CC BY
17метров, сочетание которых может усилить эффективность нестационарного воздействия. На примере скважин, эксплуатирующих юрские отложения Ватьеганского, Грибного и По-вховского месторождений, удалось установить, что вероятность получения больших значений дополнительной добычи нефти выше при условии, что пласт, вскрытый реагирующей добывающей скважиной, характеризуется следующими геолого-физическими параметрами:
• расчлененность разреза составляет 1-2 ед.;
• средняя толщина нефтенасыщенных пропластков 5-7 м;
• доля участия низкопроницаемых пропластков 0,5-0,6 д.ед.
Косвенными критериями могут служить также проницаемость и гидропроводность пласта в районе реагирующей скважины.
Установлены оптимальные сроки для периодов отключения и включения нагнетательных скважин, например, для месторождения Грибное рекомендуются периодические остановки нагнетательных скважин в 30-120 суток. Для месторождения Повховское более эффективны короткие остановки (14 - 30 суток). Для месторождения Ватьеганское наилучшим будут длительные остановки (более 100 суток).
Данное исследование может быть использовано при подборе нагнетательных скважин -кандидатов для внедрения технологии нестационарного воздействия с высокой вероятностью получения наибольшей дополнительной добычей нефти, а также прогноза эффективности нестационарного заводнения на том или ином участке.
Список литературы
1. Сургучев М. Л., Цынкова О. Э. О нестационарных режимах заводнения нефтяных пластов// Нефтяное хозяйство. - М., - 1983. № 7. - С.26-38.
2. Владимиров И. В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы) // - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - С.11-27.
3. Казаков А. А. Некоторые замечания по поводу методов оценки технологической эффективности различных геолого-технологических мероприятий // Нефтяное хозяйство. - N° 5.-1999.
Сведения об авторах
Телегин Игорь Григорьевич, к.ф.-м.н., инженер, Институт водных и экологических проблем СО РАН тел.:8(3452)632391, е-mail: [email protected]
Ваганов Лев Александрович, ассистент, Тюменский государственный нефтегазовый университет», тел.: 8(3452)28-16-44, е-mail: [email protected]
Telgin I. G., Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, engineer, Institute of Aqueous and Ecology Problems, SB RAS, phone: 8(3452)632391, е-mail: [email protected]
Vaganov L. A., post graduate student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)28-16-44, е-mail: [email protected]
УДК 004.415
АЛГОРИТМ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА В СИСТЕМЕ НЕПОЛНОТЫ ИНФОРМАЦИИ
ALGORITHM OF FORMATION FILTRATION CHARACTERISTICS PREDICTION IN THE SYSTEM OF DATA INCOMPLETENESS
Ю. Е. Катанов
Yu. E. Katanov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: призабойная зона пласта, область дренирования скважины Key words: formation bottomhole area, well drainage area
Предлагается последовательность обработки результатов исследований на установившихся режимах фильтрации жидкости.
1. Изменяют режим работы пласта (4-5 режимов) и на каждом режиме определяют параметры "Q -Ap1 = Pm - P3a6. 1" ... " Qn -Apn = Ptlm - P3Clôn ".
2. По полученным данным строят индикаторную диаграмму в координатах Q — &p .
3. Проводят качественную интерпретацию индикаторной диаграммы:
• однофазная фильтрация жидкости в однородном пласте при ламинарном течении;
• двухфазная фильтрация жидкости (нефть и свободный газ) в однородном пласте при ламинарном течении;
• однофазная фильтрация жидкости в трещиноватых пластах при ламинарном течении;
• однофазная фильтрация жидкости в однородном пласте при переходе от ламинарного течения к турбулентному.
Индикаторная диаграмма прямолинейная.
1. По индикаторной диаграмме произвольно находят две удаленные точки с координатами Дрь0! и Др2,02-
2. Определяют коэффициент продуктивности скважины:
К = 02 01 , м3/(сут МПа).
4Р2 -ДР1
3. Определяют коэффициент проницаемости пласта в призабойной его зоне:
/- 1п ^
к =-, м2.
2-ж - к
4. Определяют коэффициент подвижности жидкости (нефти) в пласте:
1п
к _ гсп
, м2/Па-с. / 2-ж-к
5.Определяют коэффициент гидропроводности пласта:
1п
= _*»., м3/Па с. / 2-ж
Индикаторная диаграмма криволинейная — двухфазная фильтрация жидкости в однородном пласте.
Уравнение индикаторной линии записывают в виде
Рпл - Рзаб = А - 0 + в - е2,
где А и В — постоянные численные коэффициенты.
Для спрямления индикаторной линии ее строят в координатах:
" ^Р - /(0)", где А = л - 1п^ , В = х&а .
0 2-ж-к - к ГсП
Разработана вычислительная программа, цель — расчет фильтрационных характеристик пласта в призабойной зоне и зоне дренирования скважины, блок-схема которой представлена на рисунке.
Сущность метода исследований скважин при неустановившихся режимах заключается в изменении режима эксплуатации скважины и регистрации изменения забойного давления во времени. Уравнение изменения перепада давления во времени имеет вид
AP(t) =
Q■ и-ь
4 • п •к • h
н •Ы2,25/ Ж + Q•И -Ьн •lnt, или АР(г) = A + B• 1п г,
4-п-k•h
где Ьн — объемный коэффициент нефти; А =
Q• и А х
4 • п •к ^
В =
Q• и •Ьн
4 • п •к ^
\
г
сп
2
г
сп
Рисунок. Блок-схема реализации вычислительной программы
Последовательность обработки результатов исследований такова.
1. Спускают в скважину глубинный дифференциальный манометр.
2. Резко останавливают или пускают скважину в эксплуатацию.
3. Измеряют с помощью дифференциального манометра значения забойного давления во времени.
4. Определяют (РГ1Л -Р3аб.1) = /(?г) .
5. Строят график зависимости АР = /(1п /) .
6. Проводят обработку данных кривых восстановления давления (КВД):
В = ^р = -АР2-АР1 _ 0-/-Ън _
1п^ - 1п^ 4-ж-к-к 4-ж-е
Снижение производительности скважин и их малодебитность может быть обусловлена естественными факторами (низкая проницаемость пород, малая толщина пласта и высокая вязкость нефти) и искусственными, связанными с загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП) в процессе бурения и эксплуатации.
Если низкий дебит скважины обусловлен эксплуатационными причинами, то прежде всего необходимо проводить работы по восстановлению коэффициента продуктивности скважины.
Состояние ПЗП определяется коэффициентом гидродинамического совершенства скважины при соответствующем техническом вскрытии пласта бурением, перфорацией и изменением ПЗП в процессе эксплуатации. Методика оценки состояния ПЗП после вскрытия пласта при первичном освоении включает следующие этапы:
1) вызов притока из пласта известными способами с регулярным почасовым замером дебита скважины до стабилизации значений дебита по жидкости во времени, то есть 0 = / (0;
2) проведение исследований для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины на данный период, принимаемого за характеристику состояния ПЗП после освоения скважины;
3) длительное извлечение нефти из пласта (5-30 сут) с регулярным отбором проб нефти (от 5 - 24 раз в сутки) для анализа содержания в ней фильтрата, глины или бурового раствора. В этот период, как правило, происходят самопроизвольная очистка и улучшение проницаемости ПЗП и, как следствие, увеличение коэффициента продуктивности скважины. Частичная самопроизвольная очистка ПЗП происходит во время освоения или исследования скважины в течение 1 - 3 сут., а также при кратковременном периоде ее эксплуатации, а полная - в течение 10 - 40 сут.;
4) гидродинамические исследования для оценки состояния ПЗП, а также анализ и использование результатов ранее выполненных испытаний скважин для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины. Результаты расчетов покажут, какому состоянию соответствует ПЗП — промежуточной или полной самопроизвольной очистке;
5) выбор способа при проведении принудительной очистки ПЗП, в качестве которого могут быть:
• интенсивное гидровоздействие путем периодического создания депрессий и репрессий с использованием пластовой нефти или создания на пласт большой депрессии и др.;
• проведение обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ или растворителями, не разрушающими породу;
• проведение кислотной обработки для растворения веществ, загрязняющих ПЗП;
6) освоение скважины и гидродинамические исследования после принудительной очистки ПЗП.
Для качественной оценки гидродинамического совершенства скважины при оценке состояния ПЗП принимается формула
, Яг
К ПЗП • '
р = -
ктп -1п-
кпл
V
'с.прив
где р — коэффициент гидродинамического совершенства скважины; — проницаемость призабойной зоны пласта, определяемая по результатам исследования скважин на устано-
вившихся режимах; кпл — проницаемость пласта в объеме дренирования скважины (в удаленной зоне пласта), определяемая по результатам исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации; Л — радиус контура питания скважины; Тс — радиус скважины по долоту; Тсприв — приведенный радиус скважины, определяемый по исследованию
скважин на неустановившихся режимах.
Для количественной оценки ухудшения свойств ПЗП используют понятие "скин-фактор" и определяют фактический радиус загрязненной зоны пласта. Скин-фактор (5 ) представляет часть общей депрессии на пласт, которая расходуется на преодоление дополнительных фильтрационных сопротивлений в зоне с ухудшенными свойствами пласта. Определение скин-фактора (его знака и значения) позволяет решить практические задачи:
• оценить состояние ПЗП скважины в любой момент ее эксплуатации;
• ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;
• планировать геолого-технические мероприятия (ГТМ), направленные на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ);
• судить об эффективности ГТМ по значениям скин-фактора, определенным до и после проведения ГТМ.
Скин-фактор определяют по формуле
£ и 1,151-
Рк - Рс (О В
- 1смТ - 1СЕ4 + 3,23
где t = 1 ч ; Т — общее время работы скважины с постоянным дебитом до ее остановки перед снятием КВД.
Радиус загрязненной зоны определяют по формуле
г загр д/4 - X- е
загр
где
—
загр
время распространения давления в границах загрязненной зоны:
е
Т
загр 10с(0 -1
где с() — координация проекции прямолинейного участка графика на ось абсцисс, пере-
Т + (
строенного в координатах " Рс (?) - -" .
Минимальный объем закачки реагента для улучшения свойств ПЗП определяют по формуле
С" и я-Гагр - ГС ) - h-m + 0,2,
г
с
где к — эффективная толщина пласта, м; Ж — коэффициент пористости пласта.
Фильтрационные коэффициенты А и В, полученные по этой модели, характеризуют только сам пласт и позволяют рассчитать абсолютно свободный дебит газа, оценить проводимость пласта, подвижность газа и проницаемость пород.
Обработка данных установившихся отборов проводится при наличии и отсутствии данных о текущем пластовом давлении. Автоматическим подбором величины пластового давления достигается линейность индикаторной кривой в рассматриваемых координатах.
От точности оценки текущего пластового давления зависит правильность определения фильтрационных характеристик пласта.
Список литературы
1. Стрекалов А. В. Расчет режима совместной эксплуатации нескольких гидродинамически изолированных пластов/ А. В. Стрекалов, А. Б. Рублев// Известия вузов. Нефть и газ. - 2004. №6. - С. 28-41.
2. Трофимов А. С. Анализ и перспективы внедрения методов увеличения нефтеотдачи юрских отложений (на примере Ершовского месторождения) / А. С. Трофимов, С. И. Грачев, А. Б. Рублев, И. Д. Галимьянов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. - С. 56-60.
3. Пьянкова Е. М. Гидродинамические исследования накопления жидкости в скважинах сложного профиля / Е. М. Пьянкова, М. Л. Карнаухов, С. В. Кисев, А. В. Другов, А. Б. Рублев // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. -С. 42-46.
4. Рублев А. Б. Анализ методов воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского месторождения/ А. Б. Рублев, Н. А. Григорьева // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. - С. 46-49.
5. Трофимов А. С. Повышение нефтеотдачи юрских залежей на ранней стадии разработки (на примере Западно-Асомкинского месторождения) / А. С. Трофимов, Н. Н. Андреева, И. Д. Галимьянов, А. Б. Рублев // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. - С. 53-56.
Сведения об авторе
Катанов Юрий Евгеньевич, ассистент кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 89068234175
Katanov Yu.Ye., post gradúate student of the chair «Modeling and management of oil and gas production processes», Tyumen State oil and Gas University, phone: 89068234175
УДК 622.276
ТЕХНОЛОГИЯ АКУСТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОБВОДНЕННЫЙ
НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ
TECHNOLOGY OF ACOUSTIC STIMULATION OF THE WATER-ENCROACHED
OIL DEPOSIT
Н. В. Шаталова, Ю. А. Савиных
N. V. Shatalova, Yu. A. Savinykh
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: четвертьволновой резонатор, стоячая волна, частотный спектр звуковых колебаний, гидроизолирующий гель, фронт заводнения
Key words: quarter-wavelength resonator, stationary wave, frequency content of sound vibrations,
hydro-sealing gel, floodfront
На поздней стадии эксплуатации остро встают проблемы обводнения нефтяных месторождений, сопровождающиеся снижением дебита нефти и ухудшением ее качества.
С целью максимального извлечения нефти из недр применяются различные способы воздействия на пласт. В системе ППД для стимулирования нефтеотдачи применяются методы регулирования охвата пласта заводнением. Многие из них сопровождаются манипуляциями с давлением закачиваемой в пласт воды (нестационарное заводнение, ГРП). При этом возникают прорывы технической воды от нагнетательной к добывающим скважинам по наиболее проницаемым пропласткам и трещинам, созданным гидрорзрывами, что сопровождается неравномерностью фронта заводнения и увеличением обводненности продукции.
Наиболее перспективными методами, позволяющими наряду с увеличением нефтеотдачи добиваться улучшения качества добываемой нефти, являются методы, связанные с гидроизоляцией обводненных участков пласта при помощи создания полимерных гидроизолирующих пробок.
Существующие методы обладают рядом недостатков, не обеспечивая должной эффективности и селективности гидроизоляции вследствие различных физико-химических процессов внутри пласта.
Устранить перечисленные недостатки возможно применением акустического метода воздействия на пласт [3].
Метод основан на теоретическом положении акустики, согласно которому в призабой-ной зоне нагнетательной скважины всегда существуют звуковые волны, возникающие при истечении закачиваемой в пласт технической воды, а также в результате вибраций, вызванных работой ЭЦН, кавитации, турбулентных процессов [1].
Спектр акустических колебаний лежит в области низких частот.
