже и линейной области, где справедлив закон Дарси.
Заметим, однако, что применительно к категории естественных или
искусственных пористых сред, близких к фиктивному грунту, такое
составление безразмерных параметров фильтрации с точки зрения теории
подобия является, по-видимому, вполне оправданным. Во всяком случае
это может касаться пористых сред, характеризующихся одинаковой пус-
тотностыо, т.е. одинаковой укладкой составляющих их сферических
(или почти сферических) частиц Подтверждением этого могут служить
некоторые эксперименты и результаты их обработки с помощью
указанных параметров подобия [Щелкачев. Лапук, 1949], (VI. Мяскет,
1949 г,).
Выведенная в 1942 г. новая формула для числа Рейнольдса (ВЛ. Щел-
качев. 1946 гЛ получена аналогично уравнению (3. Г), но при введении в него
вместо эффективного диаметра зерен коэффициента проницаемости после
выражения числа Слихтера по Слихтеру- Позже было предложено также
выражение для коэффициен та сонротявлепня, обеспечивающее получение
универсальной зависимости между безразмерны ми параметрами
фильтрации в линейной области.
Re =
1 (ЬртМ
ри
2m2"4'A Igrad pl
ри 2
(3,3)
Формула (3.3) для параметра Рейнольдса обладала теми же достоинст-
вами, что и формула (3/1), и еще тем преимуществом, что ее легко было
использовать и для рыхлых и для различных сцементированных пористых
сред. Существенной особенностью этой формулы являлось то. что в
выражение для числа Рейнольдса впервые была введена комплексная
характеристика пористой среды, учитывающая все ее свойства при
фильтрации по линейному закону, - коэффициент проницаемости-
В другой работе (М.Д. Миллионщиков, 1947 г Л при составлении выра-
жений для параметра Рейнольдса и коэффициента гидравлического со-
противления впервые исходили из теории подобия. Используя в качестве
характерного линейного размера пористой среды величину Ст. назван-
ную внутренним масштабом породы, и в качестве характерной скорости -
истинную скорость движения жидкости, выраженную через скорость
фильтрации и порисгость, получили следующие формулы;
Re = .—. ь
m Vim I grad pl
2pr 2
(3.4)
5S
, , _ j_ _ . , -= - —— j x.l j-^и J i. lj я £± J i—. i.1 J L 1>HI 9 13 XHtfl E 3 JI 1Л "V P I u- J I L I p.1 1 I L r p M у Л (1 M В
^ординатах Ig Re, Ig ф показала достаточно хорошее расположение всех
экспериментальных точек, характеризующих различные пористые среды,
оль единой прямой при линейном режиме фильтрации. Здесь впервые
удалось получить универсальную зависимость между безразмерными пара-
метрами фильтрации в области справедлн пости закона Дарси и построить
11 я фильтра ним жидкостей iрифн к, аналогичный графику для движен ия
жидкостей по шероховатым трубам.
Необходимо отметить, что выражение (3.4) для числа Рейнольдса (как и
все последующие формулы) не имело никаких особых преимуществ по
сравнению с полученной ранее формулой (3.3). Больше того, величины Rekp,
подсчитанные по формуле (3.4)т нельзя было сравнивать с величинами Rekp
трубной гидравлики, так как они непосредственно не выводились из формул
трубной гидравл ики. Эго относится и к другим формулам, полученным на
основании теории подобия.
В последующем были получены формулы для Re н ф (Ф.И, Котяхов,
1956 rj, отличающиеся от формул (3.4) лишь постоянными множителями^
хотя они были выведены другим способом. Выражение для параметра
Рейнольдса (3.5) было получено из соогнетстнующей формулы трубной
гидравлики, в которую вместо скорости движения жидкости по тру бе была
введена истинная скорость движения флюида в поровых каналах, выра-
женная через скорость фильтрации и пористость. Вместо диаметра, трубы
был введен средний диаметр порового капала, определенный С помощью
коэффициентов проницаемости и пористости пу гем сопоставления законов
Дарси и Пуазейля.
Полученная при этом формула для коэффициента гидравлического со-
противления затем была уточнена [Требнщ 1959]- После этого безраз-
мерное уравнение фильтрации по закону Дарси оказалось одинаковым с
уравнением ламинарного движения жидкости по трубам. Ниже приведено
уточненное уравнение для ф.
„ 4 у 2и рл/А. 8-\> 2 игу Aw? I г rad р
Re =------__ ч v = ----------, -.—L. п 5)
gmyon рг1 “
При графической обработке опытных данных но этим формулам
в линейной области., естественно, получалась единая прямая для различных
пористых сред. Согласно авторам, численные значения параметра
Re. полученные по формуле (3.5), будут иметь ту же величину, что и для
круглой трубы при равноценных заданных условиях. При одинаковых
числах Re можно сопос’ганлять все процессы, происходящие при движе-
нии жидкости в трубах и в зюроных каналах различных пористых сред.
Можно сопоставлять также критические значения числа Рейнольдса,
определяемые по формуле (3,5), е величинами ReKp трубной гидрав-
лики.
Предложенные наиболее простые выражения для критериев подобия
^-М. Минский, 1951 г.) были получены исходя из предположения, что и в
случае фильтрационного движения при малых значениях числа Re коэф-
НОЛЬДСЛ.
Re=^
(3.6)
Считалось, что при практическом применении удойнее пользоваться
скоростью фильтрации и связедеыть поперечный масштаб поровых каналов
только с коэффициентом проницаемости.
Формулы (3.6) можно рассматривать как результат формального пре-
образования соответствующих формул трубной гидравлики путем замены
средней скорости и диаметра трубы скоростью фильтрации и величиной
или как результат формальной замены в формулах (3.2) диаметра зерен на
или, наконец, их можно получить из приведенных выше формул (3.3)-
(3,5). отбросив в них все множители, зависящие от пористости. Такне
формулы могут быть получены также с по мощь to теории размерностей,
что будет показано ниже.
Необходимо отметить еще справедливые замечания по поводу неко-
торой условности понятия критического числа Рейнольдса применительно к
фильтрации в пористой среде. В отношении получаемых количественных
результатов формулы (3.6), конечно, ничего общего не имеют с
формулами трубной гидравлики. Tie с их помощью, как и при исполь-
зовании выражений (3.3)-(3.5), получается универсальная зависимость
между коэффициентом сопротивления и числом Рейнольдса при Re < ReKp.
Во многих работах авторы исходили из предположения, что примени-
телыю к движению в пористой среде лучше всего использовать гидравли-
ческий радиус и истинную скорость потока. В одной из них (Г.М. Ломизе.
1951 г.) гидравлический радиус был определен на основании теории фик-
тивного грунта. Недостатки полученных формул для коэффициента сопро-
тивления и числа Рейнольдса очевидны и связаны прежде всего с наличием
в них эффективного диаметра зерен и о тс утст ни ем коэффициента
прок ицае м ости.
I ем не менее заметим еще раз, что использование этих формул, как и
других выражений для Re и ц/, включающих в качестве характеристик
пористой среды только ш и может быть в какой-то мерс оправданным
применительно к несцементированным пористым средам, сложенным из
хорошо отсортированного материала, близким к фиктивному грунту. Для
таких пористых сред, обладающих сходной структурой порового про-
странства, в ею которых ел v чаях может быть г гол учен а однозначная зави-
сим ость ф = i|/(Re) в линей ею й области и даже иногда ei е вели не иной.
В других работах (Л.Х. Мирзаджанзаде. М.Т. Абасов. 1955 г.), ГМир-
заджанзаде, 1959] представленные формулы полностью совпадают с пара-
метрами (3.4) (при их ВЕдноде отбрасывались постоянные множители), но
получены они другим путем. В качестве характерного линсйеюго размера
пористой среды исполЕгзоЕзаласЕ* величина, прямо пропорциональная гид-
равлическому радиусу идеального грунта, который определялся по фор-
муле Коэени с гтпмошьео пористости и эффективного диаметра зерен.
60
L
метод v, но число ( лихтера при -лпм определялось по Козе ни.
В качестве скорое] и. характеризующей поток. применялась истинная
скорость двнжеЕЕИЯ. Было показано, что внсдеЕ1П],]й выше так называемый
^нзтрепггий масштаб породы есть не что иное, как величина, прямо
щ^мюрцнонильная Е’вдранлц ческа му радиусу лор,
Li конец, формулы для коэффициента сопротивления и числа Рейнольд-
ej moi лее бы ть получены при использовании одновременно теории фильт-
рании Колени л теории (лихтера (С.А. Абду рашитов, Л.И. Лбдуывагабок
I и 0 I ГУ
Зл метим еще. что относите л 1>но выводов., базирующихся на понятии
। пдрлготического радиуса, н отдельных работах (А.Э. Шейдегер, 1960 г,)
|1Ьк-кач-ывались неко торые предост ережения по поводу применимости их к
пористым средам.
Ограничиваясь кратким обзором перечисленных выше работ, полагаем,
что они характеризуют н основном наиболее важные этапы в теорети-
ческим и п чении лышой проблем],].
Из экспериментальнЕЯХ исследований по фильтрации жидкости в порно
тых средах, специальна 1грпнош1нц.1ихся для оценки верхней границы приме-
ним лети д иней ней о чакона фильтрации, можно указать прежде всего опьо
л.-. iipcacramrciiiiMc и утюмиЕнпшшхся выше работах. В наиболее полной из
ш‘х с Л.И. ЛбдулвагабоЕК 1%! гл использовал ись образцы песчаника* песка
1неотниродЕ!П['о и однородного, мелкспсфниегоги и крупнозернистого), одно-
родней дроби проницаемое! ью от 0,05 ди 2 мкм2. Длина образцов достигала
”5 см. плопыдъ поперечит о сечения 45 емд При проведении эксперимен-
тов исшигьюыглись не только жидкости (очищенный керосин, топливо Т-1)>
ио и । ;ы (глот).
Упомянутые ныпш теоретические и экспериментальные исследования
итноеггия к обычным пористым средам. Ирименителысо к трсщиЕЮватым
шучмдлм их 1 при ]до меньше, причем нередко имелись п виду просто
слииичнЕле щели. В одной из работ (Ф.И. Катях о в,. Ю. С. Мельникова,
БХЧ г I. испил тун теорию гидравлического радиуса и исходя из понятия о
гак называемой гидравлически эквивалентной высоте трещин в породе*
полупили .выражения для безразмерных параметров фильтрации, практи-
чески ^квиндлентные формулам {3.5). Имелось лишь некоторое различие в
‘•нс генных коэффициентах.
Из экеггериментальных наследований наиболее значительными явля-
ются, no-видимому, опыты, проведенные в С'евКавНИПИнефть на нскус-
11веиных образцах трещиноватых сред при моделировании пластовых
условий фильтрации [Май дсбор, Чижов, [973]. Правда, здесь больше
ь,пгмдешя удели лосе, исследованию коэффициентов вытеснения, фазовых
•Фшшцаемостей, чем режимов фильтрации. На наш взгляд, остаются гяк-
Л|-' некоторые сомнении относительно обеспечения необходимой жесткости
’фименявши.хся моделей (воспроизведения горного давления).
При достаточном развитии трещиноватости .может приводиться о предо
•'ынная аналогия между трещиноЕзато-клверчоэпыми и обычными пористы-
ми породами как сплошными средами, фильтрующими жидкости и газы.
применимости законов фильтрации
Выше представлены различные формулы дли определения числа Рей-
нольдса при фил ьтрационном движении и пористой среде. Естественно, что
при использовании одних и тех же экспериментальных данных подсчеты но
ним дают разные по абсолютной величине критические значения числа
Р е й н о л ь д са. Кроме того, кр и т и ч е с к ис з и а ч е и и я э т о г о п а р а метра
оказываются разными для различных сред {при использовании одних и тех
же формул) и изменяются при этом в очень широких пределах,
Правда, сами авторы формул иногда дают сравнительно узкие интер-
валы изменения Reip. Это объясняется прежде всего использованием ими,
как правило, ограниченного экспериментального материала, к тому же
полученного подчас в результате опытов с очень близкими по своим свой-
ствам образцами пористых сред,
По данным указанных выше наиболее полных экспериментальных
исследований но установлению верхней границы применимости линей-
ного закона Дарси крайние значения критических чисел Рейнольдса, опреде-
ленных для различных пористых сред, отличались друг от .друга примерно в
400 риз независимо от типа формул, по которым делались подсчеты.
Ни одна из рассмотренных формул не дала единого или изменяющегося
в очень узких пределах значения Re4, для разных сред. В этом отношении
их можно считать равноценными,
11осле того, как в выражения для безразмерных параметров фильтраций
был введен коэффициент проницаемости, при обработке результатов
экспериментов в линейной области стали получать единую прямую (в ло-
гарифмических координатах) для различных сред, Это было большим
достижением. Однако в области нелинейной фильтрации для каждого об-
разца получалась своя кривая.
Такие результаты имели место при обработке экспериментальных дан-
ных по формулам (3-3)—(3-6) и др, В качестве примера на рис, 3-1 приведена
обработка экспериментальных данных [Требин, 1959] но формулам (3.5).
Безразмерные параметры фильтрации обозначены через \|/т и ReT.
Использование именно этих экспериментальных данных объяснялось тем,
Ч1о они опубликованы и представлены в виде, наиболее удобном для даль-
нейшей обработки.
Все это (большое число формул для Re и отсутствие единой зави-
симости в нелинейной области, появление поэтому для каждого образца
своего значения ReKp) создавало большую неопределенность и неуверен-
ность при практическом определении границ применимости закона Дарси.
Идеальным представлялось получение универсальной зависимости %|/(Re)
для любых пористых сред при любых значениях числа Рейнольдса,
В имевшихся формулах для безразмерных параметрон фильтрации учи-
тывались не все свойства пористой или трещиноватой среды* о называю-
щне влияние на фильтрацию жидкости [фи нарушении закона Дарси. Од-
ного только коэффициента проницаемости для этого недостаточно. Была
62
Г г
Рис- 5.1, Обработка опытных данные по формулам i3-5i
Образцы: / -V !i76, 2 - № 681; J - № h75, 4 Jfc 67К; Л - № 19: 6 - № 677, 6791
7 - -V1 1% .41, X № |Е1 л
-1- ь
предпринята попытка несколько иначе подойти к рассмотрению затро-
нутых вопросов,
Из общих физических соображений следует, что градиент давления при
фильтрации должен зависеть от плотности и вязкости жидкости, скорости
фильтрации и свойств среды. Из характеристик среды, оказывающих
влияние на процесс движении жидкости в ней, можно назвать пористость,
эффективный диаметр и форму зерен породы, распределение пор по
размерам и степень их цементации, микро шероховатость породо
образующего материала и макроптероховатость поровых каналов и т.д.
Очевидно,. что учесть все дти факторы при аналитическом исследовании
весьма затруднительно.. К тому же большинство из них остается неиз-
вестными.
В то же время .можно полагать, что ввиду специфических особенностей
пористой среды движение жидкости в ней может быть описано одной
непрерывной зависимостью, справедливой при любых значениях скорости
фильтрации. В предельных случаях (при очень малых и очень больших
значениях скорости) эта общая зависимость между скоростью фильтрации
и градиентом давления переходит соответственно в чакон Дарси и в закон
К расш) t юл ьского,
63
лскснь!ми параметрами, нн о л не определи еощи ми их-при практически ли-
нейном и квадратичном законах сопротивления, В переходной области
(фильтрационное движение характеризуется постепенным переходом одно-
го режима а другой) должны учитываться оба эти параметра. В качестве
одного из них естественно использовать коэффициент проницаемости Л.
При движении жидкости по закону Краснопольского градиент давления
пропорционален плотности жидкости и квадрату скорости фильтрации.
Коэффициент пропорциональности, учитывающий необходимые свойства
породы^ влияющие на процесс фильтрации на этом режиме, принимаем за
второй параметр 1/с, Размерность его будет [L z |. а коэффициента с - ]LJ,
Наиболее надежным является экспериментальное определение указанных
комплексных характеристик среды £ и с, которые в разделе 2 названы
коэффициен тами проницаемости для вязкой и весомой жидкости.
Таким образом, можно записать, что
lgradpl=^p,ptц А, г). (3,7)
Согласно к-теорсмс всякое физическое соотношение между н размер-
ными величинами, независимое от системы единиц измерения, может быть
сформулировано как соотношение между (л - V) безразмерными
параметрами, где v число величин с независимыми размерностями
(Л,И. Седов, !954 г,), Теория размерностей позволяет уменьшить число
переменных, дает возможность представить опытные данные в более про-
стой и наглядной форме, облегчает получение по результатам экспе-
риментов общих закономерностей, характерных для рассматриваемых
явлений,
Используя л-те орем у, представим уравнение (3,7) в безразмерном виде,
За величины с н е з а в и си м ы ми ра з м е р н о стя м и пр и н и м а е м с ко р ость
фильтрации, плотность жидкости и коэффициент проницаемости Jt.
Применяя анализ размерностей, получаем
у £1 gradpl
рь 2
(3-8)
Уравнение (3.8) не является единственно возможным. Принимая за ве-
личины с независимыми размерностями, например, в, р, с; ц ц, Л; и. р,
будем иметь соответственно
(3.9)
(3,10)
(3.11)
64
комбинации по аналогии с трубной гидравликой и гидродинамикой вообще
могут быть названы соответственно коэффипнентсм сопротивления
i ( параметр Эйлера) и критерием Рейнольдса, Величину, обратную третьему
безразмерному параметру, назовем, например, относителыюй характе-
ристикой структуры порового пространства и обозначим ее через А.
Пористые среды с одинаковыми значениями параметра А будем считать
подобными в отношении структуры порового пространства,
Таким образом, в обобщенной форме закон фильтрации можно записать
| гак:
v = F(Re, А), (3.12)
Зависимость (3.12} должна представлять собой двучленную формулу-
Она существенно упрощается при практически линейном х \|/fRc)] и
квадратичном i>|/-Wi)] законах сопротивления. Обычно применяемая
двучленная квадратичная формула для фильтрационного движения жид-
кости (см. также раздел 4) с помощью параметров 4/1 А действительно
может быть приведена к безразмерному виду, Легко убедиться, что ей
соответствует уравнение
Re
(3.13)
При графической обработке опытных данных с помощью полученных
выше параметров ф и Re (см. уравнение (3.4J)) в общем случае, естесТ’
вшпнх должны получаться результаты, аналогичные тем, которые приве-
дены на рис. 3.1. Обработка тех же данных экспериментов (Требин, 1959]в
координатах V- Кб пр едет а плена на рис. 3.2. Экспериментальные точки
хорошо ложатся на теоретические кривые> построенные по уравнению
(3.13).
Однозначная зависимость у - ^r(Re) может быт ь получена лишь для
сред с подобной структурой порового пространства. Но здесь каждой
кривой в нелинейной области соответствует конкретное значение парамет-
ра А, имеющего вполне определенное аналитическое выражение и физи-
ческий смысл.
Это значит, что соответствующие- различным значениям этого пара-
метра критические числя Рейнольдса ReK|t справедливы для всех сред с
такими же значениями Д. Возможность выделения отдельных групп пори-
стых или трещиноватых сред с подобной структурой порового пространства
получена благодаря использованию здесь третьего критерия подобия,
вполне надежного в этом отношении,
Примененный выше подход, таким образом, приводит к более опре-
деленному и более общему решению вопроса. Для каждой группы порис-
тых сред с одинаковым значением параметра А можно указать единое
значение числа Рейнольдса (ReKn)? при превышении которого отклонения иг
к о на Дарси становятся существенными, Однако разные группы по
Дойных пористых сред, характеризующиеся своими значениями А, будут
имсть разные значения Rt\p и разные кривые в нелинейной области. Иде-
-1- П.ЕТ Дсбедннец
65
Рис, Обработка опытных данных по формулам (3,8)
I [ояснення 1‘М. в тексте
алъным же решением проблемы, как указывалось выше, было бы. полу-
чение универсальной зависимости ф(Не) для любых пористых сред, а не
только для подобных. Тогда можно было бы указать одно единственное
значение критического числа Рейнольдса,
Применяемые в гидродинамике безразмерные критерии подобия имеют
обычно определенный физический смысл, Число Рейнольдса и коэффи-
циент сопротивления выражают отношения силы инерции к силе внутрен-
него трения и силы давления к силе инерции. Полученные выше безраз-
мерные параметры Re и ф тоже пропорциональны отношениям этих сил,
Коэффициенты пропорциональности (как следует из двучленной форму-
лы для градиента давления) зависят от характеристик среды, Оли равны
соответственно v'l / г и с / V*. Поэ тому получаются разные кривые для
сред с различной (не подобной) структурой порового пространства. Для
получения единой кривой и н нелинейной области необходимо, чтоб и число
Рейнольдса и коэффициент сопротивления были в точности равны
отношениям указанных сил.
Очевидно, что универсальные значения этих параметров должны опре-
деляться по формулам
(3.14)
66
В этих выражениях учитываются все свойства среды, оказывающие
влияние на фильтрацию жидкости в ней. Тогда уравнения (3,1.2) и (3-13)
перепишутся в оидс
и* = ^(Re*X <3.15}
= (3-16)
Re
При построении кривых рис. ЗЯ и 3,2 использовались данные по 13
образцам (обр, 1?, 19, 30, 38, 672, 673, 675. 676, 677, 678. 679, 68 L Ш ?)< изго-
товленным из различных естественных и искусственных сцементированных
и не сне мен тире да иных пористых сред [Треб ин, Г959(, основные харак-
теристики которых изменялись в довольно широких пределах, Проницае-
мость и пористость составляли от 0,46 до 2200 мкм2 и от 0J8 до 0,36
соответственно; коэффициент с - от 1.08 10-2 до 5,26 - см,
Эти же эксперимента л ьные данные были обработаны по формулам
(ЗЯ4) для коэффициента сопротивления и числа Рейнольдса, Из рис. 3,3
можно заключить, что экспериментальные точки сравнительно неплохо
ложатся на теоретическую кривую, построенную по формуле (ЗЛ6). Тем
оодее, если учесть, что при проведении опытов и обработке результатов
вполне возможны некоторые погрешности.
Таким образом, и р о веденная обработка экспериментальных данных
подтверждает, что при использовании в качестве безразмерных парамет-
ров фильтрации V и Re*, определяемых по формулам (3.14). получается
л*
П7
единая зависимость коэффициента сопротивления ат числа Рейнольдса для
разных сред при любых шичснцях критерия Рейнски, цен.
Получение универсальном зяешсимости V*(Re’) дает возможность ука-
зать единственное значение критического числа Рейнольдса, справедливое
для любых сред. фильтрация в которых удовлетворяет двучленно-
му закону сопротивлеимя. Re* можно принять равным 0,01. При Re' <0.01
движ е ни е ж ид к ости м о ж 11 о с ч ятя т ь г г ро исхо дя щи м пр а кт и ч сс ки по
линейному закону (погрешность в определении v при этом не будет
превышать 1%). Можно отметить также, что при Re* > 100 фильтрация
с такой же точностью должна подчиняться квадратичному закону, В пе-
реходной области (0,01 < Re* < 100} необходимо использовать двучленную
формулу,
Обратим внимание на уравнение (3.10). Две входящие в него без-
размерные комбинации уже известны нам. Их гидродинамический и фи-
зический смысл выяснен выше, Третий параметр представляет собой не
что иное как безразмерный параметр фильтрации Дарси Da (величинат
обратная параметру Лагранжа),
В подземной гидравлике по аналогии с трубной в качестве критериев
подобия обычно применяются коэффициент сопротивления и число Рей-
нольдса, Введение вместо коэффициента сопротивления параметра Дарси
(В.Н, Щелкачев, 1946 г.) позволило существенно упростить исследование
границ применимости линейного закона фильтрации.
Таким образом, уравнение (3,10) можно переписать так;
Da = F2(Rc, Д),
(117)
Исходя из двучленного квадратичного закона сопротивления, уравнение
фильтрации представляется в виде
(118)
Обработка охарактеризованных выше экспериментальных данных в
координатах Ig Da? Ig Re приведена на рис. 3.4.
Параметр фильтрации Дарси выражает отношение сил внутреннего
трения к силам давления, возникающих при фильтрационном движении
жидкости. Причем он в точности равен этому отношению, Поэтому для
получения единой зависимости между параметром Da и числом Рейнольдса
достаточно вместо Re использоваться Re’, определяемый по формуле
(114). Тогда получим
Da^F5(Re‘),
(3,19)
(3.20)
10 t? 100 О 1000
Ряс. 3.4, Обработка опытных данные л координатах Da, Re
70
у нинереальная кривая в координата* иа, не , ностроснная в рслулышк
обработки тех же экспериментальных данных, приведена на рис. 3,5.
Надо полагать, что результаты, полученные для обычных пористых
сред, будут справедливы и для трещиноватых пород с достаточно развитой
системой трещин. Необходимы экспериментальные исследования с
действительно представительными образцами трещиноватых пород.
Проведенное исследование показывает, что в более или менее общем
счучие фильтрационное движение жидкости в различных средах при любых
значениях скорости может быть описано единой зависимостью между
безразмерными критериями подобия лишь при составлении последних с
применением комплексных параметров, вполне характеризующих филь-
трационные свойства среды при различных режимах.
4. ИССЛЕДОВАНИЕ УСТАНОВИВШЕГОСЯ
ИНЕРЦИОННОГО ДВИЖЕНИЯ жидкости
В ЖЕСТКОМ ПЛАСТЕ
В связи с ранее полученными результатами (см. разделы 2t 3) такие
исследования представлялись весьма актуальными для рассматриваемого
типа залежей. Нелинейность притока жидкости к скважинам объяснялась
прежде всего вероятным возникновением значительных инерционных,
сопротивлений при фильтрации жидкости в трещиноватой среде, т,е. на-
рушением закона Дарси. Наряду с условием неде формируем ости пласта,
принятом в данном разделе, считается, что фильтрующаяся однородная
жидкость тоже является несжимаемой, Предполагается водонапорный
режим работы пласта,
В разное время было предложено большое количество зависимое-
тс й я о п ис ы в а ю щ их фи л ьтр а ц и ю жи ц к ости в нелинейно й о б л а с гм,
Наибольшее признание получила следующая двучленная форму-
ла для градиента давления, записанная здесь в дифференциальной фор-
ме:
d р .2
---— = ,
d/
(4,1)
где J-1 скорость фильтрации; d/ - элемент струйки потока; а, Л - постоян-
ные коэффициенты, зависящие от параметров пористой среды и фильт-
рующейся жидкости, В данной работе эти коэффициенты принимаются
зависящими от вязкости и плотности жидкости д н р и коэффициентов
проницаемости для вязкой и весомой жидкости t и г п представляются в
виде рА и р/г.
Формула (4.1) более правильно выражает физическую сущность
процесса фильтрации, чем одночленные степенные зависимости. Ее до-
стоинством является то, что она, по мнению многих исследователей, может
применяться во всем диапазоне изменения скорости, переходя в
предельных случаях очень малых и очень больших значений послед-
ней соответственно в закон Дарси н в квадратичный закон Краснопольс-
кого.
В Классической гидродинамике отмечается, что в природе могут иметь
место три типа движения твердого тела в жидкости, характеризующихся
пропорциональностью сопротивления первой степени скорости, второй
степени скорости и частично перьон степени скорости, частично второй.
Несмотря на то, что эта классификация относится к внешней задаче
72
гидродинамики, качественную сторону ее выводов, но-видимому, можно
перенести и на внутреннюю задачу. Кроме того. 1рудно сказать, относится
ЛИ фильтрационное движение к внутренней задаче, как к движению
в порах грунта, или к внешней, как к массовому обтеканию твердых
частиц.
Используя в качестве закона фильтрации зависимость (4,1), ниже
кратко характеризуются простейшие случаи одномерного движения
жидкости. Предлагается приближенный метод решения более сложных
нелинейных задач плоского нерадиального движения жидкости к
скважинам. Исследуется в приближенной постановке совместная работа
различных систем скважин в однородном пласте. Рассматриваются
некоторые нелинейные задачи радиального и перадиалыюго движения
жидкости в пластах с неоднородной проницаемостью. При этом ввиду
отмеченной выше универсальности уравнения (4,1) принимается, что не
только при параллельно-струйном движении, но и в других случаях это
уравнение справедливо во всей области фильтрации жидкости в
ПЯЛСТС-
4.1. Одномерные потоки
Рассматриваются известные частные случаи па рал дельно-струй-
ного потока жидкости к галерее в призматическом пласте постоянной
толщины, плоско-радиального движения жидкости к гидродинамически
сов ершен н о й с к а аж и не и сф е р и ч с с к и -р а ди а л ы I о г о пот ока в пл а сте
больших размеров к полусферической скважине. Для этих одномер-
ных потоков на основе нелинейного закона фильтрации (4,1) легко
п о л у ч ить то ч н ы с ре ш е ни я д л я оп ре де л е н ия дебит а, р аспре деления
давления и градиента давления в пласте^ определения скорости
фильтрации в любой точке потока и закона движения частиц жидкости
вдоль траекторий, Здесь ограничимся приведением в готовом виде
лишь выражений для определения дебита жидкости и давления в лю-
бой точке потока, частично используемых при последующих исследо
ваниях.
Для движения жидкости к галерее имеем:
(4.2)
_ Мк(2"
где £>-дебит галереи; F - площадь поперечного сечения пласта; р-
Ланлепие в произвольной точке пласта с координатой г; и рг -
постоянные давления на контуре питания и на стенке галереи; LK —длина
пласта.
iiля плоско-радиального движсешя к скважине получаем:
14.4 j
*
{4.5)
Н-6)
где р - давление в произвольной точке пласта, радиус-вектор которой г; рк и
- постоянные давления на контуре питания и на стенке скважины;
Л - толщина пласта; /?к и Яс - радиус контура питания и скважины,
Для сферически-радиального потока будем иметь:
(4.S)
Как и следовало ожидать, при движении, не следующем закону Дарси, во
всех рассмотренных одномерных потоках дебит не является линейной
функцией перепада давления. Индикаторные линии представляют собой
часть ветви параболы, проходящей через начало координат и обратней ной
выпуклостью в сторону оси дебил ов.
Относительно распределения давления можно заметить, что при парал-
лельно-струйном движении жидкости к галерее по нелинейному закону оно
характеризуется прямой пьезометрической линией, как н при фильтрации
по закону Дарси. При плоско «радиальном движении имеет место более
сложная зависимость, чем при фильтрации в подобной системе по закону
Дарси или закону Краснопал ьског о. Пьезометрическая линия занимает
промежуточное положение между кривыми, характеризующими движение
по указанным законам.
Причем кривая распределения давления в атом случае будет иметь
более крутой под ъем у стенки скважины, чем при линейной фильтрации, но
окажется более пологой, чем при фильтрации по квадратичному закону. В
предельных случаях очень малых и очень больших значений скорости
движения жидкости в пласте она переходит соответственно в ло-
। арифмическую или гиперболическую кривую, что и надо было ожидать,
имея в виду универсал ыюсть исходного уравнения фильтрации.
Необходимо отметить еще, что значительное различие между кривыми
распределения давления, соответствующими нелинейному закону (4.1) и
закону Дарси, как следует из анализа уравнении (4.5), имеет место лишь в
сравните л ьно небольшой при забойной области, В остальной части пласта во
-многих случаях распределение давления можно принимать за логарифм
мическос.
1,74
При сферически-радиальном притоке расггрсдслспис даЕ1лсния характе-
ризуется еше более сложной зависимостыо. Естественно. приведенные
выше квадратные уравнении (4.2}. <4.4). (4.7) можно легко решить отно
сительно Q для облегчения вычисления дебитон.
4.2, Приближенный метод решения задач
неряднильного движения жидкости
В более общих случаях не одно мерных потоков, в том числе при нсра-
диальном движении к скважинам, изучение фильтрации жидкости» не под-
чиняющейся закону Дарси.сопряжено с большими математическими труд-
ностями, Имеющиеся общие основы методики аналитического исследова-
ния нелинейной фильтрации (С. А. Христиан о вич, 1940 г,) свидетельствуют,
что такие исследования связаны с необходимостью интегрирования
нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных. Поэ-
тому многочисленные вопросы, представляющие практический интерес,
оставались не изученными. В этом отношении не могло быть никакого
сравнения с линейной теорией фильтрации жидкости. Поэтому была сде-
лана попытка решения задач в приближенной постановке.
Для удобства дальнейших представлений перепишем уравнение (4.5)
в виде
Л;: -/’ = (4.9)
где Др। - потеря давления, которая имела бы место при движении жидкости
по закону Дарен; - дополнительная потеря давления, обусловленная
инерции е 1НЫМИ. со противлениями.
Как и надо было ожидать, учитывая характер уравнения (4J) и осо-
бенности радиального потока, из выражения (4,5) для распределения
давления в пласте следует, что по мере удаления от скважины влияние
инерционных сопротивлений резко уменьшается. Расчеты по приведенным
выше формулам при различных исходных данных показывают, что во
многих случаях уже па расстоянии от скважины, составляющем всего
(50-150}/?Ст движение можно считать практически происходящим по линей-
ному закону. т,е, в остальной области пласта с достаточной точностью
можно пренебречь потерями давления на преодоление инерционных сопро-
тивлений. Погрешность в определении дебита при этом не превышает
нескольких процентов по сравнению с расчетами по точной формуле (4,4)
Даже при маловероятном на практике превышении в несколько раз пере-
пада давления на забое скважины наД 4Рь
С целью иллюстрации этого были построены кривые, изображенные на
рис. 4.1, При их расчетах, как и в других числе ах примерах, принималось,
что у = 0,1 МПа с/см2; Ъ 5.56 МПа-с2/см3; Л = 10 м; = 10 км; Лс = 10 см,
Отношение перепадов давления Др2/Д/?1 характеризует степень откло-
нения от линейного закона фильтрации. Оно определялось при различых
значениях радиуса-вектора г при помощи формулы (4.5).
14-HiHnt-11. в i'll реле,’зенин небита e к на ж и-
I i 1,1
.^биг п "л;soviijbR человичл. m\-vi. / ВХЮ,
2 И И Xi
Пояс не* нюг см. я тексте
Отношение дебмтов У''У ха-
рактеризует погрешность н оп-
рс д е л е н и и д е б и та с к в а ж и н ы и р и
допущении, что за пределами
призабойной области радиусом /?*
движение в пласте происходит по
закону Дарси. Приближенное
определение дебита скважины £Х
производилось по формуле Дюпюи. За радиус скважины при этом
принимался радиус Я' указанной выше призабоЙЕюй области нелинейной
фильтрации, В качестве забойного давлении использовалось давление на
контуре этой области, которое подсчитывалось при различных значениях
Я' по формуле (4.5). Точные значения дебита скважины 0 соответст-
вуют формуле (4,4). Они специально принимались очень большими
(1000 и 4000 м7сут), чтобы проверить точность приближен-
н о г о м. с [ о д а в н а и б о л ее не бл а го п р и ят н ы к (эк ст ре м а л ь и ых) уса о
виях,
Приведенные на рис, 4.. | кривые выражают также зависимость AtmMPi
от г/Яс, Они соответствуют различным численным значениям дебита Q,
указанным выше, т.е. и различным соотношениям между пере-
падами давлений Др 2 и А/>| на забое скважины. Анализ этих кривых
п о ка з ы ва е т, чт о деист вите л ь н о да же при о ч е н ь б о л ь ш о м вл нянин
инерционных сопротивлении в непосредственной близости от скважины
зона нарушения линейного закона фильтрации практически ограничивается
лишь небольшой призабойной областью, и погрешность при приближенном
определении дебита становится небольшой уже при значениях
= (50-? [50Х:.
л
Согласно верхней кривой рис, 4,1 инерционные потери давления во всей
области движения жидкости ° раза превышают потери
давления на преодоление сопротивлений трения (Apj ?г=;^ ). Тем не менее
погрешность при приближенном определьт ин дебита составляет всего 6%
при /?с' = ПК)/?, и 4% ггри AJ - 15()А\., Нижняя кривая соответствуе т случаю
приблизительного равенства указанных потерь давления. Погрешность в
определении дебита при этом составляет 1,5% при = 100/?^. и 1% при
/?Т= 150/?с„ При Ар, |г< Apj она была бы еще меньше.
Отметим еще, что при работе в пласте многих скважин п небольших
призабойных зонах движение жидкости с большой гпчностыо может быть
принято за радиальное,- Подсчеты по формулам линейной фильтрации^
J . r>. ..... r „ „ , , r . ... b, JT1.b|rn,fj|iVTJt , ,M J-,i> JL .-A * A J.?<I XJ и i\*l Ц»1Л A- ** tl JJ dl Л Ek LEJI ilk* 1 L" .
[^качыиаки. чти различие н давлениях а рашых тачках окружности
падиуиом С 50-150}^^, конпснтрнчной скважине, не превышает долей
процента от средней нели'чиньг 1 Ip11 нелинейной фильтрации это различие,
по гможно, будет несколько больнгс, на едва ли может оказаться сколько-
нибудь значительным.
На основании изложенного можно заключить, что при рассмотрении
йодее сложных Etc л инейных задач,. связанных с нерациальпым движением
жидкости к скважинам. в билынинегве практически интересных случаев с
достаточной точностью может быть применена следующая приближенная
схема их решения. Наряду с действительными скважинами мысленно вьь
деляются воображаемые укрупненные скважины радиусом Яс* = (50-»
L5П>АГДвижение жидкости к ним, как было [[оказано выше, можно
считать практически происходящим по закону Дарси и для сто расчета
использовать методы хорошо разработанной теории движения в пористой
среде по лине иному закоЕЕу. Нелинейная же фильтрация в призабойных
пшах между контурами воображаемой и действительной скважин с боль-
шой точностью може т быть рассчитана по приведенным выше формулам,
характеризующим плоско-радиальное движение жидкости к скважине.
Затем осуществляется совмещение обоих решений.
В частности, в такой приближенной постановке легко могут быть рас-
смотрены многочисленные интересные задачи интерференции скнажин,
дренирующих один и гот же пласт, При э том можно утверждать, что при
прочих равных условиях допускаемая при этом погрешность должна быть
:шжс меньше указанной выше, так как в результате взаимного влияния
скпажнн друг па друга умеш^шается их. дебит, т-С. и величина инерционных
сопротивлений. Очевидно, что при практическом использовании выве-
денных таким образом приближенных зявисимосесй точность получаемых
ризул!,татов всякий раз можно контролировать путем расчетов ио формуле
(4.1) обеих частей градиента давления Eta расстоянии Я' от скважины.
Необходимо отметить еще, что для укрупненных скважин использовать
теории] взаимодействия точечных стоков можно лишь приближенно.
Получаемые резельтаты будут тем точнее, чем меньше радиус скважин по
ера а нс пию с расстоянием между ними, Как отмечалось выше* радиус
у круппенных скважин можно принимать ранным не белее (50 l50)/?q? что
значительно меньше ветре чающихся обычно расстояний между скважи-
ними. Поэтому погрешность от применения теории взаимодействия точеч-
ных стоков должна быть небольшой.
43, Работа систем скнажин в однородном пласте
В такой приближенной постановке было рассмотрено движение жидкости
при Ere л ине ином законе фильтрации от нагнетательной ок нажины к
добьшающей, к двум добывающим скважинам, а также взимодейстаие
скважин в более сложных системах. Скважины гидродинамически совер-
шенные, одинакового радиуса, движение плоское.
Ряи, 4.2. Нагнетательная к добывающая скважины ?1 и ft я неограниченном и л acre
Пояснения см, в тексте
Сначала исследуем работу равнодебитных нагнетательной Д и добы-
кающей В скважин в пласте неограниченных размеров (рис. 4.2). С? ле дуя
приближенной схеме, помимо действительных скважин радиусом /?Ст вводим
в рассмотрение укрупненные скважины радиусом Движение жидкости
от укрупненной нагнетательной скважины к укрупненной добывающей
скважине с достаточной точностью можно считать происходящим по
закону Дарси. Это дает возможность использовать здесь результаты
линейной теории интерференции скважин, где подобная задача решается
сравнительно просто при помощи метода суперпозиции полей.
Для дебита каждой из скважин имеем [Щелка не в, Л any к, 1949]:
Q_ (
(4.10)
где р' и р' - давления на контурах укрупненных нагнетательной и добы-
вающей скважин; 25 - расстояние между скважинами.
Выражения для р' и р/ можно получить при помощи формулы (4.6),
считая, что в призабойных зонах каждой из скважин имеет место плоско-
радиальное движение по нелинейному закону, Пренебрегая величиной
esc сравнению с для указанных давлений имеем:
I — ------- I ГТ ' -4h- UL.-'
с : 2яЛ 4л ’
tfQ R‘ bQ2
2nh Rc 4к2й2/?/
(4.11)
(4,12)
где рк и рс - давления на забоях действительных нагнетательной и
добыла нпцей скважин.
78
гешая совместно (4Л0)-(4-Ш. получаем следующее окончательное
уравнение для определения дебита каждой из скважин или перепади
давления между ними;
Между дебитом и. перепадом давлений (ри -рг) имеет место нели-
нейная зависимость. Очевидно, производительность скважин при нелиней-
ной фильтрации будет меньше, чем при фильтрации в аналогичной системе
по закону Дарси. При прочих равных условиях это различие будет тем
больше, чем больше перепад давления и дебит скважин, т.е. чем сильнее
сказывается влияние инерционных сопротивлений.
Распре деление давления в пласте в линейной области (при и г2 /?')
может быть описано любой из следующих формул;
(4.14)
, (26 И
-— 1п L f
2nh v л; P,}
(4,15)
где p - давление в произвольной точке потока Л/. радиусы-векторы которой
Г| и Г2 Рис- 4.2).
Подставляя в эти формулы значения и из (441) и (442), окон-
1 i ате л ь но пол у чае м:
г
2.ГГЙ
(4,16)
Системой траекторий в этой линейной области будет семейство окруж-
ностей* проходящих через центры добывающей и нагнетательной скважин,
Центры круговых траекторий лежат еей прямой, перпендикулярной линии
Центров скважин и делящей пополам расстояние между ними (на оси у).
Изобарами будут окружности, эксцентричные скважинам; их центры лежат
на прямой, соединяющей центры скважин (на оси х).
Прямая линия центров круговых траекторий (ось у i также является
изобарой; ее надо рассматривать как окружность с бесконечно большим
радиусом. Давление, соответствующее этой изобаре, равно среднеариф-
метическому из забойных давлений в каждой из скнажин. Наибольшую
величину давление имеет н нагнетательной скважине, наименьшую -
в добывающей.
7Q
и небольших приэаооиных зонах вокруг добываю щен и нагнетательной
скважин радиусам с достаточной точностью давление в любой точке
может быть определено при помощи формул (4.5), (4.6)г Линии равного
давления в этой нелинейной области будут представлять собой окружности,
концентричные скважинам, а линии тока —прямые линии, ради ал ыю
сходящиеся в центре скважин.
При определении скорости фильтрации в любой точке рассматриваемое
фильтрационного потока и установлении закона движении частиц жидкости
вдоль траекторий тоже используются результаты, полученные при
решении подобной линейной задачи. Скорость фильтрации в любой точке
потока за пределами укрупненных скважин (при/-| н г? г- Я') может быть
определена по формуле
<2 б
ЛЙ Г] <2 (4-18)
В призабойной области скважин радиусом R' скорость фильтрации в
различных точках приближенно определяется по очевидной формуле
плоско-радиального движения жидкости к одной скважине
у=2^;-
Наибольшее значение скорость фильтрации имеет на стенке каждой из
скважин, При движении до каждой траектории частица жидкости имеет
наибольшую скорость при. выходе из нагнетательной скважины. Затем
частица жидкости движется замедленно и наименьшей скорости достигает
в точке пересечения траектории с осью у. После этого частица жидкости
начинает двигаться ускоренно, и прежнего наибольшего значения скорость
вновь достигает на стенке добывающей скважины.
Очевидно^ по сравнению со всеми остальными траекториями частицы
жидкости быстрее всего движутся вдоль отрезка оси х, соединяющего
центры скважин, Чем дальше траектория от этого отрезка, тем меньше
средняя скорость движения вдоль нее. Можно установить закон движения
но любой траектории. Здесь же ограничимся рассмотрением лишь движе-
ния частиц жидкости вдоль оси х, которое описывается наиболее простыми
формулами.
Исходя из формулы (4. Г8)т скорость фильтрации в произвольной точке Е,
расположенной на оси х (см. рис, 4.2)л будет равна
_ 63 1
лй S2 - л2 ' (4.20>
Учитывая, что
d х
= (4,21)
80
имеем
(4.22)
разделяя переменные, иол уч нем
(4.23)
Интегрирование этого уравнения дает время движения частицы жид-
косги вдоль оси л от точки с координатой х(ь где частица находилась в
начальный момент, до произвольной точки Е с координатой х (см. рис. 4.2):
(4.24)
Эта формула характеризует движение частиц жидкости вдоль оси х вне
контуров укрупненных скважин. Для призабойной области каждой из сква-
жин радиусом % аналогичным путем легко получаем
(4.25)
где- го - радиус-вектор точки, в которой частица жидкости находилась в
н а ч альн ы й момент.
Используя (4.24) и (4.25), можно определить время движения частицы
жидкости но оси х от нагнетательной скважины до добывающей. Но
формуле (4,24) определяем время движения от контура укрупненной
нагнетательной скважины до контура укрупненной добывающей сква-
жины. При атом полагаем, что Xq = -(5-R') и л = (§—/?.)- По форму-
ле (4,25) определяем время движения вдоль оси .г в призабойных зонах каж-
дой из скважин. Суммируя полученные результаты, получаем следующее
выражение для определения времени движения частицы жидкости tin
кратчайшему пути от нагнетательной скважины по добывающей:
(4.26)
Очевидно, вторым членом в скобках вполне можно пренебречь по срав-
нен и ю с еди ницей.' Ген да имее м
Т =. , (4.27)
3(2
Формула (4.27) полностью совпадает с аналогичным выражением ц-тя
определения времени движения по оси j от нагнетательной скважины до
Добывающей при фильтрации в пласте по закону Дарси. Этого следовало
ожидать, учитывая, что призабойные области нелинейной фильтрации
являются небольшими ио сравнению с расстоянием между скважинами.
Рис. 43. Изменение dthoi нений времени движения жидкости от нагнетательной скважи-
ны до дабы мающей при нелинейной (7') и линейвий (Г) фильтрации в зависимости от
расстояния между скважинами (2&
чуй
Рис. 4.4. Добывающие скважины Л: и 4^ в неограниченном пласте
Пояснени и СИ. Я текста
Таким Образом, получается; что при одинаковых дебитах и прочих
равных условиях время движения частиц жидкости от нагнетательной
скважины до добывающей при нелинейной фильтрации по закону (4.1)
будет практически таким же, как и при фильтрации по линейному закону.
Если же, наоборот, будут иметь место одинаковые перепады давления (рн -
" РиХ то на продвижение частицы жид к ости от нагнетательной до
добывающей скважины по кратчайшему пути (и но любой траектории) при
нелинейной фильтрации будет затрачено больше времени (Т)» чем при
фильтрации по закону Дарси (7 % гак как дебит скважин в первом случае
будет меньше, чем во втором (Q < (?}. Очевидно, при движении по оси т
имеет место соотношение
I
(4.28)
32
Был рассмотрен численный пример и сделаны подсчеты отношения 77Г
при различных значениях расстояния между скважинами 25. Дебиты <? и £Z
□нределялись соответственно по формулам (4J3) и (4.10), но в последнем
случае имелись в Е1ицу не укрупненные, а действительные скважины. По
результатам. подсчетов построена кривая, изображен пан на рис, 4,3, Она
соответствует конкретным численным значениям перепада давления (рн —
.-pj, который принят равным 4 МПа, и других параметров, характеризуй
Н)щих пласт, жидкость, скважины (см. раздел 4.2). При других значениях
необходимых параметров изменится степень влияния инерционных сопро-
гп впений, и новые кривые расположились бы ниже или выше изображенной
ла рисунке. Из полученной кривой видно, что различие во времени
движения частиц жидкости от нагнетательной скважины до добывающей
при нелинейной и линейной фильтрации может быть довольно большим.
Теперь рассмотрим движение жидкости по нелинейному закону к двум
добывающим скважинам Л । и 42 (рис. 4.4), расположенным в пласте боль-
ших размеров (Кк > 2й). Будем приближенно считать, что на расстоянии /?к
<:т центра каждой из скважин давление поддерживается постоянным и рав-
ным Для общности полагаем также, что на забоях скважин поддержи-
ваются разные давления, т.с. дебиты скважин неодинаковые.
Как и в предыдущем случае, вокруг каждой из скважин выделяем
укрупненные скважины радиусом /?;. К этим укрупненным скважинам
можно применить результаты линейной теории взаимодействия скважин,
где аналогичная задача решается методом наложения полей. Тогда, имея в
виду укрупненные скважины, движение к которым считается происходя-
щим по линейному закону, можно записать [Щелкачев, Папу к, 1949]'
1 1 к 2п/з % 2nh 2b
, <2, , R* aQ2 . RK
= /4----— In -г--------- in “—,
- K 2ir/i 25 2 л/г К
(4.29)
(4.30)
гце Q । и £>? добиты скважин и А-^ pf и р2 • давление на контурах
укрупненных скважин; 25 - расстояние между скважинами.
Исходи ич формулы (4.6), получаем выражения для и (А-.
(4.31)
(4.32)
Подставляя значения р' и из (4.31) и (4.32) в (4.29) и (4.30), по-
Л|Учлем окончательные уравнения, решая которые можно определить.
_r---г_, гп --------- я EBpi. ХЧ£1ППШЛ .111 и ин j цдх давлениях л1] и
Pi, Эти уравнении следующие:
„ In I Ь *
/к Р' 2яЛ /?с 2лЛ 26'4г/|2/?с ’ (4.33)
й(2| , к &<??
рк ~ Р~ =--- 1п ~ 4----1 in — ---------
“ 2яЛ Rt. 2nh 28 4kV\ (4.34)
13 более простом примере, когда р, = р2 = pL., т.с, и £9] = Q7 = (?, из (4.33) и
(4.34) получим одно уравнение
bQ1
“ Р<- ---in +-----Т' ч--
k 1 2яА 28/^ 4n2AV< (4.35)
До сих пор считалось, чти фильтрация жидкости происходит в пласте
больших размеров. Если же скважины расположены вблизи контура, т,е
расстояние 28 между ними того же порядка, что и расстояние Як до области
питания, то при решении задачи к укрупненным скважинам надо применить
метод отображения источников—стоков. Исходя иэ линейной теории, в
1аком случае для дебита каждой из двух добывающих скважин одинаковой
производительности, расположенных симметрично по отношению к
круговому контуру области питания, можно записать
л, 2Шрк - д')
T"4 :V.
(4.36)
где Pc ~ давление на контуре укрупненных скважин радиусом R'.
Подставляя сюда д! из (4.11), получим выражение для определения
дебита каждой из скважин иди понижения забойного давления
(4.37)
•^к ----™—
2згЛ 2/42^8 4rr/r<
Давление в любой точке пласта за пределами укрупненных скважин при
^£*28 может быть определено по формуле
ЯС] , К я£?2 .
Р - Р*---~ In —-----=2- in
2nfi г, 2lth
(4.38)
i дер - давление в произвольной точке потока М. радиусы-векторы которой
Г, Л] И Г2 (см. рис. 4.4),
Формула (4,38) значительно упрощается, если ла забоях скважин под-
держиваются одинаковые давления, т.е. C?i = Сз = G
р — /г---In
к ПЛ
(4.39)
Итак, приведенные выше формулы (4.3Й) и (4.39) справедливы в основ
ЯОЙ линейной области потока между контурами укрупненных скважин и
обл асти питания, Ка к и при л ине йно й фил ьтра ции в пл асте б ол ь t и и х раз-
меров к двум равнодебитным добывающим скважинам, в этой области
изобарами являются лемнискатные кривые. Это видно из формулы (4,39).
Траектории представляют собой семейство равнобочных гипербол. Что
касается призабойных зон нелинейной фильтрации радиусом то там
распределение давления определяется формулами (4,5), (4.6).
Согласно линейной теории в любой точке внешней области скорость
фил ьтрации приближенно определяется по формуле
(4.40)
Скорости фильтрации 14 и гл: в этой об л а сти д ля движе ния частиц жид-
кости соответственно вдоль осей х и у определяются следующими фор-
мул ами:
(4.41)
(4.42)
Исходя из этих формул, можно также вывести закон движения частиц
жидкости вдоль любой траектории. В частности, движение частиц жидкости
вдоль главной (ось х) и нейтральной (ось у) линий тока описывается
сл едущими формулами:
(4,43)
тейт 1
(4.44)
где /А- ~ время движения частицы жидкости вдоль оси л между точками с
координатами лу их; - время движения вдоль осн у между точками с
координатами vq и у.
В призабойных областях каждой из скважин скорость фильтрации и раз-
личных точках с достаточной точностью определяется по формуле (4.1%
При помощи формул (437) и (4,4) при различных численных значениях
необходимых параметров могут быть выполнены подсчеты показателя
взаимодействия А иредепшгяющего собой отношение дебитов при оди-
ночной и совместной работе скважин с одинаковым противодавлением на
забое, Из этих формул видно, что при нелинейной фильтрации показатель
взаимодействия зависит не только от геометрических параметрон системы
(радиуса скважины и контура питания, расстояния между скважинами), как
КЗ
Ние. 4.5. Изменение пиказателя т-
и м с й с т н si я (./ j двух даб ы н а ю щ и х
Ск£Л1ЖНН is ъь ни си мости от pa<ci нянин
между лкзми (26)
Законы фильтрации: i - Д;и|ч и . - - иелн-
кК.'3“1 И '-Й
U______ь_____-1_______L
яда яда# да# да##
L
£/, м
при фильтрации по закону Дарси*
но также от характеристик плас-
та и жидкости и значений перепа-
да давления между контуром пи-
тания и забоем скважин, так как
последними отделяется величин
еен инерционных потерь давления,
т.е. степень отклонения от закона
Дарси.
На рис. 4.5 представлена кривая 2 зависимости показателя взаимодей-
ствия скважин от величины расстояния между ними, полученная в резуль-
тате рассмотрения конкретного численного примера, в котором Дрс =
= рк-рс-4 МПа и при работе одиночной скважины имело бы место
приблизительное равенство между нелинейной и линейной потерями
давления н во области движения жидкости. При других
соотношениях этих величин показатели взаимодействия могут быть боль-
ше и меньше, но во всех случаях кривая 2, как и следовало ожидать, будет
расположена ниже кривой L соответствующей фильтрации по закону
Дарси.
При движении жидкости в пласте но нелинейному закону при прочих
равных условиях эффект взаимодействия скважин всегда будет меньше*
чем при линейной фильтрации. Можно полагать, что в предельном случае
фильтрации по закону Краснопольского при обычно встречающихся
расстояниях между скважинами кривая 2 будет практически совпадать с
осью абсцисс, т.е. скважины практически взаимодействовать не будут (см.
раздел 4.6). Естественно, независимо от закона фильтрации взаимо-
действие скважин уменьшается по мере увеличения расстояния между
ними.
Теперь перейдем к более сложным системам скважин и более интерес-
ным в смысле практического приложения получаемых решений.
Пусть в пласте большой протяже1Н1ОСти совместно работает л равноде-
битных добывающих скважин, образующих коль целую батарею радиусом
и расположенных на равных расстояниях друг от друга. Предположим,
что контур питания удален от скважин на расстояние, значительно пре-
вышающее радиус кольцевой батареи. При этом приближенно можно
считать, что все скважины находятся на одинаковом расстоянии от контура
Следуя принятой приближенной схеме решения нелинейных задач и
исходя из результатов линейной теории взаимодействия скважин, для де-
0итл каждой in скнажин рассматриваемой кол еловой батареи можно за-
писать
(4.45)
Иной я сюда из (4.11), получаем следующее выражение для опре-
деления дебита скважин:
_^.п , ыт
1>к /с 2rtJr нЯ^'Ч 4я2/1Х
(4,46)
В -тех случаях, когда по условию задачи расстояние от скважин до кон-
тура питания нс слишком превосходит радиус батареи, используется более
точная линейная формула для укрупненных скважин
(4.47)
Тогда получаем следующее выражение для дебита каждой из скважин
баз ярей;
«б, Чй~^п . f’Q2
2гй % 4тГЛХ'
(4.48)
Из полученных формул следует, что при прочих равных условиях с
увеличением числа скважин в батарее дебит каждой из них уменьшается.
Суммарный дебит батареи, равный л£), при этом увеличивается» по непро-
порционально числу скважин и во все уменьшающемся темпе. Как и при
линейной фильтрации, это объясняется взаимным влиянием скважин друг
на друга - интерференцией скважин.
Эффект взаимодействия скважин может прослеживаться при различных
режимах работы последних. Здесь полагаем, что в скважинах поддер-
живаются одинаковые забойные давления, которые остаются посто-
янными при любых значениях л. Это упрощает количественную оценку
эффекта гпаимоцейстния и делает ее более наглядной, так как взаимо-
действие скважин при таком режиме их работы характеризуется измене-
нием только дебита.
На рис, 4.6 представлена кривая 1, которая характеризует эффект
взаимодействия скважин при нелинейной фильтрации в пласте. Она полу-
йенц н результате рассмотрения конкретного численного примера при
^=4 МПа и /?б - 400 м. На оси ординат на этом графике отложены
значения отношения суммарного дебита батареи при любом числе скважин
в ней (Qnj к суммарному дебиту батареи, состоящей из четырех скважин
Необходимые подсчеты выполнялись по формуле (4,46).
4 7* £0
Л
Рис. 4.6. Влияние чнила скважин кольцевой батареи О j на се относительный дебит
Лаканы фильтрации: У 2 ™ нелинейный, 3 Дарси
Пояснения, см. н тексте
Рассмотрение упомянутой кривой зависимости QrJQt от числа скважин п
показывает, что действительно пятикратное, например, увеличение числа
скважин в батарее с 4 до 20 увеличивает их суммарный дебит не в 5 раз,
а ввиду эффекта взаимодействия только на 90%. Темп роста суммарного
дебита скважин с увеличением их числа уменьшается. 'Гак, при ъ'величении
числа скважин в батарее с 4 до 8 ее дебит увеличивается на 47%, а при
увеличе н и и чис л а скважин с 20 д о 40 - лишь на 17 %.
При неограниченном увеличении числа скважин в батарее ее дебит
асимптотически стремится к своему пределу - дебиту галереи радиусом J?e,
При п = 8 дебит батареи составляет 68% от дебита галереи, а при
л = 40 - 96%, Таким образом, увеличение числа скважин в кольцевой бата-
рее сверх определенного предела, соответствующего сравнительно не-
большому их числу, является нерациональным.
В связи с тем что при нелинейной фильтрации депрессионные воронки
вокруг скважин являются более крутыми, чем при фильтрации по закону
Дарсиj в нервом случае скважины при совместной работе в меньшей мерс
оказывают влияние друг на друга s чем во второмДля иллюстрации этого
на рис. 4.6 приведена также кривая 3, характеризующая взаимодействие
скважин такой же кольцевой батареи при движении жидкости к ним по
линейному закону, Как и следовало ожидать, кривая 3 расположена ниже
кривой 1Т что говорит о большем взаимодействии скважин при фильтрации
по закону Дарси. Так, при увеличении числа скважин в 10 раз (с 4 до 40)
согласно кривой 1 суммарный дебит батареи увеличивается более чем в
2 раза, а согласно кривой 3 - лишь на 48%.
Соответствующие расчеты показали также, что при увеличении радиуса
батареи дебит скважин несколько увеличивается, а при увеличении радиуса
кон]ура питании — уменьшается. Причем это проявляется в меньшей
степени, чем при фильтрации по закону Дарси.
Как отмечалось ранее + в случае фильтрации но нелинейному закону эф-
фект взаимодействия скважин зависит также от характеристик пласта*
параметров жидкости и значения перепада давления между контуром
питания и забоями скважин. Приведенные выше результаты подсчетов*
хх
[Kin у ченные при рассмотрении численных примеров, си ответствуют кон-
кретным численным значениям указанных параметров. При других их зна-
чениях количественные результаты будут иными. Так, если и 2 раза
Уменьшить перепад давления на забоях скважин. тс при неизменных других
исходных данных вместо кривой 1 на рис. 4.6 будет получена кривая 2.
Качестве нн ые же выводы останутся неизменными.
Таким образом, при движении в пласте, не следующем закону Дарси;
эффект интерференции скважин уменьшается. Причем снижение эффекта
взаимодействия в некоторых случаях может быть весьма значительным. В
связи с атим можно полагать, что в условиях нелинейной фильтрации
может быть целесообразным более тесное размещение скважин, чем при
прочих ранных условиях нри линейной фильтрации в пласте. Но это лишь
общее замечание. Окончательное решение вопроса о сетке скважин в
каждом конкретном случае может быть получено лишь в результате
комплексного изучения не только данных гидродинамических расчетов, но
также геологических данных и результатов экономического анализа.
Используя результаты линейной теории интерференции скважин коль-
целой батареи и формулы, описывающие плоско-радиальный приток к
единичной скважине по нелинейному закону, можно получить также
выражения для определения давления и скорости фильтрации в любой
точке фильтрационного потока и закон движения частиц жидкости вдоль
траекторий, отдельно рассматривая небольшие призабойные области плас-
та и остальную часть потока, где движение подчиняется соответственно
нелинейному закону и практически закону Дарси.
Далее, имеем в виду бесконечную прямолинейную батарею скважин,
работающих с одинаковыми забойными давлениями и расставленных через
равные интервалы б. Пусть указанная цепочка скважин расположена в
бесконечно большом пласте. Скважины находятся на большом расстоянии
от контура питания Як>5. Ввиду того что общее число скважин л нх
дебиты будут одинаковыми, так как все скважины окажутся в совершенно
одинаковых условиях притока к ним жидкости.
Используя предложенный здесь приближенный метод и исходя из соот-
ветствующего линейного решения, будем иметь:
2тт^
“Q |т S . ЬО"
Ш ^ -i 3" -I -,
г1 к - Й- = -- Ш---^“5--+----—
4яЛ 2тгЯ£“ 4ггЛ*^.
(4.49)
По этому уравнению можно определить дебит одной скважины или по-
Ешжецие забойного давления при заданном дебите. Если же бесконечная
батарея равнодебитных добывающих скважин расположена параллельно
пРямолинейному контуру питания [Пыхачев, Исаев, 1973]. то вместо (4.49)
получаем
(4-50)
Г iit\ ч. . rriMeiKJine -штелч
h ч л м и; i и й VT н н ч (Л с К Н J Ж и н С М) -
П:-1Н(’11 целички зъ -J ;4ВИ с н м 0< ГН СП
jXl С< ТО ЯI ИЯ W*CH НИЧИ *й:
’Закины фм ль трзцни- у Д.^н’^, 2 нс-
..I |5К ННЪ1Й
При указанных выше ис-
ходных дачных н - 1 км
при помощи уравнения (4.50}
были сделаны подсчеты по-
казателя взаимодействия Л пре л ста нляющсе-o собой отношение до битов
при одиночной и совместной работе скважин (с од ни а копьемн забойными
давлениями). Определение дебита при одиночной работе скважины в плас-
те с прямолинейным контуром питания производилось по формуле (4.13),
Результаты подсчетов представлены на рис. 4.7 в виде кривом 2. Для
сравнения представлена также кривая L характеризующая нзаимодейст-
вне скважин в аналогичной системе при линейной фильтрации в пласте.
Как и в других случаях., подтверждается возможное существенное
ослабление взаимодействия скважин при нелинейной фильтрации. Оно ос-
лабевает также с увеличением расстояния между скважинами й. причем
более интенсивно при меньших значениях 5. Кривые ичнимодсйетвия
асимптотически приближаются к оси абсцисс. уравнением которой является
./ = 1. Эффект взаимодействия уменьшается также с приближением
цепочки скважин к контуру питания.
Анализ полученных выше нелинейных решений Дре (0 для различных
систем: скважин показывает, что при использовании предложенного при-
плижешюго метода они легко конструируются в каждом конкретном слу-
чае из линейного решения для соответствующей системы скважин и ре-
шения для плоско-радиального движения к единичной скважине по квад-
ратичному закону фильтрации. Имеется в вицу простое суммирование
сопротивлений, определяемых в предположении движения жидкости по за-
кону Дарси к реальной системе скважин и но закону Краснопольского - к
единичной скважине.
Теперь рассмотрим наиболее интересный для практики случаи совмест-
ной работы в пласте нескольких батарей скважин. Пусть пласт разра-
батывается несколькими концентрическими кольцевыми батареями сква-
жин, Одни батареи могут быть добывающими, другие - нагнетательными.
Давления во всех скважинах данной батареи считаем одинаковыми, раз-
мещение скважин в батарее равномерным. Кроме того, полагаем, как это
обычно и бывает на практике, что расстояния между соседними батареями
не меньше расстояний между скважинами в них и контур питания
настолько удалсЕя от батарей, что расстояния от всех скважин до него
можно принять ранными между собой. Поэтому с большой точностью
небиты скважин одной какой-либо батареи можно считать одинаковы-
ми. Кроме того, при расчете линейного движения жидкости к укрупнен-
ным скважинам можно нс отображать стоки источниками и ниточники
стоками в контуре питания и ограничиться лишь суперпозицией полей
(В-Н. Ш.ел качен, 1951, 1955 гтЛ. Это в болы и ой мере упрощает исследо-
вание..
Х.ак si везде выше, нелинейная фильтрация жидкости в призабойных
зонах рассчитывается, по форму лам плоско-радиального движения. Для
практически линейной области потока применительно к указанной системе
укрупненных скважин имеем;
Rq.i _ 2лй
(4.51)
AL
п„!{
Рассматривая затем совместно -занисимости. характеризующие поток в
областях нелинейной (4.11) и практически линейной (4.5.1) фильтрации, по-
лучаем систему уравнений
ft.
"<Л
2 Tlh
IL^"
(4.52)
2 ти/i ftc
из которой легко определить забойные давления при заданных дебатах..
Если заданы забойные давления, расчет дебитов скважин усложняется.
В этом случае можно использовать вычислительные машины.
Здесь - число батарей: v и а - номера батарей: б = 1,2,3, --* Л’- Ял и
- радиусы батарей; л - число скважин в батареях; <? - де биты скважин;
и забойные давления; г радиусы-векторы произвольной точки
пласта относительно скважин. Батареи пронумерованы, снаружи во-
внутрь. Надо учесть, что при а-1/?о = Лк-Ро = Рк и члены с £>о равны
нулю.
Аналогичным путем или непосредственно из уравнения (4.52) можно
Получить формулы для других систем круговых батарей и для различных
систем прямолинейных батарей скважин.
Чтобы оценить возможное влияние отклонений от закона Дарси на
показатели разработки залежи, рассмотрим следующий простой пример.
Пусть пол осовая залежь, экранированная с боков, разрабатывается одним
прямолинейным рядом равнодебитных добывающих скважин, расположен-
ным симметрично относительно параллельных ему контуров питания и
нефтеносности. Сроки разработки залежи при нелинейной и линейной
фильтрации (Г и 7*) будут пропорциональны де битам скважин- Последние
при фильтрации по нелинейному закону определяются по формуле,
Полученной из основной системы уравнений (4.52), и при фильтрации по
такойу Дарси - но известной формуле линейной те opsin взаимодействия
скважин.
Ql
Отищценин ери к*>к рыирнбу i fcH тили
Для простоты в расчетах принималось, что система одиожидксстная и
давления на контурах питания одинаковые. Расстояния между скважинами
составляют 400 м, л до контуров питания - 1 км. Остальные исходные
данные такие же, как в предыдущих примерах.
Результаты расчетов приведены в табл. 4.1. Они свидетельствуют, что
не учет при гидродинамических расчетах возможных отклонений от ли-
нейного закона фильтрации (прежде всего в случае трещиноватых
коллекторов) может привести к большим искажениям получаемых количе-
ственных показателен разработки залежей. Понятно, что при других
значениях параметров отношения 777* могут быть больше или меньше
приведенных, но всегда должно быть 7/7* > I.
Заметим здесь, что предложенный приближенный метод решения не-
линейных задач широко использовался затем, в частности, в работах [На-
казная, 1972; Шаймуратов, 1980; Абасов и др.ч 1988[.
4 А Работа скважин в не од породных пластах
Реальные пластовые системы бывают в более или менее значительной
степени неоднородны. В естественных условиях проницаемость не остается
строго одинаковой во всех точках пласта. При небольшом изменении ее
вдоль потока допустимо в ряде случаев принимать, что пласт однороден по
п ро н и ц а е м о ст и, Од н а ко д в иже ни е ж и д к ост и в ил а стс п р и об ре тае т
совершенно своеобразный характер^ если имеют место значительные
закономерные изменения проницаемости, например, явно выраженные
скачки ее, обусловленные слоистым. строением пласта, тектоническими
нарушениями, литологической изменчивостью и т.д.
При аналитическом решении задач движения жидкости в пластах с
переменной величиной проницаемости обычно приходится в известной мере
у п р о 1 ц ат ь и х п оста н о в к у. Тем и е ме нее получаемые р е з ул ьта ты
представляют большой интерес. Ниже будут рассмотрены простые задачи
радиального и нерадиального движения жидкости к скважинам в неод-
нородном пласте, с тем чтобы оценить влияние нелинейности притока в
таких условиях. Задается площадное изменение проницаемости пластЕь
Начнем с наиболее проспи и - плоско радиального движения жидкости к
единичной скважине, расположенной в центре кругового пласта радиусом
в котором выделяются две кольцевые зоны с разной проницаемостью.
Пусть область пласта радиусом №. прилегающая к скважине, имеет
проницаемость а внешняя область, ограниченная цилиндрическими
поверхностями радиусов /?’ и jfc2-
lиuaeйостью. можно записать:
Я*
2лЬ
К
йГ
2 гсЛ
произвольней точке соответственно первой и второй
давления
в
пласта: р‘ - давление на границе раздел а радиусом Я*; Д| и а2 и
if. постоянные коэффициенты в уравнении фильтрации, соответствую-
щие проницаемости Л] иК
Неизвестное давление р* можно определить из уравнения (4.54), полагая
f!t нем., что г =* /? :
1п
2п/г
4л‘Ь
(4.55)
Подставляя это значение /f в уравнение (4.5.3), получим следующее
окончательное выражение для определения давления в любой точке первой
области, прилегающей к скважине:
(4.56)
Таким образом, при помощи уравнений (4.54) и (4.56) можно определить
давление в любой точке фильтрационного потока в рассматриваемом не-
однородном пласте. (' целью получения выражения для дебита скважины в
последнем уравнении полагаем, что г - /?с и /?| = I огда получим
р .г _ to?)
' 2лй 4тг/г
Г’ь^
I.
.{нучсння отаиШганн s н и|>м ру и-илх тчспнш ле.шчин A‘rNfc, н К*
m М5Й L17U 0.755 а i- Г У ijj
10’ 1 .1373 0,567 пД>-5 ?/.•&
1 (Г1 i дХ>8 ].(Ш (1.925 10565 • S
пн 1,020 МП и (1,975 i:iK2H '«•ч —
2.5 0.62? 0,905 1J150 1.205 1.243 1,346
5 0.533 о?1) IJ 17 .41)5 1.627
10 0.46? 0.512 1.142 1Д35 1.51(11 1,940
5(1 (1. Л7 L ода 1,190 •И | 1 X *й * !.?КП 2.680
нь 0,314 о;?? 5 1.223 i. /JO L ЛШ) 4.530
нР 0.264 0,745 L260 2,1 ЯП 4 700
Рассматриваемый случай неоднородности пласта представляет большой Я
прак та11 е с к и й интерес в связи с ч а е го нет ре ч а ю ш имея и з м е з з е н и е м а
проницаемости у забоя скважины по сравнению с остальной частью пласта. 1
Это различие про ни пае мостей создается, например, в результате кислотной 1
обработки, при гидроразрыве, при нроинкноЕзенин в пласт воды из 1
глинистого раствора в процессе бурения и тль Чтобы счесть влияние Ц
неоднородности пласта на ироду кт и ни ость скважины, удобно сравнить 1
дебит скважины в условиях однородного и неоднородного пласта. |
При этом можно представить себе, что однородный пласт имеет такую 1
же проницаемость* как и проницаемость части неоднородного пласта, при- |
мыкающей к скважине (Ар. или такую же, как и проницаемость внешней 1
части неоднородного пласта (Лз)- Дебит скважины и однородном пласте |
проницаемостью Jt| и обозначим соответственно через (21 н С?з и будем I
определять по формуле плоско-радиального потока к скважине в пласте с |
постоянной проницаемостью (4.4). Дебит скважины и неоднородном пласте I
(0 будем определять по формуле (4.57). 1
Очевидно, что отношение 00 позволяет оценить ноьможную ошибку в |
определении дебита скважины при допущении, что пласт однороден и |
проницаемость его повсюду такая же. как в призабойной области. Второе j
отношение 00 позволяет выяснить еще более интересный вопрос о том. |
как влияет ни дебит изменение проницаемости призабойной области пласта, |
имевшего первоначально повсюду одинаковую проницаемость Ад. I
Значения отношений 00 и 00, полученных в результате расе мот- j
рения численного примера, представлены в табл. 4.2. При расчетах при- j
ннмалось, что и изменением проницаемости коэффициент Л и вменяется
94
но пропорционально VL величины h (первая часть таблицы) и £2
।вторая часть таблицы) равнялись 0,1 мкм?. Значения остальных пара-
метров принимались такими же,
как в ранее рассмотренных численных
примерах.
Д нал ил табл. 4,2 и сравнен не представленных в ней данных с ана-
логичными данными, характеризующими движение жидкости в подобной
системе по закону Дарси [Щелкачев, Лапук. 1949], позволяют сделать
е 1 ел У ]ощм е з а к л юче н ия.
Рели неоднородный пласт принимается за однородный и имеет место
большое различие в проницаемости призабойной и внешней областей плас-
а то ошибка в определении дебита при распространении величины про-
нииземости призабойной зоны на весь пласт может быть значительной.
Однако она оказывается меньше, чем при прочих равных условиях при
фильтрации но линейному закону- Так, при = 10 и £|/£п = 0,1 и 10 от-
ношение 0/0“ 1 [|РИ нелинейной и линейном фильтрации составляет
соответственно 1,35 и 0,223 и 3,57 и 0,12.
Ошибка в определении проницаемости внешней области пласта в мень-
шей мерс сказывается на точности определения дебита скважины при
движении жидкости по нелинейному закону потому, что в этом случае
депрессионная воронка вокруг скважины оказывается более крутой, чем
при фильтрации по закону Дарси. А это значит, что в призабойной области,
где проницаемость определена верно, при нелинейной фильтрации тратится
большая часть перепада давления, чем при линейной.
Изменение проницаемости призабойной области пласта, в котором
первоначально повсюду Спала проницаемость £2, также может привести
к з н а ч и те л ыю м у и з м е нению дебита с к в а ж и н ы (см. в то рую ч а сть
табл. 4.2). Причем при прочих равных условиях ухудшение проницаемости
сильнее влияет на дебит, чем ее увеличение (сравни, например, колонки
3 и 6).
При нелинейной фильтрации усиливается положительное влияние уве-
личения проницаемости призабойной области пласта на производительность
скважины по сравнению с фильтрацией по закону Дарси. Расчеты
показывают, что в последнем случае увеличивать проницаемость
призабойной области пласта более чем в -20 раз нецелесообразно, так как
большее увеличение ее практически не влечет за собой сколько-нибудь
значительного роста дебита. Данные же второй части табл. 4.2 свиде-
тельствуют. что при движении жидкости к скважине но нелинейному за-
кону дальнейшее увеличение проницаемости призабойной области пласта
(свыше 20 раз) может привести еще к значительному увеличению про-
изводительности скважины (сравни колонки 7 и 8).
Для лучшей иллюстрации этого приведены кривые на рис. 4.8, постро-
енные по данным табл. 4.2 и указанной выше работы- Они характеризуют
увеличение дебита скважины при увеличении проницаемости призабойной
области пласта в 20 раз и и бесконечное число раз, Верхние кривые со-
ответствуют фильтрации но нелинейному закону, нижние - по ЛИНеЙ-
НоМу,
g
Pin'. Т.Н. К гл вы с изменении цепи т и скважный при изменении проницаемости л риза-
бой еячй зоны пласта и фильтрации по закону Дарий и нелинейному чакону
I li ясне НИН VM м Н,к<| !,
fwc, 4Л. Д( i бы ва ю i пая с к екг-.: и л и Д н пласте с нещ н ородиий проницаемостью
| ]сЯСНСНнм см. тексте
При других исходных данных численные значения отношений 0/0] и
0/(0 при дета военных в табл. 4.2, были бы иными. В зависимости от ве-
личины перепада па плеч? и я и пара метров. характеризуют их свойства
пласта и жидкости, движение жидкости к скважине было бы ближе к
фильтрации по та кону Дарси или по закону Краснопольского. Однако во
всех случаях общие заключения, сделанные выше, остались бы неиз-
i"
менным и.
Теперь рассмотрим более сложную задачу о нерадиальном движении
жидкости к скважине и неоднородном пласте по нелинейному закону. Пусть
в безграничном пласте постоянной толщины имеется одна добывающая
скнижина Л| с дебитом 0| (рис. 4.9).. Она расположена на расстоянии fM| я
= б от порога фациальной изменчивости пласта ..4ZJ, который делит его на
две полуплоскости. Проницаемость правой полуплоскости - £ь левой - Ъ.
В линейной теории подобная задача решается методом фиктивных сто-
к о а-источи и ко в Щирвердян, 1956]. При этом учитывается, что в любой
точке порога 4В с правой и девон стороны давления н нормальные состав-
ляющие скорости фильтрации должны быть одинаковыми.
Применяя приближенный метод решения нелинейных задач с использо-
ванием для укрупненной скважины fна рнс. 4.9 она показана пунктиром)
соответствующего линейного решения, получаем следующее уравнение
для определения дебита действительной скважины .4, (или понижения дав-
ления на ее забое):
~ Я
= "jfil |Г, .. '
2яйГ X 1*1* СО -й I 4тг/гХ
(4.58)
96
Iлйлгшца 4 3
Значении 0TH шпени н £?гЧУи НРИ ‘«ач^нняч пс^нчмп AfAp JtK, S
? ; Ч’ГХ1 М Я. |1? 1X10 М
м ’ • v. •cm.-v.'A- i’iAiuu.4: •.% •"•. . •.ч^^иг.’. • у. s« ••mxi i мш лтл. у*' \х« s:«<v v.««mr7A’ s
’— ------- —- (
is = | «I м 6 ,'iXI m n _ I iKj м S = 5<KJ м
U 0,931 0.9 W i).M3 0,912
I] I 11,945 0.90? 0,902 0.925
ij -, (X962 0,97* »,W (1,94H
0.9*1 П.99Д Й.966 0,975
1.11 J.CMM5 I.CXMJ 1,000 1.000
2.0 1,025 1.01Я 1.037 1.030
5.0 1.(150 l,il30 1.П81 1,060
|i),o 1.063 1.03» 1.102 1,075
100.0 1.075 1,045 1.125 1,092
:« 1.0*0 l.(M* 1.130 1,097
где di и /’i ~ постоянные коэффициенты в уравнении фильтрации, соответ-
ствующие проницаемостиАь
С целью изучения влияния такой неоднородности пласта на дебит един-
ственной скважины при различных исходных данных были сделаны
подсчеты отношения C?i/C2o- Дебит (7Ь представляющий собой произво-
дительность скважины в неоднородном пласте, определялся по формуле
(4.5S). СЛ1 - дебит скважины в однородном пласте с проницаемостью А]. Он
вычислялся по формуле (4.4), Проницаемость А| принята равной 0,2 мкм-.
Другие величины приняты как в предыдущих примерах. Результаты
подсчетов приведены в табл. 4.3, из которой следует, что с увеличением
проницаемости Ь соседней области дебит скважины растет, причем темп
возрастания дебита постепенно уменьшается.
Так, при Ли = !0 км и 8 = 100 м при возрастании величины проницаемости
А; от нуля до 1 мкм2 относительный дебит увеличивается на 22%. При
увеличении же Jt2 6T 1 Д° 2 мкм’. т.е. на тот же I мкм'. относительный
дебит увеличивается только на 2%. Сопоставление рассмотренных
«ариаптои показывает также, что при ббльшнх радиусах контура питания
возрастание дебита с увеличением проницаемости больше. При больших
(*е Значениях расстояния 3 от скважины до границы АВ влияние
проницаемости соседней зоны на дебит скважины меньше.
Сравнение данных табл. 4,3 с аналогичными данными, полученными в
Предположении справедливости закона Дарси, приводит к заключению, что
при прочих равных условиях влияние соседней области с проницаемостью А2
ча производительность скважины при нелинейной фильтрации меньше, чем
при линейной. Так. при Яж = 10 км. 3 ~ 100 м и к2/к} = 0,1 и 10 отношение де-
битов Qj/Cfi согласно гибл. 4.3 и указанной выше работе составляет соот-
ветственно 0,902-1.102 и 0,782-1,385. Более наглядно это иллюстрируется
кривыми зависимости Q \fQa от ЬД,, представленными на рис. 4.10.
£ 7 1 i I —L_I _t_I_J__J_,, 1.-Д
&? 2 J $ 5 * 7 £ / №
V*/
п ад а давления, чем при фильтрации по
Рис. 4.111. Кривые, хнр^ктернчуKJ-
щи е влияние неоднородности плас-
та ю ле бит скважины
Законы фильтрации г / Дарси,
2 ~ нелинейный
Прнснекня см. втекеп1
Меньшее влияние соседней
области на проивводительносгь
скважины при движении жид-
кости по нелинейному закону
объясняется тем, что при этом
поблизости от скважины расхо-
дуется большая часть пере-
закону Дарси. Поэтому дебит
скважины в большей мере определяется сопротивлением движению
жидкости в правой полуплоскости, и влияние соседней области с другой
проницаемостью сказывается в менынсй мере, чем при прочих равных
условиях при фильтрации по линейному закону;
Из табл. 43 следует, что даже при очень большом различии в проница-
ем о ст и разных частей пласта и сравнительно небольшом расстоянии от
скважины до порога литологической изменчивости влияние соседней обла-
сти пласта с отличной проницаемостью на дебит скважины оказывается
незначительным. Так, при 7?к = 10 км и 5 = 100 м увеличение дебита при
£zA| = 100 составляет всего 12>5%т а его уменьшение при 0,1 - лишь
10%.
Понятно, что при других значениях перепада давления и параметрах*
характеризующих пласт и жидкость, отклонение от закона Дарси может
быть меньше. В таком случае влияние соседней области с проницаемостью
£з на дебит скважины увеличится. При небольшом расстоянии до границы
оно может оказаться значительным.
Попутно может быть рассмотрен частный случай движения жидкости к
скважине, расположенной на расстоянии S от прямолинейной непроницае-
мой границы пласта. Полагая в (4.58), егго Д2 - 0. получим:
Pv. Рс
_ 1п < , м2
2^Л 25^ 4тг/г/?с ’
(4.59)
Аналогично были рассмотрены и другие задачи. Например, исследова-
лось взаимодействие двух равнодебитных добывающих скважин, располо-
женных по одну сторону и на одном расстоянии от прямолинейной границы,
разделяющей пласт на зоны с различной проницаемостью. Установили, в
частности„ что наличие соседней зоны с иной проницаемостью при не-
линейной фильтрации и прочих равных условиях оказывает меньшее влия-
ние на эффект взаимодействия скважинт чем при линейной, В то же время
при нелинейной фильтрации больше влияет на взаимодействие скважин из-
менение расстояния до границы раздела* чем при фильтрации пи закону
Дарси.
DC1
4.5. Взаимодействие несовершенных скип жни
Учитывается гидродинамический несовершенство скважин по степени
вскрытия пласта. Предполагается отсутствие донного притока, что чаще
всего встречается на практике. При исследовании нелинейного притока
идеального газа к единичной скважине с таким видом несовершенства
(Г.А. Зотов, 1963 г.) считалось, как иобычно. что несовершенство скважины
не влияет на форму линий тока на расстоянии г = (0,5-1и
движение там можно принять за плоско-радиальное (Л^ - толщина пласта).
Кроме того, взоне радиусом г Ко, где сказывается несовершенство сква-
жмньн реальный поток к несовершенной скважине заменялся потоком к
совершенной скважине в пласте переменной толщины, которая изменяется
по закону
MV] = Л + ВА,
(4.60)
где /1 и Я - постоянные.
Выражения для Д и В иол у чаются из условия, что при г = толщина
/i равняется вскрытой части пласта а при г /Tq /г = При этом вво-
дится предположение о равномерном распределении потенциала давления
на фдницах г = До и г = fte.
Анализ получаемых при указанных предпосылках зависимостей, сопо-
ставления результатов расчетов по ним с результатами расчетов по фор-
мулам других авторов и с данными экспериментов показали, что уже в
простейшем случае, когда принимается линейный закон изменения тол-
щинке пласта от йо до ftj (а - 1), получаются формулы, которые с успе-
хом могут применяться на практике,
Поступая аналогично, получили следующую зависимости характеризую-
щую нелинейный приток жидкости к единичной несовершенной скважине
(4.61)
где
I I -И I
h-Rc h-ac Rc
х - 1
.... ..1Ж
(Т-ЯЛ
X v Л
Причем значения коэффициентов X] их? по приведенным формулам с
Удовлетворительной точностью могут быть вычислены для случаев, когда
ОД < /г < 0,9, ft. / ft? 0,01. что обычно бывает на практике. Принимается,
что ft, = = 1.
П о сд е в того п оя в и л ас ь во з м о ж но ст ь не ел ед о в ать вз а и м оде й ста и е
несовершенных скважин. В частности, была решена задача для случая
Кольцевой батареи скважин в пл acre больших размеров, аналогичная рас-
смотренной выше для совершенных скважин. При атом при испол ьзовании
99
,г.. 4Ы.ГиЧЧл ршиус укрупненных ск нажин = (50- 150)Яг, движение к ко-
торым считается следующим закону Царей, было очень удобно принять
равным радиусу призабойной области пласта - (0:5~ 1,0)fyh пределами
которой ограничивается практически влияние несовершенства скважин на
форму линий тока.
Был рассмотрен именно такой случай; когда /?< = Яо =7?сг. Принятие та-
кого условия представляется вполне возможным, так как на практике по
залежам с карбонатными трещиноватыми коллекторами обычно /?' =е
= (50 150)/?с. Ни следует иметь и виду также, что при очень большой тол-
щине продуктивных отложений., соизмеримой в какой-то мере с расстоя-
ния ми между скважинами, что тоже достаточно характерно для указанных
залежей, принимать А' - не следует, так как к укрупненным скважинам
затруднительно было бы применить теорию интерференции точечных
источников и стоков. В этом случае задача усложняется.
Используя уравнение (4.45) для укрупненных скважин и уравнение (4.61)
для призабойных зон скважин, получаем в конечном счете следующее вы-
ражение для определении дебита (или понижения забойного давления) каж-
дой из взаимодействующих несовершенных скважин кольцевой батареи:
(4.62)
Сравнение (4.62) с аналогичной формулой (4.46) для случая гидро-
динамически совершенных скважин приводит к следующему общему выво-
ду. Приближенные зависимости, характеризующие взаимодействие несо-
вершенных скважин при фильтрации жидкости в пласте по нелинейному
закону, можно получить непосредственно из формул для гидродинамически
совершенных скважин (см. разделы 4,1 4.4. 5). вводя в них аналогично
(4,62) коэффициенты x-j и хг, учитывающие несовершенство скважин и
определяемые приближенно по формулам (4.61).
При прочих одинаковых условиях дебнты гидродинамически несо-
вершенных скважин будут меньше, чем совершенных. При /Ц = 400 м,
л = 10, /?.. = 0.01 и различных значениях /? были подсчитаны показатели
взаимодействия ./ несовершенных скважин кольцевой батареи как
отношения дебитов, определяемых по формулам (4.61) и (4.62).
Результаты подсчетов представлены в табл. 4.4, Для сравнения в ней
приведены также значения показателя взаимодействия при фильтрации
жидкости к скважинам по закону Дарси, определяемые по формуле
(4.63)
100
Значения t! Н В1М нмодеЙСТ^НЯ песо вершенных Ск ИЦЖЯН
jaKcas
фН.1ЬфаЦП8£
I. ] 7Н
2.246
h
.....
ПЛ U.S | ,0
1-1 или ней НЫЙ
;1 инейный
J ,379
2,640
1,587 Г?93 2,000
2,936 3J5C 1,32Q
Видим, что, как и в случае гидродинамически совершенных скважин,
эффект взаимодействия несовершенных скважин при нелинейном законе
фильтрации меньше, чем при линейном. При этом, как и при фильтрации по
закону Дарси, при нелинейном движении жидкости в пласте с увеличением
степени несовершенства скважин эффект их взаимодействия уменьшает-
ся, причем в последнем случае практически по линейному закону, как полу-
чилось по расчетам.
4.6. К вопросу взаимодействия скважин
при квадратичном законе сопротивления
Выше показано» что чем больше доля инерционных сопротивлений
в общих потерях давления, тем меньше степень взаимодействия скважин,
Можно предположить, что в предельном случае фильтрации по закону
Красно полке к ого при обычно встречающихся расстояниях между сква-
жинами последние практически взаимодействовать не будут. Для до-
полнительного подтверждения правильности таких представлений ниже
оценим взаимодействие скважин при фильтрации жидкости в пласте по
квадратичному закону на основе решения, полученного другим при-
ближенным методом (Ф. Эигелунд, 1953). Это тем более представляет
интерес в связи с высказывавшимся мнением, хоть и слабо обоснованным»
что взаимодействие скважин при нелинейном законе фильтрации не
отличается совсем или мало отличается от взаимодействии по закону Дарси
(А. Г. Саркисов, С.И. Чижов. 1973 г.). Очевидно, изучение взаимодействия
скважин в крайнем случае проявления квадратичного закона сопротивления
представляет и самостоятельный интерес.
Был рассмотрен установившийся поток жидкости по закону Красно-
польского из бесконечного пласта к бесконечной прямолинейной цепочке
скважин, расположенных на расстоянии 8 друг от друга. Получено
следующее выражение для дополнительной потери давления Др|, обу-
словленной искривлением линий тока при движении жидкости к сква-
жинам:
(4.64)
справедливое при 2/yS < 3. Здесь 0 - дебит с кв джины.
Значения 1и»кизэгс'1сй взаимодействия сккэжшг
Та 6л и и a 3..S
Под дополнительной потерей давлении, понимается разность между
потерей давления, которая имеет место при наличии скважин, и потерей
давления, которая имела бы место, если бы приток жидкости такого же
дебита происходил к проницаемой стенке (галерее). Очевидно, что при
движении жидкости к галерее из пласта больших размеров по закону
Краснопольского потеря давления при прочих равных условиях составляет
(4.65)
где расстояние до контура питания R* > 5.
Суммируя (4.64) и (4.65), получим следующее уравнение для опре-
деления дебита одной скважины бесконечного ряда при установившейся
фильтрации жидкости по квадратичному закону;
(4 66)
гдерк-ре^Др1
В то же время для дебита единичной скважины в пласте больших
размеров при прочих одинаковых условиях можно записать
(4,67)
Полученные выражения позволяют оценить взаимодействие скважин
бесконечной цепочки при фидьтрадаи жидкости по закону Красно польского.
За показатель взаимодействия J принимаем отношение дебита единичной
скважины в пласте к дебиту одной скважины бесконечного прямолинейного
ряда. Разрешая (4,67) и (4,66) относительно дебитов и беря отношение
последних, получаем
(4.68)
Интересно отметить следующее обстоятельство. Из формулы (4.68)
следует, что при фильтрации по квадратичному закону, как и по ли-
нейному, степень взаимодействия скважин зависит только от геометри-
102
ческих [|драметров системы
расстояния между скважинами) и не зависит от характеристик пласта
и жидкости, как при фильтрации по двучленному квадратичному закону.
Представляется естественным, что характеристики среды и жидкости
оказывают влияние на эффект взаимодействия скважин только в пере-
колкой области от закона Дарси к закону Краснопольского и не
сказываются на взаимодействии скважин в предельных случаях законов
фильтрации.
С помощью формулы (4,68) были выполнены численные расчеты
показателей взаимодействия J бесконечной цепочки скважин при квад-
ратичном законе сопротивления. Расстояния между скважинами прини-
мались при зл ом пт 100 до 2000 мт Л'к - КУ м.
Для сравнения при тех же исходных данных были выполнены также
расчеты показателей взаимодействия скважин JL при фильтрации жидкости
к указанной прямолинейной цепочке по линейному закону Дарси. Их
определяли по формулам (IV.35) и (VIJ.61) работы [Пыхачев, Исаев, 1973].
Кроме того, ио выше приведенным формулам (4,4) и (4.50) рассчитаны
показатели взаимодействия скважин У? в указанной системе при фильт-
рации жидкости в пласте по двучленному квадратичному закону.
Результаты расчетов./ц Л представлены в табл. 4.5, из которой видно,
что при фильтрации по закону Краснопольского резко уменьшается
степень взаимодействия скважин по сравнению с фильтрацией по закону
Дарси. Получается, что при более или менее значительных расстояниях
между скважинами последние при фильтрации жидкости в пласте по
квадратичному закону практически не взаимодействуют.
Заметим, что при разработке верх не меловых залежей нефти гроз-
ненского района с трещиновато-кавернозными коллекторами расстояния
между добывающими скважинами составляли сотни и даже тысячи
метров. При фильтрации жидкости в пласте по двучленному квадра-
тичному закону, характеризующему переходную область от закона Дарси к
закону Краснопольского, показатели взаимодействия могут быть ближе к
таковым при линейном или квадратичном законах сопротивления
в зависимости от степени проявления инерционных сил при движении
жидкости.
Эти результаты являются дополнительным подтверждением сделанных
ранее заключений о возможном значительном уменьшении степени вэаимо-
лейстния скважин при отклонении от линейного закона фильтрации.
О. У l H
ИНЕРЦИОННОЕ ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТИ
В ДЕФОРМИРУЕМОМ ПЛАСТЕ
Как отмечалось ранее {см. раздел 2.2), в тех или иных конкретных
случаях нелинейность притока однородной жидкости к скважинам может
быть обусловлена также совместным влиянием возникающих инерционных
сопротивлений и сжимаемости породы. При наиболее общей постановке
следует учитывать и изменение плотности и вязкости жидкости от
давления» хотя в большинстве практически интересных случаев оно может
быть незначительным.
При аналитических исследованиях движения жидкости в пласте в таких
условиях по-прежнему будем использовать двучленный квадратичный
закон фильтрации, который запишется в виде;
|grad /?| =
(5.1)
где и1 - массовая скорость фильтрации. Остальные условные обозначения в
этом разделе в основном такие же, как в предыдущем.
Будем полагать, что при сравнительно небольших изменениях давления
наиболее подходящей, по-видимому, является линейная зависимость
коэффициентов проницаемости среды (а также вязкости и плотности
жидкости) от давления, а при значительных - экспоненциальная, Ввиду
отсутствия исследований, которые бы характеризовали изменение от
давления коэффициента проницаемости с для весомой жидкости, в первом
приближении будем считать, что он изменяется по такому же закону, как и
коэффициент проницаемости А для вязкой жидкости.
Таким образом, инерционное фильтрационное движение жидкости в де-
формируемой среде можно исследовать при различных исходных условиях,
Ниже ограничимся лишь следующими двумя случаями.
L А, с - экспоненциальные функции давления; ц. р - const.
к = е х р[ - а к (рк - р)
с = 4.’()ехр[-а,(рк-р)'
(5-2)
где fco, cq - значения коэффициентов проницаемости при начальном
пластовом давлении рк; ос.;., а£. - коэффициенты, характеризующие изме-
нение этих параметров при изменении давления;
104
При таких исходных условиях уравнение фильтрации 3.1 перепишется в
виде
|grad pj = -Й-t/ expfaj. (рк - р)] + -% ' схр]а.(рк - р)], (5.3)
К() Сц
; и - объемная скорость фильтрации.
2. А, е - линейные функции давления: ц. р - const.
А = лг>[1 -at(p, - Pl] I
’grad p| =
%
U P P 2
-- —|h" • —afi’- —w -i •• “
* - <**(/4 - /0 Qj 1 ~«МРк ' P)'
(5.4)
(5.5)
Далее будем иметь в виду частный случай, когда а* = txt. ~ а. Надо
полагать, что во всяком случае для отдельных групп пористых или
трещиноватых сред подобное соотношение возможно. Косвенным под-
тверждением этого в какой-то мере могут служить результаты экспе-
риментов [Требиц, 1959).
5.1. Исследование фильтрации жидкости
при экспоненциальной зависимости проницаемости
от давления
Сначала заметим, что при стационарной фильтрации жидкости по закону
Дарен в деформируемом пласте (а такой частный случай, как указывалось
в разделе 2.2, тоже может иметь самостоятельное значение) решение
задач при условиях (5.2) не представляет особого труда, так как уравнение
движения в этом случае легко сводится к уравнению Лапласа-
Дей ствительно, подставляя в уравнение неразрывности
(5.6)
значения проекций вектора скорости фильтрации на координатные оси
1
и
’i
(5.7)
Уравнение движения получим в следующем виде:
-а(рк -р)
(5.8)
105
, * ч ,.. - vh । и опк. v 1 и ну ну к 1 перс ме иную
и =
(5.9)
то уравнение (5.8) будет сведено к виду уравнения Лапласа
-л -.
(5.10)
Это значит, что все зависимости, описывающие установившееся безы-
нерционное движение жидкости в недеформирусмой среде (ио закону Дар-
си), можно использовать и для характеристики аналогичного движения в
деформируемой среде, только вместо р надо подставить и и вмести к - Jt0
(А.Т. Горбунов^ В-Н. Николаевский. 1964 г.). Непосредственно из формулы
Дюпющ например, получим формулу для дебита единичной скважины при
плоско-радиальном движении жидкости к ней
2к*0й 1 - схр[-а(я. - ₽с >]
0=_J------------гх------- (5"’
и aln-*
Теперь вернемся к исследованию инерционного движения жидкости
в деформируемом однородном пласте при условиях (5.2), (5.3). Очевидно,
легко могут быть получены выражения для определения дебита и рас-
пределения давления при рассмотрении одномерных потоков.
В частности, при горизонтальном параллельно-струйном движении к гид-
родинамически совершенной прямолинейной галерее в призматическом
пласте постоянной толщины будем иметь;
Я-)]=
I - ехр[-а( рк -
При плоско-радиальном движении жидкости к гидродинамически со-
вершенной скважине в круговом пласте получаем:
(5.12)
(5,13)
(5.16)
(5.14)
(5.15)
106
рис. Кривые, характеризующие
:hj греши ость в с пре делении дебк-га
скважннЬЕ
а. 1,/МПа: /- 0: 2 0,1; .? - Д.б: */ -
1.0
Цряснергня см. втскае
и селедов а ние не радиол ьного
движения жидкости к скважи-
нам при условиях (5.2), (53) бу-
дем осуществлять с примене-
нием приближенного метопа ре-
шения нелинейных задач, пред-
ложенного в предыдущем раз-
деле и основанного на выделе-
<?/₽ -Z
7 50 ИЮ , JS0
или укрупненных скважин ра-
дм усом (50-15 Q)/fc, пределами которых ограничивалась область влияния
инерционных сопротивлений.
Можно полагать, что этот приближенный метод и тем более применим в
случае инерционного движения жидкости к скважинам в деформируемом
пласте. Действительно, при прочих одинаковых условиях дебиты скважин в
деформируемом пласте должны быть меньше + и должна снизиться степень
влияния инерционных сопротивлений. Тем не менее для подтверждения
справедливости этого предположения рассмотрим специальный численный
пример, с помощью которого оценим допускаемые погрешности в
определении дебитов скважин при применении указанного приближенного
метода,
С этой целью дебит единичной скважины определим по точной фор-
муле и приближенно при различных значениях коэффициента а,
характеризующего изменение коллекторских свойств при изменении
данления, в том числе (для сравнения) при а = 0 (случай нецеформируемого
пласта, рассмотренный в предыдущем разделе). Точное значение дебита Q
определяем по формуле (5.14), приближенное значение Q' при различных
значениях Л' по формуле (5Л 1)+ но вместо /?с в последней подставляем
и вместо (рк - />с) - перепад (рк - ), определяемый по формуле (5.15) при
Численные значения коэффициента а принимались равными 1,0 1/МПа;
0,6 1/МПа; 0тЗ l/МПа, Значения других параметров здесь и в последующих
примерах принимаются такими же, как в разделе 4. Напомним, что при
таких значениях параметров при работе одиночной скважины
в не Деформируемом пласте было бы приблизительное равенство между
Нелинейной и линейной потерями давления во всей области движения
Едкости.
Результаты подсчетов представлены на рис. 5.1. Они подтверждают. что
при - (50-150)/?.с погрешность в определении дебита становится
незначительной ик главное, что в случае инерционного движения в де-
1ГГ?
инерционном движении в lie деформируемом пласте- Это
значит, что указанный приближенный метод том более применим’ для
исследовании установившегося инерционного нерадиального движения
жидкости в деформируемой среде.
Выше речь шли о добывающих скважинах. Надо полагать, что в
большинстве практически интересных случаев метод укрупненных скважин
применим и к нагнетательным скважинам, хотя погрешность будет, по-
видимому, несколько больше.
1
Теперь рассмотрим в приближенной постановке работу двух добы-
вающих скважин в пласте больших размеров (&к > 28), расположенных
друг от друга на расстоянии 28. Будем приближенно считать, что на
расстоянии /?к от центра каждой из скважин давление поддерживается
постоянным и ранным Ограничимся рассмотрением более простого
случая, когда забойные давления скважин одинаковы. Скважины гидро-
динамически совершенные, одинакового радиуса, движение плоское. Деба-
ты скважин равны между собой.
Вокруг каждой из действительных скважин мысленно выделяем
укрупненные скважины радиусом /?', за пределами которых движение
жидкости считаем безынерционным. Исходя из формулы (4.39) и имея
в виду безынерционное движение в недеформируемой среде, для укруп-
ненных скважин можно записать
Ц<2 , $
/л. = R- _ “ In -г®-?
" 'к litkh 20%
(5.17)
Для безынерционного движения в деформируемой среде это уравнение
перепишется в виде
И<Э , \2
—"—1п —
2jrt0ft 26/?;
= - и' = -41 -ехр[-а(рк - р'.)
(5.18)
Из уравнения (5.16) определяем р' (в небольших призабойных зонах
радиусом Лс' движение считаем плоско-радиальным)
(5.19)
при этом пренебрегаем I//?; по сравнению с 1/Яч.. Решам совместно
уравнения (5.18) и (5.19), получаем искомое уравнение для определения
дебита каждой из скважин
(5.20)
108
I мт-
нцсии/йстаия (J) днух добыиающН*
скнажин н isjiHHLMMOCTii от расстий •
ния между л и ми (2S)
it. I /КП Li: i! ~Д (закон Дарем: 2 VJ.
IJ’; 4 0.3; - 0 (н^ч инейный ’каком)
Теперь, исходя из уравне-
ния (4.39k н готовом виде запи-
шем выражение для распре-
деления давления я пласте да
4 0 -----J---—I—------ 1----J
0 /да А?да //00 7/ н
J
пределами укрупненных скнджин
(5.21)
где Г| и г2 ™ радиусы-векторы произвольной точки пласта относительно
скважин. В призабойных зонах скважин (радиусом Я') давление в любой
точке определяется по формулам (5.15) и (5.16).
С помощью формул (5.20) и (5..1.4) выполнены подсчеты показателя
взаимодействия J (отношение дебитов при одиночной и совместной работе
скважин) при следующих значениях коэффициента а: 0,3 1/МПа;
1,0 1/МПа; 3,0 1/МПа и указанных выше численных значениях других
параметров (рис. 5.2). Для сравнения на рис. 5.2 приведены также кривые,
характеризующие взаимодействие скважин при безынерционном и инер-
ционном движении жидкости в не деформируемом пласте (кривые 1 и 5).
Видим, что взаимодействие скнажин в деформируемом пласте уси-
ливается по сравнению с нсдеформируемым. Причем, чем в большей
степени коллекторские свойства пласта зависят от давления, тем это
различие значительнее. Пи мере увеличения коэффициента сх кривые
взаимодействия удаляются от кривой 5, характеризующей инерционное
Движение жидкости в н ед с формируемом пласте, и располагаются ближе
к кривой I, характеризующей безынерционное движение жидкости в не-
деформируемом пласте (по закону Дарси).
При прочих одинаковых условиях в деформируемом пласте уменьшает-
ся степень влияния инерционных сопротивлений (ввиду уменьшения
де б итон скважин), что приводит к усилению их взаимодействия. Заметим
здесь ь что в случае нагнетания будет наблюдаться, по-видимому» обратная
картина. Однако этот вопрос требует специального исследования (см.
также раздел 5.3).
Далее, будем иметь в виду, что однородный пласт разрабатывается
несколькими концентрическими кольцевыми батареями эксплуатационных
сКважин. Давления во всех скважинах данной батя ре и считаем оди-
наковыми, размещение скважин в батарее равномерным. Кроме того,
полагаем, что расстояния между соседними батареями не меньше
в 1ШЛ H KUIliyp ЛК'ГИНИЯ ДОСТАТОЧНО УДДЛСН
от батарей.
Исходя из соответствующих решений при фильтрации по закону Дарси в
жестком пласте (см. раздел 4.3), для выделяемых укрупненных скважин
будем иметь приближенно
(5.22)
2x0. , , . 2xAJi г . , .j г , >1
j - нд = —-— {ехр[-щрк - ра.()]-ехр[-а(рк -рс)]).
Подставляя сюда значения давлений на контурах укрупненных сква-
жин и p^j из формулы (5.19). получим следующую систему урав-
нений;
-екр[—а(рх - /Тег )]}-
(5.23)
Из этой системы можно определить забойные давления при заданных
де битах или наоборот. Условные обозначения и некоторые ограничения
здесь приняты такими же, как в аналогичной задаче для жесткого пласта
(см. раздел 4.3), Таким же путем или прямо из системы уравнений (5,23)
можно получить выражения для совместной работы прямолинейных
батарей скважин.
На численном примере покажем, каким может быть влияние воз-
никающих инерционных сопротивлений и деформации пласта па дли-
тельность разработки, имея в виду, как и ранее, полосовую залежь
с одним прямолинейным рядом равнодебитных добывающих скважин,
расположенным симметрично относительно контуров питания и нефте-
носности.
Отношение сроков разработки при инерционном движении жидкости в
деформируемом пласте и безынерционном движении в и еде формируем ом
пласте Т |/Р будет пропорционально отношению дебитов скважин.
Последние определяем по формуле, полученной из основной системы
уравнений (5.23), и по известной формуле линейной теории взаимодействия
скважин (см. раздел 4.3),
Принимаем также, что система одножидкостная и давления на контурах
питания одинаковые. Расстояния между скважинами 400 м, до контуров
питания 1 км* а = 0;3 1/МПа. Остальные исходные данные такие же, как в
предыдущих численных примерах,
ПО
() th a iii сн ня сроков разработки -лиж’Жей при нмиисйнй и лнисймон фильтрации
V МПа I 0.2 ’г 1 j-./T 1Ж ПТ' f .as я деформируемом и житном и ласте ~ as i.c 2.о 4.l? ь,о к .о ic.(i .t L _ ...._ 1.20 1.39 1.75 2.4К 1,24 4,06 4,91 1,12 1.22 1,41) |.6Ъ J.B? 2,06 2,23
результаты расчетов приведены в табл. 5.1. Они свидетельствуют, что
л су чет при гидродинамических расчетах возможных отклонений от
j ине иного закона фильтрации и деформации пласта может привести
большим искажениям получаемых количественных показателей раз-
работки шежи.
В табл. 5.1 приведены также заимствованные из табл. 4.1 отношения
77’Л сроков разработки в такой системе при инерционном и линейном
движении жидкости в не деформируемом пласте. Из сравнения тех и других
отношений видно, что при существенном влиянии деформации пласта на
коллекторские свойства могут значительно ухудшиться показатели разра-
ботки залежи.
Анализ полученных выше уравнений показывает, что зависимости* ха-
рактеризующие инерционное движение жидкости в деформируемой среде,
можно получить непосредственно из формул, описывающих инерционное
движение в не де формируемой среде, путем подстановки в последние вмес-
то давления р функции й (см. формулу (5.9)) и вместо а и Ь - и p/cD.
Таким образом* решения других интересных задач инерционного движения
жидкости в деформируемой среде, в том числе относящихся к. фильтрации
в неоднородных пластах, могут быть сразу получены из приведенных в
разделе 4 зависимостей, характеризующих инерционное движение в иеде’
формируемой среде.
5.2. Движение жидкости в пласте
при линейной зависимости проницаемости от давления
При плоском безынерционном движении в атом случае
V..
I
[] -а(рк
дх
(524)
Подставляя значения 4/е и ц. в уравнение неразрывности (5.6), уравнение
Движения получим в виде 11
11 - а(рк - р)1 I -а(рк - р)jJ = 0.
J dv dv
(525)
ill
уравнение i 5.25 j- сводится к виду уравнения Лапласа (5 Л 0k
Это означает, что при линейном изменении коэффициентов проницае-
мости от давления зависимости; характеризующие стационарную фильт-
рацию жидкости в деформируемой среди, могут быть получены подобно
предыдущему случаю непосредственно из формул установившегося
движения жидкости в пласте с неизменной проницаемостью. Для этого не-
обходимо в последние вместо давления р подставить функцию г/ и умеете
i- io. Только здесь и с пользуется выражение Q5.26j для и вместо (5.9) при
экспоненциальной зависимости проницаемости от давления.
Из формулы Дюпюи, например, получаем выражение для дебита еди-
ничной скважины при плоско-радиальном движении жидкости к ней
(5.27)
Распределение давления вокруг скважины будет характеризоваться
уравнением
г <_¥ ! Я
Тк - Р) - - р) = _ —1п^- _ (528)
2 2таГ|/т г
Другой пример Пусть имеет место нсрадиальное движение жидкости к
двум равнодебитным добывающим скважинам, расположенным на рас-
стоянии 2S друг от друга в пласте бол ми их размеров (йк » 25). Исходя из
соответствующих зависимостей, характеризующих аналогичное движение
в н еде формируемой среде, для дебита каждой из скважин и распределения
давления в деформируемом пласте получим
(5.29)
44-р).
а .
У Рк ~ Р)
(5.30)
£де и ^2 — рад и усы-век торы произвольной точки пласта относительно
скважин;
Теперь перейдем к рассмотрении} инерционного движения жидкости в
деформируемом пласте при условиях (5.4), (5.5),
(5.31)
(Рк
а
Р)-у(/4 "РГ =
При плоек о-радиальном движении к скважине получаем:
(5.33)
(f>K - р) - “ (. рк - р)2 = (рк - р.) - у «рк - а): -
М<2 г р(Г ]' 1 1
In > •> I
4ГЧ:О/Г Яс г ?
(5.34)
При исследовании нерадиального движения жидкости к скважи-
нам используем предложенный н обоснованный выше приближенный ме-
тод укрупненных скважин (см. разделы 4.2, 5.1). В качестве: приме*
ров рассмотрим работу кольцевой и прямолинейной батарей сква-
жин.
Сначала имеем в виду совместную работу в пласте большой протяжен-
кости и равноде битных добывающих скважин, образующих кольцевую ба-
тарею радиусом Й6 и расположенных на равных расстояниях друг от друга.
Исходя из изложенного выше, формулу (4.45) для укрупненных скважин
такой кольцевой батареи применительно к безынерционному движению
жидкости в деформируемом пласте перепишем в виде
Правую часть уравнения (5.35) определяем из выражения (5.34) при
г ~ Я5 и р = р'
РЙ2
4п2с0Л2Яг
(5.36)
После подстановки (5.36) в (5.35) получаем искомое приближенное
Уравнение ДЛЯ определения дебита скважин (понижения забойного дав-
ления) при инерционном днижсним жидкости в Деформируемом пласте к
кольцевой батарее
.Р^~
Т д C.J1R,,
к
2лЛаА
(537)
Принимаем. далее, что бесконечная прямолинейная цепочка скважин
тоже расположена в пласте больших размеров. Ра иноде битные скважины
расставлены через равные интервалы 5, > б.
Поступая аналогично предыдущему случаю, получаем следующее вы-
ражение для определения дебита каждой из скважин в этой системе или
перепада забойного давления:
м2
4тй0Л
(538)
Рассмотренные примеры показывают, что при линейной зависимости
проницаемости от давления, как и при экспонеициальной» решения задач
установившейся инерционной фильтрации тоже могут быть получены не-
посредственно из решения для такой фильтрации в жестких пластах путем
замены в последних комплексных параметров я и b на и р/с^ и
давленияр ini функцию определяемую по формуле (5.26).
5.3. Особенности индикаторных диаграмм
нагнетательных скважин
Здесь имеется в виду наиболее общий случай установившейся фильт-
рации жидкости в деформируемом пласте по нелинейному закону, который
может представлять интерес прежде всего для трещиноватых коллекто-
ров. Очевидно, по добывающим скважинам указанные факторы способ-
ствуют уменьшению коэффициента продуктивности, а по нагнетательным
скважинам - один из них (деформируемость пласта) способствует увеличе-
нию коэффициента приемистости, а другой (инерционность движения) - его
уменьшению. Поэтому характер индикаторных линий нагнетательных
скважин может оказаться весьма своеобразным в каждом конкретном
случае.
При аналитическом исследовании этого вопроса принимаем, что дав-
ление нагнетания не достигает величин, при которых возможно расслоение
пород (проявление эффекта гидроразрыва), т.е. считаем, что деформация
пород при нагнетании и отборе происходит аналогично. Поэтому при
выводе формул для нагнетательных скважин поступаем аналогично
случаю добывающих скважин (см. разделы 4, 5.1,53).
Будем рассматривать плоско-радиальное движение однородной жидкости
От гидродинамически совершенной скважины в однородном круговом
пласте большой толщины. Вязкость и плотность жидкости считаем
постоянными величинами. Как и ранее, в качестве закона фильтрации
используем двучленную квадратичную зависимость между скоростью
фильтрации и градиентом давления. Допускаем, что коэффициенты про
нинаемости для вязкой и весомой жидкости одинаково зависят от данлепия.
Тогда для случаев линейной и окспонснциильной зависимости коэф-
фициентов проницаемости среды от давления получим следующие выра-
жения для определения приемистости нагнетательных скважин;
ме |п ъ ; pq2
2л*0Л R. ' 4тгг0ЛХ '
(5.39)
г , . Ца£? ,
ехр[а(Л - PJ1 - I = — in-
(5.40)
В частных случаях инерционного движения в не де формируемом пласте
(а = 0), безынерционного движения в деформируемом пласте (Д/со — 0) и
безынерционного движения в не деформируемом пл acre (а = 0, 1/cq = 0) из
(5.39) соответственно получим
_ м<? |п , ре2
2xkJi R. 4кгеЛ2И„ ’
Ч А . Я Чги
(5.41)
Р*)+2^
’ Г' : -:sirj,'v ТГ Pili' ttii8йГ~Л ПГ ~ I • i ГИ I • ••' "ГнП-1, - - т'"х:' •••••••«•.••>
И 1п—£-
(5.42)
и формулу Дюпюи для нагнетательной скважины
п Щ/Щ - Рк )
* R
gin к
(5.43)
Нт уравнения (5.40) в указанных частных случаях имеем (5.41), (5.43) и
2^()йехр[а( р с-/\)]-1
::7£:л^ ’
Ц ।
яс
(5.44)
Исследование уравнения (5.39) путем анализа производных разного по-
Рядка о г функции Q показало, что последняя не имеет максимумов
EI -Минимумов в области значений переменных, соответствующих работе
Угнетательных скважин, а также не имеет точек перегиба, Было
Установлено, что зависимосЕч» £? =ДДрс) представляет собой при а < Л -
Главную кривую, загибающуюся к оси Дрс, при а > А-плавную кривую»
115
4ДР /да ffpM’/cgT
/fl j. МП&
/fl, ДОПА
Рис. S3. Индикаторные диаграммы, рассчитанные по формулам (5.39), C5.4I Н5.43}
а, 1/МПа: / - ОЛ; 2 - Г); Л -0,1; 4 0
рк0, МПа с^см3: / - Q; 2 - 0; 3 - 7,0; </ - 7,1)
Рис- S-4. Индикаторные диаграммы, рассчитанные по формулам (5.39), (541Н5.43)
а, 1/МПа: - 1,0; 2 1,0; 3 - 0; 4 - О
р/еь, мПа с^аА / — 0; 2 33); 3 - 0; 4 - 3.0
/ «да /да /W
4fl, МПа
Рис. 5.5, И н дм к аторн ы е дна гр мм мы к
р аесч ита н н ыс гео фор м ул а м (5.40) г
(5.41). (543), (544}
a, li'MTla: У - 0.3; 2 0: 3 - 0,3;
4 - fl-
р/г0, МПа с2Мс: У - 0; 2 - 0; .3 - !5;
4-15
/Г - тачка Ессрегибз
загибающуюся к оси при сс =
= Д - прямую линию, Здесь
Дрс = рс - рк - повышение
забойного давления,
(5.45)
Аналогичное исследование
уравнения (5-40) дало следую-
щие результаты.: функция 2 ₽
-ДДрс) и в этом случае не имеет экстремальных значений. Однако для нее
характерно наличие точки перегиба с координатой л о осн повышения
забойного давления
1 24 (X
— [р ------
(.5,46)
# дар
--------------------------—।-----, —
-
, МПа
Рис. 5.6. Инликатг>рЕ13я диаграмма нагнетательной скй, 95
При этом цо точки перегиба (при Дрс <Apt) кривая (7 =ДДрс) имеет
выпуклость к оси (?» а после точки перегиба (при Дрс > Др') - к оси Дрс.
Таким образом, из этого анализа получается» что индикаторные линии
нагнетательных скважин могут иметь различную форму в зависимости
прежде всего от характеристик пласта и жидкости, Поэтому необходима
осторожность при интерпретации фактических результатов исследований
скважин.
Были рассмотрены также численные примеры. По результатам расче-
тов построены индикаторные диаграммы, представленные на рис. 5.3-5,5,
Принимавшиеся значения коэффициента а и отношения р/с0 приведены в
по дрису ночных подписях, Значения остальных параметров приняты, такими
же, как везде выше (Л = Ю м+ Яс = 10 см, /?к = Ю км* p/fcp =
~ ОД МПа-с/см2).
Кривую 3 на рис. 53 при формальной интерпретации результатов иссле-
дований вполне можно было бы рассматривать как отображающую влия-
ние только инерционных сопротивлений, а кривую 2 на рис. 5.4 - как
влияние только деформации пласта. На самом деле они получены по урав-
нению (5.39) и отражают совместное влияние указанных факторов. Кри-
выет отображающие влияние только деформации пласта и только инер-
ционных сопротивлений, представлены на упомянутых рисунках под номе-
рами 1 и 4Г Они рассчитаны по формулам (5.42) и (5,41).
Даже получение по результатам исследований прямолинейной индика-
торной диаграммы может не свидетельствовать о фильтрации жидкости в
пласте по закону Дарси. Как следует из проведенного выше анализа урав-
нения (539), при определенном соотношении параметров приемистость на
Ризных режимах формально может соответствовать расчетам по формуле
Дюпюи, хотя на самом деле движение н пласте может осложняться сов-
^естным влиянием деформации последнего и возникающих инерционных
^противлений.
Кривая 3 па рис. 5.5 получена по уравнению (5,40). На ней отмечена
гочка перегиба имеющая координаты Д/\: = 2+08 Mila, Q = 571 мгУсут.
кривые 1 и 4( как и на рис. 5.3 и 5.4, представляют индикаторные линии,
I—
которые имели бы место при безынерционном движении в деформируемом
пласте и при инерционном движении » и еде формируемом пласте. Они
рассчитаны по формулам (5.44) и (5.41).
Очевидно, при определенных соотношениях параметров точка перегиба
может быть и не замечена или нейду близости ее к началу координат, или,
наоборот, при ее расположении в области больших, значений приемистости и
повышений забойного давления. Тогда индикаторная линия может быть
ошибочно принята вогнутой только к оси £? или только к оси Дрс.Она может
оказаться также близкой к прямой линии.
Под номерами соответственно 2,3 и 2 на рис. 5.3-5.5 представлены пря-
мые. соответствующие фильтрации по закону Дарси в и еде формируемом
пластс.
Из наложенного можно заключить, что при интерпретации результатов
исследований скважин необходимо иметь более или менее определенные
представления о физических условиях фильтрации жидкости в пласте.
Тогда можно правильно выбрать формулы для обработки индикаторных
диаграмм с целью определения необходимых параметров.
О возможном совместном влиянии при работе нагнетательных скважин
инерционных сопротивлений и деформации пласта могут свидетелъет
вовать. например., результаты исследований на месторождении Карабулак
Лчалуки, где при нагнетании были получены индикаторные линии с
меньшей кривизной, чем при отборе жидкости (см. раздел 2.2). Более того,
индикаторная линия, построенная по данным тщательных исследований
нагнетательной скв. 95, вполне может быть
представлена и как имею
(ая
точку перегиба. (рис. 5.6).
6. ИССЛЕДОВАНИЕ РАБОТЫ СКВАЖИН
В ВОДОНЕФТЯНЫХ И ПОД! АЗОВЫХ ЗОНАХ
ц;]я рассматриваемых залежей характсрЕЮ наличие больших водоиеф-
гяеее.ех зон или полное подстилание подошвенной водой с самого начала или
й более поздние периоды разработки. В некоторых случаях работа скважин
может осложняться также наличием присводовой газовой шапки,
существовавшей изначально или образовавшейся в процессе эксплуатации
залежи (см. раздел I),
Ниже исследуется работа добывают их скважин в таких условиях с
учетом особенностей фильтрации жидкости в трещиноватых, породах.
Имеется в виду, что скважина располагается в всдопефтяной или подга-
зовой зоне или на участке залежи, где существуют обе эти зоны, и в ней
вскрывается нефтей асы щепная часть пласта на том или ином расстоянии
и г впдонефгяного и газонефтяного контактов. Кроме того, при исследовав
нии учитывается возможное нарушение линейного закона фильтрации
Парси ввиду появления значительных инерционных сопротивлений или
изменение проницаемости трещиноватого пласта в зависимости от давле-
ния насыщающей жидкости или совместное их влияние (см. раздел 2).
Указанные задачи рассматриваются в этом разделе в простейшей
приближенной постановке. Они решались прежде всего с целью выяснения
характера и степени возможного влияния на величины безводных и безга-
зовых дсбитов скважин упомянутых факторов, связанных с особенностями
фильтрационного движения жидкости в трещиноватых коллекторах.
6Л* О притоке нефти к скважинам при наличии
подошвенной воды
Це ль to исследования является определение предельного безводного де-
бита скважины Q. соответствующего положению вершины водяного кону-
са у забоя скважины. Жидкость считается несжимаемой, пласт - однород-
ным. Задача рассматривается аналогично соответствующей линейной эа-
дач^ (Н.Ф. Иванов, 1955 г.; X, Мейер, А. Гардер, 1954 г.) при условии не-
подвижности |[адошвс1нюй воды и образовавшегося уже водяного конуса
Фис. 6. Г),
Будем полагать сначала, что имеет место инерционное движение жид-
*°сги н не деформируемом пласте. Неподвижное состояние водяного конуса
определяется условием
£ = Рк-7Ж-Д
Ряс. 6*1- Схема образования водяного ко-
нуса н пласте
Пояснения см. в тенстге
где /? - давление н любой точке Af
поверхности раздела между водой
и нефтью; рк - давление на го-
ризонтальной плоекости раздела
вода.нефть до начала эксплуа-
тации скважины (в процессе
работы скважины давление р* сохраняется на поверхности раздела между
водой и нефтью в достаточном удалении от скважины Як); ув - вес
единицы объема воды; Лн - толщина не фте насыщенной части пласта; z -
вертикальная координата точки М, отсчитываемая от кровли пласта,
До начала эксплуатации скважины давление в точках нефтеносной об-
ласти пласта р„ выражалось так:
рк~ Рк Тн(^н
(6.2)
где yiS - вес единицы объема нефти.
Вычитая почленно из равенства (6.2) равенство (6,1), полагая, что в
равновесной системе рн = const, и дифференцируя полученное уравнение,
будем иметь
dp = (уи - YH)dz. (63)
Пренебрегая вертикальными составляющими скорости фильтрации в
рассматриваемом предельном случае, используя в качестве закона фильт-
рации двучленную квадратичную зависимость (4.1) и учитывая, что ско-
рость фил ьтрации
(6.4)
будем иметь
dp _ Ц-ИЙ Р „ <21
dr 47Г2ег"72 ’
(6-5)
где (? ” предельный безводный дебит скважины; г горизонтальная коор-
дината точки М отсчитываемая от оси скважины.
Подставляя сюда dp из (6.3), получим искомое дифференциальное урав^
пение
(6,6)
характеризующее работу скважины в оговоренных условиях.
Интегрирование этого уравнения затруднительно. Пока рассмотрим
частный случай фильтрации по закону Краснопольского. Тогда дифферен-
циальное уравнение (6.6) принимает более простой над
rv _7 )dz-.- PkQ3
'"dr 4jj2cr2z2
(6.7)
Разделяя переменные в уравнении (6.7), интегрируя в пределах /?К1 Лн,
/ и пренебрегая 1/#к по сравнению с 1//?о получаем следующее выражение
для предельного безводного дебита скважины при фильтрации жидкости в
пласте по квадратичному закону:
(6.8)
где / _ глубина вскрытая пласта скважиной (см. рис 6.1).
Для сравнения ниже приводится также формула для предельного без-
водного дебита в случае фильтрации по закону Дарси в нс деформируемом
пласте.
(6.9)
Из приведенных формул видно, что с увеличением степени вскрытия
нефтенасыщенной части пласта (i =//Л0 величина предельного безвод-
ного дебита уменьшается. При / =O(/ = OX? = £Jmax. При /=1(/ = Ли) О-
= (2mjn =0. Относительные значения предельных безводных дебитов
(2 = 2/(2^) могут быть определены из следующих выражений, полу-
ченных из (6.8) и (6.9) и характеризующих фильтрацию по закону Крас-
нопольского и закону Дарси;
(6.10)
(611)
Результаты расчетов по формулам (6Л0) и (6,11) представлены на
рис, 6.2. Из рисунка следует, что при фильтрации по квадратичному закону
предельные безводные дебиты в меньшей мере зависят от степени
Укрытия пласта скважиной, чем при фильтрации по закону Дарси. Оче-
вОДно, что в более общем случае двучленной квадратичной зависимости
ые-жду скоростью фильтрации и градиентом давления, учитывающей
Одновременное влияние вязкостных и инерционных сопротивлений, кривая
0 =£?(/) будет занимать промежуточное положение между кривыми 1 и 2,
яркие денными на рис. 6.2.
Теперь будем считать, что происходит безынерционное движение жид-
кости в деформируемом пласте. Принимая в законе Дарси экспоненциаль-
ную зависимость проницаемости среды от давления насыщающей жид-
£
Гис. 6.2. изменение отмоет'ельниц
1 н;I с ТЕ Е! й Е ф t’ Д с Л I • Н 1.1 X б l‘ I U О ДIL LIV
jjt’битов с квя ж и м ы {Й) и Ш1*11 с и :м ост к
О Г СТСПеНН вскрытия H.TJKTil U )
3? * ‘ | м Li ф и ьтр и цн и : ' - Кр адщ,
j 1 о: । к- к о it 1.2 Д i ь f<i 5
кости (5.2) н учитывая (6.1),
(6.3) и (6.4), получаем диф-
ференциал ьное у рав не н не
у - у
---11-d— z е к р (ex* у... z) х
С?ф(СДуДД
и _ нн<? dr
s: ой:: >:• :' .тс 11 ~
2пАр г
% Я
(6,12)
интегрирование которого и пре-
делах' йи, 6 /?с даст следующее выражение для предельного безводного
дебита нефти в таком случае;
2 = 2Т^Пв 7*| } {а*.у Д - («Л А1) ехр[ -аЛ Д - 0] - И- (6.13)
«ЦХ ’«у-
а Ч л
При гаА = 0 из (6.13), естественно» получим (6.9). В этом легко убедить-
0
ся, раскрыв неопределенность тина Для этого необходимо взять
вторые производные от числителя и знаменателя в выражении
(б. 13).
При линейной зависимости проницаемости оглавления (5.4) аналогич-
ным путем получаем
<Yb Yh И(1 - ЯПЛ)-+ «лв-21 d ’ = -ГТ’—’
2ккй г
г> ^оОв ”'Yh) /1 I V i 2 s'1 А “ 'J1 jl. '
Q=------(l-atYA)(V^H-anRO;-T} .
рн1п * L J
С,
ч-
(6.14)
(6.15)
те ри з у ю щ и е де ф орм и ру е м ы й н л аст.
Как и в предыдущем случае, при га* - 0 из {615) получим (6.9).
Полученные предельные безводные дебиты (6.13) и (6.15), харак-
. Moj-ут быть представлены как
отношения к безводному дебиту (6.9), соответствующему фильтра-
ции жидкости в недеформируемой среде. Для случаев экспоненциаль-
РисьбгЗ» Маменекие относительных значений предельных беикьдных дебитан скважины
I (7 । в за н пси м ости от степени нскрытич пласта {/) при экспоненциальной {кривая f) и
линейкой (кривая 2) зависижсти проницаемости от давления
ной и линейной зависимости проницаемости от давления будем иметь
соответственно
,-у_ 2 «атД-Са^-ПехрЕ-а^Ли -01 -1
«Пв ^-1
(6.16)
н
(6.17)
С целью анализа полученных результатов по формулам (6.16) и (6.17)
были произведены численные расчеты при следующих исходных данных:
йн - 200 м, exjt = 0,5 1/МПа, у^ = 1 г/см5. Величина не фте насыщенной толщи-
ны выбрана применительно к грозненским залежам нефти с трещиноваты-
ми коллекторами. Результаты расчетов представлены на рис. 6.3.
Приведенные кривые свидетельствуют, что при прочих равных условиях
предельные безводные дебиты в случае деформируемого пласта будут
меньше, чем при фильтрации в жестком пласте. Это объясняется уве-
личением фильтрационных сопротивлений в деформируемом пласте.
Из кривых рис. 63 следует также, что с увеличением степени вскрытия
пласта влияние деформируемости последнего на предельный безводный
Дебит уменьшается. При экспоненциальной зависимости проницаемости от
давления это влияние меньше, чем при линейной.
Расчеты при других значениях нефтенасыщенной толщины показали,
’то с ее уменьшением различие между предельными безводными деби-
гами, соответствующими фильтрации в жестком и деформируемом плас-
Та^, становится меньше. Естественно, это различие увеличивается с рос-
гом деформируемости пласта (коэффициента аА).
Наконец, получим дифференциальные уравнения, характеризующие
Работу несовершенной скважины в пласте с подошвенной водой в наиболее
общем случае, когда фильтрационное движение осложняется совместным
в J г Ия н и е м во з н и к а ю щ и х ине рц и о н н ы к с о п р о ти пл е н и и и измене н и я
Проницаемости пласга в зависимости от давления ешсеищиющсй: жидкости.
Принимая н дну член нем квадратичном таконе фильтрации экспонен-
циальную на ни ей м ость коэффициентов проницаемости I и с от давления
(5.2), учитывая (6.4) и надставляя dp из (6.3) и р из (6.1), будем иметь
_ Р:.^______________
4 7Г с0 Г" z2 е хр[ - a J в C^t - 2)]
(6,18)
При линейной зависимости коэффициентов проницаемости от давления
(5.4) искомое дифференциальное- уравнение представится в виде
(6.19)
Как и дифференциальное уравнение (6.6), уравнения (6.18) и (6.19) тоже
не решаются в квадратурах.
С целью определения предельных безводных цебитов скважин при ус*
лониях
(6,20)
уравнения (6,6), (6.18) были решены на ЭВМ методом численного интег-
рирования Рунге-Кутта (С.М. Мальсагов, 1970 г.), который использовался
Следующим образом. Выбирался интервал (CmilK1 которому может
заведомо принадлежать искомое значение предельного безводного дебита.
В правые части уравнений (6.6), (б. I8) подставлялось значение дебита, яв-
ляющееся средним для выбранного интервала, и с этим значением реша-
лись уравнения. При г - проверялось выполнение условия z = Лн- При
выполнении этого условия задача нахождения искомого значения предел Ег
наго безводного дебита завершалась,
Если же оказывалось, что z(J?R) > или z(tfK) < йн-. то соответственно- на
место QmiUC или (7т[п пересылалось значение полученное на предыдущем
этапе, и расчет повторялся. Так как правые части уравнений (6,6), (6.18)
непрерывно зависят от £Х то такой процесс нахождения предельных
безводных дебитон всегда сходящийся.
Численное решение уравнений (6.6), (6,18) выполнялось при следую- J
щих исходных данных, которые характерны для верх не мел о вой залежи
нефти Малгобек-Вознеоенско-Алиюртовского месторождения; Лн = 200м,-
А3- = 10 см, J?K = 500 ми pj< = 0,67 г/см\ цн 0,34 мПа- с, уп = 1 г/см3+ Л =
= 0,3 мкм2т с “ 1,23 - КН см, - а.. - 0,5 1/MI 1а. Степень вскрытия пласта ;;
скважиной / принималась равной от нуля до единицы, А
Pul. 6-4. Изменение предельных безводных де би той (0 н зависимости от степени
вскрытия пласта {/)
Пояснения см. в тексте
Рн^ 6.5- Изменение относительных значений предельных безводных дебитов (0 g
|3 видимости от степени вскрытия пласта (7)
Пояснения см. в тексте
Полученные результаты представлены в табл, 6Л и на рис. 6.4 н 6.5, где
(?2 и СЛт абсолютные значения предельных безводных де битов (в
пластовых, условиях) при фильтрации по нелинейному закону соответст-
венно в жестком и деформируемом пласте, полученные в результате чис-
ленного интегрирования уравнений (6-6), (6.18). Для сравнения приведены
также вычисленные по формуле (6,9) значения предельных дебитов для
жесткого пласта при фильтрации по закону Дарси. Q? и (Д - отношения
предельных безводных цебитов C2/Q1 HCVQr £?р£Й и £?з _ отношения
последующих значений предельных дебитов к предыдущим по мере нарас-
тании степени вскрытия, характеризующие каждый из перечисленных вы
nie случаев инерционного и безынерционного движения в жестком и де-
формируемом пласте Например, значения определены как отношения
Дебитов Qi при степенях вскрытия пласта 0,1 и 0т0; 0т2 и ОД; 0,3 и 0,2
л т. цл
Переходя к анализу полученных данных, отметим прежде всего, что при
прочих равных условиях инерционность движения жидкости, как и де-
формируемость пласта, приводит к существенному уменьшению предель-
ных безводных дебитов скважин (см. колонки 2—4 табл. 6.1 и рис. 6.4). Так,
при 7 =0,5 предельные дебиты и£?з получились равными соот-
^етстненно 2780; 2300; 1923 мУсут. Это объясняется увеличением сопро-
тивлеиий при движении жидкости и градиентов давления по сравнению с
^стким пластом при линейной фильтрации.
Влияние инерционности движения и деформируемости пласта проявляет-
ся тем сильнее, чем меньше степень вскрытия пласта (см. колонки 5, 6
Тдбл. 6.1 и рис. 6.5). Так, например, при 7 =0,9 уменьшение дебитов 02 и
СЬ по сравнению с Q, составляет 3,9 и 8,3%> а при Г = 0J оно гораздо
больше - 25,9 и 41% соответственна
Глбл и г и 6 ,1
Значения, предельные безводных дебитом н и ласк иных услонинх См-'/с ye 1
Н ИХ отношении
& , ft ; ft ft С/ । • ч •: । и л • • л i" у ft
0 3700 -2726 -2165 -0737 -0,586
0.1 3660 2720 2] 60 0741 0,590 0.9«ч -0,997 0.998
0,2 3550 2690 2М8 0757 0.605 0.970 0.9В8 0,994
о.з 3360 2620 2 НО 0780 0.628 0,948 0.975 о,9 на
0,4 11 00 2490 2047 0.805 0,659 0.945 0.950 0,970
0,5 2780 2300 1923 0,831 0.693 0.897 0/325 0,93В
0,6 2370 2610 I740 0.861 0.736 0.854 0,887 0,905
0,7 I&90 16Й 7 14й:> (К 892 0788 0.798 0,826 0,854
0,8 изо I231 1 127 0,929 0.847 0.704 0,730 0,760
0.9 702 675 644 0,961 0.9] 7 (L527 0,548 0371
Во всех случаях по мерс увеличения стен с ни вскрытия пласта предель-
ные безводные де биты, естественно, уменьшаются и при вскрытии сква-
жиной не фте насыщенней части пласта на полную толщину становятся
равными нулю. При этом с увеличением степени вскрытия пласта интен-
сивность указанного уменьшения предельных безводных дебитов увеличи-
вается (см. колонки 7-9 табл. 6.1). Так, при увеличении / от ОТ до 0+2
дебиты £h и Оз уменьшаются соответственно на 3.0; 1,2 и 0,6%, а при
увеличении / от ОЛ до 0,9 уменьшение указанных дебитов составляет 47,3;
45т2и42т9%.
Приведенные выше значения <2f,С?з и свидетельствуют также, что в
одних и тех же интервалах изменения степени вскрытия пласта интен^
сивностъ уменьшения предельных безводных де битов в жестком пласте^
при инерционном движении меньше, чем при безынерционном, а при ннерН
ционном движении меньше в деформируемом пласте, чем в жестком.
Понятно* что при других исходных данных значения предельных безЧ
водных дебитов £?i> и £?з и различия между ними изменятся но сравч
нению с полученными выше. Однако всегда будет иметь место со отношен
нис < е2 < •
Заметим теперь, что по абсолютной величине приведенные выше зна-
чения предельных безводных де битов довольно большие. Ввиду решения
задач в приближенной постановке не исключено^ что они являются не-
сколько завышенными. Тем не менее указанные величины де бито в в плас-
товых условиях вполне подтверждаются фактическими данными по гроз-
ненским верхнемеловым залежам нефти с трещиноватымн коллекторамй+
дебюты отдельных скважин по которым достигали 2000 3000 т/сут и болев
в поверхностных условиях.
Выше исследовалось влияние на предельные безводные дебиты только
инерционности движения жидкости и изменения проницаемости от давле*
ния, в связи с проявлениями которых, как были показано, может проис-
ходить некоторое уменьшение предельных безводных дебютов. В то же
время другие особенности верхнемеловых залежей нефти грозненских
Рис, 6.-й, Изменение предельных безводных дебитсв (2) в зависимости от тплщинъе
нефтеиясытеиной части пласта (Лн)
Законы фильтрации: / - Дарси( 2 - нелинейный
Рис. 6Л. Изменение предельных безводных дсбитов $.4?) и зависимости от вязкости
кефти (цн)
Законы фильтрации: 7 -Дарси, 2 - ргелиззейньЕЙ
месторождений (большая толщина продуктивных отложений, малая вяз-
кость и небольшая плотность нефти) обусловливали значительное увели-
чение предельных безводных дебитов по сравнению, например, с залежами
восточных районов в обычных пористых коллекторах.
Для случая инерционной фильтрации в не де формируемом пласте на
основе численного интегрирования дифференциального уравнения (6.6)
^Ь1ло количественно оценено возможное влияние на предельные безводные
Дсбиты различных параметров, характеризующих пласт и жидкость. С
Указанной целью выполнены многовариантные расчеты, в которых нссле-
Дуемые параметры изменялись в определенном диапазоне при постоянстве
Других- В частности» изменялись проницаемость для вязкой и весомой
^*а1Дкости, толщина нефтенасыщенной части пласта, плотность и вязкость
йефгит разность между объемными весами воды и нефти. Одновременно с
umvisiuUUWKii1
'ГАЧРЧ^^МГНВ*
явта
безводных
лсайтов
>?
(2) » зависимости от пл отв сети J
:?ж
’?9Й5У
1
I
I
!
I
!
1
Рис. 6.8. Изменение предельных
нефти {рн) (кривые Л 2.1 а разноски между объемными лесами вады и нефти (ув - ун)
(кривые Л,
3s
Законы фильтрации: /,/' Дирьий2,2" нелинейный
Риг, 6.9. Изменение предельных безводных дебитов (£)} в зависимости ст прол и пае мое
ти для вязкой жидкости (А)
ЗакокЕы филькрацни: 7 - Дарси. 2 не линейный
ж-
в
W
11
О
Я
31
5
5
ц
И
целью сопоставлений по формуле (6.9) определились безводные дебиты для
случая линейной фильтрации жидкости в жестком пласте.
В расчетах принимались следующие фиксированные значения пара-
метров: йн = 200м; Яс=10см; /?г 500 м; р„ = 0,7 г/см\ цн s 0,3 мПа с; рн =
= I г/см3; Л = 02 мкм2; с = I см; /=0,5. Результаты расчетов представ-
Относительно зависимостей (?(йн) можно заметить, что при нелинейном
законе фильтрации влияние /тн на величину С? сказывается в меньшей
степени, чем при линейном законе. Так, при увеличении толщины от
100 до 400 м С? увеличивается соответственно в 13,5 раза и в 16 раз.
Вместе с тем при увеличении Ан растет различие между величинами 2j
При йи = 100 м безводный дебит в случае нелинейного закона фильтрации
составляет 95% от дебита при линейном законе, а при Лн = 400 м - только
80%; (см. рис. 6.6). Это связано с увеличением абсолютных величин
$
X1
дебитов скважин и степени влияния инерционных сопротивлении с ростом
гол шины пласта.
Влияние ня л к ост и неф]'и па Q тоже сказывается сильнее в случае
фильтрации жидкости по закону Дарси. Например, при увеличении вязкости
от 0,2 до 1 мПа-с при линейном законе фильтрации величина Q
уменьшается в 5 раз, а при нелинейном в 4 раза. С дальнейшим ростом
иЯ ? к ости нефти практически полностью исчезает различие между вели-
чинами У при линейном и нелинейном законах фильтрации жидкости (см.
рис-
6.7}. Это тоже объясняется изменением сгоне ни влияния инерционных
сопротивлений, которые в этом случае практически снижаются до нуля.
Интересно отметить, что, как и в случае фильтрации по закону Дарси,
при учете инерционных сопротивлений зависимости £?(рн) и 2(?в ~Тн) ока-
плвакггся практически линейными. С увеличением плотности нефти, а еле-
цоватсльно, с уменьшением разности между объемными весами воды и
нефти, различие между величинами (7 при (фильтрации по линейному и не-
линейному законам уменьшается (см. рис, 6Д1.
В случае притока жидкости к скважине по закону Дарси величины £7
изменяются пропорционально проницаемости пласта для вязкой жидкости к
Если же фильтрация в пласте происходит по двучленному квадратичному
закону, то роет дебитов отстает от роста проницаемости и кривая (7(A)
загибается к оси проницаемости (см. рис. 6,9). С ростом параметра
проницаемости с происходит еще более резкое замедление темпа увели-
чения безводных дебитов. Это связано с увеличением степени влияния
инерционных сопротивлений.
Заметим» что при других значениях исходных данных, в частности, при
меньшем относительном, вскрытии пласта, различия между величинами Q
при линейной и нелинейной фильтрации могли быть и более значитель-
ными. Кроме "того, степень влияния различных параметров на (7 также
moi ла быть иной. Однако качественная картина, безусловно, останется
неизменной.
Ниже приведены также данные о предельных безводных цебитах» рас-
считанные при различной степени искрытмя пласта / для конкретных за-
лежей в трещиноватых породах, имеющих различные характеристики.
Расчеты проведены для верхнемеловых залежей нефти грозненских
месторождений Малгобек.-ВознесенскоАл июртовскос, Заманкул и Лхло-
ьо. Последние две залежи с самого начала были водоплавающими. Мал-
го бе к - В оз н есе нско- А л и i орто вс к ая з а л еж ь в н a чю i з ш ый п е ри од и ме л а во-
•1.0фтяную зону значительных размеров, а затем, по мере разработки,
тоже стала водоплавающей.
Расчетные параметры указанных залежей и результаты расчетов по
Уравнению (6.6) представлены в табл. 6.2. Из этой таблицы явствует» что
М а л го бе к- В о з н есе и с к о - А л и ei j рт о века я з а л е ж ь п о ср а в не ни ю с 3 ама н -
Тульской и Лхлонской имеет более благоприятные условия для разработки,
d именно: меньшую вязкость и плотность нефти, я также большую
Нсфтенэсыщенпую толщину и проницаемость пласта (в последнем слу-
чае по сравнению-с Заманку л ьской залежью). В связи с этим величины
ДнЯ'ШШЯ pat четны к параметров н предел иных безводный Д(б11ТО& сжешжнн
(M-VryT В ПЛ ЙСТОПЪ!л уелппняд)
Параметр
Значения параметрон
ио чал ежа м
ВДрЬТЛШ
пласта
?
Предельный Г^чкг.днын дебит
nr? залежам
IVBCK3H
MiLlL'i)-
бек- Нт
Н.еСЁНСК|>
Зама । ixyj
Малго-
бек-Нгя-
иесешжо-
$
й
'У!
ТС^икам
Я-
У
V М X) 100 60 0,1 2720 54,2 222
А".., см [0 10 ю 0,2 2690 52,6 219
/гк. м 5(Х) 500 0.3 2620 49.9 2П
Phi Г/СМ3 0,67 ад 0,75 0.4 2490 46.1 Е98
мПа-с 1J6 1JA 0.5 2300 4],2 178
Рп г/см-* 1 я 1,0 1,0 1.0 0.6 2040 35.1 ]55
мкм2 03 о.[ 1,0 0,7 .1687 28.0 125
с. 1О'* см 1.23 1.23 1,23 (К8 ]2.М i 9,7 89
£? для первой залежи получились при расчетах значительно большими, I
чем для остальных (см. табл. 6г2)а 1акос соотношение между безвод^ ||
ными дебатами в общем подтверждается промысловыми данными 1
эксплуатации указанных залежей, Такт па Малгобек-Вознесенско» f
Ллиюртовской залежи безводные де биты скважин, расположенных в S
водонефтяной зоне, составляли до 10=00-2000 м^/сут в пластовых усл(Ь I
виях и более, в то время как на других залежах - лишь десятки и сотни |
м]/сут. I
Интересно сравнить также данные по залежам Заманкул и Ахдово. I
Последняя характеризуется гораздо более высокой проницаемостью, |
что при прочих примерно одинаковых характеристиках и даже меньшей
нефтенасыщенной толщине пласта обеспечило многократное увеличение Ц
по Ахлово предельных безводных дебитов по сравнению с месторож- ||
пением Заманкул (см. табл. 6.2). Это обусловлено резким уменьшением д|
гидродинамических градиентов при примерно одинаковых гравитацион- Ц
пых. Ц
I эким образом, различия в характеристиках залежей, в некоторых слу- I
чаях на первый емгляц, казалось бы, и не слишком большие, могут сущест- И
пенно повлиять на работу скважин при наличии подошвенной воды. И, ко- 1
нечно, при линейной фильтрации величины предельных безводных дсбитов Ц
были бы более высокими. Полученные результаты могут быть яс- ||
пользованы при интерпретации промысловых материалов и обосновании И
де битов скважин. И
I’ЗЛ
6.2. О притоке нефти к скважинам
при наличии газовой шапки
Примером залежи, имеющей газовую шапку, является верх немел о вая
нефтегазовая залежь месторождения Карабулак-Ачалуки. Газовая шапка
занимала около 10% начального объема залежи, разрабатывавшейся с
поддержанием пластового давления путем закачки воды.
Задача решается аналогично предыдущей задаче о работе скважины в
пласте с подошвенной водой. Цель исследования - определение предель-
ного без! азового дебита нефти Q, соответствующего положению вершин bi
газового конуса у верхней границы вскрытого в скважине интервала
дренирования (рис, 6.10). Как и прежде, жидкость считается несжимаемой,
пластоднородным. Задача решается при условии неподвижности верхне-
го газа И образовавшегося газового конуса (П.М. Шульга, 1959 г.).
Сначала рассмотрим движение жидкости в не де формируемом пласте при
наличии инерционных сопротивлений. Неподвижное состояние газового
конуса определяется условием
р = рк+Уг(^-Д (6.21)
где р - давление в точках Л/ поверхности раздела между газом и нефтью;
р - давление на горизонтальной плоскости раздела газ - нефть до начала
эксплуатации скважины или давление на указанной плоскости раздела
в. достаточном удалении /?к от скважины при ее работе; уг - вес единицы
объема газа: т - координата точки ЛЛ отсчитываемая от подошвы пласта.
До пуска скважины в работу давление в любой точке не фте насыщенной
части пласта выражалось так:
Рн=Л+Ти(^-Д (6.22)
Вычитая из равенства (6.22) равенство (6.21), полагая = const для
равновесной системы и дифференцируя разностное уравнение, получаем
dP = (YH-YJdz- (6.23)
Используя затем в качестве закона фильтрации двучленную квадра-
тичную зависимость и учитывая (6.4) и (6.23), получим дифференциальное
уравнение
(6;24)
по своей структуре подобное выведенному выше уравнению (6.6) для слу-
чая работы скважины в пласте с подошвенной водой.. Различие состоит
в том, что в уравнение (6.24) введена разность (7И - уг)вместо (ун - Ун) в
(6,6).
Теперь будем иметь в виду движение жидкости в деформируемом
пласте по линейному закону фильтрации. Принимаем экспоненциальную
зависимость проницаем ости от давления а виде
fc = “P)J,
(6.25)
-ZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZ, -l-JZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZ
Газ
Рис. 6.10. Схема образования газового конуса в пласте
Пояснения см. в тексте
где Ри _ начальное давление на подошве пласта; - значение прони-
цае мости А- при давлении рп.
Подставляя затем в закон Дарси это выражение для проницаемости,
выражение для скорости фильтрации из (6.4), dp из (6.23) и учитывая, что
A]-P = Yh^ (6.26)
получим искомое дифференциальное уравнение
, zdz ii„O dr
Интегрирование этого уравнения в пределах R(, /?«; /, йи дает следующее
выражение для предельного без газовою дебита
_ 2 тсА^а (у Fr у г) ctj. у н/ +1 Дд,унДг 1
__ — •<^*ка’тв.чйгЧлм .1. _ Л- . — Ji - •
in 2k Lexp(atyH/) exp(aj,Д,)
(6.28)
где / - толщина вскрытого в скважине интервала дренирования.
Наконец, рассмотрим наиболее общий случай, когда фильтрационное
движение осложняется совместным влиянием инерционных сопротивлений
и деформируемости пласта. Принимая в двучленном квадратичном законе
фильтрации экспоненциальную зависимость коэффициентов проницаемо-
сти А и с от давления и учитывая (6Л), (6.23) и (6.26), получаем следующее
дифференциальное ура вне н не;
(Y н - 7,-) “ = ~ ex р( а4 у и г) + ex р( a;. у fIz), (6 29)
где сп - значение проницаемости для весомой жидкости при начальном
давлении на подошве пласта.
Полученные уравнения и формулы (6,27)-(6.29), как и (6,24), отличаются
от выведенных в разделе 6J для случая работы скважины в пласте с
подошвенной водой, в частности, тем, что вместо разности (уй -
_ уи) введена разность (у, - yrh Следует иметь в виду, что не всегда до-
лусгммо пренебрежение объемным несом газа по сравнешпо с объемным
весом нефти, так как в глубокозалегающих пластах объемный вес газа
может достигать зиачителын>]х величин.
Ниже приводится также формула для предельного бе зга зов ого дебита
нефти в случае фильтрации по закону Ларей в не деформируемом пласте
LL,. in -
м „
(6.30)
При различных значениях степени вскры тия и ефте насыщен ной части
пласта в скважине / = /ДОН были выполнены численные расчеты предельных
бе я га за вых де битов для условий, близких к верхнемелоЕой залежи
Карабулак-Ачалукского месторождения в более ранний период ее
эксплуатации, когда нефтяная залежь на значительной площади в районе
газовой шапки не подстилалась подошвенной водой. Расчеты велись по
уравнениям и формулам (6.24), (6.28) и (6.30), которые характеризуют
движение в жестком пласте при наличии инерционных сопротивлений (£7 [К
а также движение в деформируемом (£7 2) и жестком пластах при
отсутствии инерционных сопротивлений.
Принимались следующие значения расчетных параметров; Лн = 200 м;
£ = 0,07 мкм2; ^ = 500м; /?t=l0tM; ун = 0.6 г/смд у,. = 0,2 г/см3; =
= 0,26 мПа-c; с = IJMtb* см; ст£ = 0,5 1/МПа; / - 0,1-1,0 при шаге (),L
Дифференциальное уравнение (6-24\ как и (6.29), не интегрируется в
квадратурах. Поэтому производилось численное интегрирование по мето-
дике, изложенной в предыдущем разделе. Полученные расчетные дебиты
(?г <2ъ £?з представлены в табл. 6.3.
Видим, что, как и в случае работы скважины в пл acre с подошвенной
водой (см. раздел 6.1), возникающие инерционные сопротивления и дефор-
мируемость пласта привадят к уменьшению предельных безгазовых деби-
тов по сравнению с фильтрацией в жестком пласте по закону Дарси. При
Других, характеристиках залежи и пластовых флюидов уменьшение деби-
тон могло быть более значительным. Тем не менее абсолютные значения
предельных безгазовых. дебитов нефти довольно высокие. Это обусловлено
особенностями верхнемеловых залежей нефти грозненских месторож-
дений, определяющими благоприятные условия работы под газовых сква-
жин (большие этажи нефтеносности, большая толщина продуктивных
отложений, низкая вязкость нефти, значительная проницаемость коллек-
тора).
По аналогичным уравнениям и фор мулам из раздела (6. Г) с использо-
ванием приведенных выше значений параметров были для сравнения
рассчитаны предельные безводные дебиты эксплуатационной скважины в
I
i
Ретулътуты рагчетоя предельных Веигмионых дейнюв скважин
(м-Vcyт в плотовых услоннях!
0.1 1247 906 И 60 ИЮ 2
0.2 1224 867 1 3 20 985
(КЗ 1173 О 1250 950
0,4 [093 738 1153 899
0,5 985 639 1030 830
0.6 846 525 878 735
0,7 678 41 1 700 608
0.8 482 289 495 448
0,9 255 145 261 246
пласте с подошвенной водой. Объемный вес воды принимался равным
1 г/см?. Для конкретных условий рассматриваемой верхнемеловой за лежи
месторождения Карабулак-Ачалуки разности между объемными весами
воды и нефти* нефти и газа оказались одинаковыми (ув - уи = ун - уг).
Как и следовало ожидать, для условий жесткого пласта расчетные
значения безгазовых и безводных дебитов практически совпали, так как в
выведенных приближенных уравнениях и формулах они зависят только от
разности объемных весов пластовых флюидов. В условиях деформируе-
мого пласта предельные безгазовые и безводные дебиты зависят также от
абсолютных значений объемных весов нефти и воды. В этом случае
расчетные безгазовые дебиты оказались несколько меньше безводных
{?4 (см. табл. 6.3).
Аналогично разделу (6.1) может быть исследовано также влияние
различных параметров на величины предельных безгазовых дебитов.
Полученные аналитические зависимости могут быть использованы для
оценочных расчетов при определении интервалов вскрытия продуктивных
отложений в скважинах и оптимальных режимов их работы.
6.3. О работе скважин в пласте с подошвенной водой
и верхним газом
В предыдущих разделах исследовался приток жидкости к скважине при
наличии или подо i л венной воды или верхнего газа. Ниже рассматривается
более сложный случай, когда эти факторы оказывают совместное влияние
на работу ск важин ьг Та же верх не меловая залежь нефти Карабулак-
Ачалукского месторождения в более поздний период эксплуатации стала
водоплавающей при наличии газовой шапки в своде структуры. При
исследовании учитывается возможное возникновение инерционных сопро-
тивлений при фильтра ционцом движении жидкости в жестком пласте.
Задача определения предельного безводного и безгазового дебита
нефти, соответствующего положению вершины водяного и газового
конусов у нижней и верхней границы вскрытого в скважине интервала дре-
s
1
Рис, 6.11. Схима образования водяного и газового конусов в пласте
[Тояснелия СМ- в тексте
пирования (см. рис. 6.11), как и прежде, решается при условии неподвиж-
ности подошвенной воды; верхнего газа и образовавшихся конусов воды и
газа (П.М,. Шульга. 1959 г.; X. Мейер, А. Гардер, 1954 г.). Жидкость
считается несжимаемой, пласт - однородным,
В связи с тем что линии тока и векторы скорости фильтрации в
окрестностях скважины имеют наклон снизу вверх вблизи раздела вода-
нефть и сверху вниз вблизи раздела газ-нефть, можно полагать, что
существует горизонтальная плоскость AW. в которой векторы скорости
фильтрации перпендикулярны к оси скважины. Эту плоскость можно
рассматривать как условную непроницаемую границу, которая делит пласт
на две части; нижнюю (под плоскостью NN), где движение нефти к
скважине осложняется наличием подошвенной воды, и верхнюю (над
плоскостью NN)* где движение нефти осложняется наличием газовой
шапки.
Решая совместно уравнения (6.1) и (6.2) и уравнения (6.21) и (6.22) при
з’раничных условиях на стенке скважины, получаем следующие выражения
Для максимальных депрессий в скважине, соответствующих предельным
безводному и безгазовому дебитам в нижней и верхней частях пласта (см.
рис. 6. ] 1);
ДРс = (71* - 7и)(Л] - /1). ^’3lJ
^Pc = (7н - Уг)(Л 2 - ЪХ (б321
где й|, J] и ^7’ ^2 — нефтенасыщенная и вскрытая толщина в части пласта,
подстилаемой подошвенной водой,, и в подгазовой части пласта.
Приравнивая (6.31) и (6.32), получим зависимость между предельными
значениями подъема водяного конуса и опускания газового конуса (/?| ~ /]) и
(/?2 - /2)
(7и - 7н)(Л । - fj >(7н - Уг)(Л 2 - h). №
Зависимость (6,33) представляет условие безводной и безгазовой эксплуа-
ч<
тации скважины в залежи с подошвенной водой и газовой шапкой. С
помощью (6-33) можно рассчитать расположение интервала перфорации
относительно разделов вод а-нефть и газ-нефть, обеспечивающее пре-
дельные условия эксплуатации скважины.
Будем определять предел е>цый безводный и безгазовый дебит скважины
Q как сумму двух дебитов - предельного безводного дебита из части пласта
ниже плоскости NN и предельного безгазового дебита из части пласта выше
плоскости AW. При решении конкретных задач используем дифференциаль-
ные уравнения, полученные нами ранее.
Исходя из зависимости. (6.33), полагаем. что имеет место соотношение
(6.34)
совершенно очевидное в частном случае, когда ун = ун = ун -
В случае инерционного движения жидкости в жестком пласте производим
определение безводных и безгазовых де битов из соответствующих частей
пласта по уравнению
сЬ- Р..Т
dr 2тскгг 4лЛт2г2
(6.35)
Здесь ?-безводный или безгэзовый добиты скважины из нижней или
верхней частей пласта; Ду = Тв_Унп]>и определении безводного дебита и
Ду=Тн-'й при определении безгазового дебита; z - координата
произвол ьной точки на поверхности раздела нефть-вода ил и нефть-газ при
направле н и и оси z от не йтрал ыюй плос кости AW соо гветстве нно к подо 11 та
и кровле пласта (см. разделы 6.1,6.2).
Ниже приводится также формула для определения предельного без-
водного и безгазового дебита нефти в случае фильтрации по закону Дарси в
жестком нефтсгазоводоносном пласте
7
М„<у„ - Yr )1и д
(6.36)
где /?и и / - полная нефтенасыщенная толщина пласта и суммарное
вскрытие его в скважине (над и под плоскостью AW).
Но уравнению (6.35) были выполнены численные расчеты предельных
безводных и безгазовых де битов нефти для условий, близких к верх-
немеловой залежи Карабулак-Ачалукского месторождения в более поздний
период ее э к с н луатанни, ко гда в ря йоне газо вой ш а и к и 11 ояв ил ась
подошвенная вода. Расчеты велись при значениях нефтенасыщенной
толидины пласта Ли, равных 100 и 200 м, которым соответствуют дебиты
С?| и Значения других расчетных параметров принимались такими же+
как в предыдущем численном примере н разделе 6.2.
Согласно (634), в связи с тем что для конкретных условий рас-
сматриваемой залежи У» - = ув| - уг, нейтральная плоскость .W делит
136
Незулктять! расчета» прицельных бсзяодвых н 1К ЦН1НВЫ1 добитой скыыжин
[мМ-'УТ Н ИЛИСТ»вых услпенях)
0J
0.2
0.1
0,4
0,5
0Л
07
0,8
0,9
]66
160
]54
142
127
109
87
641
32
652
637
608
564
506
433
34?
245
1.30
170
165
156
144
129
ПО
88
62
33
1 44WJ I Г1 1.4LL к?',, "F
680
6W
615
577
515
439
350
247
13]
1247
1224
1 173
1093
985
846
678
482
255
нефтей ас ыщенный пласт на две равные чисти. Степень вскрытия в
скважине верхней и нижней части пласта и пласта в целом принималась в
расчетах от 0,1 до 1,0 при шаге 0J. Производилось численное интег-
рирование уравнения (6.35) по методике, изложенной в разделе 6.1.
Результаты расчетов дебитов 01 и Йг представлены в табл. 64. Для
сравнения по формуле (6.36) при тех же значениях нефтенасыщенной
толщины пласта (300 и 200 м) и других параметров были рассчитаны
предельные безводные и безгазовые дебиты нефти и 04, характери-
зующие безынерционное движение в жестком пласте (см, табл; 6,4). Видим,
что и в случае работы скважины в нефтегазоводоносном пласте
инерционность движения жидкости приводит к уменьшению предельных
безводных и безгазовых де битов по сравнению с фильтрацией в жестком
пласте по закону Дарси. Здесь важен качественный вывод, При других
характеристиках залежи и пластовых флюидов уменьшение де битов,
очевидно, могло быть более значительным;
Кроме того, по уравнению (6.35) при йн = 200 м и принятых выше
значениях других параметров были для сравнения выполнены также
расчеты безводных и безгазовых де бито в нефти в предположении,, что
работа скважин осложняется наличием только подошвенной воды или
только газовой шапки, В связи с тем, что для рассматриваемой залежи
Уб - ун = ун - уг, рассчитанные предел иные безводные и безгазовые дебиты
практически совпали (05).
Сравнение рассчитанных величин дебитов 02 и С?з показывает; что при
одинаковой не фте и асы щепной толщине пласта и степени ее вскрытия
скважиной предельные дебиты нефти, полученные в предположении
Наличия только подошвенной воды или только верхнего газа, оказались
существенно больше предельных дебигов скважины в нефтегаз оно донос-
ном пласте.
Полученные зависимости могут быть использованы при оценке условий
И оптимальных режимов работы скешжин в трещиноватых пластах с
подошвенной водой и [верхним газом.
7. МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
И АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
Охарактеризованные но введении и других разделах данной работы
специфические геологе-и ромы еловые особенности рассматриваемых зале-
жей и особенности применявшихся систем их разработки, с одной стороны,
затрудняли использование имевшихся методик для расчета процесса
разработки залежей, тем более с учетом работы отдельных скважин и их
взаимодействия, а с другой - располагали к применению балансных
методов, которые, однако, тоже требовали существенной адаптации к
|таким условиям.
Ниже излагаю тся специально разработанные методы прогнозирования и
анализа разработки подобных залежей, учитывающие указанные
особенности и основанные па использовании уравнения упругого мате-
риального баланса, а также некоторые другие методы оценок» н том чис-
[ле базирующиеся на классической теории фильтрации при упругом
режиме.
7.1, Определение показателей разработки
нефтяных залежей
| На первых стадиях проектирования разработки применяется метод
материального баланса при заданных средних дебитах скважин и макси-
мальных темпах отбора нефти, которые для отдельных периодов времени
могут быть оценены на основе расчетов работы систем скважин (см.
разделы 4. 5) и отдельных скважин (см. раздел 6), условий фонтанирования
гкважин, а также данных пробной эксплуатации, опыта разработки
подобных залежей. Заметим, что в условиях рассматриваемых залежей
уменьшаются возможные погрешности из-за неучета интерференций
гк важин ввиду сравнительно редкого раз мешения последних и нелиней-
ности закона фильтрации.
I При упруго-водонапорном режиме дренирования в основу расчетов
иожет быть положено уравнение материального баланса, составляемое
кз очевидного условия, что количество нефти, добываемой и а ту или иную
Нту складывается из извлекаемых запасов в заводненном объеме
ИЛ) и добычи из незаполненной части залежи за счет упругих сил
W-
1V| = IV2+ №3. (7.1)
I'h-e. 7.1. Кривая pact] роде л с ння -заггьтн
/ - фактическая кривая: 2 ~ расчетные трч к и
ГTl'Ягнения <м. я тексте
При определении количества
извлекаемой нефти, первоначально
содержащейся в завод пенном объе-
ме. необходимо учитывать возмож-
ное неравномерное распределение
запасов в объеме залежи, Вторич-
идя пористость и другие коллек-
торские свойства могут умень-
шаться в направлении от свода
складки к ВНК, в связи с чем изменяется также удельное содержание
нефти в породе в разных частях залежи по высоте структуры. Это является
одной из важных особенностей нефтяных залежей с трещиноватыми
коллекторами, подобных исследовавшимся грознсЕ1ским залежам (см.
раздел 2).
В качестве примера на рис. 7.1 приведена построенная для верхне-
меловой залежи нефти Малгобек-Ващссснско-Алиюртовского месторож-
дения кривая 1 записи мости относительных значений первоначально
содержащихся запасов нефти Е - IV’n/W в нарастающих к своду объемах
залежи от относительных значений этих объемов о = Vt/V\ представ-
ляющих заводняемые объемы залежи (ИР и V - соответственно начальные
извлекаемые запасы нефти по залежи в целом и начальный объем
последней. Vr| - заводненный объем залежи). Полученная кривая £(а)
обращена выпуклостью к оси at что свидетельствует об увеличении
удельного содержания нефти в породе в направлении от ВНК к своду. При
равномерном развитии вторичной пористости и распределении запасов
зависимость £(с) была бы линейной.
Исходя из характера кривой I рис. 7.1, было подобрано аналитическое
выражение зависимости с(а) в виде двучленного квадратичного уравнения
CF^Ae + Be2,
(7.2)
гДе А и Д - постоянные коэффициенты. Для рассматриваемой верхне-
еловой залежи нефти Малгобек-Вознесенско-Алиюртовского месторож-
,1ецйя при значениях коэффициентов А = 1,75 и Д = 0,75 было получено
хорошее совпадение рассчитанных по формуле (7.2) точек 2 с фактической
Кривой 1 (см. рис. 7.1).
По-видимому, зависимость типа (7.2) может быть использована для
^рактеристики распределения запасов нефти и по другим подобным
^лежам. Значения коэффициентов А и /? могут изменяться от залежи к
лежи и должны определяться на основе фактических данных об
11 вменении коллекторских свойств и удельного содержания нефти в породе.
При -отсутствии или ограниченном количестве фактических данных по
ювьш открываемым залежам в первом приближении для характеристики
Распределения запасов могут 6ел1ъ использованы дачные об изменении
из л лекторских свойств, полученные по другим подобным залежам.
Учитывая очевидное условие 0 Иб/И" ---' I. ич (7.2) iron у чаем сле-
дующую формулу для определения извлекаемых запасов нефти, первон<ъ
талыю содержавшихся н заводненном объеме;
у.4? 4^0 .
i
(7-3)
Ввиду сжимаемости трещиноватой породы и насыщающих ее флюидов
ю мерс падения пластового давления из верхней не заводненной части
;алежи будет извлекаться дополнительное количество нефти, которое
i-ожет быть определено по известной формуле упругого режима, харак-
теризующей упругий запас жидкости в пласте:
Р*
а>4)
tXQ
де (3^ - коэффициент упругоемкости нефтенасыщенной части пласта;
ip - падение пластового давления в залежи на дату подсчета: оцг- пере-
учетный коэффициент, с помощью которого нефть из пластовых условий
ie ревод ития в поверхностные,
Значения коэффициентов у пр у гоем, косен могу г- быть приближении оце-
1ены по промысловым данным (см. раздел 2). Во многих случаях даже при
.начительном падении пластового давления с достаточной для практики
точностью можно не учитывать изменение коэффициентов и и
Ери ни мать их при расчетах постоянными в определенном интервале
давления. Пренебрегаете^: также возможным изменением коэффициентов
г*
S и «о по высоте залежи.
Падение пластового давления на ту или иную дату для залежей с
ограниченной замкнутой нефгеводоносиой системой може т быть прибли-
женно оценено по количеству извлекаемой жидкости в пластовых условиях
г удельной добыче ее па единицу изменения давления ф). Пере счетный
гоэффициент для воды с достаточной точностью можно принять равным
щинице. Тогда получим
т, * И'
4" •ДРсн
(7-5)
де IV 4 - нарастающая добыча водей; Ар0 начальное падение пласта-
юга давления в залежи при распространении депрессионной воронки до
раниц системы. Оно определяется-путем экстраполяции прямолинейного
частка фактической криЕтцй зависимости падения давления от нарастаю^
|его отбора жидкости до оси падения давления и представляет собой
прело к, отсекаемый на этой оси. Коэффициент |3 может быть определен
;ак тангенс угла наклона к оси падения давлении участков указанной кри-
вой, олизких к прямолинейным, соответствующих периодам оолее ил и ме
нее постоянных темпом отбора жидкости из пласта.
Пели количество извлекаемой воды Нц вы разить через добычу нефти И'|
и относительное содержание поды в жидкости у, то формула (7.5) примет
днд=
(7.6)
Для прогнозирования обводнения добываемой продукции можно исполь-
зовать фактические данные по залежам, находящимся в поздней стадии
эксплуатации, тем более что отсутствуют достаточно надежные анали-
тические методы для залежей с трещиноватыми коллекторами. На
рис. 7.2 представлена зависимость нарастающего содержания воды в
добываемой жидкости (в относительных единицах) от нарастающего
коэффициента использования начальных извлекаемых запасов (НИЗ)
нефти (Т|), построенная на основе промысловых данных разработки верхне-
меловых залежей Малгобек-Вознесенско-Алиюртовского и Карабулак-
Ачалукского месторождений (кривая 1).
Учитывая характер кривой рис. 7.2И аналитическое выражение зависи-
мости ХЛ) было принято в виде
Y = j4]ti2 + Z?]T[\
(7.7)
где и В| - постоянные коэффициенты. При значениях этих коэффи-
циентов соответственно 0,05 и 0,06 получено хорошее совпадение рас-
считанных но формуле (7.7) точек 2 с фактической кривой 1 (см. рис. 7-2).
При использовании фактических данных разработки по большему числу
залежей возможно некоторое изменение численных значений коэффи-
циентов А] и Я] по сравнению с приведенными выше.
Подставляя приведенное выражение для у в уравнение (7-6) и вводя и И7
вместо W h получаем:
1-^т]2 ?
(7.8)
Подставляя затем (7.8) в (7.4) и учитывая при этом,, что V - V| = V(l -
получаем следующее выражение для добычи нефти из незаполненной
части залежи за счет упрушх сил:
(7.9)
Наконец, используя выражения (7.3) и (7.9) для И-S и исходное урав-
нение материального баланса (7J ) запишем в развернутом виде:
141
Рис,7Х Кривая ибиодпсЕаия
./ - фактическая"крняам; 2 расчетный точки
Пояснения в тексте
Рнс. 7,3, Кривая осрсдиеиного подъема ВНК
/ фактическая кривая; 2 - расчетное точки
I к)ЯСН1218ИЯ СИ, Я TCKCL-e
— |' д- \'А2 -2Во1+
2М /
i]W =
1 - Aji]2 - ,
(7.10)
Это основное расчетное уравнение. Оно представляет собой зависимость
о(11) между относительной величиной заводненного объема залежи и
коэффициентом использования извлекаемых запасов нефти - основными
параметрами, характеризующими динамику разработки залежи. Для
ускорения и облегчения расчетов целесообразно использовать вычисли-
тельные машины, создав но уравнению (7.10) необходимую программу.
При производстве расчетов последние удобнее выполнять, разрешив
уравнение (7.10) относительно а. В связи с этим введем следующие
обозначения:
2&р*У
T]W
а0
Д ...
1 - Дт]2 - ZSLлJ !
(7.11)
•?
D = .4 + С-2ЙЦ.
Тогда уравнение (7.10) представляется в виде
D - Со = .42 - 4 Ж
(7.12)
(7.13)
и легко решается относительно величины заводненного объема:
DC"2F±y'4B^ + А3С2 -4BCD -
(7.14)
142
отвечающие условию 0 а ="== L
Зная заводненный объем залежи, можно оценить передне! шое переме-
щение ВНК на ту или иную дату эксплуатации. На рис, 7.3 представлена
построенная для иерхнемсловой залежи Малгибек-Вознесенско-Алиюртов-
ского месторождения кривая 1 зависимости между значениями относимой к
начальному этажу нефтеносности нарастающей высоты залежи, отсчи-
тываемой от начального ВНК (//), и величинами относимого к начальному
объему залежи нарастающего объема пород, прилегающих к начальному
В НК (о). Применительно к динамике разработки залежи кривая 1 рис, 7.3
представляет зависимость между относительными нарастающими значе-
ниями переднеиного подъема ВНК и заводненного объема. Аналитическое
выражение этой кривой может быть принято в виде
Я = А2Я - W (7,15)
где Л2 и ^2 - постоянные коэффициенты. При значениях этих коэф-
фициентов А? = 2 и jhh - 1 получается хорошее совпадение расчетных точек
2 фактической кривой 1 (см. рис. 7.3).
Ввиду однотипности структур, к которым приурочены верхнемеловые
залежи нефти грозненских месторождений, можно полагать, что зависи-
мость типа (7.15) будет справедлива и для других залежей, Причем
численные значения коэффициентов Л2 иВ2 не слишком изменяются от
залежи к залежи. Для Эльдаровской залежи они составляют соответ-
ственно L72 и 0,72, для Б рагу некой - 1,86 и 0,86.
Ирм проектировании промышленной эксплуатации конкретных залежей
количественными показателями удобно характеризовать каждый год
разработки. При рассмотрении отдельных вариантов разработки может
быть принят следующий порядок расчетов. Исходя из числа скважин, их
возможных дебитов, учитывая показатели предшествующего периода
эксплуатации, задаемся текущим отбором нефти в рассматриваемом году и
нарастающим отбором на конец года. При оценке дебитов скважин и их
изменения во времени (по мере падения пластового давления) могут
использоваться расчеты по уравнениям разделов 4-6 и расчеты фон-
танирования скважин при различных устьевых давлениях и процентах воды
в жидкости. Затем по формулам (7.8), (7,34), (7,15) определяем падение
пластового давления, величину заводненного объема залежи, осредненное
перемещение ВНК на конец рассматриваемого года,
Ввиду больших этажей нефтеносности, благоприятных соотношений
между свойствами пластовых флюидов, высоких коллекторских свойств
пород, определенной макрооднородности коллекторов по рассматривае-
мым типам залежей в основной период разработки нс дол ж ею происходить
значительных локальных возмущений ВНК н местах расположения
скважин. Используя полученную осредненную величину перемещения
ВПК и учитывая размещение скважин на структуре и интервалов
Дренирования в скважинах, оцениваем далее нередко в условиях
практически поршневого вытеснения обводнение скважин и выход их из
эксплуатации. При этом может быть учтено в какой-то степени не
143
ВПК на отделенных участках, если оно наблюдалось в предшесгву наций
период. Например, ш> ряду залежей происходило опережающее перемеще-
ние ВНК на периклиналях складок, обусловленное особеЕшостями нефтей
водоносных систем в целом (см. разделы 1, 10).
Для залежей со значительными размерами нефтеводоносных систем в
периоды резкого изменения показателей разработки, в часе пости в более
поздний период падения добычи нефти и наращивания закачки водьь может
потребоваться также некоторая корректировка получаемых величин
изменения пластового давления. Для этого могут быть использованы
расчеты по более точным формулам, основанным па теории упругого
режима (см. раздел 7.4).
В отдельных случаях после контрольного определения среднедейст-
вующе го числа скважин может потребоваться некоторое уточнение
показателей разработки иу гем повторных расчетов по приведенным выше
формулам, если будут установлены существенные отклонении от прини-
мавшихся при первоначальных расчетах числа скважин и сродней величины
их дебиток Таким путем определяются технологические показатели по
годам разработки. Затем производится экономическая оценка каждого
paccMoipeиного варианта, определяется наиболее эффективный вариант и
даются рекомендации по его осуществлению.
При более или менее значительных размерах водоносной области и
достаточном превышении начального пластового давления is ад давлением
насыщения нефти газом может оказаться возможным полностью выра-
ботать залежь на естественном упру го-надо щи юр ном режиме вытеснения
нефти водой при пластовом давлении выше давления насыщения, не
прибегая к поддержанию давления. Например, гак произошло на верхне-
меловой залежи Малгобек-Вознесенско-Алиюртовского месторождения.
При этом может быть частный случай, когда извлекаемая вместе с
нефтью вода возвращается обратно в залежь дли утилизации. Тогда
приведенные выше расчетные уравнения существенно упрощаются. В них
надо условно принять, что содержание воды в добываемой жидкости
выраженное в виде (7.7), равно нулю. Усл овие возврата обратно в залежь
извлекаемой вместе с нефтью воды с целью ее утилизации было принято в
проекте разработки упомянутой выше залежи.
В других случаях может потребоваться поддержание пластового
давления (ИНД") или даже подъем его в более поздний период. Причем на
нервом этане может осуществляться опережающая закачка воды для
замедления темпа падения давления. Количество закачиваемой воды (^5)
определяется числом нагнетательных скважин и их приемистостью (при
тс к у щ е м п л а ст о в о м j 1а и ленин). 3 а те м j 1. о ст и i а е т с я ст а б и л и з а 11 и я
пластового давления на заданном уровне при более высоких объемах
закачки или даже рост давления. При осуЕцестнленин нагнетания воды в
приведенных выше расчетных уравнениях падение давления, выраженное
в виде (7,8), должен] быть уменьшено на величину Примышленная
закачка воды с целый ИНД осуществляется на многих нефтяных залежах
с трещие<ове1ТЫМИ коллекторами.
144
I1 ис. ТА Расчетные краяне разрабщ-
о залежей
Крлньге / J -зллсжи: / Могобек-
Bl? im-CCIILKLJ-AjliLKJp IlJEltKiLH, 2 - ЬparVHlZ-
ким, ? ЭлЕ.дароадая
[|ОМСИ1'1ШМ СЧ. И Jt’KLTC
Рис. 7.5. Расчетные (/) к факти-
ческие г 1’j кривые падении н;цц:ти-
вого давленкя
За.чсж8?: fj Малгобек-Во-злесслЕска-
Ллаюрч : hl к ji я, б - Б рагу иска я, н -
3.ц,иар1)Н£.кая
I. Л-икснсн'ИФ см. & тексте
Изложенная выше методика опробована при проектировании разработки
нерхнемеловых залежей нефти Малгобек-Вознесенско-Алиюртовского,
Г> рагу некого и Эльдаровского месторождений. На рис. 7.4 представлены
кривые ст(Г|Х рассчитанные для указанных1 залежей (соответственно
кривые 1, 2, 3). Получено неплохое совпадение проектных и фактических
показателей разработки (см. раздел 10). На рис. 7.5 представлены
Рассчитанные (сплошные линии) и фактические (пунктирные линии)
[ рафики Лр(Г|) для тех же залежей (соответственно пары кривых а, б, в),
Умученные при принятых и проектных документах величинах ПИЗ нефти.
С-Упсественное расхождение расчетного и фактического изменения
пластоного давления по Мадгобек-Вознесенско-Алиюртовской залежи
Обусловлено некоторой погрешностью в оценке на стадии проектирования
УделЕшой добычи жидкости на единицу падения пластового давления
ЦЬ. По Эльдаровской и Брагу некой залежам периоды хорошего совпаде-
ния рассчитанных и фактических кривых Д/з(Л) составляют до
лет.
S Л<
/ riLl.lV.VHJdnUV HU 11|Н|/ПЦНЫ’11 a "клГ 1 V^”Vbi’IH
no iipoMbicjioBbiM данным
При осуществлении промышленной лисил у атации столь сложных
залежей большое значение приобретает текущий контроль эффективности
запроектированных систем разработки путем определения на тс или иные
даты коэффициентов нефтеизвлечения из заводненных объемов. Особенно
□то важно в начальный период эксплуатации залежей.
При методическом обеспечении таких оценок будем учитывать пре-
дыдущий раздел 7.1 (и принятые там обозначения) и исходить из того, что
коэффициент нефтеотдачи из заводненного объема может быть
□пределен как отношение количества нефти П2. добытой из заводненной
части залежи в результате перемещения ВНК, к геологическим запасам
нефти к первоначально содержавшимся в заводненном объеме:
По=7Г7- П-16)
та
Имеем: в виду, далее, что при падении пластового давления в процессе
разработки залежи количество нефти, извлекаемой из ее заводненной
части, должно быть меньше фактической добычи нефти й/1ч так как
определенное количество се добывается за счет упругого расширения
ж и д к осте и и породы в незаполненном о оъ е м е. П о э то му фор му л у (7.16) с
учетом (7.1} перепишем в виде
и;
По = Лг'’ Г. 17)
%
Для оценки упругого запаса Н-т может быть применена приведенная
выше формула (74). имея в виду использование в ней фактических величин
падения пластового давления и заводненного объема.
Естественно, необходимо также учитывать неравномерное распределе-
ние запасов в таких залежах при определении первоначально содержав-
шихся в заводненном объеме геологических запасов нефти Wq , Для этого
может быть использована формул а (7.3) при замене в ней Hs и Иг на % и
W1h где Иq - начальные геологические запасы нефти в залежи в целом.
П о дстав л ян в (7.17; и ы р аже ник л л я HJj и И из (7.3) и (7.4), под у чаем
следующее уравнение для оценки коэффициента нефтеизвлечения по
промысл овьгм да иным:
«; - Р* t V (7.18)
1D ш I "
Д-V/E -4 До
В качестве примера ниже приводятся результаты обработки факти-
ческих материалов по верхнемеловой залежи Малгобек-ВознесенскО'
Али юр т о вс к ого месторождения, находящейся в весьма поздней стадии
эксплуатации. На различные даты были оценены заводненные объемы
L46
залежи {>’( ), падение пластового давления (Др). коэффициенты не(|>тсот-
дачи из заводненных объемов (ты). характеристики процесса разработки -
скорость подъема ВНК (Ц[). скорость фильтрации (у)„ темпы добычи нефти
(тj, плотность сетки скнажин (й), коллекторские свойства выработанных
частей залежи - вторичная пустотность проЕШцаемость (А) (табл. 7,1}..
Проведены сопоставление и анализ полученных данных,.
Начальное и текущее положение ВНК оценивалось по прямым данным
пойнте реальных испытаний продуктивных отложений и обводнения сква-
жин. Ввиду редкой сетки разведочных и добывающих скважин, вскрытия
во многих из них только верхней части продуктивной толщи имелось
ограниченное количество таких данных. Отсюда значительная степень
приближенности, с которой оценивались положения ВНК.
Поэтому определялись и анализировались лишь нарастающие значения
заводненных объемов, коэффициентов нефтеотдачи, средние значения
показателей разработки и коллекторских свойств, характеризующие всякий
раз весь период разработки залежи, от начала эксплуатации до выбранных
моментов времени, и весь заполненный объем. Отдельные независимые,
следующие друг за другом периоды разработки залежи на данной стадии
исследований не сопоставлялись ввиду возможных искажений результатов
из-за погрешностей в определении динамики ВНК. Заводненные объемы
залежи определялись методом графического интегрирования по
поперечным профилям с нанесенными на них начальными и текущими
контурами нефтеносности.
При осуществлении расчетов коэффициентов нефтеотдачи использова-
лась скорректированная величина коэффициента упругоемкости залежи по
сравнению с ранее применявшейся - (0,5-0.8)-104 1/МПа. Для ее уточнения
были определены на различные моменты времени отношения
нарастающей добычи жидкости в пластовых условиях к произведению
начального объема залежи на нарастающее падение пластового давления в
ней. построены зависимости этого отношения от добычи жидкости и
падения давления, произведена экстраполяция прямолинейного участка
полученных кривых до оси ординат, соответствующей начальному
состоянию залежи (см. раздел 2.3). В результате значения коэффициентов
упругоемкости были получены в диапазоне (O-lt2)JCH 1/ПМа. Для
расчетов принята величина 0,9 КУ4 1/МПа. При расчетах коэффициентов
нефтеотдачи за основу были взяты начальные балансовые запасы нефти,
принятые при составлении проекта разработки залежи.
Как указывалось ранее, начальное положение ВНК почти на всей
Пощади залежи было принято на гипсометрической отметке -2650 м. От
этой плоскости отсчитывалось вертикальное перемещение ВНК по мере
Разработки залежи. Динамические ВНК обычно имели более сложную
форму поверхности,, вогнутой к подошве отложений. Были определены
абсолютные величины и средние скорости перемещения ВНК по залежи в
Целом. Для этого осре дне иное текущее положение ВНК представлялось н
ВиДе плоскости, параллельной начальному ВНК. Средние скорости
фильтрации на различные моменты времени приближенно оценивались
Цо данным о накопленной добыче жидкости в пл носовых условия х. средней
Таблицу 7.1
Хари ктгрнгтикй йъв рабпткн inпнепн
iliiTvd
А;:-. МП а Пп-
? У/. Mi'I iiiJ
... I- ....-
(}i.10.65
(Л. 10.66
01.10.67
01.01 69
01.01,71
01,07.72
31.3 6.2 60 16,6
43.9 8,2 72.5 21.4
64.3 9.9 70/1 20
75 Л Ю 71.5 31.8
91,8 13.5 71.9 36J
9$,2 14.0 ?М ЗИЛ
площади фильтрации и продолжительности рассматриваемых периодов
разработки залежи.
Среднегодовые темпы эксплуатации залежи определялись по накоплен-
ной добыче нефти и общей длительности разработки от момента ввода
залежи в пробную эксплуатацию по выбранных моментов времени, на
которые оценивались заводненные объемы и коэффициенты нефтеотдачи.
Выражались они в процентах от НИЗ нефти. Средняя плотность сетки
скважин в заводненном объеме определялась делением площади завод-
ненной части залежи на число скважин, перебывавших в эксплуатации на
этой площади к рассматриваемым моментам времени.. До подъема ВНК
выше подошвы продуктивных отложений заводненная площадь опреде-
лялась как разность между начальной площадью залежи по внешнему
контуру нефтеносности и текущей площадью по внутреннему контуру.
После подъема ВНК выше подошвы продуктивных отложений, когда
залежь стала водоплавающей* за заводненную площадь принималась
начальная площадь залежи по внешнему контуру нефтеносности.
□среднеиные значения вторичной пустотности и проницаемости продук-
тивных. отложений в заводненных об ъемах залежи определялись с помо-
щью ранее построенных кривых изменения по высоте структуры коллек-
торских свойств пород (см. раздел 2.4). Коэффициенты вторичной
Пустотности оценивались по геофизическим данным. Коэффициенты
проницаемости определялись по результатам гидродинамических исследо-
ваний скважин на установившихся режимах, они рассчитывались на общую
толщину продуктивных отложений. В табл. 7.1 приведены относительные
значения скорости фильтрации» плотности сетки скважин, темпов разра-
ботки. вторичной пустотности пород.
Из таблицы видно, что полученные значения коэффициентов нефте-
отдачи из нарастающих заводненных объемов высокие по абсолютной
величине и практически постоянные во времени. Во всяком случае
наблюдается какого-либо закономерного изменения коэффициентов неф"
те отдачи» например их уменьшения или увеличения по мере разработки
залежи. Отмечаются лишь некоторые колебания вычисленных зпаче шт
нефтеотдачи вокруг средней величины порядка 0,7, связанные, видимо, в
основном лишь с погрешностями определений. В то же время Другие
показатели и параметры, характеризующие разработку залежи и завод-
ненные объемы» изменялись в широком диапазоне (до двух раз и более).
и т м о .'И А, Ю -1 мкч
о.^к 1445 0.603 76.8
цж Н.7 24 1.6ЯП O.htf К 1,7
0,643 0.3-1Х 1,4К0 0.740 96,6
0,720 (№ 7 1.1 НО 0.760 1127
047 (1,9'Х > 1.113 0.SW1 147,0
1 зХХ) I.IW ' JX H I :i::sv.*. и'** .*•> **>Lni::** 2010
(Усредненная скорость подъема ВНК увеличилась от 16,6 м/год н
начальный период разработки до 3$ м/год за все время эксплуатации
залежи. При этом в отдельные годы скорость подъема ВНК достигала
60-80 м/год. Более чем в два раза увеличилась также усредненная скорость
фильтрации жидкости по мере разработки залежи. Наблюдается зна
чи тельное улучшение коллекторских свойств продуктивных отложений в
направлении перемещения ВНК (см, табл, 7.1).
В процессе разработки почти в два разг! выросли осрсднснные темпы
отбора нефти, характеризующие нарастающие периоды эксплуатации за-
лежи. Причем по абсолютной величине средние темпы разработки, опре-
деленные на более поздние даты, и тем более достигнутые максимальные
темпы отбора нефти (более 10% в год от НИЗ) значительно превышали
темпы эксплуатации, обычно осуществляемые на залежах, пористыми
коллекторами. По мере выработки залежи произошло также почти дву-
кратное увеличение средней плотности размещения добывающих скважин
в пределах нарастающей заводЕкенной площади залежи (см. табл. 7.1),
Другими словами, в начальный период выработки запасов на завод-
ненных участках в среднем плотность сетки скважин была примерно в два
раза меньше, чем к концу разработки ио залежи в целом (в пределах
начале.ного контура нефтеносности). При этом по абсолютной величине
полученные не только наибольшие, но и наименьшие величины площади,
приходящейся на одну скважину, соответствуют сеткам скважин в нес-
колько раз менее плотным, чем обычно применяемые при разработке
нефтяных залежей с пористыми коллекторами.
Таким образам, фактические данные эксплуатации Егерхнемеловой зале-
нефти Мал1обек-Вознесе11ско-Ллнюртовск(ио месторождения свиде-
тельствуют о возможности значите л Eiiioio разрежения сетки скважин, уве-
личения темпов отбора нефти при разработке подобных залежей и дос-
тижения при этом высоких коэффициентов нефтеизвлечения- Это обус-
-товлено, в частности, трешиновато-кавернозным типом коллекторов, оп-
ределенной их макрооднородностью. благопрнятшлми соотношениями
^ежду свойствами плас гонгах флюидов. Исходя из опыта разработки
J ^чтобек-Вознссснско-Алиюртовской залежи, зяпршжтированы и реализег
на практике еще более редкие сетки скважин на верхнемелевых
Залежах нефти Эльдарово к ого. Старогрозненского. Брагу ееского и других
сгорожде н и й.
Интересно заметить, что первые оценочные расчеты коэффициентов
нефтеотдачи из заводиеппых объемен! делались в предположении равно-
мерного распределения запасов в верхнемеловой залежи Малгобек-Воз-
иееенСко-Алиюртовского месторождения. При этом получались довольно
низкие для таких условий значения коэффициентов нефтеизвлечения (не
более ОД 5-0,45), что весьма озадачило и вызвало недоумение. И только
после установления и учета в расчетах охарактеризованного в разделе 2,4
существенного уменьшения удельного содержания нефти в породе в на-
правлении от снода складки к ВНК были получены указанные выше до-
вольно высокие значения коэффициентов нефтеизвлечения из заводненных
объемов.
7.3. Оценка извлекаемых тапасов нефти
но данным начального периода эксплуатации залежей
По таким коллекторам и залежам до сих пор остается проблемой
надежное определение запасов нефти. Затруднительно было получить
представительные образцы пород. Коэффициенты вторичной пустотности
оценивались косвенным методом - по промыслово-геофизическим данным.
Большие сложности имелись с определением эффективной нефтснасы-
щенности вторичных пустот,. коэффициентов вытеснения, возможных
величин коэффициентов нефтеизвлечения. Попытки применения метода
упругого материального баланса для определения запасов наталкивались на
затруднения с оценкой коэффициентов сжимаемости пород с различного
типа пустотами, реальных величин снижения давления в залежи и т.д.
Ниже предлагается приближенный метод оценки НИЗ нефти в мас-
сивно-пластовых залежах с чрещиновато-кавернозными коллекторами по
данным начального периода их эксплуатации при упруго-водонапорном
режиме и производятся количественные расчеты на примере верхнеме-
ловой залежи Малгобек-Вознесеиско-Ллиюртовского месторождения.
С целью решения поставленной задачи используются данные об
эффективной трещиноватости (вторичной и у статности) пород в завод-
нсшюм объеме залежей, под которой; как и в разделе 2.4, условно
понимается отношение объема нефти в пластовых условиях, извлекаемой
при вытеснении водой, к общему объему нефтесодержащих пород.
Существенная трудность при этом заключается в невозможности меха-
нического распространения значений коэффициентов эффективной тре-
щиноватости, характеризующих заводненный объем, на остальную (иеза-
водненную) часть залежи,
Дело в том, что рассматриваемые залежи, как показано выше, харак-
теризуются неравномерным развитием трещиноватости продуктивных от-
ложении, Имеет место значительное закономерное увеличение последней в
направлении от ВНК к сводовой части залежей. На рис. 7.6 представлена
кривая 1 зависимости относительных значений коэффициентов общей
вторичной пустотности m в нарастающих (в направлении перемещения
ВНК) объемах залежи от относительных значений последних характе-
ризующая верхнемеловую залежь МалЕобек-Вознесенско-Ллиюртоиского
месторож дения.
/77
Рис. Кривые, характеризующие изменение в с&ъеме залежи коэффициентов общей
(/) и эффективной (2) вторичной пустотности
Пояснения см. и TCKLTt*
Под У| здесь понимается отношение объемов прилегающей к началь-
ному ВНК части ззлежн и за.’]ежи в целом. Нод от понимается отношение
□ср ед не иных значений коэффициентов общей трещиноватости пород в
указанной части залежи и залежи в целом. Например» в точке /I указанной
кривой от ™ О Д V] =0.3- Это значит, что в части залежи, прилегающей к
начальному ВНК и составляющей 30% от общего объема залежи,
трещиноватость пород в среднем составляет 60% от средней трещино-
ватости для залежи в целом.
Кривая 1 рис. 7.6 построена по данным раздела 2Д где представлены
относительные значения общей трещиноватости и объема пород для
отдельных частей залежи, на которые опа условно подразделялась гип-
сометрическими плоскостями, проводимыми через каждые 20 м. После-
довательным суммированием объемов указанных частей залежи (начиная
от ВНК) получаем необходимые относительные значения прилегающих к
ВНК нарастающих объемов залежи Уь Относительные значения коэффи-
циентов общей пустотности последних от рассчитывались как средневзве-
шенные по объему упомянутых выше 20 метровых интервалов продуктив-
ной толщи, вовлекаемое число которых последовательно увеличивается (от
1 До 29) по мерс удаления от ВНК.
Кривая 1 рис.. 7,6 со всей наглядностью свидетельствует об увеличении
коэффициентов общей трещиноватости (вторичой пустотности) к своду
Гладки.. При равномерном развитии трещиноватости от = const и зави-
симость от (V’]) представляла бы собой прямую m = 1, наряд дельную оси V'L.
Можно полагать, что коэффициенты эффективной трещиноватости то-
должны увеличиваться на более высоких гипсометрических отметках.
^ТО подтверждается расположением кривой 2 рис. 7.6 для той же верх нс-
^еловой залежи нефти Малгобек-Вознссенско-Алиюртопекого месторож-
дения, выражающей зависимость между коэффициентами зффсктишюй
Таблица 7.2
Результаты out!1 км начальных HiR.icitarMblX '.ikiisuLOB нефти
Д<ги.$ V-. 'у 1 Лр, МПа J jc Ж; j |*Г! -.г71 = лГ-j Г Js 1Г
01.10.65 11.3 6.2 2.63 0.605 4,36 1,109
01.10,66 43.9 R.2 2.90 0.638 4,55 1Л 58
0L.lH.6K 63,0 10.2 3J.2 0,706 4.42 1,123
U1 дЦ .69 75.0 10.8 j .34 0,760* 4.40 1,11В.
трещиноватости ffij в нарастающих заводненных, объем ах залежи и отно-
сительными значениями последних VrL Значения коэффициентов эффек-
тивной трещиноватости представлены в условных единицах.
Для построения кривой 2 были привлечены необходимые материалы,
характеризующие разработку залежи на различные даты (табл. 7.2), В
основном это те же данные, которые обрабатывались в предыдущем
разделе для оценки коэффициента нефтеотдачи из заводненных объемов.
В связи с падением пластового датления Др в процессе разработки
залежи при расчетах коэффициентов эффективной трещиноватости всякий
раз учитывалась добыча нефти за счет упругих сил из верхней незавод-
нснной части залежи по методике, изложенной в предыдущих разде-
лах.
Как следует из расположения кривой 2 на рис, 7.6, эффектив-
ная трещиноватость пород аналогично общей трещиноватости закономерно
увеличивается в направлении к сводовой части залежи. Далее можно
предположить, что имеет место не только качественная однотипность
в характере изменения коэффициентов общей и эффективной трещи-
новатости, но и в количественном отношении степень изменения ука-
занных коэффициентов в объеме залежи может оказаться близкойт
так как вполне логично допустить, что коэффициенты нефтенасыщения
и нефтеотдачи могут не зависеть от абсолютных значений коэффициен-
тов общей трещиноватости в реальном диапазоне изменения последних.
Речь идет, таким образом, о возможной однотипности функциональ-
ных зависимостей (VL) и тэ (V'i), представленных кривыми 1 и 2
рис. 7.6.
Чтобы проверить это предположение, по кривой I были определены
относительные значения коэффициентов общей трещиноватости порода в
заводненных объемах на различные даты разработки залежи. Затем были
подсчитаны отношения (см - табл. 7.2), которые оказались практически
постоянными для различных заводненных объемов залежи (максимальное
отклонение от средней величины не превышает 3%). Получение такого
результата подтверждает сделанное предположение и открывает реальные
возможности для оценки НИЗ нефти в подобных залежах по данным
начальной стадии их разработки.
Действительно, если функциональные зависимости m (Vj) и /н , (Vr|) оди-
наковые и Шз/w - const. то где — осредненное значение
лффектишюй трещиноватости для залежи в целом. Кривая m (V,) может
быть построена уже па стадии разведки залежи и подготовки ее к проек-
тированию. Таким образом, после получении первых надежных данных об
эффективной трещиноватости пород в заводненном объеме, т.е. на до-
вольно ранней стадии разработки, может оказаться возможным определить
НИЗ нефти в залежах.
На основании подученных данных об осредненной эффективной трещи-
новатости (ем. табл. 7.2) были произведены оценки НИЗ нефти в
верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенско-Ллиюртовского месторож-
дения. Результаты расчетов приведены в табл. 7.2 в виде отношений Иг
полученных величин НИЗ к величине последних, принятой при составлении
проекта разработки залежи.
Видим, что величины НИЗ. определенные на основе данных о за-
йоднеиных объемах залежи на различные даты ее разработки, мало от-
личаются друг от друга, что может свидетельствовать о надежности пред-
лагаемой методики. Таким образом, достаточно единственного более или
менее надежного определения заводненного объема и эффективной тре-
щиноватости для оценки НИЗ нефти, т.е. последние для указанной залежи
могли быть оценены таким способом еще в 1965 г. (см, табл. 7.2).
Определения НИЗ по данным на более поздние даты можно рассматри-
вать как контрольные.
Полученные результаты свидетельствовали, что реальная величина
НИЗ нефти в верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенско-Алиюртов-
екого месторождения может оказаться несколько выше (на 1045%), чем
принятая при составлении проекта (см. табл. 7.2). что подтвердилось
фактическими данными разработки залежи. О начальных геологических
запасах нефти, тем не менее, сказать что-либо определенное было за-
труднительно. Не исключено, что принятая при проектировании величина
их также является несколько заниженной, хотя вообще совсем не обя-
зательно было предполагать последнее в связи с получением таких ре-
зультатов по оценке извлекаемых запасов.
Заметим теперь, что выше при проведении расчетов условно при-
нималось, что высоко дебитная технически осложненная скв, 873, час-
тично вскрывшая также нижнемеловые отложения, дренирует вер хне ме -
ловую залежь. Последнее, однако, может быть поставлено под сомнение, в
частности, в связи с аномальными характеристиками нефти, добывае-
мой из этой скважины (см. разделы 10т I I). Поэтому нами были
произведены также расчеты в предположении, что добываемая из скв. 873
нефть не является нерхне мело вой. Однако полученные при этом резуль-
Г«1'гы незначительно отличались от приведенных выше (но данным
11 а 01.01.69 г. величина И1 получилась равной 1,087 вместо 1,118 и
таб.д. 7.2). Это объясняется непродолжительной работой скв. 873 (с
Ноября 1967 г.} и сравнительно небольшой накопленной добычей нефти по
ней.
Практическое применение изложенной методики н подходящих условиях
может оказаться весьма эффективным.
7Л. Оценки изменения пластового давления в залежах
В соотиетегвии с методикой, изложенной к 7.1, на первом этапе проек-
тирования разработки залежей расчеты изменения пластового давления
производятся но удельной добыче жидкости на единицу его падения,
определяемой по данным пробной эксплуатации залежей. При относи-
тельно небольших колебаниях отборов, отсутствии закачки это вполне
оправдывалось.
Однако при оценке более позднего периода разработки залежей, ха-
рактеризующегося дальней! и нм существенным изменением темпов отбора
нефти и наращиванием закачки воды, могли появиться определенные
погрешности при оценке динамики пластового давления таким образом. В
связи и этим возникла необходимость и применении также более точных
методов расчета измене ешя пластового давления, основанных на теории
упругого режима.
Ниже предпринимается попытка использовать существующие расчет-
ные формулы для круговых ограниченных систем [Щелкачев, 1995],
(A. BaEi Эвердинген, В, Херст, 1949 г.). При внесении, естественно, необ-
ходимых методических корректировок в связи с особенностями рассмат-
риваемых залежей.
В частности, необходимо было учесть наличие продольных непрани-
наемых границ на крыльях структур, полосовую форму залежей. У круть
ценную скважину, моделирующую залежь, представлялась целесообраз-
ным выбрать такой по размерам,, чтобы она не выходила за границы
тектоЕ1ических нарушений и охватывала значительную часть реальной
залежи (Б.С. Харченко, А.В. Тагу нова, 1977 г.). Радиус укрупненной сква-
жины /?(. принимаем равным половине максимальной ширины залежи в
пределах начального ВНК.
При этом, учитывая высокие значения коэффициента пьезопровод нести
пласта (до 2,2 КГ смУс) и, как следствие, быстрое перераспределение
давления в таких коллекторах, можно полагать, что пластовые давления на
стенке укрупненной скважины указанных размеров будут близки к
средневзвешенным давлениям в зоне отбора нефти и закачки воды.
Заметим здесь, что если реальные залежи и нефте вод о и осп ые системы в
целом замени т ь э к, ни валентн ы м и по п л о та д и к ру гам и. как обычно
делается, то применительно к рассматриваемым месторождениям полу-
чаются сраш1нтсльно малые значения отношений радиусов нефтеводо-
носнои системы и укрупненной скважины и большие различия между
расчетными и фактическими давлен ням и.
Далее предположили, что при расчетах изменения давления на стенке
укрупненной скважины в зависимости от отборов реальная нефтеводо-
носпая система полосовой формы условно может быть заменена серией
круговых систем, радиус которых Я увеличивается во времени. Этим
приемом учитывается влияние тектонических нарушений на изменение
давления на стенке укруттнеЕнюй скважины. Через определенное нре-МЯ
достигается конечное (максимальное) значение условного радиуса Як крУ'
говей нефтеводоносной системы h гидродинамически эквивалентной реаль-
ной. ИсходнЕде параметры для ттрогиозных рас четой, давления устанавли-
ваются в результате обработки фактических кривых разработки залежи за
прошедший период.
Предлагаемая методика оценки изменения пластового давления в
залежах рассматриваемого типа, заключается в следующем. Принимают
постоянной (например, равной 1 мес.) продолжителы|ость периодов вре-
мени Ль за которые определяют изменение давления. На фактической
кривой изменения пластового давления во времени (в зоне отборов)
выбирают достаточно длительный период не менее 6Д/ при А/ = I мес),
которому соответствует более или менее стабильный отбор жидкости.
Обычно в конце такого периода достигается квазиустановившееся
изменение давления во всем пласте. Это означает, что пластовое давление
становится линейной функцией времени и его изменение Лр за отдельные
интервалы времени Д? становится одинаковым на стенке укрупненной
скважины и на непроницаемой границе пласта. Таким образом, появляет-
ся возможность определить условный радиус нефтеводоносной сис-
темы.
По формулам указанных выше работ рассчитывают безразмерное
время Fo (параметр Фурье), соответсгвующее принятому отрезку времени
Л г, и безразмерное изменение давления ре, соответствующее установив-
шемуся фактическому изменению давления Ар за указанное время.
ц|Г< Р1’>
2тоЦг
(7.20)
где р . g - коэффициенты проницаемости и упру гое мкости пласта и
вязкость жидкости в водоносной части системы (за пределами укрупненной
скважины); -толщина пласта; (7 -установившийся дебит. После этого на
основе вычислсешых значений Fo иопределяЕот конечное (максимальное)
значение радиуса нефтев од о косной системы tfK.
Для оценки минимального условного радиуса системы Я3, используемого
тфи прогнозе изменения давления, необходимо обработать следующий
У чисток фактической кривой изменения пластового давления во времени,
примыкающий к рассмотренному выше участку с постоянной добычей.
Допустим, что на этом новом участке темп отбора жидкости изменяется до
У о т.и. на величину £?з-£?. Топщ соответствующее дополнительное
изменение пластового давления за время Аг после изменения темпа отбора
Жидкости определится как разность Ар-Ар между полным фактическим
изменением давления и изменением давления за счет отборов с пред-
^еегяующим постоянным дебитом. Зная величины £7Г-(7 и Ар-Ар. по
формуле (7.20) вычисляем дополнительное безразмерное изменение давле-
ния р с на стенке укрупненной скважины. Затем с и о м о е цью Fo и р с in -
Ределяем минималенЕхтй условный радиус А11 нефгеводоносной системы.
s
Ввиду влияния продольных непроницаемых границ Я| должно быть значи-
тельно меньше А\.
Необходимые для прогнозных расчетов промежуточные значения ус-
ловных радиусов системы /?2, К’. K-i.могут быть назначены н первом
приближении равномерно распределенными между Я । ийк. Имеется в виду,
что переход от предыдущих радиусов к последующим происходит через
равные промежутки времени А/. При необходимости можно приЕшть и
неравномерное распределение радиусов. Общий период изменения радиу-
сов системы от минимального до конечного может составить по рассматри-
ваемым залежам до (4-6)Aj при Аг- I мес
После этого получаем возможность прогнозировать изменение пласто-
вого давления во времени при заданной динамике темпа отбора жидкости.
Предварительно целесообразно просчитать фактический участок кривой
изменении давления, чтобы убедиться в надежности подбора расчетных
параметров. Последние могут быть несколько скорректированы, если об
наружатся существенные отклонения рассчитанной кривой от факти-
ческой.
При расчетах изменения пластового давления используется метод су-
перпозиции - независимой оценки и последующего суммирования изме-
нений пластового давления» вызванных определенным постоянным отбо-
ром жидкости О последующими его изменениями. Изменение давления
Дд за равные промежутки времени Д^ установившееся в период постоян-
ных отборов, распространяется на весь последующий период разработки.
Затем темп отбора жидкости изменяется на При расчетах вы-
званных этим дополнительных изменений пластового давления в первые
следующие друг за другом периоды времени одинаковой протяженности Д/
используются переменные величины условного радиуса нс фте водоносной
системы соответственно от К। до ftK. Расчеты ведутся при заданных Fo и
отношениях R/Rt.s
Получаемые при этом изменения давления за указанные промежутки
вр е ме н и по сто ян но ум е i s ьш а юге я... У ста но в и в ш а яся величина и з ме не'
ния пластового давления Лр1п вызванная изменением отборов на
определяе тся при /? = /?к и распространяется затем на весь последующий
период эксплуатации залежи. Аналогично оценивается дополнительное
изменение пластового давления при всех последующих изменениях темпов
отбора жидкости.
При осуществлении поддержания [|ластового давления закачки воды й
изменение темпов закачки тоже должны учитываться в расчетах изме-
нения пластового давления. При этом при преимущественном располо-
жении нагнетательных скважин на периферийных участках залежей в
расчетах может быть использовано только предел ьное значение условного
радиуса /?к нефтеводоносной системы. Однако в каждом конкретном слу
чае надо подтвердить закую нозможноепъ путем сопоставления рассчитИН'
ных и фактических кривых разработки. При необходимости и для оценки
влияния закачки могут бы ть исполъзсонешея переменные радиусы нсфтеВО'
дон оспой системы.
Таблица 7.3
] Триметр
Расчетные ssapaметры
МалЕ1>бек-1^азнес£]кклг- CriipciptXj^EKKJMi
Л:1ин?р11иуск;кн
i___________________________.....
Период ПОСТОЯННЫХ йтборйй
*, Л)’1 мкм2
з*. 10 " 1/МПа
ц, чТЫс
Дс, км
Лг, мес,
R>
я.м
Я|-"^
/U^c
О'с
01-12.1961
270
0,35
0.35
1.54
1.0
Ml
6
7
8
9
10
07-12.1969
200
0,3
0,35
1,54
1,0
20.?
350
3
3J
4
4J
6
Для характеристики изменения пластового давления по залежи в целом
на каждую исследуемую дату (через выбранные интервалы времени Лг)
суммируют исходное накопленное падение пластового давления (с начала
разработки до выбранной на кривой илошадки постоянных отборов) и
рассчитанные изменения давления (с учетом их знаков) за каждым после-
дующий интервал времени Дг.
Изложенная методика дала хорошее совпадение рассчитанных и фак-
тических давлений по верхнемеловым залежам Малгобек-Вознесенско-
Алиюртовского. Старсир о зне некого. Эльдаровен ого и Б рагунского место-
рождений. В табл- 7.3 приведены исходные данные для расчета давлений по
первым двум залежам, на рис. 7.7 и 7.8 - фактические кривые изменения
пластового давления (сплошные линии р) и рассчитанные значения
Давлений (точки), а также кривые изменения темпов отбора жидкости Ci и
'Значки воды £)2 (в относительных единицах). Из рисунков видно, что
рассчитанные и фактические величины пластовых давлений близки между
собой, несмотря на большую длительность периодов сопоставления дав-
лений (9-12 лет)..
Предложенный метод прогнозирования изменения пластового давления
является приближенным. В условиях рассмотренных залежей точность
расчета давлений оказалась донолыю высокой. Оценка точности резуль-
татов по фактическим кривым необходима в каждом конкретном случае.
^рещиновапзеть продуктивных отложений, естественно, не является не-
пременным условием применения предложенного метода, хотя высокие
Проницаемость и пьезоироводность пород должны способствовать его ус-
ш е ю мv испо л ьчованию.
Д д МПа
Годы
РнСг 7.7, Динамика пластового давления <pj. отбора жидкости (2J, закачки воды Щр по
М ал гобе к - Boj несен с к о- A ;i и юртон-с ой дале жи
.г - фзкти четкая кривая; 2 » расчетные точки
Почснения ем. я тексте
ft MTU
WJ W7 / № 7^77 /£ 7J
Гпды
Рнс. 7.8. Динамика пластового давления, отбора жидкости, закачки коды по Старогроэ-
н^ нс кой далежи
У спайные обозначения см. ня рис- 7.7
7*5. Расчеты устойчивости вытеснения нефти водой
В процессе разработки залежей нефти суще се вуеот факторы, опреде-
ляющие устойчивость или неустойчивость перемещения водонефтяного
контакта, что является важнейшей качественной характеристикой фильт-
рации пластовых жидкостей. При неустойчивом вытеснении нефти водой
возникающие возмущения Гранины раздела фаз как бы прогрессируют во
времени и пространстве, при устойчивом вытеснении - наоборот, зату-
хают. Разработка нефтяных залежей при недостаточной устойчивости
фильтрационных потоков может привести к преждевременным прорывам
воды в скважины и снижению коэффициентов охвата и нефтеотдачи
(В.П. Пилатовский, 1966 г.; В.С. Спорышев. 1962 г.; ВЛ. Пилатовскищ
ВЛ. Табаком. 1974 г.).
Ниже вопросы устойчивости перемещения ВНК в приближенной поста-
новке рассматриваются применительно к условиям грозненских верхнеме-
ловых залежей нефти с трещиновато-кавернозными коллекторами; разра-
ботка которых осуществляется при вытеснении нефти водой снизу вверх.
Как отмечалось ранее, в основном эти залежи характеризуются большими
этажами нефтеносности и углами паления вмещающих пород, повышенной
газонасыщенностью нефти, благоприятными соотношениями между
свойствами воды и нефти в пластовых условиях, высокими коллекторскими
свойствами продуктивных отложений и де бита ми скважин. Определенное
исключение составляют сравнительно небольшие во до плавающие залежи,
отличающиеся, в частности, значительным превышением вязкости нефти в
пласгоных условиях над вязкостью воды (см. раздел I).
Согласно указанным выше работам устойчивость или неустойчивость
неоднородных фильтрационных потоков определяется соотношением ве-
личин гравитационного и гидродинамического градиентов Oi и сь,
вычисляемых по формулам:
(7.21)
(7.22)
Г'ЦС уа, ун - удельные веса воды и нефти в пластовых условиях; gH> Цв -
Динамические коэффициенты вязкости нефти и воды в пластовых усло-
виях: А’и. Лв- фазовые проницаемости для нефти и воды; W - превышение
линии отбора над линией нагнетания; Др перепад давления между
линиями отбора и нагнетания.
Перемещение ВНК считается устойчивым, если гравитационный гра-
диент превышает гидродинамический, т.е. когда Gj - > 0, Oj/Oz > । Г1ри"
Чем< чем больше это превышение, тем устойчивее вытеснение. И наобо-
рот, при О] -а2<0, CFi/Oz < 1 перемещение ВНК расценивается как
Неустойчивое,
Для количественной оценки устойчивости вытеснения нефти водой из
Указанных групп нерхнемеловых залежей было выбрано по две залежи -
Таблица 7 4
Параметр
РнСЧГТН Ы С UHpHMC'i pbl
J алеясь
Mcbll \Х>С к Ч 11а р > ш 1 м
OiyjHeiviow-
Аякнртовскаи J
4*и, 10 ’ МКМ2
Yu, г/см”
7н- г/смэ
рЕЕ, мПа с
р0| мПа • с
/А м
2, т/еуг
ц0. mVt
180-330
1.Ш6
0,667
0.342
0365
30Q-60O
] ООО
1,91
10-300
1,0
0,628
320-700
7Ш
150
1,0
0J94
LL6
240
1ПО
1.33
I (ИХ)
1,0
0.750
1.13
0.36
110
500
1,46
Таолика 7,5
Результаты расчетов imikaiaiejieii yrsойчннчсjtc
Залежь, и н тер пял
Фр МПа/км о,. МПа/ки
<3^.
миллим
Mii Л ГООСК-В U1HC СС Н СК О -
Алиюртовская
Весь пласт 3,49
Пр к кро асл ъл J.-I и и ктс р в ал 349
Интервал в цудошле плас- 3.49
та
Эл ьдарово
Весь пласт 3,72
При кровельный интервал 3.72
Интервал п ппдпЕЛйе плас- 3,72
та
Л а м ан к ул
м
При кровельный интервал 2,06
Аялолу
Г! р икровел кн ьгй и нте р н а л 2,50
-0,016 3.51 -218 Л
0,200 3.69 -! 7,5
-0490 3.98 7 Л
-ОД19 3,74 -1954
•0.206 3,93 IS.I
-О.(К)7 4,63 -4.1
2,Кб 0,72
3.26 ЧХ76 0.77
Малгобек-Воэнесенско-ЛлиЕортовская, Эльдарово и Заманкул, Ахлояо,
Характеристики этих залежей, используемые в расчетах, приведены й
табл. 7.4. Исследуются начальные условия эксплуатации залежей. В связи с
большой общей толщиной продуктивных отложений по Малгобек-Воз-
несенско-Алиюртовской и Эл i.ij( а ронской залежам» имевшим внутренний
контур нефтеносности^ приближенная оценка показателей устойчивости
вытеснения ведется как для г [ласта н целом» тик и для условно выдо
ляемых интервалов толщиной 20 м» расположенных п кровле и подошве
продуктивных отложений. Ссмэтнетстяснно изменились величины прены-
ц гений /7. Учитывалось изменении пронинасмосзи но разрезу отложении.
Для водоплавающих залежей Заманкул и Ахлоно рассматривался только
пр икре нсльный интервал указанной толщины.
При расчетах гидродинамического градиента ch перепад давления Др
приближенно оценивался по фильтрационным соттрогивлснням между гале-
реями, расположен! нами на начальном ВНК и на линии ряда добывающих
скважин в своде залежи. При этом длина галерей принималась равной
среднему расстоянию между скважинами, а их производительность - сред-
нему дебиту нефти □келлуатациопиых скважин Q, который переводился в
пластовые условия с помощью пере счетного коэффициента (см.
табл. 7Л1 Расстояние между галереями принималось 1000-1ЖЮ м. Ка-
пиллярным давлением на границе раздела фаз пренебрегали ввиду зна-
чительных величин раскрытое™ трещин и проницаемости пород. Для
начал иных условий эксплуатации залежей пренебрегали также различием в
фазовых пропицаемостах для нефти и воды.
Результаты расчетов показателей устойчивости вытеснения нефти
водой представлены в табл. 7.5. По Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской
и Эльдаровской залежам ввиду превышения вязкости воды над вязкостью
нефти воцонефтяной фильтрационный поток должен быть заведомо
устойчивым. Об этом свидетельствует получение в результате расчетов
отрицательных значений гидродинамического градиента ск Это означает»
что не только гравитационные, но и гидродинамические силы как бы спо-
собствую!" более устойчивому вытеснению Еюфти водой в условиях этих
залежей. По таким залежам должна быть высокая степень устойчивости
перемещения ВПК при разработке» несмотря на редкое размещение м
большие де биты добывающих скважин.
Что касается Заманкульской и Ахловской залежей, то по результатам
расчетов вытеснение нефти из них характеризуется как неустойчивое.
Согласно табл,. 7.5 по этим залежам ст—гь <0, Oi/Oj < 1. Это обусловлено
прежде всего тем обстоятельством, что вязкость нефти в пластовых
условиях по Заманку л .ьской и Ахловской залежам примерно в 3 раза
превышает вязкость пластовой воды. Меньше и различие в плотностях
воды и нефти. Поэтому, несмотря на невысокие де биты скважин на этих
залежах но сравнению с Малгобек-Вознесенско-Ллиюртовской и Эльда-
ровской залежами, получено заключение о неустойчивости вытеснення.
Д о п о j Е и и те л ьн ые поде ч ст ы п о каз а л и, что п р и п ро ч и х н е изме н ны х
условиях для оценки потока как устойчивого при Сц/сТз = М величины
лебитов скважин надо было бы уменьшить от 100 до 64 т/сут по За-
манкульской залежи и от 5ГИ) до 350 т/сут по Ахловской залежи. Нс
исключено, что наблюдавшаяся неравномерность в перемещении В НК» в
частности, по Замаикул веком залежи, в определенной степени была обус-
ловлена осуществлением относительно больших отборов по скважинам»
что могло привести к неустойчивости потоков.
Выше имелись в виду системы разработки с вытеснением нефти водой
снизу вверх, наиболее отвечающие» как представлялось, геолого-физи-
ческим характеристикам рассматриваемых залежей. Именно такие смете-
МЫ принимал тип» ti.схемах и нрисжшл р^иратггкн. саднили wuty j s см хак-
же 1Ш[фос о закачке воды в повышенные части структур и вытеснении
нефти сверку вниз. Выполненные расчеты показали, что даже для лучших
залежей при приемлемых де битах скважин системы разработки со сво-
довым заводнением затруднительно рекомендовать вследствие заведомой
неустойчивости фильтрационных потоков.
Таким образом, приведенные данные свидетельствуют, что наиболее
представительные верхнемеловые залежи нефти и подобные им могут
разрабатываться вы со коде битными скважинами при большой устойчивос-
ти вытеснения нефти водой снизу вверх. Неравномерное перемещение
ВНК по таким залежам может быть обусловлено большой неоднород-
ностью коллекторов или чрезмерной неравномерностью отборов и закачки
по разрезу продуктивных отложений и площади залежей. По залежам типа
Заманку л, Лхлово необходима определенная осторожность при назначении
дебитов скважин, чтобы удовлетворить условиям устойчивости фильтра-
ционных потоков.
7 А Расчеты коэффициентов охвата
при вытеснении нефти водой
Как показано в разделе 2, мощные толщи трещине вате-кавернозных
известняков, к которым приурочены верхнемеловые залежи грозненских
месторождений, подразделяются по разрезу на гидродинамически связан-
ные пачки пород, различающиеся по толщине, проницаемости, вторичной
пустотности. Выделяется шесть пачек, нумеруемых сверху вниз. Вместе с
этим наблюдается закономерное изменение коллекторских свойств по
высоте залежей. Выработка залежей осуществляется ня естественном
упруго-водонапорном режиме или с применением также в более поздние
периоды искусстве иной закачки воды.
Ниже рассматриваются некоторые методические вопросы количест-
венной оценки охвата продуктивных отложений водой в процессе разра-
ботки и выполняются приближенные расчеты коэффициентов охвата для
конкретных залежей указанного типа.
В таких условиях при оценке коэффициентов охвата более естест-
венным представляется учет указанных послойных изменений
характеристик продуктивных отложений вместо обычно используемых
довольно формальных статистических распределений проницаемости, тем
более при наличии закономерных изменений параметров. При этом
учитывается изменение но слоям (пачкам) не только проницаемости, но и
вторичной пустотности пород.
В данном случае это особенно важно ввиду наблюдаемого однотипного в
общем характера изменения по пачкам указанных параметров. Пачки с
более низкой проницаемостью характеризуются также более низкими
значениями вторичной пустотности (удельного содержания нефти в породе)
и наоборот, что можно, видимо, рассматривать как специфическую
особенность трещиноватых коллекторов. Это должно способствовать
выравниванию фронта вытеснения по разрезу продуктивных отложений.
162
Целесообразно также использовать реальные соотношения .между площа
дями фильтрации по слоям и их объемами в нефте насыщенной части.
Принимаем следующую ра с ч с т н у к > м од е л ь ч а л ежи (с послойной не од
дородностью продуктивной толщи) и процесса ее выработки при вторжени.
ноцы. Полагаем, что эксплуатация залежи производится галереей
вскрывающей продуктивные отложения на полную толщину. Движении
жидкости к добывающей галерее установившееся, Давления на стенке
галереи и контуре питания и градиент давления в интервале движение
жидкости постоянные во времени и одинаковые ио слоям. Вязкость нефте
принимается равной вязкости воды (по большинству верхнемсловых
залежей они близки между собой), вытиснение нефти водой принимаете;
как поршневое. Возможные перетоки между слоями не учитываются
Изоляция слоев после обводнения нс производится.
Введем независимую нумерацию слоев (пропластков, пачек), на которые
подразделяется продуктивный пласт (например, сверху вниз), и об-
водняющихся слоев (в порядке .завершения извлечения из них нефти) -
соответственно через i и J. Кроме того, общее число выделяемых слоев
обозначим через я, а число обводнившихся слоев к тому или иному моменту
времени через V.
При принятых условиях и допущениях для определения расходов нефти,
воды или жидкости по отдельным про пл чЧ ст кам су., а также в целом по
пласту могут быть выписаны следующие очевидные выражения:
7, - МШ
& = i Ъ
(7,24)
где йг — соответственно проницаемость, толщин а, поперечный размер
(в ортогональной плоскости к направлению вытеснения) f-го слоя; 4j -
постоянный коэффициент.
Время, необходимое для выработки отдельных пропластков будем
определять как отношение запасов нефти в отдельных слоях к их произ-
водительности по формуле
а 25)
гЦе и — начальный иефте насыщенный объем и вторичная пустотность
?-го слоя; -- постоянный коэффициент.
По соотношению длительности выработки отдельных слоев определяем
порядок их обводнения. К моменту обводнения j-ro слоя коэффициент
охвата вторгающейся водой /-го пропластка (р^- будет равняться
(7.26)
]7ie - время, необходимое для выработки запасов нефти из j-го про-
шшеткэ.
I абли7.6
Хир+i кте ристнкя яичек ян вести икон
Параметр 1 11
А 1,0 1,144
ГГГ LT 1ЛК4
& IT 1.2
6 IT 0,952
V IT 1 ,(Ж9
J j.I'IA.L
1.402 0.962 0,149 0.650
L .354 0,541 U,316 (J. 5 56
1.2 I.H 4.? 2.6
(1,905 OH46 (1,734 0,5 SO
1 ,0K9 2,7 1,612
Очевидно, что ф,: < 1. По слоям, которые обводнялись раньше у» го,
коэффициент охва та принимается ранным единице.
Коэффициент охвата для залижи в целом правильнее определять как
ср ед не ване ш е нн у ю в е л и ч и ну и з к а з ф ф и е (и е a ito в о х в ата слоев по
эффективному (поровому), а не общему объему последних. К моменту
завершения выработки j-ro слоя коэффициент охвата залежи
вторгающейся водой Ф будем определять по формуле
I ФуЖ
ф = izl-
I. ш,Т
1 = 1
(7.27)
Для оценки содержания воды в жидкости по пласту в целом к моменту
обводнения /-го слоя у,- используем выражение
(7.28)
где - производительность J-ro слоя.
С помощью принедойных формул были выполнены численные расчеты
коэффициентов охвата для верхнемеловой залежи нефти Малгобек-Воз-
несенско~Лли|Ортонского месторождения. Относите л иные характеристики
отдельных пачек иродуктипных отложений, определенные для этой зале-
жи, нрсцставлены в табл. 7.6- Частично они заимствованы из раздела 2.4.
При разработке указанной залежи наблюдалось преимущественное втор-
жение воды со стороны периклиналей, особенно восточной. Такое же в
основном направление вытеснения нефти водой принималось и при схе-
матизации залежи и процесса ее выработки с целью расчета коэффи-
циентов охвата. Относительная ширина пачек определялась в поперечном:
профиле в нейтральной части залежи в пределах начального ВПК.
Результаты расчетов коэффициентов с пшата указанной залежи втор-
гающейся водой по мере обводнения пачек известняков [фсцстявлены
в табл. 7.7 (вариант I). Видим, что по расчетам получаются донольно вы-
J
Таблица 7
Результаты рисчстив кпэффноиеитиБ охвата
?
Вариант । | i.'pn j.-j к а»Гж1 мнения
Фй
пачек
VI
0,545
(J..675
№2
аж
0.959
2 [V О55{)
VI 0,669
И! 0Ж1
J аж
II 0.904
3 ill 0,55 5
II 0.629
IV П .700
П 0,719
VJ 0,756
Т,
20,4
39.4
60,6
74.6
91,6
20.4
39,4
60.6
74,6
93,6
21,3
40,3
60,5
74,7
93,6
со кис значения коэффициентов охвата, составляющие 0s545 за безводны!
период (к началу обводнения TV пачки) и 0,959 к моменту достижениз
обводненности добываемой продукции 93,6% (к от ом у моменту обвод-
няются все пачки, кроме V), Высокая вероятная степень охвата
продуктивных отложений вторгающейся водой подтверждается получен-
ными фактическими данными разработки верхи ем еловой залежи нёфп
Малгобек-Возпссенско-Алиюрговского месторождения, в частности, ре
зул штатами прямых испытаний заводненного объема.
Как указывалось выше, при расчетах принималось, что продуктивные
отложения вскрываются на полную толщину, об во длившиеся интервалы нс
изолируются. На практике применялся последовательный перенос г
скважинах интерналов дренирования снизу вверх (при изоляции обводнив-
П1ИХСЯ нижних интервалов), но многим скважинам вскрывались только
верхние пачки продуктивных отложений. Последнее обстоятельство моглс
способствовать выравниванию фронта вытеснения за счет ускорения вы-
работки верхних пачек, котореле ею расчетам обводняются в более поздний
период (см. табл. 7.7. вариант I),
Последней по расчетам, как отмечалось, обводняется V пачка ироду ве-
рных отложений. На практике она вскрывалась и дренировалась весьма
ограниченным числом скважин. Может быть некоторое отставание ее
наработки, если принятые для зтой пачки величины вторичной пустотности
’ч запасов нефти) не являются завышенными, а проницаемости ~ зани-
женными.
Нри расчетах не учитывал псе, перетоки жидкости из слоя в слой. В
действительности они могут иметь место. В чистееосгщ между слоями
Должны происходить определенные гравитационные перераспределения
теснения. Кроме того. при наличии гидродинамической сняли по разрезу
продуктивных отложений может происходить продвижение флюид еж И 5
интервалов. непосредственно не вскрытых скважинами, в соседние дрени-
руемые ин тервалы под действием [мдрпдиннмических сил. Таким образом,
наличие перетоков между слоями тоже способствует выравниванию фрон-
та кытеснения. Получается, что фактические коэффициенты охвата могут
не отличаться значительно от рассчитанных.
Но результатам экспериментальных исследований [Майдебор. Чижов.
1973] возможные значения коэффициентов вытеснения нефти водой из
моделей трещиновато-кавернозной среды оцениваются равными 0.76-0.87
в безводный период н 0,83 0,92 при обводнении жидкости до 99%. Если
исходить из этих значений коэффициента ВЕятеснсния ei рассчитанных
выше значений коэффициента охвата, то коэффициент нефтеотдачи по-
дучается 0,41-0.47 за безводный период и 0.79-08 в конце разработки.
Рассматриваемые залежи отличаются довольно благоприятными условия-
ми разработки как но геолого-промысловым характеристикам продуктив-
ных отложений, коллекторов, так и по соотношению свойств пластовых
флюидов. Иозможносзь достижения по таким залежам нефтеотдачи по-
рядка 0.7 (при вытеснении нефти водой) кажется вполне реальной и
подтверждается фактическими данными разработки (см. разделы 7.2, 10).
В чисто методическом плане представляло интерес произвести также
расчеты коэффициентов охвата при частичном учете или псу чете вообще
изменения вторичной пустотности по пачкам. В частности, были произ-
веденья расчеты, когда по отдельным пачкам коэффициенты охвата оп-
ределялись с учетом индивидуальных значений вторичной пустотности, а
при определении средневзвешенных коэффициентов охвата для залежи в
целом нсгюльзовалисъ общие объемы пачек вместо принятых выше поро-
вых объемов (запасов нефти) по пачкам. Результаты расчетов примени-
те л ьно к верх немел оной зал еж и М а.з г обе к- В о зне се 11 с к о- Ал и юрт о некого
ме сторож де и ня и ре дета к л е ны в т а б л. 7.7 (вар и а нт 2). В и ди м, что п ри упро-
щенном осреднении послойных коэффициентов охвата получаются нес-
колько заниженные величины коэффициентов охвата ио залежи в целом.
Затем были сделаны расчеты, когда полностью пренебреталось изме-
нением вторичной пустотности (удельных запасов нефти) по пачкам. При-
нималось. что поровые объемы и запасы нефти по пачкам пропорцио-
нальны общим объемам последних. Результаты расчетов (вариант 3 в
табл. 7.7) свидетельствуют о значительном занижении коэффициентов
охвата залежи заводнением при таком допущении. Получается иной даже
качественный результат; по варианту 1 первыми обводнялись нижние
пачки (IV и VI), а но варианту 3 - верхние (Ш и 11).
Коэффициент охвата рассматривается здесь как один из показателей
полноты извлечения нефти, а нс просто как показатель охвата заводнением
физического объема залежи. Очевидно, для более падежного про
гнозирования разработки необходим достаточно полный учет не од порода
кости продуктивных, отложений (по п ро з шц.а ем ости. пористости, толщине.
166
г l л .j. г:. ri ы х з (.} н, прог и 1 ис т к о н 11 т. д >), Н р и е । и м а е м ы с ра сче т 11 ы е
схемы л модели не должны быть слишком абстрактными. в необходимой
степени должны отражать особенпостЕс реальных залежещ
7*7. Опенка разработки залежей
в поздний период эксплуатации
Изложенные выше методы преднозначались в nepEiyio очередь для
и реитюзиронания и анализа основного периода эксплуатации залежей; за
который отбирае тся до 80 90% НИЗ нефти. Что же касается выработки в
поздней стадии остаточных запасов нефти из сводовых частей залежей, то
она отличается обычно большим предварительным падением пластового
давлення (вплоть до гидростатического и ниже}, вскрытием в большинстве
скнажин прикрфкельных интервалов продуктивных отложений, более вы-
сокой обводненностью продукции и др.
В таких условиях требуются более определенные расчеты совместной
работы добывающих скважин и наземной системы обустройства место-
рождения, возможных потерь нефти при преждевременном Отключении
скважин, необходимой за качки воды для под держания давления на
определенном уровне и др. Пи же возможные подходы к оценке позднего
периода разработки иллюстрируются на примере верхнемеловой залежи
нефти месторождения Эльдарово (см. рис. 8.4).
К моменту исследования пластовое давление в этой залежи составляло
лишь несколько более 3D МПа в своде структуры (-3300 м). Из-за из-
быточной закачки воды оно немного выросло н последний период по
сравнению с минимальной достигнутой величиной в процессе эксплуатации
залежи па истощение упругого запаса {25,8 МПа), однако оставалось на 5-
6.5 МПа ниже гидростатического давления. В то же время применявшаяся
нысоконапорная система совместного сбора и транспорта нефти, газа и
воды требовала больших давлений на устьях скважин (до 4—6 МПа). В
таких условиях последние могли фонтанировать лишь до обводненности не
более 50-70%..
Как и большинство других верхнемеловых залежей грозЕЕСНСКих место-
рож де и ни (см разделы 1. 2), рассматриваемая Эльдар о век ая залежь харак-
теризуется, в частности, высокой проницаемостью пород, относительной
>м а к ро однородностью коллектора, низкими значениями вязкости и плотнос-
ти пластовой нефти, большими углами падения продуктивных отложений
(до 25-40°*), В связи е этим в более ранние периоды ее разработки отключе-
ние скважин при указанной обводненности могло быть шюлне допустимым,
если выше по структуре имелись действующие скважины, в которые могла
вытесняться нефть, оставшаяся в райоЕЕе остановленных скважин.
Однако в исключительном положении оказались скважины, разме-
щенные в самых повышенных, сводовых, частях структуры (46, 48, 56, 64.
65, 67. 69т 87, 93, I 15, 45, 49, 110} (см. рис. 8.4}, которые должны завер-
шать эксплуатацию залежи в поздний период. Эти скважины распо-
ложены в осн он е< ом н пределах изогипсы -3400 м. У где, г падения пород
f ” •- -W “ — -*“1 is L г fc
почти горизонтальной плоскостью. В таких услсншях отдельные скважины
могли эксплуатировать лишь ограниченные участки залежи, и остановка их
до полного обводнения могла привести к определенным. потерям нефти.
В связи с этим требовалось обеспечение работы указанных скважин при
высокой обводненности извлекаемой жидкости до 95-98%. Было рассмот-
рено осуществление с агой целью следующих возможных мероприятий;
перестройка системы сбора, транспорта и подготовки извлекаемой продук-
ции на более низкое давление; пе^зевод обводняющихся скважин на механи-
зированную эксплуатацию; некоторый подъем пластового давления в
залежи путем избыточной закачки воды, превышающей отборы жидкости.
Из механизированных способов рассматривались глубинно-насосная,
газлифтная эксплуатация и эксплуатация скважин погружными электро-
центробежными насосами (ЭЦН). По имевшимся представлениям их
применение затруднялось из-за высоких газовых факторов (290 м7т) и
температур (до ЦММО.УС на глубине спуска насоса), необходимости обес-
печения больших устьевых давлений (до 6 МПа), отсутствия источников
газоснабжения,, сложности решения вопроса утилизации газа, отсутствия
готовой промысловой базы для такой эксплуатации, необходимости
больших трудовых и капитальных затрат.
Промышленностью не выпускались надежные газовые якоря, устьевые
сальниковые устройства, рассчитанные на работу при высоких давлениях и
температуре в агрессивной среде. Кроме того, при г л у бин но-насосн ой
эксплуатации скважин с указанными характеристиками потребовались бы
частые ремонтные работы, сопровождающиеся загрязнением окружаю-
щей среды. При применении этого способа эксплуатации скважин мог-
ли быть обеспечены сравнительно небольшие дебаты жидкости (менее
100 т/сут).
Для осуществления беекомпрессорной газлифтной эксплуатации обвод-
няющихся скважин не было источников газа высокого давления. Соору-
жение же и эксплуатация компрессорной станции требовали очень бол ьших
затрат. Применение отечественных ЭЦП вообше оказалось невозможным
из-за высоких температур. Выпускавшиеся ЭЦП были рассчитаны на
температуру до 8041
Б о л е е цел е сообр аз п ы м i ipe д ста ал я л ось и сп о л ьз ов а и не имев ше йся и а
месторождении достаточно мощной системы нагнетания воды для неко-
торого дальнейшей о подъема пластового давления в залежи и обеспечения
фонтанирования скважин до конца разработки при достаточных устьевых
давлениях и обводненности жидкости до 95-98%. При этом выявилась
возможность некоторой реконструкции системы не фте га зос бора, в связи с
чем были рассмотрены следующие два варианта дальнейшей эксплуатации
залежи.
По I варианту сохранялась принятая схема сбора, транспорта и подго-
товки извлекаемой продукции, при которой смесь нефти, газа и моды под
собственным давлением транспортировалась сначала на центральную
трапную установку (ЦТУ) площади Ллиюрт, где осуществлялись ч истин-
16»
ff 1L1
Plic. 7.^. Kpsинк! фонтанирования скважин
[ I I'MCH CM И !i i M . H ЕГ KOX'
?.& ZJ} 3,0 if,!} $0 w
Рис. 7.10. Кривые, характеризующие работу скважин и
ЕЮфтегазосборЕаой системы при □бводиеиии продукт
□ин
ГJиксысиня <м. в тексте
пая сепарация газа и предварительное водоотделение, а затем - на Возне-
сенский газоперерабатывающий завод.
По II варианту предлагалось организовать предварительное отделение
воды из продукции непосредственно на промысловой площади* благодаря
чему уменьшались необходимые давления в системе нефтегазосбора при
сохранении дальнейшего транспорта продукции без применения компрес-
сорных и насосных станций.
По специальной методике (В. А. Ле втерев, 1970 г.) были выполнены
расчеты фонтанирования по лифтовым трубам для передне иных условий
сводовых скважин, завершающих, разработку залежи. Кроме указанных
выше, принимались следующие исходные данные: плотность нефти в по-
верхностных и пластовых условиях - 0,835 и 0,566 г/см3; относительная
плотность газа -0,9; плотность воды в поверхностных и пластовых усло-
виях - 1,015 и 0,951 г/см-; температура на забое и устье скважин - 155
и 80°С; длина и диаметр насосно-к ом прессорных труб - 3590 м и 59 мм.
Полученные кривые фонтанирования, представляющие зависимость меж-
ду минимальными забойными давлениями фонтанирования (рс) и обводнен-
ностью жидкости (у) при различных устьевых давлениях (ру)» приведены на
рис. 7.9.
На рис. 7J0 представлены; кривая 1, показывающая, до какой обвод-
ненности при текущем пластовом давлении могли фонтанировать сква-
жины при тех или иных устьевых давлениях; кривые 2, 3, показывающие»
какие были необходимы буферные давления при той или иной обвод-
ненности продукции для обеспечения работы систем нефтегазосбора по I и
II парна ягам.
Кривая 1 построена с помоецьео криных ф(>1гтанн[1оы1нии рис,. 7.9 при
принимавшейся средней величине понижения забойного даЕ^линня I МПа.
Критике 2 и 3 построены на основе расчета со проявлений н неф те газ O'-
сборной сечи. Ко точкам пересечения кривой I с кривыми 2, 3 было
установлено, что по I варшшту скважины мси’ли фоЕгганировать до обвод-
ненности 70% при буферном давлении 4,4 МПа, ио II варианту - до об-
воднен пости 75^ ори буферном давлении 3.5 МПа.
Из кривых 2, 3 рис. 7.10 в идею. что при обвод ненностЕ! продукции до 98%
необходимые для ее транспортировки устьевые давления должны были
составлять до 5.8 и 3,7 МПа соответственно по I и II вариантам разработки.
Рекомендовать перестройку системЕл нефтегазосбора па более низкие
д а в л с н ия не пред ст являлось во з м о ж н ы м к к и д у н: е о б х о д ее м о с ти
строительства в таком случае насосных станнин для перекачки тазе насы-
щенной нефти и дожимной компрессорной станции* а также ввиду отсут-
ствия работоспособных центробежных нлсосов для перекачки гач она сы-
щенЕ1ых нефтей с высоким давлением насыщения.
Далее, по кривым рис. 7,9 определили, что для обеспечения фонта-
Ешрования скважин при указанных еэс личинах обводненности и устьевых
давлений необходимый пол ьем пластового давления составлял по вариан-
там 10,3 и 8..2 МПа. Таким обратом, путем избыточной закачки воды пла-
стовое давление в своде залежи (-3300м) надо было поднять до 41,3 МПа
ио Т варианту и 39,2 МПа но II варианту, что на 3-5 МПа выше гидро-
статического давлен им.
Затем была щи и од иена приближенная оценка возможных потерь нефти
в залежи (ДН‘) при закрытии скважин после прекращения их фонта-
нирования. При атом определили суммарные извлекаемые запасы неф-
ти в районе перечисленных выше сводовых скважин, завершающих раз-
работку чал ежи.. Пропорционально нефтс насыщенной толщине указанные
суммарные запасы распределили по екважиЕЕам. С учетом отношений вяз-
костей Еюфти и воды в пластовых условиях Ei эффективных прони-
паемостей для нефти и воды, принятых равными соответственно 1;0 и
0,8, определили остаточные нсфтснасыщенные толщины в районе каж-
дой скважины и остаточные навлекаемые тапасы нефти, соответствующие
различной обводненности скважин при прекращении их фонта пирования.
Полученные результаты представлены на рис. 7.11. Из кривой АИ/(у)
этого рисунка выходило, что по I варианту при закрытии сводовых сква-
жие|, прекращающих фонтанирование при обводненности 70%, потери
нефти могли составить 460 тыс.т, по II нарианту при прекращении
фонта ни рован ия скважин при обводненности 75% ~ 400 тыс.т. Следует
иметь в виду, что подъем давления в залежи до гидростатического и выше
последнего был целесообразен также с точки зрения предотвращения воз-
можного смятия эксплуатационных колонн в скважинах, улучшения уело-
вин проводки скважин на ниже зале га Есмцие отложения.
При прогнозировании дальнейшей разработки залежи имелось в виду как
можно более длительное поддержание текущих темпон отбора нефти.
Бурение допезл ЕЕительных доб]з1паюших и ЕЕнгнетЕЕтел ьееых скважин не пре-
Рнс. 7.1L Кривом hoi нс н 111.< rcpi. 1Ифти
Пояснения см. в тексте
дусматривалось. Дебеты жидкости до-
была юн щх скважин в завершающий
период были приняты равными в сред-
нем 200 т/сут.
II р од о л ж е н и е нагие та и им в од ы
планировалось Eta текущем уровне.
С целью сокращения расхода пресной
J и< тыс т
воды предусматривалась подача
сгонных вод Вознесенского ГПЗ для закачки в рассматриваемую залежь.
При этом предусматривался несколько больший подъем пластового дав-
ления, чем указанный выше, с тем чтобы в последние годы сравнительно
небольшой добычи жидкости практически прекратить промышленное
нагнетание. ограничившись лишь сбросом обратно в залежь извлекаемой
пластовой воды с целью ее утилизации.
Полученные в результате расчетов технологические и технико-эко-
номические показатели разработки залежи по I и II вариантам в общем
были близки между собой. Это связано со сравнительно небольшим раз-
личием в величинах подъема пластового давления по вариантам.
Гем не менее по II варианту показатели разработки залежи оказались
несколько лучше; почти на 3 млн м': меньше закачка воды, выше рента-
бельность производства, больше балансовая прибыль от реализации про-
дукции. почти на 10% меньше себестоимость дополнительно добываемой
м
нефти.
Кроме того, по II варианту упрощалась система сбора, транспорта и
подготовки извлекаемой продукции. работающая под меньшим давлением,
создавались лучшие условия для предварительного отделения воды из
продукции, в частности, в связи с максимальным использованием есте-
ственного тепла, практически полностью исключалась внутренняя коррозия
трубопровода от площади Эльдарово до ЦТУ Алшорт, По этому варианту
не было необходимости, как по I варианту, извлекаемую пластовую воду
сначала вместе с нефтью и газом направлять на ЦТУ Алиюрт, а затем,
после отделении от нефти, возвращать обратно для закачки в залежь.
В связи с изложенным для практического внедрения был рекомендован
II вариант разработки залежи с водоотделением на промысловой площади и
подъемом пластового давления для обеспечения фонтанирования скважин,
Дополнительная закачка воды была оценена равной 1 L7 млн м1. При этом
себестоимость до и о л ните льне добываемой нефти оказалась существенно
ниже установленной для этого региона предельной величины.
При решении отдельных вопросов раздела 7.7 принимали также участие
Б.С. Харченко, П.И. Кулаков, И.С, Жукова.
8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
ЭФФЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
Ниже дается краткая характеристики сложившихся подход™ к решению
принципиальных вопросов технологии разработки рассматриваемого типа
залежей. Обоснование основных положений рациональной эксплуатации
залежей происходило постепенно, по мере выявления и изучения их
геолого-промысловых особенностей, проведения теоретических и экспери-
ментальных исследований, составления технологических схем и проектов
разработки конкретных залежей, тщательного анализа результатов их
внедрения.
Таким образом > представляемые здесь выводы и рекомендации бази-
руются не только ла изложенных выше результатах исследований. В не-
меньшей мере они основываются на материалах последующих разделов,
характеризующих фактические результаты разработки залежей, находя-
щихся в весьма поздней стадии эксплуатации.
8Л, Использование упругою запаса»
Искусственное воздействие на залежи
В начальной стадии эксплуатации целесообразно использовать упругий
запас нефтеводоносных систем для ускорения и удешевления разработки
залежей. Как отмечалось в разделе L по верхнемеловым залежам гроз-
ненских месторождений превышения начальных пластовых давлений над
гидростатическими давлениями и давлениями насыщения нефти газом
достигали десятков мегапаскалей. Несмотря на ограниченность примы-
кающих к залежам водоносных зон и высокие темпы падения пластового
давления, достигавшие 5-9 МПа в год. оценочные расчеты показывали*
что за счет упругой энергии нефтеводоносных систем может быть ком-
пенсирована добыча значительной части начальных извлекаемых запасов
нефти по залежам.
При проектировании разработки залежей было приняло решение о не-
ограниченном использовании упругого запаса для добычи нефти, т.с. об
эксплуатации залежей ни первом этане со снижением пластового давления
вплоть до величины давления насыщения нефти газом, что означало
обычно некоторое падение пластового давлении ниже гидростатического
(на величины от единиц до 10 МПа). Другой вопрос, что по некоторым
залежам (в основном мелким, а также по наиболее крупной Малгобек-
Вознесенеко-Алиюртовскрн верхнемеловой залежи) такого большого спи
ЖеШЕЯ Л Л ИСТОВОГО ЦПНЛеЕШЯ не Требопялосл, ВВИДУ ХОТЬ И ОГранИЧСННЕЧХ+ но
:шшштелышЕх по размерам ноцоносшах зон, прим тикающих к залежам.
По другим крупным залежам были запроектированы и реализованы на
практике системы разработки со снижением пластового давления почти до
величины давления насыщения. Однако достаточно большие абсолютные
значсЕЕИЯ последних при высокой газонйеытешюсти нефти позволяли
обеспечивать при этом фонтанную эксплуатацию скважин даже при
шшчитсльной обводненности продукции и применении высоко на парны к
наземных систем ее сбора и транспорта. Вурсшю скважин могло вестись на
воде. при поглощении промыночгтой жидкости.
Решение об использовании упругого запаса для добычи нефти при-
ЕЕималось в очень сложных условиях, когда некоторыми специалистами
в ье сказывались опасения, что при таком большом падении пластового дав-
ления могут возникнуть серьезные осложнения - потеря продуктивности
скважин в результате смыкания трещин, нарушение целостности эксплуа-
тационных колоть возникновение проседаний земной поверхности и др. Это
было трудное решение, включавшее определенный элемент риска. Однако
выполненный в последующих разделах анализ полученных фактических
данных показал, что сделанные предварительные оценки оказались
достаточно надежными как и плане ожидаемых значительных величин
упругого запаса, так и в отношении небольшой вероятности серьезных
техногенных осложнений.
В результате залежи до 10 лет эксплуатировались на истощение при
достижении очень высоких годовых темпов отбора нефти (до 10% 0’1 НИЗ
и более). Это дало большой выигрыш в сроках освоения месторождений
и значительную экономию затрат. Достаточно заметить, что в случае
поддержания пластового давления (ППД) с самого начала потребовалось
бы срочное создание систем ППД, рассчитанных на огромные (аномально
высокие) пластовые давления, а увеличение суммарной закачки воды
составило бы до 2 раз и более. И добывающие скважины должны были бы
длительное время работать при очень высоких устьевых давлениях.
Польше того, в начальный период залежи надо было бы практически
законсервировать ня определенное время, до создания систем П1Щ.
В технологических схемах разработки верхнемеловых залежей нефти
Прагунского и Ста рогрозне некого месторождений рассматривались вариан-
ты разработки с ППД па уровне лишь на 5-7 МПа выше гидроста-
тического давления в своде структур (на 15-10 МПа выше давления
насыщения нефти газом). Но и при этом на несколько лет надо было резко
снизить уровни добычи нефти по сравнению с уже достигнутыми в период
пробной эксплуатации залежей. Значительно ухудшались также технико-
экономичсские показатели разработки залежей.
Тем нс менее с учетом полученного опыта можно полагать, что лучше
допускать снижение пластового давления в начал ьный период эксплуатации
залежей не до ешличины давления насыщения, а до величины гид-
ростатического давления в тех случаях, когда давление насыщения меньше
гидростатического (как это имело место обычно по верхнемеловым
залежам грозненских месторождений). 11 рн этом уменьшаются сминаю-
щие нагрузки ее а эксплуатационные колонны, улучшаются условия фонта-
нирования скважин, облегчается их бурение.
В дальнейшем необходимо искусственное воздействие на залежи с
целью ППД, если упрут ой энергии нефтеводоносных систем оказывается
недостаточно для полной выработки запасов нефти. В этих целях ре-
комендуется применение закачки воды по возможности под ВПК, в моди-
фикации прежде всего законтурного или ириконтурного заводнения зале-
жей. Так предотвращается падение пластового давления ниже давления
насыщения, выделение свободного газа в пласте, образование вторичных
газовых шапок и обеспечивается продолжение достаточно интенсивной
выработки запасов при наиболее благоприятных условиях вытеснения
нефти водой снизу вверх, когда максимально используется гравитационный
фактор, весьма существенный для пластовых жидкостей рассматриваемых
залежей (см. раздел I).
Очевидно, что применение здесь какой-либо разновидности вн у трикон-
турно i/о заводнения (разрезания) нецелесообразно. В таких условиях оно
могло привести к значительному усложнению контроля и регулирования
процесса разработки и к существенному уменьшению полноты извлечения
нефти при ее вытеснении водой сверху вниз.
По залежам такого типа ввиду высоких объемных коэффициентов
нефти (см. раздел 1) фсбуется большая удельная закачка воды - до 2,5-3,0
м на 1 г добываемой нефти (при стопроцентной компенсации отборов).
Целесообразно осуществление опережающего нагнетания воды в залежи.
до падения пластового давления до заданной величины. Это позволяет
снизить необходимый максимальный уровень закачки (поддерживая его
неизменным в течение определенного периода времени), уменьшить мощ-
ность системы ППД и необходимое число нагнетательных скважин. Если в
принципе ППД необходимо, закачивать воду надо начинать как можно
раньше, немедленно используя всякую пре доставляющуюся возможность^
тем более что для полного развертывания системы ППД может потребо-
ваться значивдиное время.
С другой стороны, при созданной уже системе заводнения в более
поздний период эксплуатации залежей со снижающейся добычей при
необходимости может быть обеспечено некоторое восстановление пласто-
вого давления путем избыточной закачки, с тем чтобы облегчить условия
работы скважин и напорных систем сбира и транспорта извлекаемой про-
дукции, имея в виду в том числе и рост обводненности жидкости в поздний
период. Решение этих вопросов исключительно за счет ППД на более
высоком уровне, чем технологически необходимый, в некоторых случаях
может оказа ться и неоправданным, хотя очевидно, что это перспективный
вариант (см. также раздел 7.7).
Большинство наиболее крупных верхнемеловых залежей нефти Гроз-
ненского района разрабатывалось с ППД путем закачки воды. Остальные
залежи эксплуатировались на естественном режиме вытеснения нефти
водой. И только по неркнемеловой залежи месторождения Карабулак-
А чал у к и определённое влияние на процесс разработки оказывала также
небольшая газовая шапка (ем. раздел 1). Можно считать доказанной тех-
ническую, технологическую и технико-экономическую возможность и це-
лесообразность нриконтурного заводнения подобных массивно-пластовых
залежей с трещнновато-кавериозными коллекторами, если на естествен
ном режиме пластовое давление падает ниже давления насыщения нефти
га зо м (гид р остати и с ск о е о давл е н и я).
Гем не менее были предложения продолжать разработку таких залежей
на естественном режиме и после падения пластового давления в них до
давления насыщения, Мотивировалось это гем. что в подобных залежах
режим истощения с образованием вторичных газовых шапок в отношении
полноты извлечения нефти должен быть более эффективным, чем режим
растворенного газа в обычных пористых коллекторах.
В связи с этим в технологических схемах по ряду месторождений наряду
с вариантами, предусматривающими ППД, рассматривались также ва-
рианты разработки залежей на истошснне. Наиболее тщательно сопо-
ставление таких вариантов было выполнено в технологической схеме раз-
работки вер хне меловой залежи нефти месторождения Брагу ны По рас-
четам к концу разработки объем газовой шапки составлял около 20% от
начального объема залежи, а площадь газовой шапки - порядка 35% от
начальной площади залежи.
Разработка на истощение была признака неприемлемой по следующим
причинам.
- Многие уже пробуренные добывающие скважины, расположенные в
сводовой части структуры и вскрывшие только верхнюю часть продук-
тивной толщи, сразу же после перехода залежи на режим истощения выш-
ли бы из эксплуатации ввиду образования и расширения газовой шапкит в
то тремя как при осуществлении ППД они находятся в эксплуатации
практически до конца разработ ки,
Весьма затруднительно было бы разместить проектные скважины на
структуре и определить интервалы вскрытия в них продуктивных отло-
жений при Офаниченной точности расчетов перемещений газонефтяного и
водонефтяного контактов и определения места их встречи в конце раз-
работки.
Появилась бы необходимость располагать проектные добывающие
скважины на пониженных участках структуры и на довольно низких
ги[геометрических отметках вскрывать в них продуктивные отложения,
характеризующиеся ухудшением коллекторских свойств от свода к ВПК.
'^то привело бы к снижению продуктивЕЮсти скважин и их де битов,
ухудшению охвата залежи нелтссняющими агентами.
- Ввиду тяжелых условий бурения некоторые (если не многие) буря-
щиеся и проектные скважины могли быть не доведены до необходимых
отметок и в связи с образоваием газовых шапок - вообще потеряны как
Добывающие или работали бы непродолжительное время.
~ При падении пластового давления па режиме истощения примерно до
20 МПа п конце разработки (что приблизительно в 2 раза ниже гидро-
статического давления) резко ухудшаются условия фонтанирования екяа-
жчн, в несколько раз уменынаются их де биты, появляется необходимость
в перестройке системы сбора и триeicjjорта добываемой продукции., в при-
менении механизированной эксплуатации скважин.
— Но всем Е1робуренным скважинам в более поздний период эксплуатации
колонны оказались бы под угрозой смятия. Гораздо более жесткие
требования в отношении прочности колонн надо было бы применять к бу-
рящимся. намеченным к бурению и проектным скважинам. Глцс более
усложняются условия проводки скважин.
- Имело бы место, наконец, существенное уменьшение конечного
коэффициента нефтеизвлечения, на величину около 10% (пунктов), не-
смотря на то, что большая часть нефти добывается до момента падения
пластового давления в залежи до давления насыщения. Причем указанная
величина уменьшения коэффициента нефтеотдачи является сугубо рас-
четной, к тому же полученной при допущении, что коэффициенты охвата
залежи при вытеснении нефти газом и наций являются одинаковыми.
Ухудшаются технико-экономические показатели разработки залежи по
этому варианту.
Аналогичные заключения о недопустимосги разработки верхнемсловых
залежей без 1ШЦ были сделаны и по другим грозненским месторождениям.
Что касается закачки газа в залежи, то ни по одной из них при проек-
тировании разработки такие варианты даже не рассматривались из-за их
очевидной неприемлемости. Из только что изложенного понятна нецеле-
сообразность закачки (вместо воды) углеводородного газа в сводовые
части залежей лишь для ШЩ на заданном уровне. Гем более при
дефицитности такого агента, технических и. экономических проблемах
создания и эксплуатации мощных компрессорных станций для его закачки.
Можно иметь в виду также закачку тех или иных газовых агентов
(углеводородного газа, азота, углекислоты, дымовых газов) для обеспе-
чения смешивающегося вытеснения нефти, о чем много говорилось в по-
следнее время, особенно применительно к новым месторождениям Прикас-
пийской впадины. Однако в условиях рассматриваемых залежей и при
заводнении могут быть достигнуты высокие значения коэффициентов
нефтеизвлечения. Что же касается применяемых технических средств и
'технологий в целом, то они на порядок проще и дешевле в случае закачки
воды. Более детально эти вопросы обсуждаются в следующих раз-
делах.
8.2, Размещение скважин. Порядок вскрытия
продуктивных отложений. Плотность сетки скважин
Рассматриваемые массивно-пластовые и массивные залежи отличаются
очень высокой концентрацией запасов нефти в центральных сводовых
частях складок, к которым они приурочены, и сущсегненнЕлм се умень-
шением на крыльях и особенно на достаточно пологих периклиналях
складок, И дело еес только в структурных особенностях залежей. Харак-
терно также значительное закономерное увеличение удельной емкости
176
к ол л с к т с >р (ш в па пр а в :i с it и И от Н ГI К к с щ) ц а м ст ру к ту р ( см. р a tj i с
лы 1,2)..
В соответствии с таким распределением aa.i HtcOEi целесообразно опреде-
ленное уплотнение размещения добывающих скважин в сводовых частях
залежей по сравнении) с водпиефтяными зонами на крыльях и перикли-
налях. Ввиду Е1еболыг1их поперечных размеров залежей важное значение
приобретает- создание достаточно плотней о центрального (осевого) ряда
скважин, который может оказаться практически единственным непрерыв-
ным рядом добывающих скважин и дол жен обеспечивать стягивание
контуров нефтеносности в конце разработки и основную добычу нефти.
Нагнетательные скважины целесообразно размещать по периметру
залежей, в при контурных областях, лучше л чисто водяных зонах или на
уже заводненных участках залежей. Может быть эффективным также
формирование фронтов нагнетания на периклиналях складок, особенно при
наличии на крыльях экранирующих тектонических нарушений или резкого
затухания проницаемости пород, Об этом говорит, в частности, опыт
разработки верхнемеловых залежей Мэлгобек-Вознесенско-Алиюр-
то веко го и Хдян-Кортовского месторождений. При этом может быть
достигнуто максимальное удаление друг от друга основных зон закачки и
отборов, чти должно- благоприятно сказаться на динамике заводнения
залежей и добычи нефти.
Однако на таких залежах в той или иной коЕнсретной ситуации. особенно
когда речь н д е т об уж е и р о б у ре нн ы х с к ва жи н ах. и с о бх о ц и м ост и
быстрейшего наращивания закачки воды, вполне допустимо расположение
нагнетательных скважин и в нодонефтяных зонах. Только интервал нагш>
та ни я в скважине должен располагаться в таком случае как можно ниже,
ня максимальном удалении от текущего ВНК. И должны быть усилены
средства контроля за продвижением закачиваемой воды. В крайнем случае
возможна даже закачка воды в чисто нефтяные зоны вблизи ВНК.
Ввиду наличия эффективной гидродинамической связи между выде-
ляемыми в разрезе пачками известняков (см. раздел 2), высоких значений
расчетных коэффициентов охвата вторгающейся водой неоднородной но
разрезу продуктивной толщи (см. раздел 7) рекомендуется осуществлять
разработку таких залежей одной сеткой скважин при вполне определенном
порядке вскрытия продуктивных отложений. В частности, в добывающих
скважинах по мере обводнения целесообразно производить последователь-
ный перенос интервалов дренирования снизу вверх с установкой цементных
м остов.
Этим обеспечивается лучший охват залежи дренированием, более эф-
фективный контроль за процессом разработки, сокращение количества
добываемой вместе с нефтью воды, рациональное расходование пластовой
энергии. По расчетам в технологических схемах и проектах и по
фактическим данным суммарное количество извлекаемой воды за весь
срок разработки не превышает 1Q 15% от добычи жидкости.
В зависимости от проницаемости продуктивных отложений и вероят-
ной скорости перемещения ВНК толщина интервалов дренирования може т
Phc. 8J, План с ряътснжж'м скважин
/. 2 - скважины, в том число нап1стяте.льные. 3 кпотипгы тю крояле гтрсдуКтинных птложений;
4 - тектоническое ношение: J литилилсчесхая граница, Т 7 кОгпуры иефтекосиости,: 6 внешний,
7 - внутренний
Ркс 8.2. Поперечный профиль залежи с интервалами отбора и закачки в скважина*
Л 2 - скважины. Я ТОМ числе нш мстлтслвныс; ? техзиннческое нарушение; 4 - ВПК
быть дс 20-50 м, is расстояния между ними до 70 I СЮ м. В вод о нефтяных
.Юнах со сравнительно небольшой иефтенасыщенпой толщиной переносы
интервалов дренирования вообще могут не потребоваться. Закачку воды,
естественно, лучше начинать н нижнюю часть продуктивной толщи, но
возможности на более низких гипсометрических отметках. Конструкция
забоев скважин предусматривается комбинированная: в пределах первого
(нижнего) интервала дренирования (закачки) - открытый забой, выше -
зацементированная колонна.
Для большей наглядности на рис\ 8.L S.2 дано схематическое изобра-
жение размещения добывающих и нагнетательных скважин и вскрытия в
них продуктивных отложений на гипотетической массишю-пластовой
нефтяной залежи.
В связи с высокой продуктивностью скважин было очевидно, что
необходимые темпы разработки залежей могут быть обеспечены и при
менее плотных сетках скважин, чем применяемые ня место рождениях с
обычными пористыми коллекторами. Ввиду благоприятных характеристик
залежей, коллекторов и пластовых флюидов можно было полагать также,
что разрежение сеток скважин в определенных пределах не должно было
привести к снижению коэффициентов охвата и нефтеотдачи- Это пол-
I7W
61 ость io [i одтв с рц и л < ю ь фа кт и ч сек elm и дани ы м и р аз раб от к и i; 1 л с же й
(см. разделы 9, Ю).
Надо полагать, что о возможности существе иного разрежеЕотя се-
ток скважин на рассматриваемых залежах свидетельствовало, в частности,
получение на них многочисленных промысловых данных об эффек-
тивном перераспределении пластового да ei ления в больших объе-
мах продуктивных отложений (см. раздел 2), в свази с чем даже появи-
лись опасения, что могут быть пробурены так называемые лишние
скважины.
На первом этапе изучения и промышленного освоения верхнемеловых
залежей в технологических схемах н проектах разработки плотность раз-
мещения скважин принимались в среднем от 70 - Ю4 до 180 104 мУскв.
1К ара бу лак-А ч ал у к и. Хая и- Корт, М а л гиб е к ~ В оз и с се нс ко-А л: и юрт о вс кая)„
Фактическое число скважин оказалось несколько больше за счет возврата
ряда нижнемеловых и юрских скважин. По залежам, вводившимся в
разработку в более поздний период, плотность сетки скважин принималась
(280-350) - 104 М-/СКВ.
Отдельные залежи могут различаться коллекторскими свойствами,
продуктивностью скважин, неодЕЮродиостыи коллекторов, наличием тек-
тонических нарушений, газовых шапок и т.д. В связи с этим сетка скважин
может быть разреженной в большей или меньшей степени. В том числе
могут быть и случаи, когда препятствием для дальнейшего разрежения
сетки скважин является нс возможное уме нее пение коэффициентов охвати
и нефтеотдачи, а просто невозможность обеспечения приемлемых темпов
разработки.
В общем же для массивно-пластовых залежей с трс шиповато-кавер-
ееозными коллекторами, подобных гроз не неким, мену г приниматься сравни-
тельно редкие сетки добывающих скважин-до (200-300) - 104 м2/скв. и
бодее, Расстояния между нагнетательными скважинами могут составлять
до нескольких километров.
В связи с применением редких сеток скважин в схемах и проектах
предусматривались высокие средние величины накопленной добычи нефти
на одну добывающую скважшЕу (до 0,9-1,5 млн т) и закачки воды на одну
нагне та тельную скважину (до 2,8-3.0 млее м]). Эти цифры подтвердились на
практике. По аллельным скважинам накопленная добыча нефти достигла
3-7 млн т и более.
И р и таких редких се т к а х р а з вс д о ч и ь г с с к на ж и н ы, и с п о л ьз у е м ы е
для добычи нефти, составляли до 55-80%- обЕцего фонда добывающих
скважин (с учетом возвращаемых с нижезалегающих отложений). Боль-
шая часть Ешгкетательных скважин тоже из числа разведочиЕях. Нагне-
тательные скважины составляли до 45 65% от числа добывающих. За-
метим еще. что на фоне таких залежей особенно бросается в глази не-
которое несгшсршсттство и офаниченность широко распространенного пло-
щадного измерения плотности размещения скнажЕ<н. Очевидно, необ-
ходимы более у еен нереальные параметры, дифференцированный подход к
их выбору.
хд (Эдиты скважин. гемны разработки знлсжей.
К оэ ффицк ei it 11сфтеотда чи
Но раисмятриваемым залежам кницу их благоприятных характеристик
технологически возможно предусматривать и осуществлять высокие отбо-
ры нефти из скважин - ио 500 1(Ж) т/сут и более, особенно в более ранней
стадии эксплуатации залежей с ограниченной активностью законтурных
иод на. крыльях складок, ко।да основные зоны отбора в чисто нефтяной
сводовой области значительно удалены от зон более активного вторжения
воды на периклиналях. Однако и для водонефтяных зон при значительных
нефтенасыщенных толщинах (до (00-206 м) по расчетам получаются
высокие величины предельных безводных дсбитов (.до 50СК1000 т/сут и
более) ввиду благоприятных соотношений между свойствами нефти и
воды, высокой проницаемости пород (см. раздел 6). Результаты расчетов
подтверждаются фактичсскими данными,
В технологи веских схемах и проектах разработки де биты добывающих
скнажтш принимались в среднем по -.залежам до 300-НИХ) т/сут в безводный
период, причем по наиболее крупным залежам они ближе к верхнему
пределу, ’1акие отборы оказались вполне реальными и успешно осущест-
влялись на практике. Отдельные скважины длительное время эксплуатиро-
ван л ись с дебита ми д о 1500-2500 т/сут и б о л ее. Д л ите л ь i шя работа на р аз -
личных площадях большого числа скважин, в том числе технически ослож-
ненных (аварийных), с очень высокими текуч ними и накол ленными отбо-
рами нефти без каких-либо локальных аномалий в динамике пластового
давления и ВНК (см, разделы 9. 10) полностью подтверждает возможность
эксплуатации скважин с большими дебита мн в условиях таких залежей.
Определенное усложнение условий эксплуатации может иметь место на
более поздней стадии разработки, когда залежи становятся водоплаваю-
щими, с небольшим этажом нефтеносности (менее 100 м). При этом весь
отбор из них происходит по скважинам, эксплуатирующимся при наличии
подошвенной воды, В таких условиях может потребоваться определенное
ограничение дебатов скважин, При установлении последних могут исполь-
зоваться, в частности, результаты расчетов предельных безводных
дебитов (см. раздел б).
Приемистость нагнетательных скважин может быть до 1000-
1500 м3/сут и более при давлениях нагнетания до 15-18 МПа, особенно при
расположении скважин ла достаточно низких гипсометрических отметках и
значительном удалении от зон отбора. Приемистость нагнетательных
скважин., расположенных на периклинальных участках, на большом
удалении от текущего ВНК, может быть ныше, чем скважин,
расположенных на крыльях складок, в некоторых случаях практически на
уровне потенциальных возможностей скважин,
В технологических схемах разработки верхнемеловых залежей нефти
Эл ьда ронского, Старогрозненского и Б pat-у ник ого месторождений средняя
приемистость нагнетательных скважин принята 750 1000 mVcvt. По Кара-
булак-Ачялукской и Хаян-Кортовской залежам фак тическая приемистость
1ЯП
скважин составляла до 500-Я50 мл/сут. Однако эти аал ежи характери-
зуются более низкими коллекторскими свойствами, чем Эльдаровекая,
Старогрозненская и Брагушжая. Кроме того, в условиях последних залежей
закачка коды в скважины существенно облегчается в связи с инцснисм
пластового давления в процессе эксплуатации ди уровня гидростатического
и даже ниже последнего. На Эльдаровской и Старогрозненский, залежах
ф а кти не екая прием истость н агне т ате л ь и ы х ск ва ж и н д о ст и га л а 1000-
15® м3/сут и более (нередко самотеком).
Для подобных залежей могут устанавливаться более высокие темпы
отбора нефти, чем. обычно применяемые по залежам с пористыми кол-
лек горами, - до 10% в год от ПИЗ и даже несколько больше. Это
подтверждается результатами анализа фактических данных разработки,
некоторых данных экспериментальных и теоретических исследований по
изучению влияния на нефтеотдачу различных фак торов, свидетельствую-
щими, что нс должно быть существенного изменения коэффициента
нефтеизвлечения при таких темпах отбора нефти (см. разделы 7. 9, 10).
Указанные высокие темпы разработки тем более допустимы при дости-
жении их на сравнительно ранней стации эксплуатации залежей, когда
заводненный объем еще не слишком велик, этаж нефтеносности значи-
тельный, особенно при ограниченном вторжении законтурных вод на
крыльях складок, как это нередко бывает.
В технологических схемах и проектах разработки максимальные темпы
отбора, нефти принимались до 10-14% в год от ПИЗ. При этом были
высокими и средние темпы эксплуатации залежей. Как правило, расчетный
срок выработки подавляющей части извлекаемых запасов нефти (до 95-
97% и более) не превышал по залежам 15 20 лет, а период отбора трех
четвертей запасов -9-13 лет. Фактические темпы разработки близки к
проектным. При этом характерно быстрое нарастание добычи нефти в
периоды пробной эксплуатации залежей, к концу которых могли достигать-
ся темпы разработки, близкие к принимаемым в технологических схемах за
максимальные,
Несмотря на большие добиты и редкие сетки скважин, большие темпы
разработки, по рассматриваемым залежам с трещиновато-кавернозными
коллекторами могут быть достигну ты высокие коэффициенты нефтеотда-
чи, до 0,6-0,7, т,е. степень использования геологических запасов оказы-
вается' даже большей, чем по залежам с обычными пористыми коллек-
торами. Охарактеризованное выше разрежение сеток, увеличение дебитов
скважин и темпов разработки по залежам с трещиновато-кавернозными
коллекторами находится в пределах, в которых не должно быть существен-
ного уменьшения коэффициентов нефтеотдачи, несмотря на значительный
диапазон изменения указанных параметров по сравнению с пористыми
ко?] лекторами.
В ряду представленных ранее благоприятных характеристик и парамет-
ров получению высоких значений коэффициентов нефтеизвлечения
способствуют в том числе относительно простая структура пустотного
пространства коллекторов рассматриваемых залежей, преимущественная
гидрофильность известняков, представляющих продуктивные отложения.
Фактическими данными разработки залежей подтверждается получение
указанных высоких значений коэффициентов нефтеотдачи {ем. разделы
7,9, 101
8.4. Проводка и эксплуатация скважин»
Обустройство месторождений
При принятой технологии разработки таких залежей требует решения
также целый ряд серьезных проблем, связатшых со строительством и экс-
плуатацией скважин и наземных систем и объектов сбора и подготовки
нефти и газа. В частности, в связи с допускаемым снижением пластового
давления до величины гидростатического давления и даже ниже последнего
встал вопрос обеспечения проводки и сохранности скважин при столь низких
давлениях. При этом имелось в виду не только разбуривание верхнемело-
вых залежей, но также бурение скважин на ни же зале тающие отложения с
целью поисков, разведки и промышленного5 освоения новых нефтяных
залежей (уже открытых на ряде площадей).
Сложност ь Г|роводки скважин заключалась в том, что при очень боль-
шом снижении давлений в верхнемеловых залежах в выше- и нижераспо-
ложенных отложениях (майкопских, нижнемеловых, юрских) сохранялись
аномально высокие пластовые давления. В таких специфических условиях
могут потребоваться многоколонные конструкции скважин из высокопроч-
ных труб для перекрытия разновозрастных отложений, облегченные про-
мывочные агенты (в том числе с удельным весом меньше I) для пред-
отвращения поглощений последних, бурение без выхода циркуляции и др.
Необходима своевременная постановка специальных исследований с
целью разработки в каждом конкретном случае эффективной техники и
технологии проводки и рациональной конструкции скважин различных
категорий. В том числе имеется в виду, что и разведочные скважины
должны иметь такую конструкцию и прочность колонн, которые обеспе-
чили бы их сохранность при длительном использовании в качестве добы-
вающих или нагнетательных в условиях больших снижений пластовых
давлений в залежах.
Кроме того, необходимо решение ряда вопросов освоения и эксплуата-
ции скважин при низких пластовых давлениях. В частности; имеется в виду
вызов притока в скважину. проведение ремонтных работ, например, с
целью изоляции нижних обводняющихся интервалов продуктивных
отложений и перехода на вышерасположенные и др. Весьма целесообраз-
ным кажется также форсирование разведки пижезалегающих отложений,
пока в вышерйсиоложеш1ых залежах сохраняются еще достаточно высо-
кие пластовые давления.
Следует иметь в вицу также, что длительная реализация указанных
высоких дебитов при эксплуатации скважин через насосно-компрессорные
трубы оказывалась практически невозможной нниду большой глубины
скважин (до 3000 4000 м и более), ограниченного диаметра эксплуата-
ционных колонн (100-150 мм) и на сосно-компрессорных труб (50-75 мм) Щ
как следствие, - больших потерь давления при подъеме газожидкостной
смеси по фонтанным трубам (до 10 МПа и более). Колонна насос но-
компрессорных труо являлась своеобразным штуцером для таких скважин.
Положение осложнялось также применением высоконапорных систем сбо-
ра и транспорта добываемой п[>одукции.
Поэтому применительно к таким залежам истает вопрос о конструкции
Ешсокодсбитных добывающих и нагнетательных скважин. В снос время
аналогичный вопрос был поставлен для газовых залежей после появления
скважин с потенциальным дебитом, до 1 млн мУсут и более. Однако идти и
здесь по пути увеличения диаметра насосно-компрессорных труб и экс-
11луатацноиных колонн было затруднительным ввиду охарактеризованных
выше тяжелых условий работы последних, большой глубины скважин.
Более приемлемым представляется обеспечение возможности длительной
эксплуатации скважин не только по насосно-компрессорным трубам, по и по
затрубному пространству (или даже прямо по эксплуатационной колонне в
случае нагнетательных скважин).
На грозненских промыслах накоплен значительный опыт такой эксплуа-
тации, подтверждающий ее реальность и перспективность. При этом в
каждом конкретном случае необходимо решение возникающих техниче-
ских проблем. Имели моего существенные осложнения, связанные, в част-
ности. с деформацией колонн. ослаблением резьбовых соединений, меж-
колонными проявлениями. Вызывала опасения также возможность заем о-
пения кольцевого пространства, коррозии пластовой водой эксплуатациогь
пых колонн, абразивного износа последних в случае выноса породы и др.
Необходимы специальные комплексные исследования по вопросу кон-
струкции высокодебитных нефтяных скважин. Важно подчеркнуть» что в
проектах на строительство разведочных и добывающих скважин, прово-
димых на подобные залежи, должна предусматриваться техническая воз-
можность осуществления больших отборов, в частности, путем подъема
жидкости по всему сечению скважины, При этом существенно упрощались
6ел и режимные исследования скважин, так как при их проведении отборы
можно было осуществлять в основном по затрубному пространству, чтобы
облегчить спуск глубинных приборов и интерпретацию результатов.
Необходимо иметь также в виду совершенствование существующих и
разработку новых методов расчета фонтанирования скважин при эксплуа-
тации последних но затрубному пространству, одновременно по насосно-
компрессорным трубам и затрубному пространству. Аналогичные вопросы
стоят также по нагнетательным скважинам.
Ввиду высоких темпов отбора нефти на таких залежах, в том числе и
начальный период пробной эсплуатацищ особое внимание должно уделять-
ся как можно более быстрому обустройству месторождений» вводу в работу
необходим tax сооружений по подготовке нефти и переработке газа, с тем, в
частности, чтобы обсспечилъ нормальную эксплуатацию обводняющихся
скважин и достаточно полную утилизацию попутного нефтяного газа, тем:
более при высокой газонасыщенности пл я сто вых нефтей (по грозненским
месторождениям она достигала 200 550 м'/т).
К сожалению, на практике имело место некоторое отставание в
строительстве промысловых об’ьектов по подготовке нефти и особенно ~
газоперерабатывающих заводов, в связи с чем допускалось сираниченис
ДС б И Г О В Г? О в с >Ц I i Я К >Щ 11ХСЯ С к 1Ы ж И Е1, Е Е С Е Е ОЛII ОС ПСП0.П .1 > 10 Е1И1 i И С 111)1]V Г Н О1 О
нефтяного газа. в больших количесчъах сжиганшШ’ося в факела*.
С другой LTopoEibj. на первой сгадии эксплуатации залежей. при высоких
ешс пластовых давлениях, с точки зрения энергетических возможностей
ешолнс приемлемым и целесообразным может оказаться совместный
внутршЕромыслоный сбор и транспорт нефти и глав но Еиаиокопапорным
системам трубопроводов, осуществлявшийся па большинстве грозненских
место рожден и Гт Необходимые избыточные давлении eib устьях скважин
составляли при этом до 5-8 МПа.
Однако в более поздний период эксплуатации заложен, по мере исто-
щения пластовой энергии; роста обводненности извлекаемой жидкости,
может потребоваться некоторая перестройка системы сбора и транспорта
добываемой продукции Нс» более низкие давления, с тем чтобы облегчить
условия фонтанирования скважин, обеспечить необходимые дебиты пос-
ледних и темпы отбора Егефти из залежей (см. также раздел 7.71. Хотя, как
отмечалось выше, решать эти вопросы можно и в сочетании с некоторым
восстановлением пластового давления в более поздний период путем
избыточной закачки воды.
8.5. Методы интенсификации работы скщажин
и добычи нефти
Относительно интеЕюификацнн работы отдельных скважин можно заме*
тить, что в условиях таких залежей наиболее распространенным, наибо-
лее простым и наиболее эффективным методом вездействия могут ока-
заться обработки призабойных тон соляной кислотой. Это вполне понятно,
когда продуктивные отложения представлены в осеювном трещиноватыми
известняками с карбона те [Остью до 90-95%.
Ввиду аномальных пластонЕдх давлений {в начальный период значи-
тельно превышающих гидростатические давления, а в более поздний пе-
риод оказывающихся на уровне гидростатических и даже ниже последних)
бурение сважин к л не рхне меловые отложения грозненских месторождений
часто сопровождалось интенсивными нефтегазопроявлениями и поглоще-
ниями промывочной жидкости. В ряде случаен это привело даже к аварий-
ному открытому фонтанированию скважин, в том числе с возгоранием
выбрасываемой газонефтяной смеси,
Дли борьбы с у кала пенями осложнениями применялась закачка, нередко
многократная, самых различных тампонирующих растворов и материалов,
вплоть до цементных растЕюрон, ч то могло существенно ухудшить прони-
цаемость пород в призабойной зоне пласта. Могло быть, конечно, и ес-
тсез BUEEEioe ухудшение трещиноватости и проницаемости Eiopon на отдель-
ных участках по площади залежей, прежде всего на периферийных частях
структур, или в тех пли иных интервалах но разрезу, например, в V пачке
{им, разделы 1 и 2). В таких случаях и процесс бурения мог проходить более
(ПИ менее спокойно.
Как б ел то ни было, но очень часто после закапчивания скпажин из них ни
удавилось вы звать приток простой заменой ееромедвочной жидкости на
более легкие агенты паже при расположении скважин в сводовых час
тях структур н Екжрытии п них наиболее проницаемых пачек продуктивны?
отложений. Или получаемый приток был довольно слабым, В такиз
случаях простейшая, нередко малообъемная обработка забоя сккажинь
12-15%-ным раствором соляной кислоты приводила, как правило, к резком}
увеличению продуктивности скважин и их дебитов.
Ираида, были отдельные случаи, когда не только многократные закачки
значительных объемов кислотного раствора, но и целый ряд других
мероприятий (торпедирование, метод переменных давлений, гидроразрыв
пласта) оказывались безрезультатными. Яркий пример - крыльевая скв. 24
на месторождении Карабулак-Ачалуки. Опа оказалась в локаль-
ной изолированной зоне с очень низкой естественной проницаемостью
пород,
В дальнейшем для обеспечения более глубокой обработки пластов
начали применять разработанные СевКавНИПИнефть кислотные эмуль-
сии. Как правило» они содержали 60% соляной кислоты 3 2- 15%-ной
концентрации, 0,15-0,6% стабилизаторов (амины - С16 или С17 - С2о),
остальное - дизельное топливо или легкая безводная нефть. В опре-
деленных условиях они дали более высокую эффективность, чем обычные
с£ШянокислотЕ1ые обработки. Однако в неоднородных пластах обработка
указанными кислотными эмульсиями могла привести к прорывам воды по
наиболее проницаемым интервалам.
Применялась и дала неплохие результаты также обработка призабойных
зон пласта сос тавам и на основе серной кислоты. В качестве рабочих
ра ст во рО в и с п оь ;J о иа л и с ь отх Од ы се р н 0 к |!СЛ о th о го а л к и л иро ва н ия
углеводородов нефтеперерабатывающего завода - отработанная серная
кислота. Ее растворяющая способность почти в 10 раз выше по сравнению
с 15%-ной соляной кислотой, а скорость взаимодействия с карбонатной
породой - в десятки и сотни раз меньше.
Весьма серьезной, особенно в более поздний период эксплуатации
залежей, является также проблема ограничения водопрнтоков в скважины
по наиболее проницаемым пропласткам. Имеется много методов селек-
тивного воздействия на вскрытые в скважинах неоднородные интервалы
геродукти ы 1 ы х оз - южеиий.
На грозненских м е ст о р о ж д е н и я х институтом С е в К а в Н И П И не фт ь
успешно проводились, в частности, обработки скважин с применением в
кячестве пефте растворимых изолирующих материалов полимеров из
группы полиолефинов и высокоокисленных битумов. В качестве жидкосги-
н о сиге л я при этом использовались соотиез'ст'венно нефть и 2,5-3.0%-ные
водные рас гыфта су л ьф ид -спирта но й барды.
С целью увеличения глубины тампонирования обводняющихся зон и
дальнейшего повышения эффективности обработок обводняющихся
скважин разработана также технология селективного ограничения прито-
ков воды составами на основе силикатов щелочных металлов. Испытания
показали возможность и целесообразность ее применения на гилсокотсм-
иературных скважинах (до 2004? и выше).
irthAt целым ряд методов оорьоы с возможными отложениями
ясская ьтено-смол ист! л х веществ и парафина в ЕЕриэабой fenx ioh ах и в
ок нажинах. Применялись, н часгности, обработки ароматическими раство-
рителями и их смесями с другими утлеводородЕЕымн жидкостями. Исполь-
зовали бутил-бен’юлhEiyto и бензол-толуольную фракции, в том числе с
гидрофилизатщыми (водными растворами силиката и гидроокиси натрия)
д л я у ве л и ч с н ия дл ите л ь е< ости а ффе кта.
Заметим далее, что в условиях таких залежей с охарактеризованными
выше геолого-пром ыслоньеми параметрами и системами разработки,
вероятно, трудно рассчитывать на какие-то дополнительные воздействия,
которые могли бы существенно повысить полноту извлечения нефти.
Однако определенный набор мероприятий опробовался на грозненских
месторождениях, в основном на поздней стадии эксплуатации залежей, и
давал некоторый эффект.
По данным СевКавНИПИнсфть определенные положительные резуль-
таты дали некоторые гидродинамические методы воздействия. Наряду с
ограничением отборов жидкости и периодической (циклической) эксплуа-
тацией обводняющихся скважин некоторый эффект был получен также
при осуществлении форсировпЕЕиого отбора жидкости из высокосбвад-
ненных скважин.
11о с у । [ ЕС ста у ю i ] щ м и ре д ста в лс и и я м и о i к н к и м, п о н од f е итсч i: ы [ а я доб ы ча
нефти за сче т шраничения отбороЕ.1 и периодической эксплуатации скважин
получена в основном на верхнемеловой залежи Малгабек-Вознесенско-
Алиюртовского месторождения в более поздний период ее эксплуатации и
составляет суммарно до 200-300 тыс. т, что вполне ощутимо по
абсолютной величине, хотя по отношению к начальным геологическим
запасам составляет гораздо менее 1%.
Можно добавит!,, что указанные выше методы воздействия на сква-
жины, как и большинство других так натыкаемых гидродинамических
методов ( повышения нефтеотдачи) вполне можно рассматривать и просто
как инженерные средства регулирования эксплуатации залежей, обяза-
тельные к поиску и внедрению при разработ ке последних.
Относительно физических основ указанного эффекта полагают, что при
ограничении отборов жидкости на поздней стадии разработки таких
залежей из-за уменьшения отношений гидродинамического и гравитацион-
ного градиентов происходит перераспределение нефти и воды в системе
вторичных пустот различной проницаемости. Скорее всего при этом,
особенно [Ери временной остановке скважин, просто происходит некоторое
оседание водяных конусов или ограничение продвижений воды но опреде-
ленным путям, что и приводит к указанным эффектам.
П О11 едтки ре з кого по н ы i11 е е е ei я д с б и то в ж и д косей п о в i ас о к о об волею нны м
скважинам, в том числе на неркнемелшюй залежи Малгобек-Вознесенско-
Ллиюртонско] о месторождения, как правило, положительных результатов
не давали. Полагали, что эго связано с низкой динамической емкостью и
малыми запасами нефти в зоне распространения очень крутых депрес-
сионных воронок, характирнЕмх для такого типа коллекторов. Однако ока-
залось ПОТОМ. ЧТО Пр» ВЫСОКИХ ДСНрСССИЯХ НИ забоях СК нажин И 1ЕОВЫ'
шейной неоднородности вскрытых, интервалов (в частности, форами-
нифероных отложения} форсированный отбор жидкости из- скважин тоже
може т j шт ь о и ре деле и 11. ы й э ффс кт.
Гак, на верх немело вы к залежах месторождений Старогрозйенское и
Хаян-Корт по ряду высокообводненных скважин (6, 54, 648, 671,697) при
увеличении де битов жидкости было получено существенное увеличение
притоков нефти, на величины до 20-40 т/сут (в некоторых случаях прак-
тически от нулевых значений) при неизменном или даже меныпем проценте
обводненности. Суммарная дополнится Е>ная добыча нефти по этим
залежам за счет форсирования скважин составляла десятки тысяч донн.
Не исключено. что на поздней стадии эксплуатации залежей при резком
увеличении дебитов скважин и понижений забойного давления может
происходить и простое подтягивание нефти из небольших выше располо-
женных структурных или лигологических ловушек, не вскрытых другими
скважинами. При выборе методов воздействия необходимы специальные
исследования скважин на установившихся отборах с целью оптимизации
режимов их работы.
Можно добавить здесь, что проведенный в свое время промышленный
эксперимент по значительному увеличению отбора жидкости из верхне-
меловой залежи мес торождении Заманкул на сравнительно ранней стадии
ее разработки нс дал по существу положи тельных результатов, приведя
лишь к резкому увеличению обводненности скважин (от 20-40 до 60-80%),
которую потом снизить практически так и не удалось. От большинства
других верхнемеловых залежей эта небольшая залежь отличалась полных!
подстиланием подошвенной водой, повышенной вязкостью нефти, пони-
женной проницаемостью и большей неоднородностью колллекторов.
Представляет также интерес осуществлявшийся на верхпемеловой
залежи месторождения Кара бу л а к-А чал у к и гшьгтно-промышленный экспе-
римент по одновременной добыче газа и нефти соответственно из
газ о насыщенных и нефтенасыщенных зон при о пре деле ином перемещении
нефтенасыщенного слоя в пределы газовой шапки, образовавшейся,
вероятнее всего, в основном в начальный период эксплуатации залежи, до
развития системы заводнения необходимой мощности с целью ППД.
За счет реконсервации газонасыщекпой зоны и увеличения текущих
отборов было извлечено около 500 тыс. т. нефти, ("читается, что при этом
достигалось определенное увеличение конечного коэффициента нефтеизв-
лечения за счет увеличения фазовой проницаемости для остаточной нефти
при вторжении нефтяной оторочки в зону повышенной гаюнасыщенности.
8.6* Краткая характеристика запроектированных
систем разработки залежей
Здесь приводятся данные по залежам с трещиновато-кавернозными
кол л е ктора ми м с сто ро жде н и й М ал г обе к - В t >зне се нск о - Ал июртовское. Эл ь-
Ларово, Брагуны и Старогрозненское. Наиболее крупные в I розненском
нефтеносном районе, эти залежи являются также и наиболее предста-
вительными по сбоим параметрам и показателям запроектированных сис-
тем разработки. Последние характеризуются ниже по проекту разработки
Малт’обск-Вознесенско-Алиюртовской залежи и технологическим схемам
разработки остальных залежей. Естественно, здесь не отражаются
осуществленные затем еес которые корректировки размеров залежей»
запасов нефти и показателей эксплуатации. По мере необходимости о них
будет сказано в следующих разделах.
По Малгобек-Вознесснски-А/ЕиюрЕ-онскому и Старогрозненскому место-
рождениям в указанных документах проектировалась разработка верхне-
меловых залежей, а по Эльдаровскому и Брагунскому месторождениям
наряду с верхнемеловыми отложениями, предела пленными известняками»
учитывались также частично нефтеносные форамйниферовые отложения»
гидродинамически связанные с верхнемеловыми» имеющие по сравнению с
ними подчиненное значение по объемам нефтесодержащих пород и запасам
нефти и представленные мергелями.
Все рассматриваемые залежи приурочены к узким антиклинальным
складкам, массивно-пластового типа, с замкнуто упруговодонапорным
естественным режимом дренирования. В табл. 8 Л наряду с некоторыми
другими параметрами, подчеркивающими уникальность залежей, пред-
ставлены основные показатели принятых вариантов их разработки. Ниже в
тексте по каждой из залежей кратко характеризуются также особенности
проектирования и приня тых систем разрабо тки.
По Малгобск-Возиссснско-Алиюртовскон залежи (рис. 83) ранее дру-
гими авторами была составлена предварительная схема разработки, но
вскоре потребовали уточнения запроектированная система разработки
залежи, количество добываемой вместе с нефтью воды, динамика
пластового давления. В проекте обоснована система дальнейшей раз-
работки залежи без ПИД. Выполненные расчеты показали, что упругого
запаса нефте вод опоен ой системы вполне достаточно для полной выработ-
ки запасов нефти. При этом обеспечивалась также преимущественно
фонтанная эксплуатация скважин, тем более при допущении их работы по
насосно-компрессорным трубам и затрубному пространству и утилизации
обратно в залежь извлекаемой вместе с нефтью попутной воды» что
способствует некоторому восстановлению пластового давления. Эксплуата-
ция скважин по насосно-компрессорным трубам и затрубному нросфанству
применялась и по другим рассматриваемым здесь залежам.
Заметим» что большая нефтеводоносная система Малгобек-Возне-
сенско-Алиюртовской залежи на западе и востоке оказалась гидродина-
мически связанной со сравнительно небольшими верхнемеловыми зале-
жами Ахлово и Хаян-Корт (западное поле), которые тоже разра-
батывались без ППД.
Как и в предварительной схеме, в проекте предусматривается
осуществление разработки залежи одной сеткой скважин. Однако в схеме
при этом принималась открытая конструкция забоев скважин и имелось в
виду одновременное дрен ирон анис в них всего разреза продуктивных
отложений при периодическом отсечении обводняющихся нижних интер-
валов цементными мостами. В проекте же предусматривается последо-
вательный перенос интервалов дренирования снизу вверх с установкой
4 J-bJ-b ....J
Таблица К.
,\ S* ViTOAV 111 UJHWiS* s' I • s
Параметры н HiiKaJiiTCJiH нрннн1ы\ .шариаШип иК разработки
• nK-^: nflnnninK^'i Xi p ч *>.
Параметр, покдчатсяъ
* I T*» TWWC^^^^eiWTTWiVs'A' *>
. <|.;s.< %.I • ГГЧФЛР» Wi"i*11s «ГРИЛЛАg^WWWTfffWfr I 1J! ‘TfflVfflTmfW-f>!НУ-*‘.—fl>' 'W-TJI*-"Vi .%*»'*»'
1;счежь
S МйШпХкк- Нпч нссскск-п- Л.1 и юр 14) искам П*9Ш№ГЛП *> S*4**.. Эл । циц>!>1« I л > । гчлхрл гъпг ।: i lwi ям n^oi п дчим 11 iu.ilul.** е ।: mm: • i wewurw^: м I ны Ci-dputpufaiEeH екая
Год с?ткрытия залежей
Год спетанлеiсия irpucктяого
лик УМ С И1 Й
и
Глубина залежей. м
м
Гол щи на пролуктиииых отла-
жен ИЙ. М
Положение начального ВНК,
м
Размеры залежей:
длина. км
1959 1967 1964 1909 19661 1971
26ХК) 3250 ЗЫМР43{Ю 41004850
325 385 445
-2650 —4(МК^ "4630
42 30 27.5
1963
1969
3750 45 (И)
350
-4250
ширина, км
анкета, м 600
Начальное пластовое данле- 45,4
ние а еноде зале -жи, МПА
Пластован температура. °C 125
Вто р и1 гм а я 11 ущотность, % 0,625
[ з р<5Е1ица£.м-остъ пород, I О'"1 100— J5С.М)
MKfrC
Свинства нефти ири л а чаль
пых ллаетпйых условен:
л^ндснис ннсыщеш^я. МПа 20
700
50
150
0.610
] IX)-J 600
750
71,8
165
0.580
40 1200
750
68,0
150
0.680
304500
. содержа н ис гнуй. м’;т 204 272
ГЕЛ отнодтъ, г/ем" 0,667 0.606
вяакпегь, МПа с 0,342 0.280
объе м и ы й кепффи еда нет 1,60 1,795
ок е^м ас масть. 20 23
НГ1 1/МПз
Платность нефти в г: а не- 0,837 0,829
рхнастнык условиях, г/см^
30,6 34.5
385 495
{1.597 (Ш1
0,237 0.270
2,20 2,! 8
24 29
0,81.5 0,827
la блица KI {окончание)
EЕараме^р, ti.vKuJa’i'e
На11 ал ьн ые геол о ги чески е sa-
il асы нефти, млн т
Кдаффи циент нефтеотд а ч и
НИЗ нефти, млн т
Уровень поддержания пласто-
вого давления в своде залежи,
МПа
Число- скважин:
добывающих
нагнетательные
резервных
Средний дебит скважин, -т/сут:
добывающих
нагнетательных
Максимальный темп добычи
нефти:
млн т/год
% НИЗ/год
Накопленная обводненность
жидкости, %
Длительность разработки, лет
Площадь, приходящаяся на
одну добывающую скважиЕгу,
1 б4 м2/скв.
Средняя добыча нефти на одну
добывающую скважину, млн т
Суммарная закачка поды, млн
м3
Себестоимость добычи нефти,
руб/т
Залежь
. ............_--------------------------
M <li [ i оОй к 3 j e ьд a pv w bp a jy нъ £л n pvj риз н с и -
Вшнссенски- j ская
Алннртонская
72,3 50 42,9 5V
0J 0,7 0,7 0J
50,6 35 30 41,1
— 26 34 34,5
57 32 20 32
4 17 13 IB-
ID 17 12 13
750 600-300 1000-450 800-200
500 750 1000 1000
7,0 3.5 3,0 4,15
13.8 10 10 10.1
14 10,7 10 8s0
15,7 20 18 19
182 280 350 300
0,88 1.09 1.50 1,28
8,0 40 36 63,5
2,51 3,47 3,39 3,52
цементных мостов при применении комбинированной конструкции забоев
скважин: нижний интервал оставляется открытым, а основная верхняя
часть разреза перекрывается зацементированной колонной, Максимальное
число самостоятельных интервалов дренирования в одной скважине
достигает трех-четырех. Благодаря этому повышается эффективность
выработки запасов, улучшается контроль за процессом разработки залежи
1СиЛ
Условные обозначения см. на рис. 8.1
и сущестпсшю уменьшается количество извлекаемой вместе с нефтью
воды. По расчетам оно составило -14% от накопленной добычи жидкости.
Соответственно резко уменьшается и количество закачиваемой воды.
Такой подход применялся татем и по отношению к другим верхнемеловым
залежам, вводимым ез промышленную разработку.
При оценке показателей разработки учитывалось неравномерное
распределение запасов в объеме залежи (см. раздел 2). При наличии
данных это принималось в расчет и пл другим рассматриваемым залежам.
В проекте были рассмотрены три варианта разработки залежи по
величине средних де б Итон добывающих скважин в безводный период:
I вариант - 500 т/сут (955 м3/сут в пластовых условиях). II вариант -
650 т/сут (1240 м/сут в пластовых условиях), Ш вариант - 750 т/сут
(1430 м7сут в пластовых условиях). Бурение дополнительных добывающих
скважин проектом не предусматривалось, за исключением тех девяти
скважин, которые ранее уже были намечены к вводу в 1967-1968 п\
Обшес число добывающих скважин по проекту (57} существенно меньше,
чем ио предварительной схеме (66). В то же время принятые по И и
Ill вариантах! проекта дебиты добывающих скважин существенно больше,
чем по предварительной схеме (500 т/сут). Поэтому различие в числе
скважин не сказывалось существенно на сроках разработки.
Для практического внедрения в проекте был рекомендован П вариант
разработки. Центральной комиссией по разработке нефтяных и
нефтегазовых месторождений Мшшефтепрома дальнейшая эксплуатация
залежи была утверждена по III варианту, В связи с меньшим числом
скважин, большими их средними де битами, значительно меньшими
объемами извлекаемой вместе с нефтью воды (и закачиваемой обратно в
пласт) этот вариант характеризовался более высокими технико-эконо-
мическими показателями, чем утвержденный после составления предва-
рительной схемы разработки залежи. В частности, себестоимость добычи
нефти (с учетом затрат на геолого-разведочные работы) по схеме
составляла 3221 руб/т против 2.51 руб/т по проекту' (см. табл. 8.1).
По залежи месторождения Эльдарово (рис 8,4) составление технологи-
ческой схемы осуществлялось [[ри определенной ее недоразведанности,
особенно на периклиналях складки, Испытаний в скважинах водоносной
области не было, и положение начального ВНК было принято в какой-то
мере условно, с использованием экстраполяционных расчетов, учитываю-
щих накопленную добычу нефти. Проектирование велось по существу на
оперативные запасы категорий CL + С2, еще не рассмотренные в ГКЗ. Тем
не менее принятые характеристики и параметры оказались довольно
близкими к реальным, и был дан достаточно надежный прогноз разработки
залежи. К моменту cocjявления технологической схемы был достигнут уже
значительный темп отбора нефти из залежи - более 7%/год от НИЗ.
Падение пластового давления составило около 14 МПа. По технически
осложненной скв. 58 деби т нефти прегзышал 3600 т/сут.
Выполненные оценочные расчеты показали, что к моменту снижения
пластового давления п своде залежи до давления насыщения из нес
могло быть добыто лишь несколько более iiojiobheieh ш‘ начальных запасов
192
I
&
af:
Fur, 8,4. Залежь месторождении Эльдарово
Условнис обозначения см. на рис. ВЛ
е । е ф г и, из в л и к а е м ы х п р и ел а те с н и е е и и в од о li ь ч то г i cm гм ее ш е н ост ь н >
ееодтвердилось фактическими данными разработки (см. раздел 9). В то же
время анализ многочицленных технологических и технических факторов,
экономические расчеты показали неприемлемость эксплуатации залежи с
переходом на режим исгошения - с падегшем пластового давления ниже
давления насыщения (см. также раздел 8.1).
В связи с этим была принята система разработки залежи с применением
приконтурного заводнения для ППД на уровне давления насыщения. При
установлении числа добывающих скважин и их размещении учитывались
отмеченная выше недоразведанноегь н недостаточная изученность залежи,
имевшийся опыт разработки подобных залежей с применением редких
сеток скважин, необходимость обеспечения приемлемых темпов
разработки залежи. Были рассмотрены два варианта по числу скважин. По
I варианту предусматривалось 32 добывающих (а том числе
9 проектных), 17 нагнетательных (в том числе 9 проектных) и
17 резервных скважин, по II варшшту - 37 добывающих (14 проектных! 26
нагнетательных (18 проектных) и 12 резервных.
Было оценено, что обводняющиеся скважины при снижении устьевых
давлений до 0,1-1 МПа должны фонтанировать при содержании воды в
жидкости до 60-80%. Па более поздней стадии разработки залежи
избыточная мощность системы закачки воды могла быть использована для
некоторого последующего подъема пластового давления, чтобы избежать
механизированной эксплуатации скважин (см. раздел 7). При прогнози-
ровании обводнения извлекаемой продукции применялась кривая рис. 7.2,
построенная с использованием фактических данных по верхнемеловым
залежам нефти Малгобек-Воэнесенско-Алиюртовского и Карабулак-
Ачалукского месторождений.
В результате анализа рассчитанных технологических и технико-эконо-
мических показателей для практического внедрения был рекомендован
I вариант промышленной эксплуатации залежи с более редким размеще-
нием скважин, который и был утвержден Центральной комиссией по
разработке нефтяных месторождений (см. табл. 8,1).
ти месторождения
разведана к моменту составления технологической схемы. Начальный
ВНК и другие границы залежи были приняты в какой-то мере условно.
В последующем потребовалась определенная корректировка ее размеров и
запасов нефти, Как и на других подобных залежах, на этой залежи очень
быстро наращивалась добыча нефти в период пробной эксплуатации. К
моменту составления технологической схемы ее темп достигал 10%/год от
принятых НИЗ. Падение пластового давления составило более 16 МПа.
При составлении этой технологической схемы впервые специалыю
рассматривались вопросы проводки скважин (в том числе на в иже зале-
гающие отложения с целью их разведки), давалась оценка технического
состояния пробуренных скважин. Было сделано заключение, что при
падении пластового давления в залежи ниже гидростатического придется
применять сравнительно мало опробованную технологию бурения с водой
Брагуны (рис. 8.5) тоже была не до-
Залежь неф
I ibJ
Рис, 8Л Залежь месторождении п
У сллтшы и । ня11СКИЛ см на рис. Н. I
1
в качестве промывочной жидкости, без выхода циркуляции, в то м числе при
совместном вскрытии фораминнфсровьтх и нсрхнемсловЕдх отложений.
При этом выявились затруднения с разработкой конструкций скважин,
проводимых на юрские и даже Е1ижнемелопые отложении, ввиду
отсутствия и стандартах необходимых высокопрочных труб.
Кроме того, оценки показали, что мри разработке на истощение (без
ППД) но всем пробуренным скважинам на более поздней стадии
эксплуатации колонны окалываются под угрозой смятия. Впервые были
также сформулированы необходимые технические требования к
конструкции высоко дебитных добывающих и нагнетательных скважин, в
том числе при работе их и по затрубному пространству. Волыиое внимание
уделено проблеме утилизации попутного нефтяного газа,
И по этому месторождению оценочные расчеты показали, что ко
времени снижения пластового давления в своде залежи до давления
насыщения из нее могло быть добыто лишь несколько более 60% от
принятых начальных запасов нефти, извлекаемых при вытеснении водой. В
результате специального комплексного анализа было установлено, что по
целому ряду причин, подробно охарактеризованных применительно к этому
месторождению в разделе К. I, систему разработки на истощение
рекомендовать затруднительно, как и по другим подобным залежам.
Выполненные, тем не менее, подробные расчеты такого варианта
разработки залежи (вариант Ш) показали, что даже при отсутствии
технических и технологических причин он не мог быть рекомендован ввиду
сравителъно низких экономических показат елей.
В технологической схеме было рассчитано также два варианта разра-
ботки залежи с приконтурным заводнением для ППД в своде залежи на
уровне 34 МПа (вариант I), что близко к давлению насыщения, и 45 МПа
(вариант И), что несколько выше гидростатического давления. Заметим
здесь, что по I варианту пластовое давление падает ниже гидроста-
тического, в связи с чем возникла необходимость в применении новых
методов бурения скважин (на воде, без выхода циркуляции) и более
сложных их конструкций из высокопрочных, в том числе импортных, труб.
Во П варианте можно было ориентироваться на освоенную технику и
технологию строительства скважин, по при этом происходило резкое
уменьшение добычи нефти в ближайший проектный период.
Число добывающих скважин во всех вариантах было одинаковым^
нагнетательных, - естественно, различное. Для прогноза обводненно ст и
жидкости по залежи в целом использовалась кривая рис. 7.2. По I и
11 вариантам обеспечивалась в основном фонтанная эксплуатация скнажин.
Для практического внедрения был рекомендован (и принят Централь-
ной комиссией по разработке) I вариант разработки е ППД примерно на
уровне давления насыщения (как и по других! залежам). Указанные
технические трудности, связанные с проводкой скважин и обеспечением
необходимой прочности их конструкций, не были квалифицированы как
непреодолимые, что в общем подтвердилось практической разработкой
залежей (см. также раздел 9). Расчетные показатели разработки залежи
по этому варианту оказались, естественно, лучшими среди рассмотренных
вариантов и очень высокими, как и по другим залежам, по абсолютной
величине (см, табл. 8.1).
При проектировании промышленной эксплуатации рассматриваемой
залежи впервые была выполнена специальная оценка эффективности
принятой системы разработки, которая связывалась с применением ППД,
наиболее редкой сетки скважин для подобных залежей. высоких дебитов
добывающих и нагнетательных скважин, высоких темпов эксплуатации
залежи, ППД на уровне давления насыщения и др. Даже при учете только
первых двух факторов (осуществление заводнения и дальнейшее
разрежение сетки добывающих скважин) технико-экономический эффект
оказался очень большим. Были получены следующие результаты (в ценах
начала 70-х годов);
- дополнительная добыча нефти составляет 3.5 млн т, а с учетом добычи
на других месторождениях за счет сэкономленных капитальных вложе-
ний- 10?5 млнт;
- экономия капитальных вложений - ЗОЛ млн руб.;
- сокращение эксплуатационных затрат - на 25,1 млн руб,;
- увеличение прибыли от реализации дополнительно добываемой нефти
- на 30,1 млн руб,;
- увеличение чистого дохода от реализации нефтепродуктов,
получаемых из нефти. - на 105,4 млн руб,;
- увеличение производительности труда - на 20,5%;
- снижение себестоимости добычи нефти - на 19,5%:
- увеличение балансовой прибыли - на 9,1 %;
- повышение рентабельности производства - на 9Л%^
Заметим, что при выявлении экономического эффекта от применения
ППД производилось сравнение с III вариантам разработки залежи на
истощение, а при оценке эффекта за счет дальнейшего разрежения сетки
скважин за базу сравнения была принята плотность сетки скважин,
примененная на верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесеиско-Алиюртов-
ского месторождения, разработка которой находилась к тому времени на
завершающей стадии.
По Старогрозненскюн залежи (рис, 8,6) ввиду недостаточности геофи-
зических исследований для оценки вторичной пустотности использовалась
аналогия с соседними месторождениями Хаян-Корт и Эльдарово. Были ус-
ловно приняты также храницы и размеры залежи. Потом потребовалась
определенная корректировка параметров. К моменту составления техноло-
гической схемы разработки пластовое давление в залежи упало на 16>2 МПа>
коэффициент использования принимаемых НИЗ нефти составлял 0,23 Во
всех находившихся в эксплуатации скважинах была вскрыта только верх-
няя часть продуктивной толщи. Согласно проведенным оценкам примерно
половина извлекаемых запасов нефти могла быть добыта к моменту
падения пластового давления в своде залежи до давления насыщения.
В технологической схеме были рассмотрены варианты разработки с
ППД в своде залежи на уровне давления насыщения - 34у5 МПа и на
гораздо более высоком уровне - 44,5 МПа в период разбуривания залежи.
197
4'
J Л.Л
что привело к щачительпому сокращению добычи нефти и этот период. По
об о и м у к а з ан н ы м в а р и а н 1! а .м об е с п е ч и в а л а с ь в осн о в н о м фо нта иная
экс пл уатация скваж и н.
В технологической схеме подчеркивалось, что вариант, предусматри-
вйющмй ППД на уровне давления насыщения, может быть принят за
основу при уелпнии, что в кратчайшие сроки будут разработаны
мероприятия, обеспечивающие проводку скважин и условиях падения
пластового давления ниже гидростатического. Именно этот вариант и был
утвержден Центральной комиссией по разработке нефтяных
месторождений.
Таким образом, по рассматриваемым залежам Малгобек-Вознесенско-
Ллиюртовского, Эльдаровского, Брагу некого и Старогрозненского место-
рождений были запроектированы системы разработки, отличающиеся
неограниченным использованием упругого запаса для добычи нефти,
применением пр и контур но го заводнения для ППД на уровне давления
насыщения, высокими темпами отбора нефти (до 10%/год от НИЗ и
более), эксплутацией мощной толщи продуктивных отложении одной
сеткой скважин при последовательном переносе интервалов дренирования
снизу нверх, редким размещением (до 3(10-350 104 м2/скв) и большими
дебитами (до 1000 т/сут и более) скважин, большой удельной добычей
нефти на скважину (до 1,0-1,5 млн т), высокими коэффициентами
ЕЕсфтеизвлечения (0,7) и характеризующиеся высокой технико-эконо-
мической эффективностью (см. табл. 8.1). Несмотря на большие глубины,
высокую стоимость строительства скважин, по указанным место-
рождениям определялась самая низкая в стране себестоимость добычи
нефти.
Добавим еще, что при выбранных системах разработки обеспечивались
минимальное извлечение воды вместе С нефтью (порядка 10% от отбора
жидкости), в основном фонтанная эксплуатация скважин- При полном
использовании упругою запаса значительно сокращалась добыча нефти,
компенсируемая закачкой воды, что особенно важно при очень высоких
объемных коэффициентах и необходимости на каждую тонну нефти
закачивать до двух-трех куб о метро» воды.
Ввиду особенностей залежей и применявшихся систем разработки
требовалось своевременное осуществление эффективного комплекса
мероприятий по контролю и регулированию эксплуатации залежей. Этим
вопросам посвящен н и же с а мо ст о я тел ь н ы й р а эд с л - Практическая
разработка залежей подтвердила высокую технологическую и технико-
экономическую эффекта в еюсть запроектированных систем разработки (см,
разделы 10).
9. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
некоторые результаты анализа фактических про-
Ниже приводятся
мысловых данных, отражающих различные периоды эксплуатации зале-
жей. Они касаются закономерностей обводнения отдельных скважин и за-
лежей в целом, степени проявления гравитационных сил, особенностей
изменения показателей разработки во времени, оценки упругого запаса
нефтеводоносных систем, возможных техногенных последствий разработ-
ки месторождений и других вопросов. Получаемые результаты увязы-
ваются с характерными особенностями залежей и применяемых систем
разработки с целью со вс рше нет во на ни я последних. Помимо материалов ио
грозненским верхнемеловым залежам с грещинонято-канернознзами кол-
лекторами, в этом разделе частично используются также некоторые дан-
ные по белорусским месторождениям с коллекторами трещиновато-кавер-
нозно-пористого типа.
9.L Особенности обводнения скважин
Здесь на примере верхнемеловых залежей нефти Малгобек-Возне-
сенско-Алиюртовского и Старогрозненского месторождений исследуется
обводнение скважин (интервалов) в более ранний (основной по отборам
нефти) период эксплуатации залежей, когда еще есть возможность
перехода, в скважинах ня вышележащие ггефтенасьшденные интервалы
продуктивных отложений после обвод нения нижерасположсчшых и выше
по структуре имеются еще другие скважины, которые будут
эксплуатировать залежь в более поздний, завершающий, период ее
разработки. Причем изучение закономерностей обводнения указанных
скважин производится с учетом показа гелей .эксплуатации залежей в целом
и прежде всего - динамики ВНК.
По обвод ни в ш и мс я с к в а ж и и а м (и и те р н ал и м.) б ы л о произведено
conocTaEL'ieHHe калеещарных сроков начала и окончания обводнения с
гипсометрическим положением кровли и подошвы вскрытых интервалов
продуктивных отложений. Результаты исследований глубиЕШЫми измери-
телями потока показали, чао на сгенке екнижины приток жидкости может
происходить не но всей толщине формально вскрытого интервала пород
(см. раздел II). В связи с этим для указанного сошклинлепия были приняты
т ол ьк о те об в о д н и в ш и с ся и н те рв ал ел , о б j ц ая та л типа к от<) р ы х не
превышала 30 м.
200
Тем самым исключалась возможность слишком большого несоответст-
вия и положении фиксируемых на стенке скважин формально некрытых и
дававших притоки интервалов. Время начала и окончания обводнения
скважин определялось при содержании воды в ншлекасмой жидкости со-
ответственно не более 10% и не менее 90%-. При отсутствии промысловых
данных в указанных диапазонах соответствующие скважины (интервалы)
исключались из рассмотрения, чтобы не допустить слишком большого рас-
хождения между фактическими и зафиксированными сроками обводнения.
Наконец, на Малгобек-Вознесепско-Алиюртовской залежи материалы
по ряду скважин не учитывались при сопоставлении из-за вероятной
заколонной негерметичности в интервале продуктивных отложений -
скв. 160 (IV пачка). 841 (IV). 843 (IV), 883 (VI). 887 (VI). поступления
посторонней воды ..скв. J584 (I - II), расположения скважин на южном
крыле складки, где весьма ограничена активность законтурных вод, -
СКВ. 809,810.825.
В конечном счете было принято следующее количество скважин (ин-
тервалов) для сопоставления соответственно сроков начала обводнения с
гипсометрическими отметками подошвы вскрытых интервалов и сроков
окончания обводнения с гипсометрическими отметками кровли интервалов:
по Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской залежи - 24(30) и 25(29), по Ста-
рогрознеиской - 8 и 9. По ряду скважин Малгобек-Вознесенско-Алиюртов-
ской залежи использованы данные двух-трех интервалов дренирования..
Принятая предельная толщина интервалов вскрытия (30 м), по которым
анализировалось обводнение скваж ин, находится в пределах точности
оценки динамического ВНК в рассматриваемых залежах. Поэтому на
рис. 9.1 представлена совмещенная зависимость между сроками начала или
окончания обводнения скважин и гипсометрическим положением подошвы
или кровли интервалов вскрытия продуктивных отложений (1\ - по
МалЕ’обек-Вознесенско-Алиюрговской залежи, Гj - по С’таротрозненсжой),
Видим, что имеется вполне определенная закономерность; скважины с
более высокими гипсометрическими отметками интервалов вскрытия
обводняются в более поздние сроки. Это может свидетельствовать об
отсутствии значительных локальных возмущений ВНК в местах
расположения скважин и происходящем в процессе разработки залежей
достаточно равномерном, упорядоченном перемещении ВНК снизу вверх к
сводам структур.
На рис. 9J отмечается определенный разброс точскт в том числе по
Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской залежи. Следует, однако, учиты-
вать региональны с особенности в перемещении ВНК» связанные с
некоторыми геолого-промысловыми характеристиками и условиями
разработки этой залежи. На пологой восточной периклинали в целом
происходило опережающее продвижение ВНК ввиду наиболее высокой
активности здесь законтурных вод,, уменьшения вторичной пустотности
Пород. На южном крыле законтурные воды практически отсутствовали, и
подъем ВИК происходил здесь в основном за счет продвижения пластовой
воды со стороны периклиналей в более поздний период эксплуатации,
Рн^ 9.1. СопостйолЕЛйе i ипшмстри^експ) положсняя (]: некрытых интервалов в
С К ВЛ ЖЛ И Я* И ЦМкОВ их обводнения
Зшгижи: / MiL’iiufkK-BmFreiVHtKij A;jиюртошвдм\ 2 - (/гарл ролненскпя
Во многих скважинах вскрывались только верхние высокопродуктивные
пачки разреза, по которым отмечался несколько более быстрый подъем
ВНК, Указанные нерашюмерности существенно нс влияли на полноту
извлечения нефти (см. раздел 10), хотя могли найти отражение в разбросе
точек на рис. 9.1. Исключение, вероятно, составляла лишь скв. 789, в
районе которой по данным эксплуатации 1—II пачек могла иметь место
Сю лее резкая локальная неравномерность в продвижении пластовой воды
(на рисунках данные по этой скважине не нанесены). На Старогроэненской
залежи тоже наиболее активное вторжение воды отмечалось со стороны
восточной периклинали, и в большинстве скважин вскрыты только
при крове л иные пачки верхнего мела.
В процессе обработки промысловых материалов строились и отдельные
графические зависимости сроков как начала обводнения скважин от гипсо-
метрических отметок подошвы вскрытых интервалов, так и окончания
обводнения - от гипсометрических отметок кровли интервалов. Совмеще-
ние этих зависимостей на рис. 9.1 нс привело практически к увеличению
разброса точек. В ид им о не только в безводный, но и в водный период
работа скважин определялась в основном перемещением ВНК но залежам
в целом и рассматриваемый более ранний период их эксплуатации.
Затем были проанализированы величины суммарной добычи нефти по
скнажинам за безводный период эксплуатации (W) в зависимости от рас-
стояния между интервалом вскрытия продуктивных отложений в
рассматриваемой скважине и текущим ВНК в залежи в районе этой
скважины в момент ввода ее в эксплуатацию (/), среднего дебита
скважин!4 в безводный период (£2К среднего темпа отбора нефти из залежи
в период безводной эксплуатации рассматриваемой скважины (т)? средней
скорости под ъема ВНК в залежи в целом в безводный период эксплуатации
скважины (ь’о), а также в зависимости от комбинаций этих параметров.
Использовались данные по 24 скважинам (29 интервалам) Малгобек-
Воэнесенско-Алиюртовской залежи и 8 скважинам Старогрозненской
залежи.
Полученные довольно четкие зависимости И7(/(7/т) и №(/£?/свиде-
тельствуют о том, что с увеличением указанных комплексных параметрон
Ы, МП" г
Ри^- Изменение дсбычи нефти по скважинам за безводный период
Залежи: ci’ С|‘йр01Д1ОЛкЧ1<кая. -б \faprolk-K Возней нско А .’1И lOp iO искан
HkW'IIC! и ИЯ Lh-r. в тексте
Рис, 9.3, Изменение длительности безводного периода эксплуатации скважин
Л<ГК'ЖЙ: П Стй^Ю£рк| -;НСИ;:К::1й, - МйДГОбСК H03l IC<C IICKO • Д.Л ИЮргорскл Я
I к)яс!гсння см. л тексте
растет безводная добыча нефти по скважинам. На рис. 9.2 приведены
графики MZ(7£?ftX Заметим, что при вычислении этого комплексного пара-
метра принимали [/] = 1мJ, [QJ = [т/cvtJ, [т] = [т/сут], поэтому J /£)/т] [м].
Что касается индивидуальных связей безводной добычи нефти с
перечисленными выше параметрами, а также зависимостей между
безводной добычей и другими комбинациями этих параметров» то в общем
они оказались менее определенными. В качестве исключения может быть
названа лишь зависимость И/(/£2) гео Старогро:зненской залежи, оказав-
шаяся достаточно четкой. Это объясняется малым диапазоном изменения
темпов разработки залежи и скорости перемещения ВПК в период без-
водно й эксплуатации скважин; принятых для анализа.
Эти результаты тоже служат подтверждением более или менее равно-
мерной выработки залежей в смысле подъема ВНК без значительных
локальных его возмущений в результате работы отдельных скважин. В
таком случае с увел ичением расстояния от интервала вскрытия продуктив-
ных отложений в скважине до текущего ВНК в месте ее расположения и с
уменьшением темпон отбора нефти (.или скорости подъема ВНК) по зале-
жи в целом растет период безводной эксплуатации скважины, Далее,, чем
больше дебит; с которым работает скважина, тем большее количество
нефти она успевает добыть за этот период безводной эксплуатации. Именно
такой качественный результат представляют зависимости рис. 9.2.
Функциональнак зависимосп. W (I, Q, у0) исследовалась также с по-
мощью анализа размерностей. В частности, задавая добычу нефти в тон-
нах, получили один безразмерный параметр П = W^Qi = const. Обработка
фактических данных показала, что безразмерный параметр П действи-
тельно варьирует не в слишком широком диапазоне; по Старогрозненекой
залежи - от 0,665 до 1,16 при среднем значении 0,903. по Малгобек-
Возпесенско-Алиюртовской залежи - в основном от 0,307 до 1,56 при
среднем значении 6,805. Коэффициенты вариации но указанным залежам
составили соответственно 20,9 и 40,2%,
Наконец, на том же материале была проанализирована длительность
безводного периода эксплуатации скважин (Г)- Исходя из предположения,
что обводнение скважин происходило в основном в соответствии с общим
более или менее равномерным подъемом ВНК по залежам в целом или
достаточно большим региональным участкам их, можно было ожидать, что
длительность безводного периода эксплуатации скважин мало зависит от их
дебитов и определяется прежде всего положением интервалов
дренирования относительно динамического ВНК, а также текущими
темпами разработки залежей.
Действительно, по фактическим данным были получены довольно чет-
кие зависимости Til/'t), Т(//Ц]), свидетельствующие, что с ростом этих
комплексных параметров увеличивается длительность безводной эксплуа-
тации скважин. Графики Т(//т), приведены на рис. 9.3. Параметр 1/т;
приобретает размерность [м-сут/т], если принять [/] = [м] и [х] = [т/сут].
R то же время функциональная связь T(Q) практически не была уста-
новлена, особенно по Старогрозненской залежи. По этой залежи
отсутствует также какая-либо закономерность на графиках Г(/(?/т),
построенных при анализе наряду с графиками Т(//т), Т(//ьь).
Что касается зависимости Т(/), то она оказалась достаточно четкой по
Старогроэненекой залежи ввиду отмеченного выше малого диапазона
изменения по этой залежи темпов разработки и скорости подъема ВНК в
исследуемый период эксплуатации. Заметим, что региональные особен-
ности в перемещении ВНК могли найти отражение в разбросе точек и на
рис. 9.2,9.3.
Таким образом, приведенные материалы свидетельствуют, что в
процессе разработки Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской и Старогроз-
ненской верхнемеловых залежей в общем происходил достаточно
равномерный упорядоченный подъем ВНК к сводам структур, без
значительных локальных возмущений, обусловленных работой отдельных
скважин. Если быв процессе эксплуатации возникали какие-либо прорывы
в лиде языков или конусов обводнения, то вполне определенные, с
ограниченным разбросом точек, зависимости рис. 9.1 — 9.3 не были бы
получены,
Приведенные результаты являются дополнительным подтверждением
возможности достаточно полного извлечения нефти при принятых сие-
204
темах разработки. характеризующихся большими темпами отбора нефти,
редкими сетками скважин, высокими дебитами последних. Оперативный
анализ более поздних данных по этим залежам, а также данные по другим
месторождениям полностью подтверждают выявленные закономерности.
Что касается скважин (интервалов), наиболее высоко расположенных,
свершающих разработку залежей, то они оказываются в совершенно
иных условиях и могут характеризоваться гораздо большей обводнен-
ностью извлекаемой жидкости, образованием конусов и языков обводнения
и другими особенностями, характерными для обычных залежей, в
относительно тонких пластах. В определенных условиях возможно даже и
подтягивание нефти к забоям скважин. Это касается также скважин,
отличающихся специфическими условиями расположения, например, у
тектонических границ нефтеводоносной системы.
Ярким примером могут служить, в частности, специально исследованные
скв, 18, 20, 21, 23 верхнемеловой залежи месторождения Заманкул с
повышенной вязкостью нефти (см. раздел Г), по которым наблюдалось
некоторое подтягивание во-ды к забоям скважин сначала по отдельным
наиболее проницаемым путям, л затем в виде конусов обводнения.
Любопытно также поведение технически осложненной скв. 810 на верхне*
меловой залежи Малгобек-ВознееенскспАлиюртовского месторождения, из
которой в течение длительного времени добывалась нефть с водой из
интервала, расположенного ниже начального ВПК, в пределах мало-
активной водяной оторочки небольших размеров, экранированной извне
тектоническим нарушением. Происходило, видимо, подтягивание нефти из
вышерасположенных нефтенасыщенных интервалов.
В то же время ио технически осложненной скв, 58 верхнемеловой залежи
месторождения Эльдарово из интервала продуктивных отложений, распо-
ложенного примерно в средней части этажа нефтеносности, было добыто
очень большое количество нефти (более 7 млн т) без каких-либо признаков
деформации ВНК в районе этой скважины.
9.2. Особенности обводнения залежей
Следует отмстить, что до настоящего времени особенности обводнения
нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами нередко не вполне
обоснованно, на наш взгляд, связывались прежде всего только с типом этих
коллекторов. В частности, утвердилось мнение, что эксплуатация залежей с
трещиновато-кавернозными коллекторами должна характеризоваться, как
правило, гораздо более поздним (по степени выработки запасов) нараста-
нием обводненности извлекаемой жидкости и значительно меньшим
количеством, извлекаемой имеете с нефтью воды по сравнению с залежами
с-гре]1щнонат0"кавер1юзно-пористыми коллекторами,
При этом при рассмотрении фактических данных разработки залежей
могло недооцениваться, пи нашему мнению, возможное влияние и других
факторов, помимо различия типов коллекторов, Кроме того, по имевшимся
общим представлениям о вероятных механизмах нефтеизвлечения из
таких пород могло достаточно односторонне оцениваться влияние нефте-
насыщенной матрицы на характер обводнения.
1ПС
нефти, она успевает добыть за этот период безводной эксплуатации. Именно
такой качесгвенный результат представляют зависимости рис. 9.2.
Функциональная зависимость Ж (/, (?, исследовалась также с по-
мощью анализа размерностей. В частности, задавая добычу нефти в тон-
нах. получили один безразмерный параметр П = И'ц/ф/ = const. Обработка
фактических данных показала, что безразмерный параметр П действи-
тельно варьирует не в слишком широком диапазоне: по Старогрознснекой
залежи - от 0,665 до 1,16 при среднем значении 0.903, по М ал г о бе к-
Вознесенско-Алиюртовской залежи в основном от 0,307 до 1,56 при
среднем значении 0,805. Коэффициенты вариации по указанным залежам
составили соответственно 20,9 и 40,2%,
Наконец, на том же материале была проанализирована длительность
безводного периода эксплуатации скважин (Г). Исходя из предположения,
что обводнение скважин происходило в основном в соответствии с общим
более или менее равномерным подъемом ВНК по залежам в целом или
достаточно большим региональным участкам их, можно было ожидать, что
длительность безводного периода эксплуатации скважин мало зависит от их
де битов и определяется прежде всего положением интервалов
дренирования относительно динамического ВНК, а также текущими
темпами разработки залежей.
Действительно, по фактическим данным были получены довольно чет-
кие зависимости Т(//т), свидетельствующие, что е ростом этих
комплексных параметров увеличивается длительность безводной эксплуа-
тации скважин. Графики приведены на рис. 9.3, Параметр //т
приобретает размерность [м-сут/т], если принять [7] = (mJ и И = [т/сут].
В то же время функциональная связь T{Q) практически не была уста-
новлена, особенно но Старогрозненской залежи. По этой залежи
отсутствует также какая-либо закономерность на графиках TfJQft),
WQfut}}, построенных при анализе наряду с [рафиками Д//Т), /'(//ьц).
Что касается зависимости 7 (/), то она оказалась достаточно четкой по
Старогрозненской залежи ввиду отмеченного выше малого диапазона
изменения по этой залежи темпов разработки и скорости подъема ВПК в
исследуемый период эксплуатации. Заметим, что региональные особен-
ности в перемещении ВНК могли найти отражение в разбросе точек и на
рис. 9.2,9.3.
Таким образом, приведенные материалы свидетельствуют, что в
процессе разработки Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской и Старогроз-
ненской верхнемеловых залежей в общем происходил достаточно
равномерный упорядоченный подъем ВНК к сводам структур, без
значительных локальных возмущений, обусловленных работой отдельных
скважин. Если бы в процессе эксплуатации возникали какие-либо прорывы
в виде языков или конусов обводнения, то вполне определенные,, с
ограниченным разбросом точек, зависимости рис. 9.1-9.3 не были бы
получены.
Приведенные результаты являются дополнительным подтверждением
возможности достаточно полного извлечения нефти при принятых сис-
204
темах разработки, характеризующихся большими темпами отбора нефти,
редкими сетками скважин» высокими дебитами последних. Оперативный
анализ более поздних данных по этим залежам, а также данные по другим
месторождениям полностью подтверждают выявленные закономерности.
Что касается скважин (интервалов), наиболее высоко расположенных,
завершающих разработку залежей, то они оказываются в совершенно
иных условиях и могут характеризоваться гораздо большей обводнен-
ностью извлекаемой жидкости, образованием конусов и языков обводнения
и другими особенностями, характсрньЕми для обычных залежей в
относительно тонких пластах. В определенных условиях возможно даже и
подтягивание нефти к забоям скважин. Это- касается также скважин,
отличающихся специфическими условиями расположения, например, у
тектонических границ нефтеводоносной системы-
Ярким примером могут служить, в частности, специально исследованные
скв- 20, 21, 23 верхнемеловой залежи месторождения За манку л с
повышенной вязкостью нефти (см, раздел 1), по которым наблюдалось
некоторое подтягивание воды к забоям скважин сначала по отдельным
наиболее проницаемым путям, а затем в виде конусов обводнения.
Любопытно также поведение технически осложненной скв, 810 на верхне-
меловой залежи Малгобек-Воэнесенско-Алиюртовского месторождения, из
которой в течение длительного времени добывалась нефть с водой из
интервала, расположенного ниже начального ВНК. в пределах мало-
активной водяной оторочки небольших размеров, экранированной извне
тектоническим нарушением. Происходило, видимо, подтягивание нефти из
вышерасположенных нефтенасыщенных интервалов.
В то же время по технически осложненной скв. 58 верхнемеловой залежи
месторождения Эльдарово из интервала продуктивных отложений, распо-
ложенного примерно в средней части этажа нефтеносности, было добыто
очень большое количество нефти (более 7 млн т) без каких-либо признаков
деформации ВНК в районе этой скважины.
9.2. Особенности обводнения тал еж ей
Следует отметить, что до насгоязцсго времени особенности обводнения
нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами нередко не вполне
обоснованно, на наш взгляд, связывал ись прежде всего только с типом этих
коллекторов. В частности, утвердилось мнение,, что эксплуатация залежей с
трещиновато-кавернозными коллекторами должна характеризоваться, как
правило, гораздо более поздним (по степени выработки запасов) нараста-
нием обводненности извлекаемой жидкости и значительно меньшим
количеством извлекаемой вместе с нефтью воды по сравнению с залежами
с трещино нато- каве рнозно-гюриетыми кол л е к гора м и -
При этом при расемотреЕши фактических данных разработки залежей
могло недооцениваться, по нашему мнению, возможное влияние и других
факторов, помимо различия типов коллекторов. Кроме того, по имевшимся
общим представлениям о вероятных механизмах нефтеизвлечения из
таких пород могло цостаточгю односторонне оцениваться шгиннис нефте-
насьиценной матрицы на характер обводнения.
Рис. 9.4. Кривые Изменении текущей
об в од Ei е н н о ст л из н jj е к ае мо й ж и д к ости
(Y) в займе л м о с т и и т к о э ф ф и ци си га
использования НИЗ нефти Гп)
Л J аалежн злдпиекого U V пачка} й
семилукского юризонтов мепорождения Р-е^ищг
2.4,5 - верхнемелпные залежи месторождений
J а м г н к ул, М а л гпбе к В и j в с ос н с к о- Л д и ю рто ве к ос
и Старев розни некое; 4д, 5и - пр исиодивъгс чаьТи
З.Ю|ежеь1Ма.чп)б1Ж-Прзвесеи£ки-АзгиюриРО1и:ки1Х1 и
(VaporpcnHCi । ickoiti мипорож'дс ний
Ниже данная проблема изучается
на основе сравнительного анализа
материалов по ряду находящихся в
весьма поздней сталии эксплуата-
ции грозненских и белорусских неф-
тяных залежей соответственно с трещиновато-кавернозными и преиму-
щественно трещиповато-кавернозно-тюристыми коллекторами. Некоторые
геол ого - физ ические характеристики и. данные эксплуатации этих залежей
приведены в табл. 9.1. 9.2 и на рис. 9.4. Ис грозненским залежам частично
использовались также прогнозные данные СсвКавНИПИнсфть для
заключительного этапа эксплуатации
Из рис, 9.4 следует, что по залежам задонского (JV пачка) и семилук
ск ого
горизонтов месторождения Речица, с одной
стороны, и но верхие-
меловым залежам МалгобемВознесенско-Алиюртовского и Старигрознен-
ского месторождений, с другой, имеет место достаточно хорошее согла-
сование кривых обводнения между собой (особенно по грозненским
залежам). Но по указанным группам в целом кривые обводнения резко
отличаются по форме и далеки от совпадения.
Так, при коэффициенте использования НИЗ нефти, равном 0,4, по
грозненским залежам текущая обводненность извлекаемой жид-
кости составляли лишь 5%, а но белорусским залежам более 15—40%,
при Т| = 0.8 - соответственно около i()% и более 80-90%, Сущест-
венный (свыше 10-15%) и достаточно резкий рост текущей обвод-
ценности извлекаемой жидкости по верх нс меловым залежам Мал-
j о бе к - В о з не сеиско -Ал нюрто век ого и С .та рог ро л । е некого м е сторо ж -
дений наступил лишь после выработки НИЗ нефти более чем на
90^. Н ак оп л е нн ы й подо не фтя н о й фа к тор (В IIФ) п о этим зал е ж ам
оценивается равным к концу разработки всего 0,155-0379. в то
время как по белорусским залежам он составил 1*071-2 J47 при
коэффициенте использования НИЗ нефти 0,862-0,870 (см. рис. 9.4 и
табл. 9,2).
Казалось бы, такое резкое различие в характере обводнения указанных
групп залежей, действительно, невозможно не связать прежде всего с
приуроченностью их к различным типам коллекторов (трещиновато-
кавернозных* как отмечалось пыше^ по грозненским залежам и преиму-
। j дественно трещи нопато- ка верно з н о * пор истых
по белорусским). Однако
Табл и на 9, 1
1<'УЛиГО-фнЗНЧ£!ГКН^ AUpUKiepHLIHKH Ча."1 СЖ t! Н
М <? L“ 1 Чф 1.1 н и с J кг пл у J та - 1 Е^ЮНЕГЫЙ То.’пни 1 ift при ДуКТИ III I l.l отложений. м Г+ысстга 3;УПЬЖЕЕ. м 11рся1И1да- мосп. гмрид. ЧКМ" ВЯЗКОСТЬ НСфрЕЕ В E1JE ЛЕЯХ там* условияX. мИа-С
Мал ги Оск- Волеисснско- Али.юртоаское Верхний М U-I 325 0.1-1,5 0,342
(’T^porpoj вен- ское J уЦ L*' 350 750 И. 03 1,5 0,270
Эльдарово '.I Ж 700 ОД™],6 0,280
Даманкул м 100 2(Х) 0,1 1Д6
А х ло но >1 60 120 S КО из
рс ’ । и । s к.ое EV пачка j иду иск о го горизонта 19 2Д7 0,231 6,4
Семилукский горизонт 26 2Е2 0.117 1.7
обработка промысловых данных по небольшой грозненской верхнемеловой
залежи нефти месторождения Заманкул показала, что по характеру
обводнения эта залежь гораздо ближе к рассматриваемым белорусским
залежам, чем к грозненским (см, рис. 9.4). И накопленный ВНФ по залежи
месгорождсния Замапкул (1,868 при 1] = 0„986) такого же порядка, как по
белорусским залежам (см. табл. 9.2). В связи с этим высказывалось даже
предположение, что и отличие от других грозненских месторождений на
площади Заман к ул верхнемеловой коллектор на самом деле не тре^
щиновато-кавернозного типа, как считалось, а трещинов ато- каверн оз на-
пористого, с чем трудно было согласиться при более тщательном рассмот-
рении имевшихся данных.
Оказалось, что необычность обводнения скважин и нерхнемеловой
залежи в целом на месторождении Заманкул по сравнению с други-
ми нсрхнемеловыми залежами могла быть обусловлена прежде всего пони-
жен н о й проницаемост ь ю нор ста, i ю в ы ш с п п о й в и з к ост ь ю не фт и,
сравнительно небольшой высотой залежи (см. табл. 9.1), особенностями
размещения скважин и вскрытия в них продуктивных отложений, осу-
ществлением повышенных отборов жидкости на сравнительно ранней
стадии разработки. Таким образом, получается, что по этой залежи
затруднительно говорить о каком-то вполне определенном влиянии типа
коллектора па ее поведение в процессе разработки. Больше того, под
в о з д е й стви е м цс л о го ряди других перс ч и ел е н и ы к выше фак то р ов
верхнем еловая залежь нефти месторождения Заманкул с трещиновато-
каверлозным коллектором по характеру обводнения, как отмечено выше,
оказалась аналогичной рассматриваемым нефтяным залежам белорусского
*
месте рождения Речипа с трсщиЕЮпато- каиернотно-пористыми коллекто-
рами.
Но в связи с этим пстист также вопрос, в какой мере отмеченное выше
большое различие л характере обводнения у кал типах белорусских залежей
и грозненских нерхнемеловых залежей нефти Малгобек-Вознесенско-
А. л и юрл овского и Старогрозненскозх) месторождений обусловлено именно
различными типами коллекторов, нет ли и здесь существенпого или даже
превалирующего влияния других факторов, отличающих эти группы
залежей. Прежде всего обращает па себя внимание значительное различие
также типов самих залежей, обусловленное н первую очередь большой
разницей толщин продуктивных отложений и начал иных этажей
нефтеносности. Если по белорусским залежам они составляли 26-39 и 212-
297 м, то по грозненским гораздо выше - 325 385 и 600-750 м соответст-
венно (см. табл. 9.1).
Кроме того, на грозненских залежах существенно ниже вязкость нефти в
пластовых условиях (0,270-0,342 мПа-ch чем на белорусских (1,7
6,4 мПа-c). Она еей ходится на уровне вязкости воды и пластовых условиях
или даже ниже. Как содержащие более г аз о насыщенные и легкие нефти
грозненские залежи по сравнению с белорусскими характеризуются также
большей разницей между ее лоте юсз'ъю воды и нефти в пластовых условиях.
Прежде всего была предпринята попытка оценить возможное влияние на
характер обводнения указанных различий типов рассматриваемых за-
лежей, существующих наряду с различием типов коллекторов. Очень
большая толщина продуктивных отложений по верхнемеловым залежам
грозненских месторождений обусловила широкое применение при разра-
ботке этих залежей последовательного переноса в скважинах интервалов
дренирования снизу вверх по мере их обводееспия. При этом расстояния от
первого интервала до текущего ВНК и между последующими интервалами
составляли обычно до 70 1(Ю м при толщине интервалов вскрытия до 20—40
м. Такие переносы уже сами по себе давали возможность значительно
сократить количество извлекаемой вместе с нефтьЕО водыт обеспечивая
большие по продолжительности периоды практически безводной
эксплуатации скважин.
Но дело не только в этом. На практике добывающие скважины ста-
рались располагать в повышенных частях структур. Кроме того, многие
скважины, особенно присводовые, по тем или иным причинам (прежде
всего из-за трудности их проводки) вскрывали только верхние
лрикровельные части продуктивном толщи, причем, как правило, на глубину
не более 30-50 м. Очевидна, что при указанных больших высотах залежей
по таким скважинам в течение очень длительного времени добывалась
безводная нефть.
В таких условиях скорость перемещения ВНК на более ранних стадиях
разработки залежей определялась не только (или не столько) эксплуа-
тацией скважин с гипсометрически низкими интервалами вскрытия про-
дуктивных отложений, но также (или в основном) работой указанных
"верхних” скважин, в связи с чем ускорялось прохождение ВПК через
’’нижние” скважины, уменьшалось количество извлекаемой вместе с неф-
....... . . ... ,- -. ... „ .... ...ii.UEt flee х I МАЗ Н i Ji L Гк р -hi 1 *1 И 18 риД V К J ИННbJ X
отложении сказы вались в определенной степени как бы пассивными
фиксаторами перемещения ВНК. а движение последнего относительно
этих скважин в большой мере транзитным, esc обусловленным их собст-
венной работой. Tii к им образом, наряду с переносом интервалов дре-
нирования это еще одна возможная причина (по-видимому, еще более
существенная) такого характера обводнения рассматриваемых верхне-
меловых залежей, обусловленная принадлежностью этих залежей к мас-
ти ВНО ‘ ILл ЛОТОВОМ у I ’И п у.
Но если нес это верно, то при значительно меныних толщинах про-
дуктивных отложений и этажах нефтеносности, более соизмеримых с
указанными интерваламн вскрытия продуктивных отложений и расстоя-
ниями переноса интервалов дренирования, интенсивность обводнения
залежей, подобных грозненским верхнемсловым по прочим характерис-
тикам, могла оказаться и более значительной, что подтверждается в какой-
то мере приведенным примером месторождения Заманкул. Для более
itj । ат е л ь ею г о и з у ч е н и я этого в о п р оса б ы л а п ре дпринята попытка
специального анализа фактических данных по верхнемеловым залежам
। [еф-ти М а л г о б с к - В о з н е се н с к о - A j i и юрто нс ко го н Ста рогроэ н ей ск ого ме сто-
рождений. Как самостоятельные объекты разработки были рассмотрены
сравнительно небольшие верхние их части, остающиеся при том; или ином
перемещении ВНК снизу вверх, в процессе эксплуатации залежей в целом.
Конечно, при этом [{адо иметь в виду практически мгновенный ввод в
эксплуатацию этих верхних частей залежей как уже в основном
разбуренных. Но эти не должно .повлиять на существо получающихся вы-
водив п заключений в результате такого анализа.
Но каждой из указанных верхнемеловых залежей такие сводовые
объекты как бы самостоятельной разработки были заданы при четырех
вариантах их размеров и остаточных извлекаемых запасов нефти в них,
составляющих от 3,5—4,0 до 27-28% от НИЗ по залежам в целом (см. табл.
9.2). В атой таблице приведены некоторые показатели, характеризующие
обводнение при условно самостоятельной эксплуатации этих верхних
частей залежей гю указавшим четырем вариантам и эксплуатации залежей
в целом (вариант 5). Из табл. 9.2 и рис. 9.5 и 9.6 следует» что по
верхнемеловым залежам нефти Малгобек-Вознесенско-Алиюртовского и
Старогрозненского месторождений при рассмотрении отдельно их верхних
частей тех или иных размеров действительно резко возрастают величины
начальной обводненности извлекаемой жидкости (с практически нулевой по
залежам в целом по 38-70% по сводовым объектам) н накопленного ВНФ к
концу разработки (от (Мб 0.18 до 1,48-2.70) и оказываЕотся даже выше,
чем по белорусским залежам. При этом, как и следовало ожидать, чем
меньше выделяемые верхние части залежей, тем более интенсивным
оказывается их обводнение»
Для более наглядной иллюстрации существенного изменения характера,
обводнения но Малгобек-Возпесенско-Алнюртонскому и С. таро гр оз йен-
ском у месторождениям были построены соответствующие кривые (см, рис.
9.4) для верхних частей залежей, выделяемых по вариантам 3, при содер-
210
Рис. 9.5. Кривые нчмениния нгдаиефтяиых факторов по вер хне мело вой залежи
М ил е обе к - В о :г л есе пеки Али юрто вс к о го мести рожд е ни я
ij - juijeiuhmoci^ г!.-к у ji,si •: значений накоиленн^ги В11Ф (//' от степени вьЕработкЕг чаплсоя
iinHcoiKKiiihiK •iacrvA’ ъчлежи iqj. б - '1анксмм1клъ кежечных Лечений ibiKOlbkHiilOJ'О В НФ (/„_) От доли
< j 11 =i ион и приеиоя(тных частях чал ежи (Kj: 7-5 ыфжтты лыделения прщчвдоьы л частей залежи
<i-l l,i: Ц|.ч Г.di)Л. 9.2
Ijhl’p 9.6. Кривые изменения всданефтяных факторов по нирхнемеловой залежи
Ci и рсгротн е не к и го м еето рожле и и я
Условные обо Н^Чё111"Я С’Ч. ’!!: рй<. '? ’
ж л ним извлекаемых запасов в них соответственно 17т6*& и 10,8% от НИЗ
но залежам в целом (см. табл. 9.2). Видим, что кривые обводнения в этом
с.] у час оказались гораздо ближе к кривым по белорусским залежам и
месторождению Заманкул. хотя они сосггветстнуют далеко не самым
малым принимавшимся размерам выделяем 14х приснодовых объектов (см.
тлбл. 9.2).
a itnrj <*4 1, JU j I Til J4.J-.4-J, I IAJJI у 'Lil к, J k-M, 'I I U IJM и Ji t Li sСП! OS > 13 ОДЕ EC H ИЯ 1 po i J 1e 1IС Кi1X
верхие меловых за^Есжей Малгобек-Boзнесенско Ллнюрт*.яркого н Старо-
грозненского месторождений ло сравнению с белорусскими залежами
задонского и семилукского горизонтов месторождения Речипа не обяза-
т-елы-ю снизывать только (и даже прежде всего) с различием типов
коллекторов, Оказывается, что в большой мере это обусловлено разшшей
толщи н ] 1 р оду кти в е । ы х oj л о ж е н и й и в ы сот з а л с же й , о с о б е и н о с j я м з i
вскрытия продуктивных отложеЕЕИЙ и размещения скважин, переносом
интервалов дренирования по гро-ЗЕЕенским залежам, Если же учесть еще
более благоприятные, чем по белорусским залежам, соотношения свойств
пластовых флюидов, обеспечивающие, в частности, более значительное
проявление гравитационного фактора. болынувэ устойчивость вытеснения
нефти водой, а также ограниченную активность законтурных вод в замк-
нутых системах в довольно длительные периоды реализации упругого
запаса (до начала закачки ноды д то чем более влияние: дру[ их факторов
(кроме типа коллекторов) на различие в характере обводнения оказывается
превалирующим.
Заметим, что в табл.. 9.1, 9.2 приведены также данные ио верхне-
му л он ы м залежам нефти грозненских месторождений Эльдарово и Ахлово.
Залежь месторождения Эльдарово по размерам, коллекторским свойствам,
свойствам пластовых флюидов в общем аналогична верхне меловым
за л е ж а м М а л го бек -Воз и есе иск о - А л и ео рт о вс к ого и С ?тар о г р оз не 11 с к о го
месторождений. Тем не менее по Эльдаровской залежи в целом и по
выделяемым для самостоятельного рассмотрения сводовым ее частям
интенсивность обводнения, накопленный ВМФ гораздо меньше, чем по
з а л с ж а м М а л гоб е к - В оз не с е 11 с к о - Л ли юрто вс ко ] о и Ст а р о гро з н е н ско г о
месторождений (и по залежам месторождения Ре чина), Казалось бы. это
плохо увязывается с изложенным. Но при более тщательном анализе
оказывается, что на Эльдаровской залежи еше более, чем на Малгобек-
Воз не се иск о-Аз г и юрто век он и Старофознепскон, сказываются особенности
размещении добывающих скважиЕЕ и вскрытия в mix продуктивных
отложений.
Эта залежь была введена в разработку и длительно эксплуатировалась
без подсечения ВНК (при неизвестном его положении). Мши не скважины,
особенно проектные, были размещены в самых повышеЕШЫХ, присаодовых
частях структуры. В большинстве скважинами были вскрыты лишь при-
кровельные интервалы продуктивных отложений. Тем не менее и по
ЭлыЕаровской залежи, как нндно из табл, 9 2. с уменьшением выделяемых
верхних ее частей происходил уверенный рост величин накопленных ВИФ»
хотя и остававшихся по указанным причинам меньшими, чем по Маягобек-
Вознесенско-Аяиюртовской, Стлрогрозненской залежам и залежам
место j юж ле ния Ре ч ица.
Верхнемеловая залежь нефти месторождения Ахлово впдоплаваЕОщая,
как и не рх ее е ме л о ва я з aj г е ж ь f e с (p i n мс сто рождения 3 и ми и к уз гн о с
несколько меньшим этажом нефтеносности есм. табл. 9 [ц Однако
величина накопленного ВНФ по Ахловской залежи к концу разработки
оказалась гораздо меньше, чем по Заманкульской (ем.. табл. 9.2), что
обусловлено, в частности, значительно большей (на порядок) проницае-
мостью продуктивных отложений по залежи месторождения Ахлово, чем
по залежи месторождения Заманку-i, при примерно одинаковой вязкости
нефти в пластовых условиях (см. табл. 9.1). а также особенностями
размещения скважин и вскрытия в них продуктивных отложении.
Таким образом, выполненный анализ еще раз подтверждает, что для
объективной оценки особенностей разработки и обводнения реальных
нефтяных залежей необходим неформальный комплексный учет возмож-
ного влияния всех без исключения параметров и показателей, харак-
теризующих эти объекты и процессы их эксплуатации. Что касается
различий типов трещиноватых коллекторов, то совершенно ясно, например,
что наличие нефте насыщен ной матрицы породы само по себе может по-
разному влиять на характер обводнения скважин и залежей в целом (или не
влиять вовсе) в зависимости, в частности, от характера и эффективности
реально проявляющихся воздействий на эту матрицу, В результате
поведение (обводнение) тех или иных конкретных залежей с коллекторами
различных, типов .может оказаться как практически одинаковым, так и
далеко не идентичным. Эго требует самостоятельного рассмотрения.
Полученные выше результаты могут оказаться весьма полезными при
прогнозировании разработки новых объектов типа месторождения Тенгиз.
Однако для получения каких-то конкретных количественных оценок об-
водненности наряду с данными, характеризующими залежи в целом,
продуктивные отложения и пластовые флюиды, необходимы также вполне
определенные сведения о параметрах принимаемой системы разработки.
93. О гравитационном перераспределении нефти и воды
в залежах
Во многих случаях нефтяные залежи в трещиноаатых породах пред-
ставляются как имеющие более благоприятные условия для грави-
тационного разделения нефти и воды, чем залежи в гранулярных породах.
Ниже приводятся и анализируются некоторые промысловые материалы по
верхнемеловым залежам грозненских месторождений (см. раздел I).
Интересные данные были получены по добывающим, скв. 45, 62, 76
Эльдаронекого месторождения, дренировавшим чисто нефтяные интер-
валы разреза (см рис. 8.4; табл, 9,3). Но этим ок нажинам в 1972-1973 ы.
производились ремонтные работы. К этому времени пластовое давление в
залежи упало ниже гидростатического на 9-10 МПа, Для предотвращения
нефтегазопроявлений в течение всего периода ремонтных работ через
указанные скважины производилась непрерывная закачка воды (преиму-
щественно самотеком) в нефтенасыщенные части разреза.
Скв. 45 расположена в своде залежи.. В ней был вскрыт при крове льны и
интервал продуктивной толши. В период капитального ремонта дина-
мический ВНК в районе этой скважины находился на большом расстоянии
от вскрытого интервала (более 2()() м). Скв. 62 расположена в западной
части залежи. Вскрытый и ней интервал продуктивных отложений отно-
Т^блниа 9. '
Дынные п работе ткннжин ди н потле ии^чни нодЫ
Е [ок ;плтелк
Wt *••' :4¥<ewi%*i: • •
I h‘Mqi <шжнны
тшхчх.
.h
• I4TCW1
Время ввела в >ксп.п;г:;нщю
а
ОУ NM
(R 1969
Псрмол oirrai-юаки и
:<я ире«ciнта
Вскрытый И Я Те риал, м
Э к г 11 л уи гл дня л о к а п ре ни > н та:
длите*е»н<)сгъ, Vi.;.:
суммарная добыча нефти,
тыс. т
кол и ч с ст 1'11) и тал с । е н н ой
коды, тыг. м ’
дебиг нефти перед
остан «и!, к ой, т/сут
кол и частно воды перед
остановкой, %
19724)119 73
3S66- .i
KM
И0
Ж >40
175 »vH)
He ппредслеи
1.6
28R> 100-й)
'Закачка воды
кап ре мин те:
ллительностъ.
ia.K а ч а н нс 41
количество
НОДЫ, Thio м1
II p KC M i5CT(и:T h, M 7 cv г
2(KR1 ,W
2lR I ?hl .i
34MJ-61O
Отработка скип ж ин после
мкачки н । и] ы
длительность, сутки
кол и чегтж> из в. । еченной
HivjbL М ’
«ксима;iьнтай пр«ли-нт
50
20
To::
ас б ит нефти а кинцс
отработки, т/сут
у стан они ни । и й ск л ро це и i
150.11НI
151»
0.5
1
in
Эк сля уата i ш я иосл е
к
капремонта:
л л и гел ы i о ст ь, меся I и -I
суммарная цпбычз нефти.
i hl с т
к (1я и чеет но и л н.те гс i i .н с i й
воды, тыс. м5
гику[дин дебит нефти.
s:
9,6
S«.'
«иилст:1,'
те куш ий процент нсена
. IV.-.V . ...^..,|МИ|И1|тат<стг.-. • .....%• ss .
'T
1ЭД
(L9
(Н2Я
150
iJ.X
(15
л p и
r
• •: ц
: I?
0,5 [
ччти^
ш.К'я к IV пачке нерхнего мела. Динамический ВНК в районе этой
скважины мои находиться на удалении от вскрытого интервала менее
100 м. I е х н и ч е ск и ос л о жне н 11 ля с к н, 76 j) а с a j о л о ж е 11 а на северном к р ы л е
складки. Дренируемый в этой скважине интервал продуктивных отложе-
ний с достаточной сире цел с и часть го указать затруднительно. До про-
ведения ремонтных работ содержание гюцы в ичпл-икяемой жидкости по
скважинам не прснеишало 1-2^.
Д шпиле табл, 9.3 спиде те лист ну ют. что происходило достаточно ин*
еспсиешос замещение закачиннемой воды пластовой не фтало, Несмотря на
бол ели не объемы закачки в течение длительных периодов времени и
сравнительно узкие вскрытые интервалы продуктивных отложений., через
некоторое время после прекращения нагнетания в скважины стала
поступать практически безводная нефть, как это было до проведении
ремоегг 1 ых работ.
Обращает на себя внимание также весьма ограниченное суммарное
количество [ывчсчсеиюй воды та. период отработки скважин до получения
практически безводной нефти. Оно составляет лишь десятые и лаже сотые
доли процента от предшествующей закачки воды и скважины в процессе
капремонта. В последующем в течение длительного времени в скв. 45, 62,
76 продолжала ноступать практически чистая нефть.
И ре д ста ш t я стея. ч т о на гт о д о б и ы х j а дежах при закачке в не фтс -
насыщенные части разреза (особенно при сравнительно небольших по
нышениях забойного давления) нагнетаемая вода, временно замещая
нефть, по наиболее крупным трещинам и другим вторичным пустотам
довольно быстро уходит в пониженные части структур. Закачиваемая вода
как бы проваливается через нефтенасыщенные интервалы к ВНК и
границам залежи, Только н ближайших окрестностях скважин, где гидро-
динамические градиенты значите льны, может, видимо, иметь место по-
добие фронтального вытеснения нефти водой, однако ввиду малости этих
зон после прекращения закачки вода в них довольно быстро замещается
нефтью. 11а более значительном удалении от скважин, где гравитационные
силы становятся существенными в сравнении с гидродинамическимич
очевидно, закачиваемая вида весьма неопределенными неустойчивыми
потоками будет направляться вниз при частичном временном вытеснении
нефти на путях движения.
Можно предполагать, что в наиболее крупных каналах, по которым
осуществляется гравитационное перераспределение нефти и воды, как бы
происходит своеобразное двухфазное встречное движении, когда вода в
основном направляется вниз, а нефть частично вытесняется за пределы
сформировавшихся водяных потоков, стремится удержаться на месте,
всплывать вверх. Возможное движение виды вверх по напластованию
пород представляется весьма ограниченным даже при наличии там до-
бывающих скважин. Частично может происходить, видимо, и капиллярное
впитывание воды в более мелкие г густоты и вытеснение из них нефти в
более крупные трещины.
Ввиду наличия эффективной гидродинамической связи в объеме про-
дуктивной толщи можно полагать, что при закачке в нефтенасыщенную
часлъ разреза вода не будет двигаться лишь в пределах вскрытых в
скважинах интервалов по напластованию пород. По мере удаления от
скважин должно про исход иль все большее растекание воды и изменение
наирлЕшения потоков в сторону подошвы отложений. Более ограниченной
представляется возможность распространения воды в части разреза выше
вс к р ы т ы х в с к ва ж ин а х и и тс р на лов да же п р и ei ял и ч ни н о со се дет ну
добывающих скважин, дренирующих эти части разреза.
Очевидно, чем выше проницаемость пород, н том числе .вертикальная, и
чем больше этаж нефтеносности под интерналом гакачкн. гем эф-
фективнее при прочих равных условиях будет происходить гравитационное
перераспределение закачиваемой воды и пластовой нефти. В связи с этим,
возможно, имела место более длительная отработка скв. 62 и 76 по
сравнению со скв. 45, несмотря на гораздо меньший суммарный объем
закачанной воды (см. табл. 9.3).
Эффективность гравитт тонного перс рас пре .целения нефти и воды тем
более может быть понижен а, когда ВПК достигает вскрытого в скважине
интервала продуктивных отложений. В таком случае при значительной
закачке воды может произойти полное обводнение интервала в результате
подъема ВПК. Тогда при последующем испытании на приток поступления
нефти вообще может не быть, что на блюда л осе. по скв. 22 (Хаян-Корт).
Помимо представленных выше данных, имеются и другие, свидетельст-
ву ниц не о быстром уходе от стенок скважин и замещении нефтью
жидкости, нагнетаемой в чисто нефтяные интервалы продуктивных от-
ложений. В частности, на различных площадях были большие поглощения
ори суре ни и скважин, в том числе при промывке забоя модой без выхода
циркуляции,. Тем не менее после освоения по скважинам получали прак-
тически чистую нефть.
В связи с изложенным можно полагать, что при разработке масеивно-
пл а сто вых залежей с трещнновато-кавернозными коллекторами, подобных
верхи с меловым залежам грозненских месторождений, нецелесообразно
осуществлять закачку воды в нефтенасыщенные интервалы разреза,
внутри контурное заводнение или разрезание. В таком случае при вытес-
нении сверху вниз может произойти уменьшение эффективности извлече-
ния нефти из вторичных пустот, что подтверждается также некоторыми
результатами экспериментов на моделях трещиноватой среды [Майдебор,.
Чижов, 1973].
Кроме того, при закачке воды в повыше иные части залежей ввиду не-
устойчивости и сложности возникающих водонефтяных потоков контроли-
ровать и регулировать последние было бы весьма затруднительно. Получа-
ется, что 1 гри внутр и контурном заводнении может произойти также умень-
шение коэффициентов охвата нефтенасыщенных пород водой как вытес-
няющим агентом. Эта опасность становится более реальной с учетом сле-
дующих обстоятельств: разработка таких залежей осуществляется обычно
разреженными сетками скважин; в связи с тяжелыми условиями бурения в
скважинах, в том числе нагнетательных, часто сдается вскрыть только
при кровельные интервалы продуктивных отложений: Е^ефтесо держащие
толщи пород характеризуются определенной неоднородностью поразрезу.
IIпоборот, при расположении нагнетательных скважин на крыльевых и
периклинальных участках структур должна увеличиться эффективность
вытеснения нефти из трещин и других вторичных пустот. Представляется,
что направление вытеснения нефти водой енгыу вверх является наиболее
отвечающим особенностям и специфическим условиям рассматриваемого
тина залежей. При этом даже при вскрытии отдельны ми нагистательны*
ми скважинами только верхних интервалов разреза но мере нагнетания
должно происходить улучшение охееяти закачкой продуктивной толщи н
связи с верши льем распрострлиснием нагнетаемой воды к подошве
продуктивных отложений под действием гравитационных сил. В этом
случае, конечно, не исключлстся оЕЕ[х‘диленное опережающее продвижение
закачиваемой ноты по при кровельным интервалам, однако без нарушения
непрерывности ВНК. На погружениях крыльев складок рассматриваемых
залежей отмечается наличие тектонических нарушений, которые могут
быть границами водонефтяных систем и залежей. Возможно распро-
странение значительного количества нагнетаемой воды вдоль этих на-
рушений, что также цолжеео способствовать более равномерному общему
подъему ВНК.
Для подобных залежей наиболее приемлемым представляется пр икон-
tv р 11 ос за вод некие с н a t нетакие м вод ы ч е ре з с кв а ж и и ы пи и оз мо жности в
более низкие интервалы разреза продуктивных отложений. Чтобы из-
бежать ошибок в размещении нагнетательных скважин, естественно, ко
времени составления технологических схем разработки и ввода в про-
мышленную эксплуатацию должна быть обеспечена необходимая степень
изученности залежей в результате разведки. Во всяком случае с
достаточной надежностью должны быть установлены положении ВНК и
других границ залежи.
Конечно. можно рассуждать и так: вода, закачиваемая в попы шейную
центральную часть залежи, и опредслеппых условиях довольно легко, как
через сито, может опуститься на текущий ВНК и начать работу по вы-
теснению нефти снизу шшрх, Но такой процесс все радио нс может быть
эффективнее более естественного процесса с закачкой воды в пониженные
части структуры. Хотя различие в эффективности в определенных бла-
гоприятных условиях может быть и не слишком большим.
94, Особенности динамики разработки залежей
Исследование проводится на основе анализа фактических промысловых
материалов по массивно Пластовым верх не меловым залежам нефти с
трещиновато-к а вернознымн коллекторами месторождений Малгобек-Воз-
несенско-Алиюртовские. Эльдарово, Бра гуны и Старо гроз не некое. Это
наиболее крупные залежи такого типа в Грозненском нефтеносном районе,
[наиболее представительные но геолого-промысловым характеристикам и
применяемым системам разработки, находящиеся в весьма поздней стадии
эксплуатации.. За основу нзят принцип выделения стадий по характеру
поведения добычи нефти [Иванова, 1976].
Анализировались данные разработки указанных залежей по состоянию
на 1992 г. К этому времени использование НИЗ нефти составляло от 95,5-
97,1 % по Брагунской и Эльдаропекой залежам до 99,8—99,9% по Старо-
грозненской и Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской залежам. В отличие
от раздела 8.6, где приводились НИЗ нефти, принимавшиеся при проекти-
ровании разработки залежей, здесь использовались уточненные величины
начальных запасов. По Малгобек-Вознесепско-Ллиюртовской, Эльдаров-
[’абл 11
Изменение показателен пи стадиям рйзрайнтки заложен
Залежь
,№• i -т ап и н ,.Ъ I иге л кн t :аъ
сгщмШ. лет
•Сре дне г од о н о й теми сбира, %
и г НИЗ
|^фп1 ЖИДМХ.ТИ
Малги-б ек * В спя есс я€ к 6-
Ал^юртсжкая
Эл!>ларс^<>
И
Ш
IV
1
И
Ш
IV
Брагуны
Старогрозне иская
I
]]
П1
IV
V
II
ш
IV
V
3,0
10,5
13
03
0J
2,66
8.80
5,22
4.12
1,38
2.58
8,0
4,6
3.5
17
2,77
12,4
3,6
0,2
0,1
3,1
ИЗ
3J
0,4
0,2
2,62
8,86
5,24
4,13
1,40
2.59
8,2
5,0
3,7
1,8
277
Г27
4,6
0ч6
0,4
ской и Б рагу некой залежам пни были увеличены на 2,2-39%t а по
Старогрозненской залежи - уменьшены на 20 Л%.
Основные характеристики выделяемых стадий разработки залежей
представлены в табл. 9 А Сразу же заметим, что по динамике годовой
добычи нефти здесь устанавливается пять стадий эксплуатации залежей
вместо выделяемых обычно четырех стадий для пластовых залежей с
пористыми коллекторами. В более ранней нашей работе для грозненских
залежей указанного типа тоже выделялись четыре стадии их эксплуатации*
но на основе гораздо меньшей фактической информации.
Как известно, обычно выделяются стации роста, стабилизации, значи-
тельного и замедленного снижения добычи нефти. По рассматриваемым
здесь залежам все эти стадии тоже устанавливаются, но между стадиями
значительного и замедленного падения добычи нефти добавляется еще
одна* характеризующаяся более или менее стабильными отборами нефти
при довольно низком уровне последних. Таким образом» выделяется два
периода стабилизации добычи нефти - на высоком и низком уровнях,
Далее, по табл, 9.4 дадим краткую характеристику выделяемых пяти
стадий разработки массивно-пластовых залежей с трещиповато-каверноз-
1 fcl KCillJ[LBH 11ЯЯ д<Я5ыч<|
нефти, % от НИЗ
[ости । «утая
лАжзцценность, %
Мак си КТ Т л ьиос Ч И ::.10
lki!-;lk4ii
Максимальный темп
едш , TbKMp/iyг
ткущая . нараС1*н>" ? цоОмва j зэдгнети-
так КМЦ31Х к льны*
18,2
91,8
98,6
99.3
99.9
133
48.5
64,2
80,6
97,1
!2,9
45.1
58.8
83.4
95,5
11,1
73,2
98.6
99.1
99.8
33
17.6
7 К,0
69,9
НОЛ)
1J
1,2
0,5
0,4
7.3
0.2
3.9
9.0
U.1
37.0
О.0
К5 7
77.9
92.6
Xs*
37
44
29
19
19
I I
19
Г?
18
]7
7
15
18
15
8
12
Н
7
б
5
8
И
11
И
10
8
9
4
3,1
12,0
13,3
0,1
0,03
6,9
U.7
U Л
7,0
13.8
5,6
6,2
нымн коллекторами. Заметим сразу же, что я периоды стабильной добычи
нефти включались все годы разработки» добыча нефти в которые нс отли-
чалась более чем на 20^25% от максимальной годовой добычи в ojh
периоды. При этом предыдущие периоды роста или падения добычи нефти,
естественно» ограничивались годами» предшествующими указанным
периодам постоянной добычи.
I стадия роста добычи нефти отличается сравнительно небольшой дли-
тельностью (4—6 лет) и накопленной добычей нефти (11.11 Н,2% от НИЗ),
Неполным разбуриванием залежи, отсутствием закачки воды для ППД.
малой обводненностью извлекаемой продукции. По Малгобек-Возиесенско-
Алиюртовской залежи последняя. достигла 3.8%, по остальным залежам
добывалась практически безводная нефть. Среднегодовые темпы отбора
нефти в этой стадии составляли 2,6-3,0% от ПИЗ нефти.
Быстрый выход на максимальный уровень добычи нефти даже при не-
полном разбуривании залежей и отсутствии нагнетания воды объясняется
хорошими коллекторскими свойствами нерхнемеловых отложений, нысо
кой продуктивностью и большими дебита ми скважин, большим превыше-
нием начального пластового давления над давлением насыщения нефти
пш
газам. наличием значительного упругого запаса жидкости и пласте. Ну
Малпюек-Вознесенско-Алиюртовской залежи вообще не было необходи-
мости si ППД, а по остальным рассматриваемым залежам отсутствовала
жесткая необходимость п закачке воды в начальный период, что спо-
собствовало быстрому наращиванию добычи нефти. По М алгобек-Возне-
сенско-Алиюртовской залежи осуществлялась лишь ограниченная воз-
вратная закачка извлекаемой вместе с нефтью попутной воды с целью ее
упыизацни.
II стадия более или менее стабильной высокой добычи нефти примерно
такая же, как и первая, по продолжительности (4-7 лет), но характери-
зуется очень высокими среднегодовыми темпами отбора нефти (8-12,4%
от ЛИЗ). В связи с этим накопленная добыча нефти к концу II стадии
составила от 45.1 48,5% от НИЗ по Б рагу некой и Эльдаровской залежам
да 73,2.-91,8% гю Старогрозненской и М ал гобе к-Воз не сенско-Алиюртов-
ской залежам, что существенно больше величин, характерных в среднем
для обычных залежей с пористыми коллекторами. Более интенсивная
эксплуатация последних двух залежей (Старогрознеиской и Малгобек-
В оз нс сенско-Алиюртовской) обусловлена, в частности, лучшими энергети-
ческими характеристиками нефтеводоносных систем, более высокими де-
битами скважин.
Достигаемая обводненность извлекаемой жидкости и на этой стадии
остается довольно низкой: 3,9-5,7 % по Брагу некой и Старо грозненской
залежам, 17,6% - по Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской зале-жи. Что
касается Эльдаровской залежи, то по ней в этой стадии и в двух по-
следующих продолжает добываться практически безводная нефты Это
обусловлено, в частности, расположением скважин преимущественно в
сводовой и присводовой частях структуры и вскрытием в большинстве из
них прнкровельных интервалов продуктивных отложений.
Во 11 стадии продолжается разбуривание залежей, растет фонд добы-
вающих н нагнетательных скважин, осваивается закачка воды. Однако не
достигаются необходимые максимальные уровни нагнетания, а по Брагун-
ской залежи закачка воды практически даже не была начата. Имело место
сущестиеиное отставание в разбуривании залежей и создании систем
заводнения. Именно поэтому нарастающие коэффициенты использования
НИЗ нефти к концу 11 стадии но Эльдаровской и Б рагу некой залежам
оказались существенно меньшими, чем по Малгобек-Вознесенско-
Алиюртовской и Старогрознснекой залежам, и довольно близкими к
характерным в среднем для обычных залежей с пористыми коллекторами.
Из эксплуатации на этой стадии выводится сравнительно небольшое число
скважин. В бурении резервных скважин на этой и последующих стациях не
было необходимости.
Как указано выше, при ныделении по залежам II стадии разработ-
ки пренебрегал ось никоторыми относительно небольшими изменениями
темпов добычи нефти, Это тем более оправдано, если они незакономерны,
обусловлены юоростсттеиными причинами, например, изменением плано-
ных заданий и т.д. За ]] стадии) принимался весь период разработки зале-
жей с ппп1.Ешенными шпорами до начала закономерного резкого умень-
1 пения последних.
Ллительиость Ш стадии значительного снижения добычи нефти опре-
делена по рассматриваемым залежам примерно в тех же пределах, что и I
н II стадий (3-7 лет). При этом по Старогрозиеиской, Брагунской и
Эльдаровской чалежам поддержииался довольно высокий среднегодовой
теми отбора нефти (3.6 -5.2% от НИЗ). По Малгобек-Вознесенско-Ллиюр-
гоиской залежи в связи с интенсивной предшествующей эксплуатацией он
составил лишь !.37 от НИЗ нефти. Что касается текущих темпов раз-
работки, то к копит III стадии по Брагунской и Эльдаревской залежам они
составили 3,4—1,47/ год от ПИЗ нефти, что существенно выше, чем но
обычным залежам с пористыми коллекторами (порядка 2%/год).
В то же время по Малгобек ВознесиКско-Алиюртовской и Старогроз-
пеяской залежам к концу Ш сталии текущий отбор нефти составлял лишь
0.27.-/год пт НИЗ. Накопленная добыча нефти к концу этой стадии сос-
тавила 58.8-64,2% от НИЗ по Брагунской и Эльдаровской залежам и 98.6%
- по Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской и Старофозненской залежам.
Интенсивная выработке! запасов по (/тарогрозненской залежи была
предопределена в какой-то мере и отмеченным выше некоторым зге
вышением запасов при составлении первого проектного документа на ее
разработку,
В Ш стадии наблюдаются довольно высокие темпы падения добычи
нефти - до 30-80% в год, н то время как но обычным залежам с пористы
ми коллекторами добыча нефти в этой стадии уменьшается в среднем на
10-20% в год. Выходят из работы ввиду обводнения добывающие скважи-
ны. В то же время но большинству залежей (кроме Малгобек-ВоэнесенскО”
Алиюртовекой) в этой стадии и даже в следующей продолжается бурение
добывающих и нагнетательных скважин основного фонда, наращивается
закачка поды. ’Текущая обводненность извлекаемой жидкости к концу Ш
стадии составила 78-85,7% по Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской и
(’та рог роз нс некой залежам, 9% но Брагунской залежи. По Эльдаровской
залежи продолжала добываться [фактически безводная нефть.
По залежам, разрабатываемым с поддержанием давления, поледнее в
этой стадии снизилось до минимальных величин. предусмотренных техно-
логическими схемами разработки, т.е. до уровня давления насыщения,
Текущее пластовое давление составило в сводах структур 25.8 МПа по
Эльдаринской залежи (на гипсометрической отметке -3300 и), 32,4 МПа но
lip а гунек ой залежи (-3900 м) и 36,4 МПа но Старогрозненской залежи
( 3500 mi. При этом в указанных залежах оно оказалось ниже гидроста-
тического. Что касается нерхнемеловой залежи нефти Малгобек-Воэне-
сенско-Алиюртовского месторождения, то по ней пластовое давление
снизилось до минимальной величины во II стадии и составило в своде
структуры (-2050 м) 31,2 МПа, что значительно выше давления насы-
щения и гндрос] атическо! о давления.
Длительность дополнительно выделяемой IV ста дин повторной стабили-
зации добычи нефти на более низком уровне (3-7 лет) 11 тех жс пределах,
что И предыдущих стаций. Обращает на себя внимание, что по более
п н те ней в но j к ci i i ya ti i po па в ш им ся в 11 ри д i ii ест н у ю щи и пс риод М i l.i г обе к
Вознесенско-Алищртавской и Старогрочненской залежам среднегодовые
темны отбора нефти в JV стадии составили лишь около 0,2% от НИЗ, в тц
время как по Брагу некой и Эльдаровской аал ежам они оставались довольно
высокими - 3,5-4,1%. Накопленная добыча нефти к концу стадии достигла
99.1-993%- от НИЗ по першам двум залежам и 80,6 83.4% по вторым.
Текущая обводненность жидкости достигает 69.9 77.97? по Малгобек»
Вознесенско-Ллшортовскай и С'тарогроч.ист1ской залежам и лишь 1 1.1% по
Брагунской залежи при продолжении поступления практически безводной
нефти на Эльдаровской залежи.
Заключительная V стадия замедленного падения добычи нефти оказа-
лась наиболее продолжительной (7-12 лет), оставаясь незавершенной.
Среднегодовые темны добычи нефти по Малгобе к-Вознесенско-А л тор-
говской и Старогрозненской залежам не превышают в этой стадии 0.1% от
НИЗ, а по Эльдаровской и Брагупской залежам составили 1.4-1,7%.
Годовые темпы падения добычи нефти в основном были менее 20%.
Накопленная добыча нефти на дату исследований составляла по рассмат-
риваемым залежам 95,5-99,9% от 11 ИЗ. Достигнутая текущая обводнен-
ность жидкости равнялась 80-92.6% по Малгобек-Вознесспско-Алиюртов-
ской и Старогрозненской залежам и 7.3—379;- но Эльдаровской и Бра-
гунской.
в
Накопленная добыча боды к рассматриваемому весьма позднему мо-
.менту эксплуатации залежей составила всего 5,. 1-!4,5% от накопленной
добычи жидкости по Брагу некой, Старогрозненской и Малгобек-Возне-
еенско-Али юртовской залежам и лишь около 1% - по Эльдаровской
залежи.. В общем это вполне согласуется с прогнозными оценками. По всем
залежам одновременно с падением темпов отбора нефти наблюдалось
почти столь же значительное уменьшение темпов отбора жидкости. Из-за
особенностей залежей не применялось ннутриконтхрчюе заводнение,
форсирование отборов жидкости из пласта найду их не перспективности для
интенсификации разработки в таких условиях.
Заметим еще. что после падения пластового давления в залежах до
минимальных значений происходил последующий подъем его ввиду умень-
шения добычи нефти, избыточной закачки воды, который составил от 10 до
20 МПа по Б рагу некой. Старо грозненской и Эльдаровской залежам и
порядка 2 МПа по Малгобек-Вознесу нско-Алнюртовской залежи. В ре-
зультате пластовые давления по залежам оказались существенно выше
гидростатического давления. Благодари этому осуществлялась исключи-
тельно фонтанная эксплуатация скважин при любой обводненности жид-
кости. Это могло способствовать также определенной стабилизации добычи
нефти в IV стадии.
В представленной выше динамике технологических показателей, естест-
венно, могут быть элементы условносгич связанные с особенностями раз-
работки. отдельных залежей, формирования плановых заданий по добыче
нефти и т.д Однако обшан схема представляетеи верной.
9,5. Упругий запас залежей
Под упругим чапасом понимается количество нефти (жидкости), которое
можег быть извлечено из залежи при снижении пластового давления от
начального до данлеиия насыщен им нефти гидом, Нефтяная залежь при
этом может’ быть практически запечатанной по контуру нефтеносности или
гидродинамически снизанной с водоносной зоной консчееых размеров, тоже
практически изо л иронии ной по своей границе. В последнем случае это уже
будет фактически упругий запас не залежи, а и ефтс вод сносной системы в
целом.
Особый интерес представляют нефтяные залежи с аномально высокими
ил истовым ес давлениями ввиду очень больших, как правило, превышений
последних над давлениями насыщения. Ниже по фактическим данным
анализируется упругий запас яерхнемеловых залежей грозненских место-
рождений Эльнарино и Бра гуны. Эти залежи, введенные в эксплуатцию в
]964 и 1966 гг... находятся в довольно поздней стадии разработки. Не-
обходимые данные по ним и результаты оценок приведены в табл. 9.5.
Виним, что в начальном состояеши в своде Эльдаровской н Бразунской
залежей превышение пл acre но го давления над гидростатическим состав-
ляло 22,8 и ЖЗ МПа и над давлением насыщения нефти газом - 33,3 и 41,2
МПа соответственно. Примерно через ]0 лет эксплуатации залежей
упругий запас был исчерпан практически полностью: по Эльдаровской
залежи к концу £973 г. пластовое давление в своде структуры лишь на
0:3 МПа превышало давление насыщения и составляло 25,В МПа, по
Брагу некой залежи к концу 1976 г, оно всего на 1,8 МПа было больше
давления насыщения и равнялось 32.4 МПа.
В дальнейшем по указанным залежам наблюдалась стабилизация плас-
тового давления и некоторый его рост ввиду сокращения добычи нефти и
развития системы поддержания пластового давления путем закачки воды,
которая начала осуществляться с некоторым опережением по отношению
ко времени достижения наименьшей величины давления (с 1970 г. по
месторождению Эльдарово и с 1974 г. по месторождению Брагуны). Вмес-
те с нефтью извлекалось сравнительно небольшое количество воды, что
характерно для верхнемеловых залежей грозненского района.
В целях более строгой оценки упругого запаса по рассматриваемым зале-
жам. измеряемого в тоннах нефти в поверхности вех условиях, были выпол-
нены корректировки фактической добычи неф‘ТЕ< по ним к моменту дости-
жения указанных наименьших величин пластового давления, учитываю-
щие:
- добычу нефти за счет закачки воды в период реализации упругого
запаса (вычиталась из фактической добычи нефти);
добычу нефти, эквивалентную объему извлеченной воды в период
реализации упругого запаса (прибавлялась к фактической добыче нефта);
- возможную добычу нефти при дальнейшем снижении пластового
Давления ст фактически достигнутой наименьшей пеличины и своде залежи
До величины давления насыщения (прибавлялась к фактической добыче
нефти).
. s wwAwcea
Таблица 9.5
Исходные данные н ре пульта ты ицснкн упругого эаоаса ни верхнем ел ОВЫн здл«Жнм
месторождении Эльдарово и Брмхуны
11<! кчзачель ' Залежь
_____|_ Э.’ । ьд я ро во | Брш унъ ।
Глубина залегания свода яалежи, м ЗбШ 41 СМ?
Этаж не фте носи ости, м 700
Начальное пластовое давление в своде залежи, 58 И 73 ]
МПа
Давление ннсышсния нефти газом, МПа 25.5
Плотность нефти в поверхностных условиях. 0,829
г/с м
Объемный коэффициент нефти:
при начальном пластовом давлении 1,795
при давлении насыщения 1.950
Начальные геологические запасы нефти, млн т 51,9! 9
Начальные извлекаемые запасы нефти, млн т 37,743
Коэффициент нефтеизвлечения 0/70
Дости г н у га я наймем ьш а я н ел и ни иа пл астово го 2 5,#
давлен им в своде залежи, МПа
Показатели к моменту достижения наименьшей
пели чины пластового давления:
добыча нефти, млн т 20,635
до б ы ч а воды, мл и м1 0н ] 57
та качка водке, млн ьР 5,942
Добыча нефти, эквивалентная закачке воды, [,69
млн т
Добыча нефти, эквивалентная добыче воды, 0.07
МЛН т
ЗОф
0,815
2,200
2,483
57,870
4] ,666
0.72
32.4
23JO4
0.677
3.59
U94
0.229
Всдможнаи добыча нефти при снижении
пластового давления от достигнутой наименьшей
величины до давления насыщения, млн т
Упругий запас:
млн т нефти
% от НИЗ
% от F1F3
Коэффициент упругоемкости -залежи гари
начальном пл истовом давлении, 10 4 !/МПа
Упругий дапас эалежи н предположении се
полной замкнутости;
млн т нефти
% от НИЗ
от Н ГЗ
Коэффициент сжимаемости нефти при
начальном пластовом давлении, ПН [/МПа
Упругий зпешс пластовой нефти при полной
:а я МКН у гости Эялсжи:
млн т нефти
% от НИЗ
0.242
1ДЙ5
23324
56.0
403
0.3
23
11.44
27,4
19.8
24
11
Ьрагун-
Заметим, что при оценке добычи нефти в тоннах в поверхностных
условиях, экви валентной закачке воды и объему извлеченной пластовой
воды, производились пересчеты последних из пластовых условий в по-
верхностные по объемному коэффициенту нефти и ес плотности в по-
верхностных условиях. При этом из-за возможной существенной зависи-
мости от давления объемных коэффициентов нефти последние следует
брать в реальном диапазоне изменения пластового давления в период
закачки и извлечения воды.
Возможная добыча нефти при дальнейшем снижении планового дав-
ления от достигнутой наименьшей величины до давления насыщения оце-
нивалась с помощью приближенно определенной по фактическим данным
удельной добычи жидкости в пластовых условиях на единицу падения
пластового давления (1,9-2 млн м-VMHa). Последующий пересчет в тонны
нефти в поверхностных условиях тоже производился с учетом зависимости
объемных коэффициентов нефти пт давления,
В конечном счете по рассматриваемым залежам получили довольно
большие значения упругого запаса в тоннах нефти в поверхностных усло-
виях. По Эльдаровскои залежи он оценен равным 19,257 млит. но
ской - 23,324 млн т. Это составляет примерно половину (51%) НИЗ нефти
по Эльдаровскои залежи и даже больше половины (56%) но Бра гунек ой
залежи. От начальных геологических запасов (НГЗ) упругий запас соста-
вил соответственно 35.7% и 40.3%.
Ввиду таких больших абсолютных и относительных величин упругого
запаса можно предположить, в частности, что нефте водоносные системы
этих залежей хоть и являются закрытыми и ограниченными по размерам, о
чем свидетельствуют высокие темпы падения пластового давления в
процессе разработки (до 5/7-7,3 МПа/год при темпах отбора нефти до 10%
в год от НИЗ), но имеют тем не менее относительно большие водоносные
эоны (оторочки), существенно влияющие на динамику давления и величину
упругого запаса.
В связи с этим были выполнены также оценки возможной величины
упругого запаса в предположении но л ной замкнутости залежей по контуру
нефтеносности. По кривым изменения удельной нарастающей добычи
жидкости в пластовых условиях eiei единицу падения давления и объема
залежи в зависимости от нарастающей добычи жидкости приближенно
определены коэффициенты упругоемкости залежей путем экстраполяции
этих кривых до оси удельной добычи жидкости (см. раздел 2). При этом
использовались участки кривых до начала закачки воды во избежание
возможного искажающего влияния последней на динамику давления. В
результате по Эльдаровскои и Б рагу некой верхнему левым залежам полу-
чили практически одинаковые значения коэффициентов упругоемкости,
характеризующие залежи в начальном: состоянии, - 0,3-10-1 1/МПа.
Согласно [Майлс-бор. 19801 в интервале изменения пластового давления
от начально 1'0 до давления насыщении возможно некоторое уменьшение
коэффициентов упругоемкости в условиях таких залежей (па 11.5—14,5%).
Учитывая это и принимая среднеарифметические значения коэффициентов
упругоемкости залежей и объемных коэффициентов нефти в указан-
пом диапазоне да вл е шт й, пол у чили следующие приближенные величины
упругого запаса залежей и предположении их полной замкнутости: по Эль-
даровской залежи - 9,3 млн т. по Брагу некой ~ 11.44 млн т. Это примерно в
2 раза меньше приведенных выше фактических величин упругого запаса
залежей (см. табл. 9.5).
Значит, рассматриваемые залежи, вероятно, были связаны в начальном
состоянии со значительными по размерам водоносными зонами. Причем
последние. ио-видимому, обеспечили даже большую половину фактичес-
кого спру го го запаса, Действительно, при расчетах упругого запаса в пред-
положении полной замкнутости залежей последние в рассматриваемом диа-
пазоне изменения пластового давления (от начального до давления насы-
щения) принимались нефтенасыщешнами но всем начальном объеме. На
самом же деле, при наличии водяной оторочки и закачки воды, происходит
вторжение воды в залежи и дополнительное уменьшение упруго ем кости
последних в начальном объеме ввиду частичной замены нефти на воду.
Небезынтересно также оценить, предполагая полную замкнутость за-
лежей. какая часть упругого запаса могла быть обеспечена упругостью
самой нефти. По экспериментальным определениям коэффициент сжимае-
мости нефти при начальном пластовом давлении составляет по рассматри-
ваемым залежам (23-24)* 1(Н 1/МПа. Согласно указанной выше работе в
диапазоне изменения пластового давления от начального до давления
насыщения он может увеличиться примерно в 2 раза. С учетом этого в
расчетах принимали среднеарифметические значения коэффициентов сжи-
маемости нефп’и в указанном диапазоне изменения пластового давления.
Кроме того, учитывалось, чти геологические запасы нефти к моменту
достижения давления насыщения уменьшаются по сравнению с началь-
ными на величину упругого запаса замкнутой залежи. При оценках прини-
малась среднеарифметическая величина. В результате получили, что уп-
ругий запас самой пластовой нефти может составить примерно 5,66 млн т
по Эльдаровской залежи и 7,73 млн т по Брагунской, т.е. более половины от
упругого запаса, оцененного при предположении замкнутости залежей (СМ.
табл. 9.5).
Естественно, определенная часть упругого запаса должна идти на
компенсацию извлекаемой вместе с нефтью воды, но количество ее, как
отмечалось выше, сравнительно небольшое в условиях рассматриваемых
залежей- Представленные подходы и данные будут использованы для
изучения других подобных объектов, в том числе месторождения Тенгиз
(см- раздел ] 2).
9.6. Тех но генные последствия эксплуатации залежей
В разделе Я для ускорения и удешевления разработки таких залежей
рекомендуется практически полное использование упругого запаса нефте-
н один осн ых систем при очень большом снижении пластового давления в
начальный период, вплоть до давления насыщения нефти [-алом. Для под-
тверждения такой возможности ниже анализируются фактические данные
пи ряду грозненских залежей, свидетельствующие об отсутствии в общем
серьезных отрицательных последствий такой эксплуатации. Имеются в
виду, в частности, потеря продуктивности скважин в результате смыкания
трещин, нарушение целостности колонн в скважинах и другие осложнения,
относительно которых высказывались серьезные опасения рядом исследо-
вателей.
верхнемеловым залежам фозненских месторождений Эльдарово, Брагу
Динамика иродунтнвности скважин
Ниже анализируются фактические данные о продуктивности скважин по
гиы
и Старо гроз не некое, открытым в 1963-1966 гг. и характеризующимся
наиболее значительным снижением пластового давления в процессе
зкеплуатции (на 31—41 МПа в своде структур к 1973-1976 гг.). В по-
следующем происходил некоторый подъем давления (на 10-20 МПа) в
результате сокращения отборов нефти и развития закачки воды.
Естественно, сопоставлялись прежде всего индикаторные диаграммы
(ИД), снятые по скважинам, этих залежей в период падения пластового
давления. В подавляющем большинстве рассмотренные ИД, снятые в
условиях движения в пласте однородной жидкости, икривлены в оси
понижений забойного давления ввиду особенностей фильтрации жидкости в
трещиноватых коллекторах указанных залежей (см. раздел 2).
Наиболее значительный материал проанализирован по месторождению
Эльдарово (см. рие. 8.4). По 17 скважинам (интервалам) сопоставлено 68
ИД, снятых в условиях падения пластового давления. По отдельным
скважинам сравнивалось от двух-трех до шести-восьми ИД при падении
пластового давления в залежи за период наблюдений по скважинам на
величину от 4-10 до 20—28 МПа (табл. 9.6). Причем практически во всех
рассмотренных случаях не только пластовые, но и забойные давления
оставались выше давления насыщения нефти газом.
В результате указанные 17 скважин по динамике продуктивности
оказалось возможным подразделить на дне основные группы. I группа
составляет десять скважин., т.е. большую половину рассмотренных, и
включает скв. 49, 51 (4060-4085 и), 54, 56, 59, 62, 64, 69, 76, 79. По ним
продуктивность вскрытых интервалов оставалась практически неизменной
Или даже увеличивалась в период наблюдений, несмотря на довольно ин-
тенсивное снижение пластового давления в залежи в процессе ее эксплуа-
тации. Увеличение продуктивности, обычно весьма значительное, проис-
ходило. как правило, после проведения солянокислотных обработок (СКО)
забоев скважин.
В качестве примера на рис. 9.7 и в табл. 9.7 приведено сопоставление ИД
но скв. 49 и 59, относящимся к I группе, с указанием времени снятия ИД,
проведения СКО. снижения пластового давления в залежи (Др) за периоды
между исследованиями и характеристикой динамики продуктивности.
Первые четыре ИД, снятые но скв. 49 за февраль 1967 г. - сентябрь
1968 г., показывают примерно одинаковый уровень продуктивности
Таблицу 9.h
Дынные.* tння ИД Citi скиажшим месгарож.ДЕпня Элкдарцро
(.11 ИЖГлИ..: т 1 pyrma
1к'крыигыи 1 [ернид
1;КШ)ЖННк.1 и । Г|ЧфИй!|; м HLlO.4 ш/илы и 2L1.ICnjBiM4J : laisjин и- и МПа чеггв^ CJC9rit.|4 ИЛ npOJlVK-UIR. Н1Я-П! Ill 1 < решению ^2 н<риий ИД
4 — {. КО+
] ] 4970-1 2.1972
08.1966-1 е. 1974
02.1967-01.1973
05.1967 413.1970
И. 19704)6.J97I
05.1968-03.1969
[ 0.1967—08 J 968
L2.1968414.1974
LL196R 07.1973
04,1968-06 1973
02.1970-05 Л 975
12.1971-4)6.1973
01.]970 05.1.973
0949704)54974
08 J 971-03.1974
05. J97 L-] 2.L973
11.1971 03.1973
3677-3712
3647-3727
ЗЙ79 3901
4146-4159
4^]_дгЙ5
4204 4230
4! 26-4 L 44
396941976
379^3805
3955-3973
3963-3978
3^94-3902
365«М817
3657 3664
3662-3897
388«886
3930 4] 09
46
48
49
50
51
51
55
54
56
59
62
64
65
67
6'9
76
79
7 -СКО+ И
8 -CKOt [
5 СКО+ 11
7 СКО+ I
2 - 11
2 - 31
5 =СКО+ Т
6 = I
6 -СКО+ 1
3 СКО+ ]
2 = ]
4 + ЕЕ
5 - ЕЕ
3 = I
2 = Е
0 -I— I
“ С учетом тол я ею кислых обработок (СКО;:
Примечание =,+_-- сгабилыный ур и н с н у>% улолмченмс. уменьшение продук-
тивности скважины соответственно.
ски. 49 или даже некоторый рост ее, хотя снижение пластового давления в
залежи в указанный период составило около 7 МПа. Затем, после про-
ведении СКО в сентябре 1969 г. и мае 1970 г., продуктивность скв. 49 резко
возрастает и в течение длительного времени остается на этом очень
высоком уровне, несмотря на продолжающееся интенсивное падение
пластового давления в залежи, составившее около 20 МПа за период
снятия в октябре 1969 г. - январе 1973 г. еще четырех ИД, приведенных на
рис. 9.7.
Таким образом, по скв. 49, несмотря на. очень большое снижение плас-
тового давления в залежи почти за 6-летний период исследований (около 27
МПа), сколько-нибудь значительного уменьшения ее продуктивности не
наблюдалось. Наоборот, произошло многократное (в десятки раз) уве-
личение продуктивности скважин ел после проведения СКО.
По скв. 59 (ем. рис. 9.7) тоже после проведения СК.О произошло резкое
увеличение продукт и into ста. которая затем удерживалась примерно по-
стоянной в течение очень длительного времени. Падение пластового дав-
ления в залежи за период наблюдений по этой скважине (апрель 196$ г. -
нюнь 1973 г.> составило более 22 МПа,
Таб-лко 9.7
С»!юстймлеки<! ИД пн птде.! кхНЫ-ч скиажнним
ШШЖИНЫ
50
665-С
ИД
]
2
3
4
5
6
7
8
2
3
4-
5
6
Jl.LTil, СНЯТИЯ
! ИД
02.1967
03.1967
03.1963
09 1968
1И1969
(ВЛ 971
U 1.1973
01 Д 973
04 Л 968
I I. ]968
L 2.1969
03.197 L
02.1972
06.1973
08.1966
05.1967
01J969
03 1970
(19 1970
08.1971
I 1.1972
05.1967
1 1.1967
054968
02.1969
(В. 1970
06.1969
05.197 L
03 1972
09.1968
08.1970
•* '.'«W^ei^^efDCTTW.Wi <•••••% %
| Цата нрл-
I S?
। EiE^L'IIITH СМ)
1Ё
09.1969
05.1970
1969
09.1969
1 I 1971
Л,п, Mlh j Динамика ггридуктнянг.ч>
ГИ ПО фаЯНС Н1Ш1.
L ггрсды- е ncpeofE
•зущей ИД ИД
5,4
6,8
3,9
"» 7
"'Ьч'
7,2
45,0
2.9
43
4,7
7 I
т ?
3,3
5,6
10,5
5.8
11.3
+
П р и М €
а н и с. Ус-юЕШые обозначения см- н та6л. 9.6.
Во II группу7 входят остальные семь скважин ™ 46, 4^, 50; 51 (4204-
4230 м)ь 53, 65, 67, по которым при сопоставлении ИД наблюдалось и
некоторое уменьшение продуктивности во времени. Однако далеко нс
всегда, на наш взгляд, эти материалы могут расцениваться как безус-
ловное подтверждение происходящих существенных деформаций пласта и
смыкания трещин по мере снижения пластового давления.
] нс. 9,7. Сопоставление ИД па 49 (ей и 59 6'7) месторождения Эльдарову
Е [аяенеинк lm. л тексте
По трем скважинам (46„ 4S, 50) после снятия ИД, показавших умень-
шение продуктивностиL и проведения затем СКО были получены в по-
следующем ИД, свидетельствующие, несмотря на продолжающееся паде-
ние пластового давления в залежи, о практически полном восстановлении
их продуктивности и даже превышении того уровня, который был при
наиболее ранних исследованиях, использованных в анализе.
Надо полагать, что если бы предыдущая потеря продуктивности по этим
скважинам была обусловлена деформацией пород и смыканием трещин по
пласту в целом в результате снижения пластового давления* то вряд ли
путем СКО призабойной зоны скважин можно было бы добиться затем
восстановления продуктивности и даже ее увеличения по сравнению с
исходной. Вероятней всего, г[ри строительстве скважин и их эксплуатации
могли происходить засорения забоен скважин (тем более в условиях борьбы
с поглощениями промывочной жидкости* при частично открытых
форамнниферовых отложениях, менее устойчивых, чем верхнемеловые
известняки), отложения солей, смол («том числе в насосно-комлрессорнык
трубах) и другие осложнения. которые татем сравнительно легко устраня-
лись при проке цепни СКО. Отдельные исследования показали существен-
ное увеличение продуктивности скважин даже после простой прокачки
не<1лаи в затрубное пространство, шаблон и рования лифта.
Можно, конечно, предположить еще, например, что Eta стенках скважин и
в ближайших их окрест постих происходили существенные деформации
пород и смыкания трещин, снижающие их продуктивность, которые затем
исправлялись с помощью СКО. Однако тут же встает вопрос, почему в
едком случае но многим другим скважинам о того нс наблюдалось.
По сравнительно высокопродуктивной скв. 6.5 II группы по снятым ИД
'гоже зафиксировано некоторое уменьшение продуктивности, а затем ее
значительное возрастание, но при отсутствии каких-либо сведений о
проведении СКО. При дебите нефти 300 т/сут понижение забойного дав-
ления сначала увеличилось с 0,8 до 1,2 МПа, а затем уменьшилось при-
мерно до 0,3 МПа. Возможно, произошло самоочищение скважины.
Не исключается, конечно, и определенное искажающее влияние не-
точностей в замерах, особенно по высок оде битным скважинам. Тем более,
что нередко спустить глубинные манометры до самого забоя не удавалось
и приходилось экстраполировать замеряемые величины на необходимую
глубину.
По скв. 53 этой группы по результатам исследований тоже зафиксиро-
вано лишь относительно небольшое уменьшение продуктивности (при деби-
те нефти 260 т/сут забойная депрессия давления возросла с 13 до 15 МПа),
как и по сравнительно высокопродуктивной скв. 67 (в период падения плас-
тового давления в залежи). По скв. 51 (42П4-4270 м) но данным исследо-
ваний отмечено очень резкое ухудшение продуктивности за период менее I
года, при падении пластового давления в залежи паЗ.,8 МПа. Возможно,
имели место какие-либо осложнения в работе скважины, вовсе не связан-
ные с деформацией трещиноватой системы, хотя вполне определенно их
назвать затруднительно.
В качестве примера на рис. 9.8 и в табл. 9.7 приведено сопоставление ИД
по скв. 48 и 50, отнесенным к II группе. Первые три ИД, снятые по скв. 48 в
августе 1966 г. - январе 1969 г., показали практически неизменную
продуктивность скважины, несмотря на нацепие давления в залежи за этот
период почти на 30 МПа, Затем, по исследованию в марте 1970 г., было
отмечено существенное уменьшение продуктивности скважины (кривая 4
на рис. 9.8).
Однако в последующем, после проведения СКО, снятые еще три ИД (в
сентябре 1970 г. - ноябре 1972 г.) показали не только восстановление, но и
значительное превышение первоначальной продуктивности скважины,
несмотря ня падение пластового давления в залежи за ото время почта на
12 МПа. Эти последние три ИД, как и первые три, оказались близкими друг
к Дручу по показателям продуктивности скважины (см, рис. 9.8),
Таким образом, по скв. 48 за более чем 6-летний период наблю-
дений отмечено одно эпизодическое уменьшение продуктивности. Но в
конечном итоге благодаря проведенным СКО произошло многократное ее
^4 , МПа
Рн el СопиставлсЕ1ив ИД по с к к. 48 (а) и 50 (fi) месторо-ждс.н и я Эльдарово
ПаЯСНСНИЯ СМ. В TCKiJE^
увеличение по сравнению с первоначальной, несмотря на большое падение
давления в залежи за период наблюдении (более 27 МПа}.
По скв. .50 (см. рис. 9.&J из со поставлен ня ИД следует» что сначала
происходило закономерное уменьшение продуктивности, но затем, после
проведения СКО, продуктивность почти полностью восстановилась.
Гаким образом, по месторождению Эльдарово на основании рассмот-
ренного довольно большого фактического материала можно заключит ь об
Отсутствии вполне определенных данных, которые свидетельствовали бы о
существенной потере продуктивности скважин в результате смыкания
трещин при падении пластового давления. Зафиксированные по резуль-
татам исследований отдельные случаи снижения продуктивности скважин
чаще все 1’о вполне могут быть объяснены встречающимися на практике
осложнениями, связанными с засорением забоя, отложениями солей* смол
и т.д. Они леа"ко ликвидируются с помощью СКО и других мероприятнй.
Аналогичные мято риалы, только в меньшем объеме, бы?! и проанализи-
рованы также по верхнемеловым залежам месторождений Брагуны и
Старогрозненское. В качестве примера на рис. 9.9 и в табл. 9.7 приведено
Рис, 9А Сопоставление ИД по скв. 40-Б (л) и 665 С и с сто р о жл и в и й Брагуны и
Ста р о гроз иене кое
Пияшвння см. и тексте
сопоставление ИД по скв. 40-Б и 665-С этих месторождений. В скв, 40-Б
о февраля 1969 г. ио март 1972 г., по данным исследований, происходило
непрерывное увеличение продуктивности, несмотря на падение пластового
давления н залежи за это время па величину более 16 МПа. Заметим, что в
указанный период по этой скважине проводилась СКО. По- скв. 665-С
в сентябре 1968 г. - августе 1970 г. тоже зафиксировано существенное
возрастание продуктивности при падении пластового давления в залежи на
величину более II Мпа.
В общем по Брагунскому и Старогрозненскому месторождениям полу-
чены примерно такие же, как и по Эл ьда ронскому, выводы об отсутствии
существенного влияния возможной деформации трещиноватых известня-
ков на продуктивность скважин. Во всяком случае ни о какой катастрофи-
ческой ее потере на рассмотренных трех объектах по причине смыкания
трещин при падении пластового давления в процессе разработки нс может
бытъ и речи. Ранее аналогичные заключения были сделаны нами также по
в е рх I ie м ел о вой залежи не фти М ал го бе к- В о з не се н с к о- Ал ию рто некого
месторождения, правда, на основе анализа белее ограниченного факти-
ческого материала. Такне результаты анализа фактических данных хоро-
шо согласуются с общими предс '[‘явлениями об условиях деформации
реальных трещиновато-кавернозных каналов с многочисленными рассредо-
точенными опорными контактами стенок, препятствующими их смыканию.
Выход скважин из сгроя
На грозненских месторождениях, действительно, наблюдался очень
большой выход из строи скважин. бурившихся на верх не- и нижнемеловые
отложения. Однако далеко не очевидна здесь какая-то вполне определен-
ная, однозначная причинная связь между указанным выше очень большим
снижением пластового давления в верхнемеловых залежах и потерей
такого большого числа скважин.
В связи с этим был выполнен дополнительный анализ промысловых
материалов по месторождениям Эльдарово. Старогрозненское, Брагуны.
По верхнемеловым залежам этих месторождений падение пластового дав-
ления ниже гидростатического составляло до 10 МПа, Эти залежи из
объектов с аномально высокими пластовыми давлениями в начальном
состоянии превращались в объекты с аномал ьно низкими пластовыми дав-
лениями в конце периода разработки на истощение.
Необходимые материалы, касающиеся выхода из строя скважин на
указанных месторождениях, были проанализированы на середину 1974 г.
К этому времени по Эльдаровской и (’тарогрозненской залежам были
достигнуты наименьшие значения пластового давления, а по Брагунской
залежи пластовое давление было близко к минимальному значению (всего
на 4 МПа превышало наименьшую достигнутую величину). Таким обра-
зом, на дату анализа вполне могли проявиться отрицательные последствия
снижения пластового давления в залежах, если этим фактором действи-
тельно определялся в существенной мере выход скважин из строя.
Обобщенные данные о ликвидации скважин но грозненским месторож-
дениям приведены в табл. 9.Н. В число анализируемых были включены
скважины, бурившиеся на верхнемеловые и нижнемеловые отложения,
однако последние составляли лишь незначительную часть (менее 10%) как
среди бурившихся скважин, так и среди ликвидированных. Из табл. 9,8
видно, что на рассматриваемых трех месторождениях на середину 1974 г.
было ликвидировано 50 скважин, что составляло более 40% от числа
бурившихся скважин.
Однако из этих 50 скважин бол ьшая половина (29 скважин) была ликви-
дирована еще до вскрытия верхнемсловых отложений* т.е. в процессе
бурения вышележащих отложений, без прямого воздействия на скважины
пониженных пластовых давлений, которые могли возникнуть в верхне-
мел оных залежах к моменту ликвидации скважин.
Кроме того, из числа ликвидированных скважин примерно четверть
скважин вышла из строя при пластовых давлениях в нерхнемеловых зале-
жах, близких к начал елюму (при падении давления в них не более чем на
5-10 МПа), и примерно половина при пластовых давлениях в верхнеме-
234
T;ick'sици 9.Х
Данные о ,чнжвндацни скгшжнн ни грион с н<к н н мсстирожленнян
1 |сШГЩ'>ТЛЪ
Число бури ншм хек скважин
Число ли квищированны * скважин, в том числе:
до вскрытия верх не меловых, залежей
после вскрытия в ср мне мел оных залежей
н процессе бурения, испытания скважин
н процессе эксплуатации скважин
из-за смятия колонн
по другим причинам
при пластовом давлении, близком к
начальному
при значительном падении пластин ого
давления
при пластовом давлении, значительно
fa >л ьше м г ид рос татич с с к ого
при пластовом давлении, близком к
гидростатическому или меньшем его
Число скважин. ликвидированных и о за смятия
К £1-1 031 В, в ТОМ ЧИСЛЕ.
до вскрытия нер к немел оных залежей
после вскрытия верхнемеловых тал ежей
в процессе бурения, испытания скважин
н процессе эксплуатации скважин
при пластовом давлении, близком к
начальному
при значительном падении пластовою
давления
при пластовом давлении, значительно
Гюл ън I,е м г и дроста тм чес к ого
кри пластовом давлении, близком к
M-erixi-pvjwie nste
J m i ; CTnpurpfM- HCHvJWt | Ьрш:у- j H’h i
4К is 38
19 14 17
12 Г2
”1 9
19 9 16
8 6 6
H к 1 1
*1 з
15 11 S3
6 ла и и 12
1 7 5
к 6 б
4 — 4
4 6 2
К 1 м я
=™ 5 |:
L
7 6 4
2 1
6 3
Всею
121
50
29
44
6
20
30
12
38
25
25
20
8
12
!4
6
6
14
гидростатическому или мены л ем его
л а вы к залежах, значительно превышающих гидростатическое (на 7-
К) МПа и более). Лишь 10% ликвидированных скважин по трем место-
рождениям вышли из строя в процессе их эксплуатации, остальные - при
бурении и испытании.
Наконец, из 50 ликвидированных скважин только 20 скважин (40%)
вышли из строя из-за смятия эксплуатационных или технических колонн, в
том числе только 12 скважин (24%) - после вскрытия продуктивных от-
лож-сиий. Остальные скважины были ликвидированы но целому ряду
Других причин — прихват и порыв бурового инструмента, большое искрив-
ление ствола скважины, гюглошение промывочной жидкости с падением
уронкя, открытое фонтанирование или опасность аварийного фонтаниро-
вания. отсутствие притока и др.
Видим, что, действительно, далеко нс все вышедшие из строя скважины
могут быть отнесены к категории ликвидированных по причине боль-
шого снижения пластового давлении в верх не медовых залежах. Вероятно,
в чисто качественном отношении к этой категории .могут относиться лишь
скважины, ликвидированные из-за смятия (слома) экетшуатациоиных или
Габ.-зицз У
Цинймккя выходи ikhuahh Н1 стром ни мест* ирождении* Эльдаров и,
Старое рошанские, Kp^i у нм
Г toim-iih
• тнлятео.п"'. *!•'...:% •. • ••••••••••. ч:л • v: .
Числи скважин, буришш-гил н
н; j х t мм hi и и % ся н i к С Л Л Ъ и Т a i (М si
Числи лмкв11Л18ройан.ных скважин:
абсолютное, шт.
опнки тел ь 11 (R!,
Число скважин, ныбывших in строя
из-за смятий кшонн:
аСкиЛКГГгШС, JH г
относител ы<ое, %
И траста ю i ц ее пиление п.тнгто в ого
давления i М1Ъ н своде
нсрхмсмелмшх чадежей
месторождений:
Эл ма ров-о
Ст и рог роте некие
Брагуны
Ра зм и I in м еж ду те kv i и им пл детин ы м
давлением и гидростатическим
давлением $МПа.|
н своде нс р хне меловых j и ложей
месторождений:
Элъдаройи
С р а р о г р ci s йенское
Брагу ны
<’ О М 2,К
И П (1.3 G.9
г.1 I I 0.5 [ з
22. Я
2 ЯЛ
29.8
22 s 8
20
29.8
20
28
29,8
гехнических колонн. Однако и эта группа скважин требует более диффе-
ренцированного рассмотрения с целью исключения ид псе скважин, выход
которых из строя, возможно, вовсе не связан с падением пластового дав-
ления в залежах. Эти будет сделано ниже.
Сейчас же проанализируем изменение во времени числа ликвидирован-
ных скважин с учетом динамики пластового давления, а также общего
числа оурившихся и находившихся в эксплуатации скважин (табл, 9.9)..
Видим, что в 1972’• 1973 гг. резко возросло общее число ликвидированных
скважин и число скважин, в которых сказались смятыми кодеины. К этому
же периоду времени относится снижение пластового давления в залежах до
н ииме м ьших з на че н и й, падение е го н иже гидр-остати1 ice к ого.
Однако нельзя спешить с заключением, что именно этим обстоятельст-
вом (большим падением давления) объясняется рост абсолютного числа
ликвидированных скважин в указанный период. Дело в том, что во времени^
по мере раэбуривниия месторождений^ возраспого также общее число
скважин, бурившихся на нерхие- и нижнемеловые отложения и
эксплуатировавших верхнем еловые залежи. Поэтому было оценено также
относительное число ликвидированных скважин (в том числе в результате
•siY-y -j ytt-x ледедосдо
• * * UiT*.T^4« •.. %
. . ;гл ..^«.s^u<l¥iW>>№V44iWJ>¥4#»K4*WL4sV««%4« .*>«. ХФХФ*Л^^^^^^К^В*ПЫ < \J> < M. • .. >« . • %• • 5UMAH*W^AM4rt•
’Ti
.;1
".
.Э
.. sxsMiwyv.v. .s.»'",:''A'A4',\.*.s*»s.*лчмшхл<лт.^хт:ч:"« •:
• ЧП”;
..... ,-,'"МЧ<^^в1г1'лл .aiw.*.shuiuikummu*s-i. xh.*«ii% :*- ....%% .••••%•
i 1
1 97: <
CVWIt • s^-Ttt- •."►T.V' tSST»
57
1^,5
I 2 A
I M
51 A
51.1
ЖН
' hb
смятия эксплуатационных колонн) и пропентах от общего числа сква-
жин .находившихся в бурении и эксплуатации (см. табл. 9.9). Получилось,
что процент ликвилнрованньЕх скважин (в том числе за счет смятия колонн)
сЕгачала имел тенденцию к уменьшению, а затем снова возрастал (в там
числе в период 1972-1973 гг.) примерно до тех же максимальных значений,
которые были в начальный период.
Такую динамику относительного числа ликвидированных скважин в
более ранний период в какой-то мере можно объяснить, например,
приобретением опыта проводки скважш< в условиях рассматриваемы*
месторождений, снижением уровня аномально высоких пластовых д аале-
ний. не выпуская из виду при атом не которую условность выполненных
оценок для этого более раннего пер иода ввиду сравнительно небольшого
общего числа скважин, находившихся в бурении и эксплуатации. Что каса*
ется постецпуюшего роста относительного чиста ликвидированных скважш
в более поздний период, то здесь, нерцятно, возможно допустить опре-
деленное кликние аномально низких пластовых давлений по группе скважи!
со смятием колонн, но при условии, как отмечено выше, болег
дифференцировалного рассмотрения скважин этой группы.
1
Таблица 9.10
JmiHbii iifi Скважинам, нынидшим hi стром нз- ta смятнч К№юнв
(Чмяло ~_~: ~/:: ।«. •..•... • ч • .
М&гюрож-
дение
. V V.: П__1 Ш илччф Y-Z1TV % . . М СП иг
Дата лихзн
жш;ы ::алии
Сскп^я-ни^
CKE;.i:+:jмм к
HOMCHTV ihk
вигоням
Ф-акптк
чжая
j ;iyGjiEr:i1
j м
ЕГэденмь ;z:.ih.i слпя кмоненп'
j .1ЦКВНДЯЦНН скважину ME [а
I
!Я!" <м^-- : «•::*•• — — ч.
НИЖи НЗЧЯЛь-
j ниже гвд|Ня.та'
? hihd даяле- н
1ИЧССКОСХ1
5 Н ия !
дая д-тяня
ww:wi*'4'9"..,v •
Эльдар-пн и
1-1Ш Б^рящджя 3854
02.19/4 ' ” 4261
Старо ’
rpQ’JKfH”
.кН I'
66 '
673
674
693
Нагнсти-
тсл^иая
09.1972
Добы и?. н<-
ЩйЧ
46£4
4203
4 ДЮ
43 J I
399 3
Бра гуиы
39
4708
195
11.|9'?2 Бурящаясн 4ЛЖ
..: ч uj?r?iDTW<w?ir4>wrn4> -’•**
i
2.0
1.
0.9
1.8
1,4
Как следует из табл. 9.К, из 20 скважин, ликнпдирп|шшых в результате
смятия колонн, $ ск нажин (40%) вышли из строя до вскрытия верх не.мело-
вых отложений. Сначала будем полагать, что при большом снижении
г г л лет о ног о д явления И- н е р х н с м е л о и ы х з ал с ж а х о г гре д е л е и н ы с подвижки
вышележащих порет могли происходить и быть причиной смятия колонн.
Имеется в виду, в частности, возможная реакция со стороны мощной
та л щи майкопских глин. Поттом у н первом варианте оценок будем рас-
сматривать все указанные 20 скважин, ликвидированные у результате
смятия ко.тонн. (из них 14 - в процессе бурения и испытания и 6 - в процессе
эксплуатации}.
*>
Если учесть далее, что из числа этих скважин в 6 скважинах смятие
колонн произошло при пластовых давлениях в залежах, близких к началь-
ному или значительно превышающих гидростатическое, то подучится, что
только в 14 скважинах смятие колонн с той или иной степенью условности
может связываться с большим па де ее нем пластового давления, в процессе
> к с п л у а г а ц и и з а л с ж е й. Это со ста в л я е т в сс- го II, 6 % от общего числа
бурившихся скнажин и 2^% от общего числа ликвидированных скважин.
Во втором, г го-be тимому, более реальном, варианте оценок были рас-
с м огр е н ь г т ол ь к о те 12 и к в аж и ее , к о г up ы е гид л t г с м ят Ej е и осле век рытия
нерхцемелиных отложений, т.с. при непосредственном воздействии плас-
товых давлений верх не меловых залежей. Из пик 1песть ск нажин были
лнквпдиронаиы н процессе бурения и испытания и еще столько же - в про-
цессе эксплуатации. При а том ra.i двум скважинам (скв. 57 - Эльдарово,
скв. 690- СтаршрознеЕЕСкая) колонша были смяты при пласгоном давлении
к залежах, близком к Егачалыгому или значительно превышающем
тидростагвчеекие.. I to ски. 72 - Эльдарово фактически спущенная и затем
смятая эксплуатационная колонна ыведомо еес соответствовала расчет-
ньгм характеристикам пи прочности.
Uo остальным девяти скважинам* перечисленным и о характер и задан-
ным в табл. 9.10. смятие колонн может в какой-то мере связываться с
аномально низкими пластовыми давлениями в залежах. Но число этих
скважин составляет лишь 7,4% от общего числа бурившихся скнажин и
всего 18% от общего числа скважин, выбывших из строя.
Следует отметить, что из указанных девяти скнажин, смятие колонн в
которых с определенной степенью условности может быть связано с
низкими пластовыми давлениями в верхнемеловых залежах, три скважины
в момент вье ход а из строя находились в бурении и шесть - в эксплуатации,
в том числе четыре использовались как нагнетательные и две - как
добывающие (см. табл, 9Л0).
При этом в большинстве скважин, в том числе во всех нагнетательных,
смятия колонн произошли в интервалах залегания мощной толщи майкоп-
ских глин. Можно предположить и простое появление текучести этих глин в
случае проникновения воды при возможном нарушении герметичности
колонн.
Проанализированные данные показывают, что лишь по очень неболь-
шой части бурившихся и ликвидированных скважин (7,4-11.6% и 18-28%
соответственно) в качестве причины выхода их из строя можно пред-
положить большое снижение пластового давления в верхнемеловых зале-
жах. И это несмотря на то, что не было своевременной целевой разработки
сп епиа л ьных конструкций с к во ж ни дли таких условий, о чем принимались
решения Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений,
а также несмотря на наличие над продуктивными отложениями упомянутой
толщи глин как более пластичных и менее устойчивых пород. Последняя в
какой-то мере аналогична мощной солевой толще в разрезе Тенгизского
месторождения.
Таким образом, острота проблемы проводки и сохранения целостности
скважин по грозненским месторождениям в условиях большого снижения
пл ас i’O во го давления существенно меньше на самом деле, чем могло пока-
заться на первый взгляд, когда лмквидяещя скважин формально связы-
валась н основном с аномальной динамикой давления в верхнемеловых за-
лежах. Возможные затруднения в подобных условиях представляются впол-
не преодолимыми с помощью соответствующих технологических и техни-
ческих реЕиений, включая надлежащие конструкции скважин и способы их
проводки и эксплуатации.
Другие техногенные последствия
В период разработки всрхиемсловых залежей в Грозненском районе
проявлялась некоторая сейсмическая активность, в том числе на Старо -
грозненской площади. Однако вовсе не очевидно, что ее причиной является
разработка указанных залежей. Не было отмечено явных, связанных с
землетрясениями, изменений режимов работы скважин или их повреждений
и прекращения' работы.
Эпицентр землетрясения в районе Старогрозненекого месторождения
определялся на глубине порядка 10 км, что примерно в 2 раза глубже рас-
положении верхнемелоной залежи. Могла проявляться естественная сейс-
234
{-•на к.lklim <sk i kWHui-i ь h uihibinikM регионе, и частности, птмечнлоиь повы-
шение ее в региональной полосе, проходящей из Средней Азии через
Каспийское море в направлении Крыма и Карпат.
Отметим далее, что нал нерхнемелилилми залежами Гро женских место-
рождении без специальных наблюдений не 6 ей л о отмечено проседаний
земной поверхности. Что касается имеющихся снедений о таких явлениях
ею ряду скважин месторождения Б рагу и hi, то методика и надежность их
установления ею совсем яснел. Кроме того, никак нс комментируется воз-
можная их связь с упомянутыми землетрясениями.
Как результат отбора нефти и снижения пластового давления проседа-
ния юмной поверхности более вероятны. Гго-Ешдимому, для неглубока
залегающих объектов, не слишком хилогненных, включающих прослои с
НОВЫ] пенной ГЛШШСТОСТЬКЪ
Гаким образом, егл основе проанализированных выше материалов можно
полагать, что на рассматриваемых месторождениях не возникало каких-
либо чрезвычайных, непреодолимых, катастрофических явлений н связи с
реализацией систем разработки верхне меловых залежей, отличающихся
большим снижением пластового давления в процессе эксплуатации. В таких
условиях целесообразно поддержание пластового давления на уровне
гидростатического. Полученный опыт может быть приме пен еез новых
площадях с подобными объектами, в том числе на месторождении Тенгиз..
9.7. О И.1ИЯНИИ перекрытия трещиноватых пород
зацементированными колоннами на процесс освоения
и продуктивность скважин
Ввиду большой практической важное! и л ого вопроса он был рассмотрен
гг в основном решен уже в самом начале промышленного освоения
всрхЕюмелоЕзых залежей нефти в грозненском нефтеносном райоЕГС. Для
этого использоваипсЕз фактические промысловые данные, .полученные на
месторождении Карабулак-Ачапуки, на котором, как указывалось ранее,
была открыта первая нефтяная залежь в верхнемеловых трещиноватых
известняках. Причем н процессе разведки и освоения этой залежи было
пробурено достаточно много скважин с различной конструкцией их забоев.
В о м е । о । и х случая х ы б о и с кв аж и н обор у до на л е ю.ь за це м е нтиро в ан н ы м и
колоннами, и последующее вскрытие продуктшнгых отложений производи-
лось путем перфорации эксплуатацноннЕлх колонн и цементного кольца.
1 акая конструкция скважин имеет ряд важных преимуществ. Она обеспе-
чивает возможность более детального изучения продуктивной толщи по
разрезу, значительно облегчает и упрощает решение вопросов контроля и
ре j у д и р ов: । в и я п ро цс с с а р а з раб о тки з и л ежей. У к а з а г г н ые о б сто яте л ьства
важны потому, что прслуктн1шые отложения имеют большую толщину и
х ар а к те р и з у юге я : ш а ч ите л ь н ой i re одно р од ность ео по ве рти кали: в р а зре зе
выделяются отдельные интервалы (пачкиг. гидродинамически снизанные
между собой, но имеющие различные коллекторские свойства (см. раз-
дел I}.
24(J
пределеннои i-уститс и расположении трещин и плотности перфо-
Однако петля вопрос о влиянии перекрытия продуктивных отложений
зацементированн1>1ми колоннами на производительность скважин. В случае
обычного пористого коллектора более вероятна пропорциональность
последней плошали фильтрации, т.е. при открытом забое дебит скважины
может быть существенно больше, чем при закрытом., В случае же трещи °
новатого коллектора из-за его специфических особенностей (гораздо мень-
шая густота трещин по сравнению с густотой поровых каналов, большая
пропускная способность трещин и т.д.) указанная зависимость может и не
соблюдаться.
11ри о
рации уменьшение дебита скважины из-за перекрытия ее забоя зацемен-
тированной колонной может быть практически незначительным, гем более
при проведении дополнительны* мероприятий, улучшающих призабойную
зону н стимулирующих приток. Однако следует иметь в виду, что при
цементировании эксплуатационной колонны в скважине, вскрывшей
трещиноватые отложения, вообще могут иметь место более благо-
приятные условия для проникновения цементного раствора в пласт и заку-
порки наиболее крупных трещин, чем в случае пористого коллектора.
Учитывая вероятный характер трещинова тости (продуктивные отложе-
ния рассечены более или менее равномерной сетью в основном мелких
трещин и микротрещин; крупные трещины имеют ограм именную протя-
женность), большую вязкость цементного раствора и вероятную значи-
тельную загрязненность стенок скважины (глинистым раствором, остат-
ками разрушенной породы, наполнителями по борьбе с поглощениями),
полагали, что цементный раствор проникает не слишком глубоко и боль-
шинство закупоренных им трещин может быть вскрыто при помощи
перфорации и специальной обработки призабойной зоны.
В связи с изложенным можно было допуст ить, что влияние перекрытия
продуктивных отложений зацементированными колоннами на производи-
тельность скважин в условиях трещиноватого коллектора должно быть
меньше, чем в условиях пористого.
Кроме того, возникает также вопрос о влиянии перекрытия продуктив-
ных отложений зацементированными колоннами на процесс освоения сква-
жин. Исходя из общих представлений, можно было полагать, что освоение
скважин с закрытым забоем должно быть более сложным и трудоемким.
Однако можно было рассчитывать также па эффективность кумулятивной
перфорации, СКО и других мероприятий.
Ниже проводится укрупненный анализ данных об освоении, испытании и
эксплуатации скважин на верхнемелоной залежи месторождения Кари-
бу лак- А чал уки. Анализ носит в основном качественный характер. Он
пр с дета вл ял о.п редел с пн ы й и н те р е с в вид у з н а читель н ого к о л: и че ства
иегюльзованных фактических данных и в какой-то мере позволил решить
практически очень важный допрос о конструкции скважин, проводимых па
верхнемеловые трещиноватые известняки.
Необходимые материалы рассматривались и анализировались по- 54
пробуренным скважинам. Из них 29 скважин были оборудованы зацемен-
тированными колоннами, а остальные 25 имели открытый забой, Во мно-
J иолица У. I L
Си1кк-|ииясннг huimwiw интсрwioH, niносящихся к Vi пачке разреши
I
UciripiVIbHLIiH HiltTI. ,jsj;se»c.M
Крыли1 ьы в и перекликал b>LbH5 чэс-
I И Ji.l'IUSX
Показатель
:-шкры гьи1
чабой
...„.... _________L...
Количество интер- 13
налов испытания
Количество мнтср- В
валов с СКО <61Л'л।
Количество ннтср- 4
валон с мм ого крат- е50%)
ними СКО (2—С
Кол и чеё г но и I etc р- 2
па л пн, не да ши их (25%)
эффекта после СКО
Количество интер- 6
палов, в которых {75%}
получен эффект от
СКО
1ЛК.рыггЪ1 Й
шхтт-'
та<юй ин тервалон
•эакрьпый открытый ? ltojis
чаСх1й latkifl интервалов
(2(4
пап
(80)
%
4 '4(У) ] (25) 5 г 351
6 5 9
(60) (75} (651
гих скважинах продуктивные отложения испытывали тюинтервально
(в указанных 54 скважинах произведено 115 испытаний).
Чтобы получить более верное представление о влиянии конструкции
забоев скважин на процесс их освоения и продуктивность, необходимо по
возможности учесть также влияние других факторов. Прежде всего надо
учесть изменение коллекторских свойств продуктивных отложений в зави-
симости от положения скважины на структуре и испытываемого интервала
в разрезе продуктивной то j г я ни.
На рассматриваемой залежи трещиноватость и проницаемость извест-
няков значительна уменьшаются на крыльях и переклиналях складки и
изменяются по разрезу. В связи е этим все скважины были разделены на
две группы,, включающие скважины, расположенные в центральной части
залежи и на периферийных участках.
Кроме того, чтобы учест ь изменение коллекторских свойств по разрезу,
по каждой группе скважин Сипли рассмотрены отдельно интервалы испыта-
ния па выделяемым в разрезе пачкам известняка. Однако только в пре-
делах самой нижней VI пачки разреза продуктивные отложения самостоя-
тельно испытывали в скважинах с открытым и закрытым забоем. Поэтому
необходимое сопоставление процесса освоения и результатов испытания
продуктивных отложений в скважинах с закрытым и открытым забоями
было проведено еэ основном только по интервалам, относящимся к этой
пачке.,
Рез у л ь та т з л а на л и з а п р о м ь i с л t) н ы х д a i и i ы х, пол у не i г ее ы х п р и и с п ы та -
нии интервалов V] пачки разреза, приводятся е-; табл..9.11. В пре-
делах этой пачки разреза цридумиппо^ -- —„.. _г
валах 33 скважин.
По месторождению Карабу.т ак-Амапу ки при освоении скважин во
многих случаях для увеличения притока проводили дополнительные мерен
приятия - в основном СКО. В целом по месторождению из 115 интервалов,
в которых испытывали продуктивные отложения, в 73 (63%) применяли
СКО. Они проводились в скважинах как с закрытым, так и с открытым за-
боями и в большинстве случаев давали эффект. Сравнения по скважинам с
открытым и закрытым забоем числа интервалов, в которых проводили
("КО, количества СКО, проводившихся в одном и том же интервале, а так-
же эффективности обработок дают возможность сделать некоторые зак-
лючения о влиянии конструкции забоя скважин на трудность их освоения.
В скважинах с закрытым забоем, расположенных в центральной части
залежи, в 8 интервалах из 13 (61, 5%) VI пачку продуктивных отложений
испытывали с применением СКО. В этих интервалах до проведения СКО
приток жидкости или совсем не был получен, или нс превышал нескольких
кубометров в сутки при работе скважин без штуцера. В большинстве
случаев (75%) в результате СКО скважины были успешно освоены,
Однако в двух интервалах одной и той же скважины увеличения притока не
получено. Нужно отметить, что в четырех интервалах СКО проводилась
многократно (от 2 до 4 раз).
Следует иметь в виду, что отсутствие эффекта от СКО в некоторых
случаях могло быть обусловлено недостатками в технологии их проведения
(ограниченный объем закачиваемой кислоты, низкий темп закачки
и т.д.Р Однако сравнение эффективности СКО по скважинам с закрытым и
открытым забоями представляет’ интерес, так как влияние других фак-
торов на эффективность СКО может быть независимо от конструкции
забоя скважины.
Скважины с открытым забоем, расположенные в центральной части
залежи. в большинстве (четыре из шести) осваивали без применения до-
еюл ните л ъных мероприятий пи интенсификации притока и вводили в
эксплуатацию с большими дебитами.. СКО проводили только в двух
интервалах, из которых при первоначальном испытании нс было получено
притока, В обоих случаях после обработки забоев кислотой скважины
начали фонтанировать. В одном из интервалов СКО проводилась дважды.
Аналогичное сравнение по скважинам, расположенным на периферий
пых участках месторождения, показывает, что влияние конструкции забоев
скважин на процесс их освоения здесь несколько меньше. Из 17 интер-
валов, в которых VI пачку разреза испытывали в скважинах с закрытым
забоем, СКО проводилась в десяти, что составляет 59% от общего числа
интервалов. При первоначальном испытании продуктивных отложений в
этих интервалах в нескольких случаях притока вовсе не было получено, в
остальных он был незначи тельный. В пяти интервалах при освоении сква-
жин СКО проводили но нескольку раз. Тем не менее в четырех из указан-
ных десяти интервалов увеличения притока так и не было получено, а гео
одному интервалу было получено лишь незначительное увеличение при-
токн жидкости. Нс остальным пяти скнажинам (интервалам) ОКО оказа-
лась весьма эффективной; сна привела к увеличению дебита до десят-
ков кубометрон в сутки, часто при значительных противодавлениях на
устье.
В скважинах е открытым забоем, расположенных на крыльевых и пери-
клинальных частях складки, СКО проводили в четырех из (нести интер-
валов. Это сосгннляст 67% от обшего числа испытывавшихся интервалов,
т.е. даже больше. чем но скважинам с закрытым забоем. 13 результате при-
менения СКО к трех случаях было достигнуто значительное увеличение
дебита скважин, а в одном случае увеличения притока не получено. В одном
из интервалов ввиду неэффективности первой проводили повторную СКО,
На основании приведенных данных можно сделать вывод, что в сква-
жинах, забои которых оборудованы зшсс монтированными колоннами,
несколько ухудшаются условия для вызова притока при испытании про-
дуктивных отложений.. Это в некоторой степени усл ожняет процесс освое-
ния. Однако можно полагать, что в большинстве скважины с закрытым
забоем могут быть успешно освоены в подобных условиях при помощи
и зве ст н ы х тех и о л о i ий,
Сделанные выводы относятся к VI пачке разреза, Как указывалось
ранее, несмотря на большое количество данных но месторождению в
полом, их недостаточно, чтобы сделать аналогичные сопоставления по
другим пачкам, Выделяемые в разрезе продуктивной толщи шесть пачек
известняка по продуктивности скважин можно разделить на две группы.
К первой группе могуг быть отнесены II—IV и VI пачки продуктивных
отложений, характеризующиеся более высокими коллекторскими свойст-
вами. Ко второй группе относятся I н V пачки с более низкими коллектор-
скими свойствами. Ввиду того, что коллекторские свойства II-IV пачек
одного порядка с VI пачкой разреза, можно предположить, что сделанные
ранее заключения справе длины также и для этих интервалов продуктивней
толщи, Однако следует отметить, что по скважинам с закрытьем забоем
относительное количество интервалов., в которых проводилась СКО. по II -
IV лачкам несколько больше, чем по VI пачке (80-85% против 60%), По I и
V пачкам оно несколько меньше, чем по II IV, но из пяти интервалов, в
которых проводилась СКО, только в одном было достигнуто более или
м е н се з н а ч и т е л ь н о е у в е л и ч е н и е при то к а ж и д к о ст и. Поз том у м и ж но
предположить, что по зтим интервалам разреза (I и V пачки) ухудшение
ус л о в и й д л я вызова пр ито к а и з<ш обор у д о в а и и я з а боев с к в аж ин
зацементированными колоннами может быть несколько больше, чем по
VI пачке продуктивной толщи,
На основании имевшихся данных было еще более затруднительно полу-
чить более нлн менее четкое представление о влиянии конструкции забоев
скважин на их иродуктиниость. В результате анализа фактических мате-
риалов но скважинам с открытым и закрытым забоями, в которых испы-
тывали VI пачку разреза, могли б гать сдельны лишь некоторые, в основ-
ном качественные за к л гонения. По обеим груштнм скважин (расположен-
ным в центральной части залежи и на периферийных участках) было
Таблица 9,12
С^иоггинлснне процуктнвносгн интервалов, п-гИпснЩнкен к VI пачке pajpeia
1 Юказгггел ь
Центральная часть
залежм
Периферийная чисеъ
ли । ежи
супфытый j накрытым
ЭЗбйЙ j 'tli'li'ld
открытый эакры-|Ъ1.й
чйбой забой.
Количеству испытываемых
интервалов
Относительное число
интервалов
{в %), давших значительный
приток;
до СКО
послу СКО
67 30 50 30
ДЮ 77 83 63
сделано сопоставление результатов испытаний VI пачки разреза при
открытых и закрытых забоях^ до и после проведения СКО (табл. 9J2),
В скважинах с закрытым забоем, расположенных в центральной част и
залежи, при испытании (до проведения СКО) по четырем интервалам, что
составляет 30% от общего числа испытывавшихся интервалов, был
довольно высокий дебит жидкости (от 30 до 120 м-Усут) при противодавле-
нии на устье от 2 до 15 МПа По остальным интервалам в большинстве
случаев притока жидкости или вовсе не было получено, или он не превышал
нескольких кубометров в сутки.
По скважинам с открытым забоем, наоборот, в большинстве (в четырех
из шести) при испытании VI пачки получен значительный дебит (от 50 до
160 м-Усут при противодавлениях на устье до 13 Ml 1а). И только в двух
интервалах. что составляет 33% от общего числа испытаний, притока
практически получено нс было.
После того как по многим скважинам в процессе их освоения была про-
ведена СКО. различие в продуктивности скважин с закрытым и открытым
забоем значительно уменьшилось. Но скважинам с закрытым забоем в
большинстве были большие де биты. Из 13 интервалов в 10 был получен
приток^ составлявший от нескольких десятков до 12(7—160 мУсут при
давлениях на устье от 2 до 13 МПа. Только в трех интервалах (что
составляет 23%) приток так и не был получен или был незначительным.
Причем в одном из этих интервалов с незначительным первоначальным
притоком СКО не проводили. По скважинам с открытым забоем (после
проведения в двух из них СКО) все шесть испытывавшихся интервалов
характеризовались большими дебитами, составлявшими от нескольких
десятков до 220 м-Усут при давлении на устье от 2 до 13 МПа.
Аналогичные результаты были получены при сопоставлении продук-
тивности скважин с закрытым и открытым забоем, расположенных на
периферийных участках месторождения, В скважинах с закрытым забоем
до проведения мероприятий но увеличению притока более или менее
значительные де биты (от Ю до 55 мУсут в основном без штуцера) были
получен ел только в пяти интервалах, что составляет 3()% от общего числа
испытаЕкий. В большинстве же (в остальных 12 интервалах) были неболь-
шие притки (нс- препышающие 10м3/сут) или притока вовсе не было
получено. По скважинам с открытым забоем из шести интервалов поло-
вина характеризовалась незначительными притоками. По остальным трем
интервалам при первоначальном испытании были дебиты от 10 до
80 м5/сут.
После того как при освоении скважин по многим интервалам были про-
ведены СКО, тоже значительно уменьшилось различие в продуктивности
скважин с закрытым и открытым забоем. Из 17 испытывавшихся интер-
валов в скважинах с закрытым забоем в десяти» т.е. в большей половине
интервалов, дебит был от 10 до 70 мэ/сут. В остальных семи интервалах
(что составляет 40% от общего числа испытаний) притоки остались незна-
чительными. Однако необходимо отметить, что в двух из этих интервалов
СКО не проводили. Из шести интервалов, в которых VI пачку испытывали
в скважинах с открытым забоем, после проведения в четырех из них СКО
дебит жидкости в пяти интервалах составлял от 20 до 50 м3/сут и только в
одном интервале приток, остался незначительным и не превышал
нескольких кубометров в сутки.
При рассмотрении результатов проведенного выше анализа необходимо
иметь в виду также следующее. В большинстве случаев толщина интер-
валов VI пачки продуктивных отложений в скважинах с закрытым забоем
была значительно меньше, чем в скважинах с открытым забоем. В сред-
нем по нейтральной части залежи и по периферийным участкам месторож-
дения толщина испытываемых интервалов в скважинах с открытым
забоем больше, чем в скважинах с закрытым забоем, в 2 и 3 раза соответ-
ственно. Кроме этого, выше сравнивалась продуктивность скважин с
закрытым и открытым забоем после проведения СКО в тех и других. Если
же сопоставить производительность скважин с закрытым забоем после
проведения в них СКО и производительность скважин с открытым забоем
до проведения в них каких-либо мероприятий по увеличению притока, то
получится, что в среднем производительность скважин с закрытым забоем
не ниже, а даже несколько выше, чем но скважинам с открытым забоем,
Таким образом, оборудование забоев скважин зацементированными
колоннами приводит к уменьшению их продуктивности. Однако после про-
ведения СКО различие в продуктивности скважин с закрытым и открытым
забоем значительно уменьшается. Во всяком случае порядок величин
дебитов жидкости по скважинам указанных категорий становится прак-
тически г го чти одинаковым, Предполагалось, что улучшение технологии и
техники проведения СКОП а также применение других методов увеличения
притока может обеспечить почти полное восстановление продуктивности
скважин с закрытым забоем.
Общий вывод заключался в том, что оборудование скважин зацемен-
тированными колоннами приводит к некоторому ухудшению условий их
освоения и уменьшению продуктивности. Нов большинстве случаев при
помощи обычных мероприятий по интенсификации притока скважины
могут быть успешно освоены, и продуктивность их в большой мере вос-
становлена, т.е. почти полностью могут быть ликвидированы отрицатель-
246
ные последствия оборудования забоев скважин лицемеитированными
колоннами.
Аналогичные материалы, полученные позднее но другим залежам, пол-
нсстью подтвердили сделанные выше заключения. Больше того, создалось
представление об отсутствии практически какого-либо ущерба про-
дуктивности скважин при применении закрытых конструкций их забоев.
По одной из разведочных скважин месторождения Заманкул наблюдался
даже такой случай; когда после обычной малообъемной СКО открытого
забоя большой толщины (сотни метров) имевшийся небольшой приток
жидкости (5 м3/сут) практически не изменился, а после оборудования забоя
зацементированной эксплуатационной колонной, перфорации в срав-
нительно узком интервале (десятки метров) и закачки кислоты скважина
зафонтанировала с дебитом более 100 м7сут.
Что касается преимуществ закрытой или комбинированной конструкции
забоев скважин, в том числе нагнетательных, в отношении контроля и
регулирования разработки залежей, сокращения добычи воды вместе с
нефтью, то они стали еще более очевидными.
10. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ
ЗАПРОЕКТИРОВАННЫХ СИСТЕМ
РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
Здесь характернее гея степень соответствия запроектированных тех-
нологических показателей и систем разработки залежей фактически
реализованным на практике. Особое внимание уделяется оценке полноты
выработки запасов нефти из продуктивных отложений различными
способами. Характеризуется технико-экономическая эффективность раз-
работки залежей на основе технологических и технико-экономических
показателей, рассчитанных при проектировании промышленной эксплуа-
тации залежей и достигнутых при практической их реализации.
10.1. Сравнительный анализ проектных и фактических
показателей и систем разработки залежей
С этой целью, как и во многих предыдущих случаях, анализируются
данные по наиболее представительным верхнемеловым залежам Мялго-
бек-Вознесенско-Алиюртовскаго, Эльдароыжого, Брагунского и Старо-
грозненского месторождений. При этом но последним трем залежам за
основу берутся первые проектные документы по их промышленной
эксплуатации - технологические схемы, утвержденные в 1969-1971 ггм а
по Малгобек-Вознесенски-Ллшортовской залежи - проект разработки^
утвержденный в 1967 г\, так как составленная ранее (в 1963 г.) другими
авторами технологическая схема разработки этой залежи показала
определенную неточность по ряду показателей и параметров (см. раз-
дел 8).
Длительность периода эксплуатации, в течение которого производится
сопоставление по годам проектных и фактических показателей разработки»
составляет по рассматриваемым залежам от 7 до 9 лет. По Малгобек-
Вознесенско-Аликфтовекой залежи он ограничивается 1974 г., когда по
проекту завершалась в основном разработка залежи. По остальным,
залежам этот период сопосгавления ограничивается 1977 г., так как в 1978
г по решению Миннефтепрома в массовом порядке заново составлялись
проектные документы на эксплуатацию месторождений. По рассмат-
риваемым месторождениям это было сделано в основном уже другими:
авторами.
Однако указанные периоды сопоставлении проектных и фактических
показателей являются достаточно длительными сами по себе и, что
особенно су г цс стели и ю, в основном соответствуют периодам наиболее
активной фактической разработки залежей, за которые было отобрано от
46—56% от НИЗ нефти по Брагунской и М ал гобек- Воз несенско-Ллн юртов -
с к ой залежам до 59-75% — по Эльдаровской и Старогрозненской залежам.
При этом накопленная добыча нефти к концу периодов сопоставления
составила 59-72% от ПИЗ но Брику некой и Эльцаровской залежам и около
98% по Старогрозненской и Малгобек-ВозЕюсенско-Алиюртовской
залежам.
Сравнение проектных и фактических технологических показателей
разработки залежей за указанные периоды их промышленной эксплуатации
представлено в табл. ЮЛ. Заметим сразу же, что по рассматриваемым
залежам, находящимся сейчас в весьма поздней стадии эксплуатации,
произошла определенная корректировка величин начальных геологических
и извлекаемых запасов нефти. С учетом данных СевКавНИШ1нефти в
отличие от принятых при проектировании (см. раздел 8) они оцениваются
равными соатаез’Ствсино (в млн т):
Мал го б и к - В оз несс н с ко- A;i и юрга нс к а я
Эльдаровская
Бра гунс кая
Старо гроз н с н ск ; i я
-7\9 и 51.7
-5?,9 и 37.7
-57.9 я 41,7
-49.6 £5 32,7
По Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской и Эльдаровской залежам
произошло незначительное увеличение запасов {па 2,2 -7,8%), Lio двум
другим залежам из-за изменения параметрон и некоторой корректировки
коэффициента нефтеизвлечения (см. ниже) изменение геологических и
извлекаемых запасов более существенное; по Брагунской залежи в сторону
у в е л и ч е н и я (н а 3 4.9 3 9 % 1, н о Ст и р о гр о з н е н с к о й залежи в ст ор о ну
уменьшения (на 15,5-20,4%). При этом к верхнемеловой Малгобек-
Вознесенско-Алиюртовской залежи не относится нефть, добытая из
технически осложненной скв. 873, как. Ефнпйдлсжащдя, по нашему мнению,
другим отложениям (см. раздел 1 I).
Приведенные выше количественные оценки фактической выработки
запасов по залежам за периоды сопоставления проектных и фактических
показателей разработки и к концу этих периодов, естественно, основы-
ваются на скорректированных величинах НИЗ нефти. Что же касается
сопоставляемых в табл. IQJ темпов разработки залежей, то проектные
величины их заимствованы из соответствующих проектных документов,
т.с, оценены на основе принимавшихся тогда запасов нефти (см. раздел 8).
Фактические же величины темпов разработки залежей оценены на основе
приведенных выше скорректированных цифр запасов.
По Мялгобек-Вознссенско-Алиюртовской залежи, как следует из табл.
10.1 и рис. 10.1, величины проектной и фактической годовой добычи нефти
за рассматриваемый 8 летний период были очень близки между собой.
Происходило только некоторое перераспределение добычи во времени: в
одни годы фактическая добычи нефти была несколько меньше проектной,
в другие - несколько больше. Что касается величин проектной и
фактической нарастаю]цен добычи нефти, то к концу периода сопо-
ставления они практически сшшидили, составлял 50,12 и 50,69 млн т
соответственно. Близки между собой и проектные и фактические темпы
.s ... sv.vmxiw
Таблица 1(J. I
Проектные si фнктичгсжне поьалигли разработки мсрхнемелоыых залежей
грозненских месторождений
Ггп
pa;jpaGOi411
Добыча нефти,, млн т
Обводне hi гость жидкости ; 'й ! Е Hi ил и дпбы«
аяющих скважин
годаяаи иаксишенняя текущая нарастаю- щая Sb
1 3 5
Залежь нефти Малгобск-Возн^сйнско^Алиюртовскогс месторождения
8967
196К
[969
1970
1971
1972
[973
1974
И)
6J7
6,5
5Л7
43
5.13
3,5_
W
2-1
4.56
2,3
2,02
1,4
0.56
0,4
029
28,72
2W
35,22
33J6
39,72
38,29
43,22
11 w <„•••.-.
43,26
46,02
ртп::_. .* • _
• Is;пти
47,82
48J2
49.84
49,72
5 0,4
50 Л 2
50.69
4,8
4,6
12.3
23
30,3
5,1
14,4
13,2
му
19.6
21,6
43,6
216
70.5
54
763
3,3
3,2
5J
11
5,7
3,4
6.6
4.6
7,4
6,3
8,2
8,7
12.5
10.8
Ш
[2.2
40
36
17
35
30
32
>4
^sn .:••
30
22
V^,O.Q I *»
24
17
21
13
19
8_
19
Залежь нефти месторождения Эльдарово
1969 Ж 8>29 0.1 0,02 1*
2,82 7,84 0,5 аа 14
197(1 .3,51 [ 3,8 ].з ад 18
X5I 1 Е.35 0,4 0,7 [6
1971 3,5 15,3 4,4 J 5 22
3,61 14,96 0,9 0,7 19
1972 2,8 [HJ_ 7 9 I 2,4 |.э-е«: 27
3.33 18.29 t,2 0,8 15
[973 -|-л ** ** . 20,6 9.4 3,3 26
т XI — 1г.ГТ 20.63 ад । .1-. Д । ан 16
1974 2,5_ 23Л 11,7 4,3 24
1,92 22.55 0,5 0,7 17
[975 2,0 25,1 14.5 12 23
1.64 24J9 0.5 0,7 [5
|Ъин добы-
чи нефти. % в вд
пт низ
Зякяикя ВПДЬЕ, млн hp
Ч нсл о на) мета - Пластvai>e дад- Падение пластово-
тельнык. cklhdkhh лелие д своде io даклЕния,, МПа
заложи, МПя
вдовая наийшен- ная >
н 9 10 4
нарастаю-
щее
Залежь нефти Мзлгсбс к-В оз иесе н е к о-Ал и юрти век и еу месторождения
13,8
123
[2,8 0,91 0.9 L
9.8
V 0.52 1,43
ге.*ч% «sn
9,9
W 0.59 2,02
9,6 0,02 0.02
5,5 W 2,71
8,8 0.81 0,83
4,6 0,63 3,34
3,9 L75 2,58
2,8 0,56 3,90
1.1 2,05 4.61
0,8 0,47 4,37
0,6 1,71 6,34
10
34,7 у 11.1
35.6 L6 10.2
32,4 23 13.4
35.0 0,6 10h8
30,9 . S|| .saTlHL-Mj, 1,5 14.9
33 h5 1,5
29J .« >ЧЧ 1,2 16Д
32,3 1,2 13.5
2ял 1.0 17,1
31,5 0.8 [4,3
2Й,3 0.4 17.5
.31,8
-0,3
14,0
28,0 0,3 17,8
32,3 -0.5 13,5
27,7 0-3 18,1
32,4 -0,1 13.4
Залежь нефти месторождения Эльдарово
8.0
чтш« •
7,5 —
10,0
9,3 0.01 0,01
10,0 - -
9,6 0,19 0.20
8,0 2,13 2.13
8,8 1,13 1,33
7,1 4,76 6,89
6.2 2,62 3,95
7,1 4,76 11,65
Л*. Ml Ж** *•
5.1 3,68 7,63
5,7 4.76 16,41
4,4 4,37 ] 2,00
]
1
8
•ч
5
12
5
12
8
17
8
41,3 4,6 17,5
4&9 5,0 Ш
35,9 5,4 22,9
•• । j । л ч_
3.5,2 5.7 23,6
30,3 5,6 28,5
30,8 4,4 28,0
27,3 3,0 31,5
Ш И 313
26,6 0,7 32,2
Ч Ч Ч’Я^.ЧЧ . Ч« ’
25,8 1,5 33.0
26,0 0,6 32,8
27 Л -1.5 31.5
26,0 ОД) 32,8
28,6 -1.3 30.2
Таблица 10.1 (продолжение)
Годе
рдлрзГмтси
Добыча нефти. Н71Н т
ОСчюдне н пусть жилкости, %
£
ц
§
Число добы -
лающих ск нажин
1 .‘МЛ ДОбы-
__ . . >« " ' I ' 11 UUW.W-*. v %
•MAWeWM. ’
Закачка нцл^з. млн и' Числю нагиста-
ТСЛЬНЬЕХ СКЦчкЖНН
UVLHJbs 11 IbWM.LUiV.W I • %
Пластовое гзаю Падение гспастово-
л< нен’: н своде го давлении. МПа
4
чэлежи. МПа S
4-|
ГсЛДПВаЯ
ЕЕаклплеиная текущая
нарэстаю-
сцая
ч11 нефти. % в год
от 11 ИЗ
головак накоплен-
ЕГ^Я
2* . ^DC^SWCCC*.
1э поп (одрастаю-
1976 1J 26,8 15,0 ii 21 4.9 4.06 20,47 1? 26,0 0,0 ф •••::••: a 32,8
1J7 25.76 0,4 07 17 4.2 4,60 16,60 ID 316 -2,4 27,8
1977 1,6 28,4 114 6,7 19 4.6 3,9 [ 24,38 П 26.0 0Л 32 Л
1J7 27,33 0,3 0,7 15 4.2 cw^^mvm'.Si.7i " 4,71 2 L ,3 S 11 32,8 1,8 26.0
Залежн нефти местируждения Брагуны
Залежь нефти месторождения Брагуны
1971 3.5 «,89
3,82 9,21
1972 3.01 I L9
e^ezwr^esi <ЖЖЖ>
3,73 12.44
1973 3.0 14,9
3.04 15,98
1974 2,8 17,7
2,3 18,78
1975 2,5 20,2
2.L8 20,96
1976 2,2 22.4
2J4 23.L
1977 1,7 24J
1,43 24,53
] X.) 0,4 ] 1
п уки nvvwcvwv
0,1 0.1 9
2.2 0,9 J3
0,8 0.3 10
3.5 1.4 М
3,8 1.0 Е I
6.2 2,2 17
i4v.“«^гссссчта г *
3.9 1.4 12
9,0 3.1 16
п <тчв*тс емжжяч^в жч^ми
8,3 2.2 ] ]
10,6 3.9 14
8,9 2.8 11
13,7 4,7 12
9,0 3,2 14
0,5
1.0
П Г’|'Г, 0sп *
3,0_
0.61
4.5
1,05
4Ь6
153
4,7
4.5
0.01
9,0
%«ЧМЛ
!,06
13,6
AV IWCVXWflZ^H
3.59
18.3
.1
лг?
ЦI i—L
4
I0
I
13
SVilLMJ^H
4
L3
оэттч^н
4
13
6
51.4
51,2
45,7
44,3
40,4
39,7
36.9
36.7
35.1
35 J
34,0
32,4
34,0
Д Д II s>n
33,4
5,3
4.6
3,5
л мт» ста *
3,0
1-Я
1,6
о,о_
-1,0
21,7
: । ц ««чТгжвЬ^ • • ? вс
21Д
27,4
28 Д
32 J
ЗД4
36,2
36,4
38,0
<Ч№ч11Г^^Е<
38,0
39,1
40,7
39.1
39.7
Залежь нефти Стмригрбэйенского месторождения
Залежь нефти Стйригрозие некого месторождения
1969 4J5 11,47 —— —— 14
4,20 11,53 —— 12
1970 .У? 15.47 0,] 15
4.08 15.61 2 J 0,6 11
1971 3,7 ]9,17 —— 0,1 16
4.06 19,67 5,7 1.7 10
!972 3,4 S««2* 22.57 4.4 0,7 21
4,31 23,98 1.0 *> «1 <cu ж 1,6 rvH <ocrau: 10
1.973 2,75 . ..^. i|| . ^7wW"X 25,32 7.7 1,5 25
3,(15 27.03 9.6 2.6 К1’ГМФГ.7, 10
1974 2.0 27.32 1. ] ,0 2,3 26
2J7 29.2 6.6 ii 10
1975 2.0 ::*>м'"4э'яфдп *д я 29,32 1 L5 10 25
1.53 30,73 1 02 3.3 SSWJfrf,' ]]
ЮЛ
12,8
9.7
12.5
9.0
УЖЯЯ W <й« Ц"**
12,4
8,3
13,2
6,7
9.3
49
6,6
4.9
4,7
:ччта1
0J6
•1 пт
IV4 ° л“
077
4,74
», • 111ЯП *
2.54
5,6
4.0
6.0
4,78
6,4
5ХМ
0.16
тот
^'1, ,'г .р1-'
093
7.66
3,47
1376
%ти • % *>
7.47
19,26
12,25
25,66
Тд29
9
2
14
чпг^:« <<•••
8
15
8
16
9
17
8
47,6
48,9
410
44L4
38,6
39,9
34,6
36,8
34.5
36.4
34.5
•ФГ**’ . *“ “
36.5
34,5
«. v. %*«**fWVrt^K
317
14
7J
4,6
4,5
4,4
>di
4.5
4.0
II
0,1
0.4
-2Д
20,3
19,()
24.9
23,5
29,3
ц: ц
28,0
33.3
31.1
33.4
31.5
314
29Д
Табл ица 10.1 (окончание)
Добыча нефти., млы *
( XiHOJHCHilOCTh :•: m.iklXTH
разработки
яающнл скважин
rCcrL-HLd.H
№KL»I 'LicHira Й
скатив нарастаю-
?!
о
6
2.0
0.46
22
31 „49
При ч с ч и н и с„ В числителе - проектные показатели. в знаменателе
фактические.
отбора нефти, достигающие очень больших величин - до 12-14% в год от
НИЗ нефти.
В отличие от упоминавшейся технологической схемы в проекте раз-
работки указанной верхнем ел о вой залежи достаточно надежно была
запросиозиронана обводненность извлекаемой жидкости. Как видно из табл.
KJ. L неплохо согласуются величины текущей проектной и фактической
обводненности жидкости (за исключением нескольких лет) и очень близки
между собой величины нарастающей обводненности в конце
сопоставляемого периода разработки (Г3,2% ио проекту и 12,2%
фактически).
И к настоящему времени, когда залежь можно считать практически
полностью выработанной (текущая добыча нефти не превышает 10 тыс. т
в год, что менее 0.02% от НИЗ), накопленная обводненность жидкости
<2,
Й< мля г; 2Г %
Хг#, А МЛ*
Рнс. 10,1, Проектные и фактические пуказатсли разработки чале ж и Малгобек*
В cn I гее С .чек <5 Дл и юртоис к о ги м^сто pi )жд С И НК
•£2. It- - ! !\де?Е.1я is накопленная добы'-ui нефти; т| - коэффициент исиильчокания HH-Ji
"t HnpiK'raHHiiiiM обвоз i itj и н-оеть жидкогги'. р - зч'куЩ'СС кластодкк.1 дям.че цис
' - “ HiKk'KTHUL” и фактн* кч к нс »; чкдз&г или есмнтнЕггчтм^гы?
Гемн добы-
ли нефти, Ф. в । од
от НИЗ
Закачка воды, млн м?
нагнета
ПласпЭйСц-оа>- Падение гыастр^О-
ленне в своде го давления, M1U
залежи, МПа
1¥;аыгых скважин
?
:•
Ь
годовая
накоплен-
ная
ИЕС@
2026
40.0
Ж4Й
34J
39,5
составляет менее 20% (при 14% по проекту), Такие небольшие величины:
обводненности извлекаемой жидкости (в отличие от рассчитанных в
технологической схеме и получаемых на платформенных залежах с
гранулярными коллекторами) обусловлены в большей мере принятием в
проекте разработки и реализацией на практике последовательного переноса
в добывающих скважинах интервалов дренирования продуктивных
отложений снизу вверх по мере их обводнения при комбинированной
конструкции забоев скважин (см. раздел Я). В технологической же схеме
разработки рассматриваемой залежи предусматривалось полное вскрытие
продуктивных отложений скважинами с открытым забоем и последо-
вательное отсечение обводняющихся нижних интервалов цементными
мостами, что гораздо менее эффективно в смысле сокращения объемов
поступающей вместе с нефтью пластовой воды.
Как указывалось ранее (см. раздел 8), закачка воды на этой залежи
планировалась в основном не для ППД, а с целью утилизации попутной
пластовой воды, извлекаемой вместе с нефтью. Но^ естественно^ она
должна была способствовать и ППД на несколько более высоком уровне,
что создавало более благоприятные условия для работы скважин и системы
сбора и транспорта добываемой продукции. Действительная накопленная
закачка воды к концу сопоставляемого периода оказалась существенно
больше проектной закачки и объема извлеченной из рассматриваемой
залежи попутной воды с момента начала ее утилизации (см. табл. ЮЛ). Это
может быть обусловлено частичной закачкой в верхнемеловые отложения
также попутных вод других залежей месторождения.
Указанной избыточной закачкой воды в какой-то мере могли быть
обусловлены более высокие фактические уровни пластового давления
в залежи, чем определенные по проекту (см. табл. ЮЛ). Но могли
сказаться также и некоторые погрешности в оценке текущих пластовых
давлений при снижающихся отборах из залежи. Заметим еще, что вви-
ду значительной активности законтурных вод максимальное падение
ила сто ekm -о цшьтсешя в сямой крупной EJ-epxi те меловой залежи Малгобек-
Во1Е1€ес!1ско-'АлиЕОр’.[’ОЕ]ского месторождения не превысило 15 МПа, что
гораздо меньше, чем ни другим рассматриваемым здесь залежам. Как
видно из табл. 10.1. пластовое давление в с иоде залежи (-2100 mJ
оставалось шише гидростатического давления и значительно превышало
давление насыщения нефти газом (20 MFIaj..
Число фактически работаЕощих добывающих и нагнетательных скважин
оказалось несколько больше, чем было запроектировано. что обусловлено,
в частности, переводом на верхне меловую залежь ряда скважин,
б у р и в [ 11 и х с я н а н и жн е м е л о в ы е от л оже н и я. Н а ц о п о д ч ер к и у т ь 7 что
большинство этих скважин поздно вонели в эксплуатацию (в 1969 1972 rr.’j,
добыча нефти по многим из них сравнительно небольшая (от единиц до
десятков тысяч тонн), в специальном их бурении не было необходимости.
Практическая эксплуатация залежи полностью подтвердила правиль-
ность выбора в проек те системы разработки залежи на естественном
упруго-водонапорном режиме при минимальной добыче вместе с нефтью
попутной пластовой воды, сохранении в основном фонтанной эксплуатации
скважин и высоконапорной системы сбора и транспорта добываемой
продукции.
Практическим достижением в конечном счете большой величины
запроектированного коэффициента нефтеизвлечения (0,7) и высоких
технологических и технико-экономических показателей разработки (см.
ниже) подтверждается также правильность выбора по верхнемеловой
залежи Малгобек-Возпесснско-Алиюртовского месторождения. как и цо
другим рассматриваемым здесь залежам, системы разработки, предусмат-
ривающей также эксплуатацию мощной продуктивной толщи одной
довольно редкой сеткой скважин, высокие дебиты скважищ большую
накопленную добычу нефти, приходящуюся на одну скважину, высокие
темпы разработки залежи и др.
В связи с упомянутым некоторым непроизвольным увеличением числа
скнажин фактическая плотность их размещения на верхнемеловой залежи
Мал1т)бек-Вознесенско-Алиюртовского месторождения оказалась несколь-
ко выше проектной (182 104 м-/скв.), но при этом она осталась более чем в
2 раза меньшей но сравнению с примененной на первой введенной в
разработку вер к нс меловой залежи К а рабу л а к-А чал у некого месторождения
(72 Ю4 м-/скв,)р Несколько меньше оказались также средние величины
де битов скважин и суммарной добычи нефти на одну скважину по
сравнению с запроектированными (соответственно 750 т/сут и 0.88 млл т).
Гем не MCEice при этом но многим скважинам фактические добиты были
значительно больше 1000 т/сут, а суммарная добыча нефти превышала
1—2 млп т. По технически осложненной скв. 279 было добыто более 6 млн т
нефти. Фактические темпы разработки залежи, как указывалось выше,
были близки к проектным и достигали более 10% в год от ПИЗ.
Полученные данные СЕшдетельствуют о зщави-гшности подходов и
основных положений, принятых при ир0скгиронаЕ1!1и\ а также о доста*
точной надежности примененной методики прогнозирования показателей
Phs\ 10,2, Проектные и фактические показатели разработки залежи месторождения
Эльдарооо
Условные обозначения см. нарИС. ЮЛ
разработки на базе уравнения упругого материального баланса с учетом
неравномерного распре де ле ним запасов (см. разделы 2. 7), Этот опыт был
широко использован при проектировании и осуществлении разработки
других подобных залежей, прежде всего верхнемеловых залежей на
площадях Эльдарово. Старогнознеиская, Брагуны.
По залежи месторождения Эльдарово практически полностью совпа-
дают величины проектной и.фактической текущей и накопленной добычи
нефти в течение всего 9-летнего периода сравнения показателей
(рис. 10.2), Близки между собой и темпы отбора нефти, так как указанные
выше различия в величинах начальных запасов нефти, принимавшихся при
проектировании и оцененных в настоящее время, сравнительно небольшие.
Максимальные темны разработки составляют около 10% в год от НИЗ
нефти (см. табл. 10.1). При этом за рассматриваемый период добывалась
практически безводная нефть. Фактические величины текущей и
нарастающей обводненности извлекаемой продукции в основном не
превышали 1% при рассчитанных в технологической схеме хоть и очень
Небольших величинах обводненности, но достигавших все же 18,4 и 6,7%
Соответстве нно.
Такое расхождение обусловлено ликвидацией в процессе бурения ряда
при контурных разведочных скважин, которые должны были использо-
ваться в качестве добывающих, переводом в нагнетательные добываю-
щих скв. 50, 51 и 78 (при сравнительно низкой обводненности извлекаемой
продукции 50-60%) и разведочной скв, 66. не доведением но техническим
причинам до проектных глубин ряда добывающих скважин и вскрытием в
них прикровельных интервалов на высоких гипсометрических отметках,
Не и с.к л ю ч е и о та к же, ч то было до п у i цс 11 о не кот ор ос за в ы ше пн с
прогнозных величин обводненности в связи с их оценкой по осредненной
кривой, полученной с учетом фактических данных по в ср хне меловым
з ал е жам М а лгобе к - Возне сснско-А л и юрто иск о i о и Карабул я к - А ча лукского
месторождений (см. раздел 8), где в среднем более значительной была
степень вскрытия скважинами продуктивных отложенни.. С удя по после-
дующей динамике, и к концу раарабе тки накопленная обводненность может
оказаться еуществешю меньше проектной (10,7%).
Что касается закачки воды, то н начале периода сопоставления было
определенное отставание в раз не рты вании системы ППД, а в последние
2 года было даже некоторое превышение фактической закачки воды над
проектной. Фактическая накопленная закачка воды к концу рассмат-
риваемого периода (21,3 млн м*) оказалась несколько меньше проектной
(24.4 млн м3).
При этом в эксплуатации перебывала существенно меньше добываю-
щих и нагнетательных скважин, чем было запроектировано (см. табл. И). 1),
Ито обусловлено прежде всего тем, что продуктивность и приемистость
скважин оказалась выше, чем предполагалось, а ход разработки залежи
с и и д е те л ь ств овал о в о з м ожни с т и j гр и м с и с н и я и бол ее р ед кой сет ки
скважин, чем принятая в схеме (см. раздел 8). В связи с этим. кроме потери
ряда разведочных скважин, было решено отказаться от бурения трех-пяти
проектных добывающих и двух-четырех проектных нагнетательных
скважин. Правда, на верхнему левую залежь было переведено несколько
нижнемезговых скважин, не предусмотренных схемой. Фактические небиты
скважин было до 1000 т/сут и больше в начальный период при средней
величине ММ) т/сут по схеме и составляли в среднем 400 т/сут при
плнстоеюм давлении, близком к давлению насыщения, вместо 300 т/сут по
схеме. Приемистость некоторых нагнетательных скважин достигала 1500—
2000 мА/сут и более при средней проектной величине 750 м-Vcyt. Закачка
велась через насосно-компрсссорные трубы и затрубное пространство.
Полностью подтвердился прогноз поведения пластового давления и в
отношении большой абсолютной величины его падения и в смысле прак-
тически полного совпадения расчетных и фактических величин, во всяком
случае в первые 5—6 лет рассматриваемого периода. Достигнутая в 1973 г.
минимальная величина пластового давления в своде залежи ( 3300 м)
оказалась практически на уровне давления насыщения (25.2 МПа), более
чем на 30 МПа ниже начального давления и примерно на 10 МПа ниже
гидростатического давления. В дальнейшем произошел некоторый подъем
пластового давления при сохраняющихся высоких темпах закачки воды и
пониженных уровнях добычи нефти (см. табл. 10. I). При этом, как
отмечалось выше, суммарная фактическая закачка воды оказалась
несколько меньше проектной. Расчеты динамики пластового давления
получились с определенным запасом прочности. Указанный рост давления
продолжился и в более поздний период.
Заметим, что первые прямые данные о положении ВНК (теперь уже
не начального, а динамического) были получены только через 6 .лет после
открытия залежи и начала ее эксплуатации, во второй половине 1970 г.,
по ска. 50, 66, 53, 78. В 1972 г. обводнился дренировавшийся интервал в
скв. 51. Текущее положение ВНК определилось на гипсометрической
отметке -3800 м. Эти данные подтвердили в общем правильность
при [[итого положения начального ВНК (—40(Ю м) при под счете зап а сон и
составлении технологической схемы разработки на основе косвенных
геол отческих данных и оценочных расчетов.
Разработка залежи была осуществлена, как упоминалось выше,
меньшим числом ск нажин, чем предусматривалось технологической схе-
мой. В связи с □там фактическая средняя плотность размещения скважин
оказалась существенно меньше проектной (300 - 104 м:/скв,), а фактическая
добыча нефти на скважину - больше проектной Щ)9 млн т). По многим
добывающим и нагнетательным скважинам накопленная добыча нефти и
закачка воды превысили 2-3 млн т (м?11 По технически осложненной ска, 58
извлечено более 7 млнт.
Фактическая разработка залежи, практически выработанной к настоя-
щему времени, достижение высокого проектного коэффициента нефтеиз-
влечения (0,7) полностью подтверждают правильность выбранной в
технологической схеме системы ее разработки. В том числе это касается
реализованного на практике проектного решения о полном использовании
упругого запаса замкнутой нефтеводоносной системы для добычи нефти
(см. раздел 8). Упругий запаса, как и получалось по расчетам, составил
более половины НИЗ нефти (см. раздел 9). Это дало возможность быстро
наращивать добычу нефти, выиграть время для развертывания системы
заводнения, в конечном счете - ускорить разработку залежи и удешевить
добычу нефти.
Что касается ряда чисто технических проблем, возникающих яри сниже-
нии пластового давлении до давления насыщения и значительно ниже гид-
ростатического давления, то они в общем оказались вполне преодолимыми.
Но этой причине могли быть смяты эксплуатационные и технические
колонны лишь в единичных скважинах (см. раздел 9), Был приобретен опыт
бурения и ремонта скважин в так их условиях. В частности;, положительные
результаты были получены при бурении верхнемеловых отложений с
поглощением промывочной жидкости (воды) без выхода циркуляции и при
герметизации устья. Условия бурения, работы скважин и системы сбора и
транспорта извлекаемой жидкости могли быть улучшены путем последую-
щей избыточной закачки воды для некоторого подъема пластового
давления (см. разделы 7, 9). По рассматриваемой залежи оно выросло
затем в своде структуры более чем на 3 8 МПа но сравнению с величиной
давления насыщения нефти газом. Отме тим еще, что при минимальной
величине пластового давления, равной давлению насыщения, по добываю-
щим скважинкам не было заметного роста величин газовых факторов.
Наконец, результаты разработки этой залежи подтвердили возможность
дальнейшего разрежения сетки скважин, примерно в 2 раза по сравнению с
Малгобек-Вознссеиско-Алиюртонской залежью. Опытом разработки
г г о ж а л у й, та к же во з м о ж н о сть
при совершенно незначительном
в ме сте с не фт ь ю. И з нл е ч е н и е
быть достигнуто размещением
с в о д о но й ч а сти стр у к ту р ы н
Эльдаровской залежи открывается,
выработки запасов в подобных условиях
извлечении попутной пласпнюй поды
прзктиче ск и бе а в о ц ной в е фти м о ж е т
б о л ь ш и н ст в и до б ы ва ю щ и х скважин в
покрытием в них снраннчсЕшых прикровельных интервалов разрезя-
Рис. 10, J. Проектные и фактические 11।1 к н эдт с л и разработки мл е.ж и месторижденял
Ь Р и гун ы
Условные пГкпначсння см № рис. 10.1
Очень хорошо согласуется проектная и фактическая добыча нефти
также и по Брагунской дележи за рассмотренный 7-летний период сопо-
ставления показателей (рис. 103). Текущая фактическая добыча нефти в
первые 2 года периода (1971-1972 гг.) была несколько болыне проектной, а
в течение трех последних лет (1975-1977 гт.) - несколько меньше
проектной. Что
же касается величин, проектной и фактической накопленной
добычи нефти к концу периода сопоставления (243 и 24,53 млн т
соответственно), то они, как видим, практически совпадают. При этом,
однако, фактические темпы отбора нефти оказались существенно меньше
проектных ввиду отмеченной выше значительной корректировки запасов
нефти в залежи в сторону увеличения, осуществленной после составления
технологической схемы. Гем не менее достигнутый наибольший темп
м
отбора нефти из залежи составляет более 9% в год от НИЗ (см.
табл. 10.1).
Ф ор ма л ь но прое к тна я и фа к т и ч е с к а я о б н о ц не нн ость извлекаемой
жидкости достаточно близки между собой, оставаясь очень небольшими по
ш'
абсолютной величине. К концу периода сопоставления показателей
текущая фактическая н проектная обводненность составляют 9 и 13,7%, а
нарастающая обводненность жид кости - 3.2 и 4,7% сооз ветст нснно, К
этому моменту, как указано выше. из рассматриваемой залежи было
отобрано около 60% от уточненных НИЗ нефти. И к настоящему времени,
к о г да и з з ал е ж и о- гт > б р а н о бол е е 96 % за гт асов не ф ти, н ар аста ющ а я
обводненность жидкости остается меньше проектной величины (10%), т.е.
и по этой залежи подтверждается небольшое запроектированное
извлечение воды в Eiponecce разработки.
Однако следует иметь is виду, что по целому ряду скважин вместе с
нефтью поступала вода пониженной минерализации, причем вскрытые в
этих ск н а ж и на х ните р н а л ы р ас и ол a t ал и с в, к л к п ранил о, з ш и ы со к их
гипсометрических отметках. Установление природы этих вод и источников
поступления оказалось довольно затруднительным. Высказывались
предположения о конденсационных, посторонних водах и др.
dt X ТИ ЧС С К LI Я I <1 К. d ' I Kil 15 1Ц hd 11 1 -:l IE C If 15 t U HU Hut pi sj l M £1 1 p ГЯ flill,- М1Д LJ
[периода оказалась ^жсшнно меньше запроиктированнай (ем. табл.
10.1). R этот период происходило хроническое отставание объемов
з а к а ч и в а е м <) й в о д ы от i а г t р о е к т и ро в а и и ь i х нс л и ч и н. Тс м не менее
фактические величины пластового давления практически полностью
соответствовали проектным. В компе периода фактическое пластовое
давление составляло 33.4 МПа при 34 МПа по технологической схеме. И
годовые проектные и фактические темпы падения пластового давления,
достигавшие более 7 МПа. гоже в течение почти всего периода хорошо
согласонывадись между собой,
Такая динамика пластового давления при значительно меньшей закачке
воды, чем предусматривалось технологической схемой, могла быть
обусловлена перераспределением давления в связи с уменьшением темпа
отбора нефти, начиная с 1972 г., тем более при пониженных коллекторских
свойствах периферийных частей нсфтсвоцоносной системы. Можно
говорить также об изменении упругоемкости системы, которая оказалась
больше, чем предполагалось при составлении технологической схемы.
Полученные в последующем новые данные по скв. 64, 57, 58,. 73
с в ид и г е л ьст в о н а л и, ч г о н а ч ал ьн ы й В И К в за л ежи мог б ы т ь на
гипсометрических отметках - 4850+4900 м, т.е. гораздо ниже, чем было
принято при первоначальном подсчете запасов и составлении техноло-
гической схемы разработки. К концу рассматриваемого периода пластовое
давление в своде залежи (-3900 м) упало даже несколько ниже
минимальной величины, принятой в схеме (34 МПа), и осталось лишь
несколько выше давления насыщения (30-31,5 МПа),
11 р и д то м нар а с т а ю щ е е падение п л а с т о но i о j и а в л е и и я в зале жи
превысило 40 МПа. Текущее пластовое давление оказалось примерно на 10
МПа ниже гидростатического. В последующем темпы закачки воды были
значительно увеличены, что при падающих темпах отбора нефти привело к
существенному росту пластового давления в залежи, более чем на 10 МПа
по сравнению с минимальной величиной. Это благоприятно сказалось на
работе скважин и системы сбора и транспорта извлекаемой продукции.
Фактическое число добывающих и нагнетательных скважин оказалось
существенно меньше проектного. Это обусловлено некоторым отстава-
нием в разбуривании залежи, создании системы Ш1Д, а также более
высокой фактической продуктивностью и приемистостью скважин. Дебиты
добывающих скважин достигал и существенно больше 1СЮ0 т/сут, особенно
и более ранней стадии эксплуатации залежи (при средней проектной
величине ЮТО 450 т/сут), Суммарная добыча нефти по ряду скважин
превысила 1,5-3 млн г. Приемистость отдельных нагнетательных скважин
при закачке через насосно-комирессорные -фубы и чафубное пространство
превышала Ю> 2000 м^’сут при средней проектной величине 1000 мУсут
(см. раздел 8),
В связи с меньшим, чем eici технологической схеме, числом скважин,
пробуренных Hik ылежи, и большими размерами залежи и начальными
запасами нефти в пси по уточнечпюн опенке, фактическая плотность раз-
Рнс- 10.4. Проекта]ые и фактические показатели разработки залежи Старогризиенекого
Mcmip падения
Услоиные .обол паче и ия см. ни peel. ю. I
мещения скважин оказалась существенно меньше, а фактическая удельная
добыча нефти на скважину значительно больше, чем принималось в
технологической схеме (соответственно 350 ~ I04 м- и 1.5 млн т). При этом
полностью подтвердилась высокая эффективность принятой системы
разработки с еще более редким, чем по предыдущим залежам,
размещением скважин. Ожидаемый конечный коэффициент нефтеизвле-
чения оценивается равным 0,72. Оправдалось также полное использование
упругого запаса нефтсводоносной системы для добычи нефти, достигнутое
при снижении пластового давления в залежи практически до величины
давления насыщения,, что существенно меньше гидростатического
давления-
По нерхнемслоной залежи С таро гроз не некого месторождения рас-
сматриваемый 9-летний период сопоставления проектных и фактических
показателей разработки (см. табл. 10,1, рис. 1U.4) тоже характеризуется
сравнительно неплохим их согласованием, хотя здесь сказалась в какой-то
мере упоминавшаяся выше существенная корректировка в сторону
уменьшения начальных запасов нефти после составления технологической
схемы. В первые 2 года периода (1969-1970 гг.) проектная и фактическая
годовая добыча нефти практически совпадают. В последующие 4 года
(1971-1974 гг.) фактическая добыча несколько (в 1972 г. значительно)
больше проектной. В последние 3 года периода (1975-1977 гг.) фактическая
годовая добыча нефти значительно меньше проектной.
Вместе с этим и фактическая накопленная добыча нефти к концу
периода сопоставления показателей (31,^9 млн т) оказалась несколько
меньше проектной (33,32 млн т). Впрочем, иначе и не могло быть, так как
указанная проектная накопленная добыча нефти оказалась больше
переоцененных НИЗ нефти (32,7 млн т). Факта ческам выработка
последних к указшшому моменту составила более 97%. При этом по той же
причине переоценки н сторону уменьшения начальных запасов нефти
фактические темпы разработки залежи оказались существенно выше
проектных,, превысив по абсолютной величине 13%- в год от НИЗ нефти.
262
Относительно секущей обводненности извлекаемой жидкости можно
заметить, что проектные и фактические показатели ее на протяжении
большей части рассматриваемого периода более или менее соответ-
ствовали друг другу, но в последние 2 годя произошло резкое возрастание
фактической обводненности в отличие от проектной (см, табл. 10.1). Это
обусловлено реальным переходом рассматриваемой залежи, оказавшейся
существенно меньшей по запасам нефти, в весьма позднюю стадию
эксплуатации.
Фактическая нарастающая обводненность жидкости к концу периода
сопоставления (5,6%) оказалась при этом лишь несколько больше
проектной (4,2%),. И к настоящему времени, когда залежь практически
ньтрабатаиа, фактическая накопленная обводненность жидкости (11-12%)
остается очень небольшой по абсолютной величине и не слишком
отличается от запроектированной в технологической схеме (8%).
Как указывалось выше, фактически реализованная добыча из залежи к
концу рассматриваемого периода лишь несколько меньше проектной
(примерно на 4%). В то же время объемы текущей и накопленной закачки
воды для ШЩ оказались значительно меньше предусмотренных техно-
логической схемой; К концу периода сопоставления суммарная закачка
(22,69 м л н м ) сое га в и ла лишь ок од । о 60 % от п р ое ктно й вс д и чин ы
(38,46 млн м-). Тем нс менее пластонос давление в залежи, па протяжении
всего периода оставалось несколько выше рассчитанных величин. В данном
случае в прогнозных оценках закачки воды в связи с динамикой пластового
давления были допущены, по-видимому, определенные погрешности, Но
полученный значительный запас прочности был кстати ввиду имевшего
место дефицита времени для создания системы ППД.
В первом квартале 1974 г. пластовое давление в своде залежи (-3500 м)
достигло своего минимального значения (36 МПа), оказавшись лишь
несколько выше давлен им насыщения нефти газом (34,5 МПа) и
существенно ниже гидростатического давления. Нарастающее падение
пластового давления к этому моменту времени составило более 30 МПа. В
.дальнейшемh в результате резкого снижения добычи нефти и сохранения
значительной закачки воды вплоть до 1987 r,L произошло существенное
повышение пластового давления в залежи более чем на 15 МПа по срав-
нению с минимальной величиной. Такой больший подъем давления был,
вероятно, в какой-то мере излишним на столь поздней стации эксплуатации
залежи. Закачку воды можно было прекратить и несколько раньше,
Сравнительный анализ показывает, что фактическое число добывающих
и нагнетательных скважин существенно меньше проектного при более
высокой их продуктивности и приемистости, Уменьшение числа до-
бывающих скважин связано, в частности. с отменой бурения ряда проект-
ных скважин ввиду ин тенсивной эксплуатации залежи и быстрого прод-
вижения ВНК. при существую eq меньших фактических запасах нефти.
Но з гой же причине многие разведочные скважины, которые предпо-
лагалось использовать в качестве добывающих, оказались в заводненной
зоне.
Цебиты добывающих скважин достигали JООО-1500 т/сут и более (при
средних величинах 800 200 т/сут в более ранний и поздний периоды по
схеме). Суммарная добыча нефти по многим скважинам превысила
1-2 млнт, а по некоторым ил них 3-5 млн т (при средней проектной
величине 1,28 млн т/сквА Приемистость нагнетательных скважин при
закачке по насосно-компрессорным трубам и затрубному пространству в
ряде случаев достигала 2500-3000 мл/сут (при принятой средней проектной
величине 1000 м^/сут), Накопленная закачка воды по многим скважинам
превысила 1-2 млн м1. В ряде нагнетательных скважин произошло смятие
эксплуатационных колонн, что вовсе не обязательно связывать с большим
снижением пластового давления в залежи в начальный период ее
эксплуатации (см. раздел 9).
Сложившаяся система разработки рассматриваемой залежи, подобно
Эльдаровской. отличается расположением значительного числа добываю-
щих скважин на высоких гипсометрических отметках и в зоне завершения
разработки, вскрытием почти вл всех скважинах небольших при кро-
вельных интервалов продуктивных отложений, За безводный период
работы скважин отобрано более 90% от общей добычи нефти. При
гипсометрическом положении свода залежи и начального ВНК на отметках
-3500 м и -4250 м наиболее низкое вскрытие продуктивных отложений в
добывающих скважинах было на отметках 3965 -г -3940 м. Получается,
что примерно 50—60% площади и объема залежи не разбуривалось и
непосредственно скважинами не дренировалось. Количество нефти,
извлеченной из скважин с интервалами вскрытия выше изогипсы —36ВД м.
составляет более 50% от всей добычи нефти из залежи и более чем в 20 раз
превышает количество извлекаемой нефти, находившейся в объеме
.залежи выше указанной изогипсы.
Тем не менее, как будет показано в следующем разделе, по результатам
испытаний заводненного объема никаких признаков нефти там обнаружено
не было. В целом результаты разработки Старогрознеской залежи
полностью подтверждают, как и по другим залежам, правильность выбора
системы разработки, отличающейся, с одной стороны, использованием
упругого запася для добычи нефти, а с другой - применением ППД, редкой
сетки скважин, высоких дебитов скважин, темпов разработки залежи,
малым количеством извлекаемой воды и др. Полностью подтвердилась
техническая возможность и технологическая целесообразность
приконтурного заводнения такого типа залежей для ППД.
Что касается полученной по Старогрозненской залежи несколько более
низкой величины коэффициента нефтеизвлечения (0,66) по сравнению с
другими рассмотренными выше залежами (0,70 0,72). то дело здесь,
видимо, просто н точности оценки начальных геологических запасов нефти
при указанной выше их корректировке. По сравнению с принятыми в
технологической схеме они были уменьшены па 15.5%, в то время как
гораздо более надежно оцененные сейчас НИЗ нефти уменьшились на
20,4%. В данном случае получение несколько мен гл лей величины
коэффициента нефтеизвлечения скорее всего носит чисто формальный
характер и вовсе нс свидетельствует с более низкой эффективности
разработки этой залежи. О какой-либо зависимости коэффициента
нефтеизвлечения от плотности сетки скважин или других факторов по
данным рассматриваемых залежей говорить не приходится.
Относительно указанной в табл. 8 Л очень небольшой проектной
длительности разработки залежей (до 20 лет) отметим, что имелись в виду,
конечно.сроки отбора основных запасов нефти. Действительно, за 20 лете
момента открытия залежей фактически было отобрано от 88.3-92.6% НИЗ
нефти но Б рагу некой и Эльдаровской залежам до 98,9-99,3% по Малгобек-
Вознесенско-Алиюрггонской и Старогрозненской залежам. И это при кор-
ректировке запасов нефти в сторону увеличения по большинству рассмат-
риваемых залежей, осуществленной после составления проектных доку-
ментов и наиболее значительной как раз по Брагупсксй и Эльдаровской
залежам. В дальнейшем происходила медленная довыработка оставшихся
небольших прикровсльных частей залежей ограниченным число скважин,
вскрывших прикровсльные интервалы продуктивных отложений и работав-
ших с повышенным содержанием воды в жидкости. Можно добавить здесь,
ч то небольшая верхнемеловая залежь на площади Ахлово была полностью
выработана менее чем за 20 лет,
10.2. Исследования полноты извлечения нефти из залежей
Указанные выше высокие значения коэффициентов нефтеизвлечения
(порядка 0,7), полученные по результатам: разработки залежей, ранее были
лишь проектными величинами, относительно достижения которых нередко
высказывались сомнения ввиду специфических особенностей залежей и
экстремальных параметров принятых систем разработки. Да и в
последующем, когда появилась возможность расчетов коэффициентов
нефтеотдачи по выработанным залежам, иногда высказывались опасения
относительно точности оценки начальных геологических запасов нефти и
т.ц. Поэтому с самого начала первостепенное внимание уделялось оценке
полноты извлечения нефти из залежей всеми доступными методами и
обоснованию возможной величины коэффициента нефтеизвлечения на
основе промысловых данных, теоретических и экспериментальных иссле-
дований, В наибольшем объеме такие материалы были получены по
верхнемеловым залежам месторождений Малгобек-Вознесенско-Алиюр-
тонское, Карабулак-Ачалуки. в более ограниченном гю другим.
Прежде всего но мере эксплуатации залежей анализ про а а лея характер
перемещения ВПК и выполнялись количественные оценки коэффициентов
нефтеизвлечения из заводненных объемов залежей. Фактические промыс-
ловые данные св ид е тс л ьег вов ал и, что в общем происходил достаточно
упорядоченный закономерный надъем ВНК в направлении от крыльев и
периклиналей к сводам структур, как и предусматривалось при проекти-
ровании. Каких-либо локальных прорывов воды к скважинам и по отдель-
ным пачкам продуктивной толщи не наблюдалось независимо от разра-
ботки залежей на естественном упруго-водонапорном режиме или с II[ 1Д
путем приконтурной закачки воды. Высоко дебитные скважины с большой
накопленной добычей нефти обводнялись одновременно с соседними
скважинами, работавшими с гораздо меньшими де бита ми.
Ср ай ни те лыю медленный и равномерный нодьсм ВНК наблюдался на
Эльдаре век ой залежи. При получении первых данных по ряду скважин о
текущем положении ВНК на отметке -3800 м сразу же была выполнена
оценке! заводненного объема зал ежи. со стан и вше го 38% от начального, и
текущего коэффициента нефтеизвлечения из заводненного объема,
получившегося более 0,7. При опенках на следующую, более позднюю
дату, когда текущий ВНК определился на отметке -3690 м, а заводненный
обтаем сосгзЕтдил 60% от начального, коэффициент нефтеотдачи из
зднодненной части залежи был оценок равным 0,747. Как и в других
случаях, расчеты выполнялись с учетом неравномерного распределения
запасов и добычи из незаводненной части залежи за счет упругих сил (см,
разделы 2, 7), Характерно, что длительная работа на этой залежи
упоминавшейся высокодебмтной скв, 58 нс вызвала заметных локальных
деформаций ВНК При суммарном отборе нефти более 7 млнт обводнение
этой скважины произошло в общем в те же сроки, что и соседних скважин
примерно с таким же гипсометрическим положением некрытых интервалов
продуктивны х от л оже н и й.
На Старо грозненской залежи наблюдалась существенная неравномер-
ность в распределении закачки по периметру залежи. На восточной
периклинали было закачано около половины от суммарного об ъема, на
крыльях примерно по 25%, а на западной периклинали всего несколько
процентов. Гем не менее происходил достаточно равномерный подъем
ВНК. без локальных прорывов воды к отдельным скважинам. Принимав-
шееся горизонтальное положение текущего ВНК на Енпсометрической
отметке -3585 м с большой точностью одновременно было зафиксировано
многими скважинами. При атом характерны данные по скв. 670 и 641,
эксплуатировавшимся более 7-К) лет с дебитами до 2050-3300 т/сут. Сум-
марная добыча нефти по ним составила примерно 1/3 от накопленной до-
бычи по залежи в целом. Тем не менее эти скважины обводнялись однов-
ременно со скважинами, имевшими гораздо меньшую добычу нефти. Нап-
ример, по скв, 696. 698 она составила всего 0,3—ОД млн т. Определяющим
фактором одновременного обводнения скважин являлась близость гипсо-
метрического положения некрытых интервалов продуктивных отложений,
что и свидетельствует о равномерности под ъема ВПК- По Старогрозпен-
ской залежи впервые оценка эффективности выработки запасов была
выполнена при величине заЕюднеиного объема более 90% от начального.
Величина коэффициента нефтеизвлечения была оценена ранний 0,64 (при
использовании в расчетах нескорректированной несколько завышенной
величины начальных геологических запасов нефти, см, раздел 9.1).
По за л ежа м та к о го типа е ел и и отм е ч a j i и с ь не к о тор ы е н е ра вно ме рн ы е
п- р с м е п щ i ш я В Н К и з а ка ч и в а е м о й в од ы, то о н и но с и л и бол ы и с не
локальный, а региональный харак тер, легко поддавались регулированию
(см. раздел 31) и не оказывали заметного влияния на псишоту извлечения
нефти при осутцесгвлявшнхея темпах разработки, Гик. ш> верхнемеловой
Рин 10.5. Пилижинни ВНК нср^всмсло-вой залежи Малгобек-Визнссенгко-
A;i и ю рто вс к о го месторождения на начало 197] (D, 1970 г"!). 1969 (./}, 1967 (4J гг. к
jia’iii-'ihHoe положение ВНК (Л)
$
!
£
I залежи месторождения Карабулак-А чалуки в ряде случаев имело место
опережающее продвижение закачиваемой воды вдоль тектонических
нарушений. По верхнемеловой залежи восточного поля месторождения
Хаян-Корт наблюдалось опережающее перемещение ВНК к своду со
стороны северного крыла, где длительное время велась закачка в скв. 9 и
18. Путем переноса нагнетания на восточную периклиналь удалось
стабилизировать ВНК, По Сгарогрознепской залежи наблюдалось
интенсивное перемещение ВНК со стороны восточной периклинали.
В процессе разработки МалгобеК’ВознесснскО’Ллиюртовской залежи»
эксплуатировавшейся в основном на естественном упруго-водонапорном
режиме, наблюдалось опережающее перемещение вторгающейся воды на
периклинальных участках по сравнению с крыльевыми и в верхней части
разреза продуктивной толщи по сравнению с нижней при сохранении
непрерывности поверхности ВНК, который просто принял чашеобразную
форму (рис. 10,5). Особенно активно было вторжение воды со стороны
восточной периклинали. На завершающей стадии эксплуатации этой
залежи в ее сводовой части образовались два участка добычи нефти;
разделенных небольшим синклинальным прогибом. Однако в общем
происходило закономерное стягивание ВНК снизу вверх к сводовой части
структуры, и указанные особенности динамического ВНК не могли оказать
отрицательного влияния на полноту извлечения нефти.
По Мал1юбек-ВознесснС1<с>Ллнюрговской залежи многократно оценива-
лись коэффициенты нефтеотдачи из ее заводненных объемов по мере
увеличения последних в процессе эксплуатации залежи. Методика
р а с чего в, исход н ы е д'а н ны е, п о л уче н н ы е ре з ул ьта ты и их ан а л и 3
представлены в разделе 7. Во всех случаях были получены величины
коэффициента нефтеизвлечения, близкие к проектным (0,7). Отметим еще
по этой залежи, что упоминавшаяся ранее скв.. 279 (с накопленной добычей
нефти более 6 млн т), а также скв. 120, длительное время
э кс е । л у а тиро в а в ш ие ся с д е б ита м и до 15 О 0 20 00 т/сут, о бв одт е ил ис ь
одновременно с соседними скв. 789, 819, 833, 845, которые имели близкие по
гипсометрическим отметкам интервалы дренирования, но работали в
основном с дебатами менее 1000 т/сут и имели гораздо меньшую
накопленную добычу нефти.
По верхнемеловой залежи месторождения Карабул а к-Лчал у ки тоже
многократно опсееивялись коэффициенты нефтеизвлечения из заводненного
объема г Разработка этой залежи осложнялась наличием небольшой
газовой шапки и спидовой части структуры. Гем ввс менее расчетные
величины коэффициента нефтеотдачи были 0,6-(к7,
Далее с целью контроля эффективности выработки запасов произ-
водились прямые испытания скважинами заводненных объемов залежей.
Всего на различных месторождениях (кроме Заманкули) было испытано
более 100 интервалов верхнемеловых отложений более чем в 70 сква-
жинах. Эти скважины, расположенные на различных участках залежей, в
бол ып и пегие нс работали ци проведения указанных испытаний, во многих
из них испытывались по два и даже три интервала. Некоторые скважины
вообще не эксплуатировались- ни до. ни после проведения испытаний..
В основном опробования продуктивных отложений в заводненном объеме
производились по скважинам, которые бурились как добывающие или
разведочные на верхнемиловые (или нижезалегвющие) отложения. Кроме
того, были пробурены специальные оценочные скв. 91, 154 на Карабулак-
Дчалукокой и скв. 893 па Малгобек-Вознесенско-Ллиюртовской
залежах,
Как правило, с достаточной определенностью можно было говорить, ^гго
интервалы опробования находились не только выше начального ВНК, но
также ниже текущего ВНК, оцениваемого по соседним скважинам. Важно
подчеркнуты чти во многих скважинах испытывали также нижнюю часть
продуктивной толщи (V—VI пачки), где могли быть более сложные условия
для выработки запасов ввиду дренировании в большинстве скважин
верхних интервалов и некоторой неоднородности отложений ио разрезу.
Расстояния от скважин, в которых опробовались продуктивные отложения
в заводненном объеме, до соседних скважин, находившихся в эксплуатации,
составляли до 1-3 км и более.
В результате проведенных опробований продуктивных отложении в
заводненных объемах прак тически не было получено данных, которые бы
свидетельствовали о существенных потерях нефти в залежах после
прохождении ВНК. В подавляющем большинстве испытанных в скважинах
интервалов (порядка 80%) были получены притоки только пластовой воды с
дебитами в основном от десятков до сотен м-’/сут. И только примерно в
двух десятках сл учаев, относящихся к Карабулак-А чал укскон и Малгобек-
Вознссенско-Алиюртовской залежам, из скважин (интервалов) вместе с
водой поступило небольшое количество нефти - в основном до 2-10% от
дебита жидкости (и нескольких случаях - до 40-50%). Однако ввиду
быстрого обводнения суммарЕ^ая добыча нефти гю этим скважинам не
могла быть значительной. В ряде случаев испытывавшиеся интервалы
частично могли находиться в пределах текущш о ВНК. Не было ни одного
случая, чтобы и заводненном объеме была получена чистая нефть.
Можно подчеркнуть, что по таким залежам, как Зльдаронская, Старо-
грозненекая, при испытаниях в скважинах заводненных объемов получали
только пластовую воду без признаков нефти. Вирхнемелоная залежь
месторождения Заманкул нс рассматривается здесь в ряду с другими ввиду
се специфических характеристик и особенностей разработки (см. раз-
j дел 9.2).
26К
Весьма показательны рс аул ьтаты, полу nei i eh»jc на Малгобек-Возне-
сенско-А-чнюртонекой залежи но скв. 142. В апреле 1961 г. она была
введена в эксплуатацию с интервала в нижней части VI пачки прсдук-
тинных отложений сабе о л ют и ые отметки -2603-г—26 34 м) с дебитом чистой
нефти 41Ю т/сут. В августе 1962 г. в продукции скважины появилась вода
(не характерная для всрхнемелоных отложений), содержание которой к
марту 1963 г. увеличились до 21%. С этого времени скважина не эксплуа-
тировалась в связи с проведением ремонтных работ по устранению
негерметичности эксплуатационной колонны. После их завершения при
повторном испытании в декабре 1963 г. был получен приток верхнемеловой
пластовой воды с дебитом 90 м^/сут. Это означает, что, несмотря на
остановку скважины, подъем BI IK в месте ее расположения продолжался в
связи с эксплуатацией залежи в целом, что привело к полному обводнению
указанного выше интервала дренирования. Расстояния до соседних
работающих скв. 143, 360. 793, Я05 составляли 0,8 3^8 км.
В оценочной скв, 893 в октябре 1970 г. январе 1971 г были испытаны
четыре интервала ироду ктмвных отложений. В трех нижних интервал ах,
относящихся к V, IV и III пачкам продуктивной толщи, были получены
притоки пластовой воды с де битам и до 100—130 м-я/сут. Гипсометрические
отметки этих интервалов изменяются от-2251 до-2206 м при принятой
отметке начального ВНК -2650 м. С четвертого интервала, оказавшегося
в пределах текущего ВНК. скважина была сдана в эксплуатацию. Это -
прикровельный интервал (1-II пачки) с гипсометрическими отметками от
20Н4 до -2123 м, Выл [юлучен приток чистой нефти с дебитом 260 т/сут,
Особый интерес представляют приведенные в табл. 10.2 данные об
испытаниях заводненного объема по Старо гроз не нс к ой залежи. И дело не
только в том. что каких-либо притоков нефти ни в одном случае получено
ею было и в скважины поступала пластовая вода с дебитами до
350-600 м-Усут. Важно подчеркнуть, что практически во всех случаях
интервалы испытания располагались ниже гипсометрических отметок
-394(h- 3965 м, т.е. относились к частям залежи, которые, как упоминалось
в разделе 10.1, непосредственно скважинами не дренировались,
Проводились также специальные наблюдения за обводнявшимися
скважинами (интервалами) с целью выявления возможных накоплений
нефти, которые могли быть установлены, в частности, по росту устьевых
давлений в остановленных скважинах. Такие материалы были систематю
зированы в основном по Малгобек-Во:щссснско-Алиюртовской< а также по
Карабулак-Ачалукской залежам, характеризовали преимущественно более
ранний период их эксплуатации и относились более чем к 80 интервалам
продуктивных отложений, дренировавшимся более чем в 70 скважинах. В
наблюдаемых скважинах были вскрыты в основном верхние пачки
продуктивных отложений. Длительность наблюдений составляла от
нескольких .месяцев до 6 10 лет.
При этом примерло только половина интервалов характеризовалась
практически полным обводнением жидкости перед закрытием скважин, по
другой половине дренирование интервалов было прекращено при
обводненности жидкости 26-98%. Тем не менее интервалы, по которым