CC BY
1842
УДК 622.276 (075.8)
В.А. Лушпеев1, O.A. Лушпеева1, О.В. Тюкавкина1, В.И. Стреляев2
'Сургутский институт нефти и газа (филиал) Тюменского государственного нефтегазового университета, Сургут
2Национальный исследовательский Томский государственный университет, Томск [email protected], ¡шкрееуа@тай.ги, [email protected], [email protected]
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН
Основные объекты эксплуатации крупных месторождений Западной Сибири находятся на завершающей стадии разработки, которая характеризуется высокой обводненностью продукции добывающих скважин, низким темпом отбора нефти. Основной причиной обводнения добывающих скважин является прорыв воды из нагнетательных скважин и конусообразование в залежах с подошвенной водой. В работе приведена методика определения причин обводнения скважин, позволяющая рассчитать, при каких режимах работы скважин возможно предупредить преждевременный прорыв подошвенной воды и продлить безводный период эксплуатации.
Ключевые слова: конусообразование, подошвенная вода, добывающие и нагнетательные скважины, предельный дебит.
При эксплуатации нефтяных скважин с подошвенной водой проявляется тенденция к деформированию поверхности раздела двух фаз, которая принимает холмообразный вид, образуя конусы воды. При некоторых установившихся условиях отбора деформированные поверхности раздела находятся в равновесии (Рис. 1а) и не оказывают существенного влияния на приток добываемого флюида к скважине.
Равновесие характеризуется предельным дебитом, превышение которого приводит к прорыву воды в скважину (Рис. 1б). В случае если дебит скважины не превышает предельного значения, то прорыв воды произойдет лишь при достижении вершиной конуса интервала перфорации, за счет общего поднятия ВНК. Величина пре-
дельного дебита зависит от физических свойств пласта, жидкостей и относительного вскрытия продуктивной части пласта. В пластах с малой проницаемостью вдоль напластования реализация предельных дебитов ввиду их малости экономически не выгодна. Также не выгодна эксплуатация скважин и с максимально возможным дебитом, так как вода быстро прорывается в скважину, и начинается совместный приток нефти и воды.
Скважина, остановленная по причине высокой обводненности, может быть запущенна повторно с прежними дебитами по нефти. Это объясняется тем, что после остановки скважины, через некоторое время, вследствие перераспределения давления и силы тяжести, конус воды опускается не изменяя остаточной нефтенасыщенности в обла-
Окончание статьи H.H. Тимоиииой, H.H. Никоиоеа «Стратегия развития нефтегазового комплекса Республики Коми»
Бондаренко Л.Г., Герасимов H.H., Тимонина H.H. Развитию отрасли мешают проблемы, давно требующие решения. Регион. 2009. № 4. C.3-7.
Боровинских А.П., Гайдеек В.И., Аминов Л.З., Тимонина H.H. и др. Стратегия развития минерально-сырьевой базы углеводородов. Горный журнал. 2007. № 3. C.52-56.
Геология природных углеводородов европейского Севера России (флюидные углеводородные системы). Л.А.Анищенко, Л.З.А-минов, В.А.Дедеев и др.; Отв.ред. В.А.Дедеев, Л.З.Аминов. УрО РА^ Коми HÖ, Ин-т геологии. Сыктывкар. 1994.
Муслимов Р.Х. Совершенствование геологического изучения недр - основа инноваций и модернизации нефтяной отрасли Татарстана в энергостратегии на период до 2030 г. Георесурш. 2012. № 4 (46). C.4-9.
Прищепа О.М., Подольский Ю.В. Современное состояние и прогноз развития минерально-сырьевой базы и добычи нефти на период до 2030 г. Мат-лыл Межд. научно-практ. конф. «Выгсоко-вязкие нефти и природныге битумыг: проблемыг и повыгшение эффективности разведки и разработки месторождений». Ка-зань:«Фэн». 2012. C.10-14.
Теплов Е.Л., Куранов А.В., ^конов H.^, Тарбаев М.Б., Хабаров А.Б. Минерально-сырьевая база углеводородного сырья Республики Коми: современное состояние, перспективы. Комплексное изучение и освоение сыгрьевой базыл нефти и газа севера Европейской части России: сб. мат-ов научно-практ. конф. СПб.: ВHИГРИ. 2012. C.106-116.
Топливный сектор Республики Коми: направления и методы регулирования развития. Отв. ред. ВЛ. Лаженцев. Коми HÖ УРО РА^ Сыктывкар. 2002. 416 с.
N.N. Timonina, N.I. Nikonov. The Development Strategy of Oil and Gas Complex of the Republic of Komi
The article analyses the current state of oil and gas complex of the republic of Komi, peculiarities of industries development in its composition. The forecast of possible complex development in the medium term is made, as well as conditions of its successful solutions are formulated.
Keywords: oil and gas complex, licensing, reserves, enhanced oil recovery methods.
Наталья Николаевна Тимонина
старший научный сотрудник лаборатории нефтегазоносных бассейнов Института геологии Коми научного центра Уральского отделения РАН, канд. геол.-мин. наук, Сыктывкар.
167982, г. Сыктывкар, ГСП-2, ул. Первомайская, д. 54. Тел.: (8212) 20 39 81, 8912 86 27 624.
Николай Иванович Никонов
главный геолог, зам. генерального директора ООО «Ти-мано-Печорский научно-исследовательский центр» (ООО «ТПНИЦ»), канд. геол.-мин. наук, Ухта.
169300 Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 45. Тел.: (8216) 75 15 02.
^нв« •— научно-технический журнал
^^ Георесурсы 2 (52) 2013
сти дренирования скважины (Телков и др., 1993). Для этого скважина должна соответствовать некоторым критериям:
- наличие достаточного количества извлекаемых запасов по блоку;
- компенсация по блоку не более 130%; промысловый опыт показывает, что в «перекаченных» блоках скважины, запущенные из бездействия, не выходят на нефть;
- нарушена статичность конуса, что может говорить об опережающей роли конуса в обводнение скважины по отношению к нагнетательным скважинам;
- обводнение скважины по причине подъема конуса воды.
Последние два критерия наиболее важны, так как если запустить скважину, обводненность которой была следствием прорыва вод из нагнетательной скважины, мы получим примерно тот же дебит и ту же обводненность, что и перед остановкой.
Таким образом, задача сводится к разработке методики определения причины обводнения скважины. Для реализации поставленной задачи необходимо провести проверку на соответствие указанным выше критериям.
Задача решена на конкретном примере. Было выбрано три скважины, остановленные ранее по причине высокой обводненности. Скважины относятся к Южной части Федоровского месторождения, разделенной на 5 блоков.
Скважина №11хх. Относится к 1 блоку, который разрабатывается с 1983 года. Уплотняющие скважины бурились в 1995 году, обводненность в среднем составила 86%.
Остаточные извлекаемые запасы составляют 23%. Блок характеризуется плохими коллекторскими свойствами.
Скважина №12хх. Относится ко 2 блоку, разработка которого ведется с 1981 года. Уплотняющие скважины бурились в 1993-1995 гг. Остаточные извлекаемые запасы составляют 17,5%. В данном блоке достаточно высокие кол-лекторские свойства.
Скважина №5хх. Относится к 5 блоку, разрабатывается с 1979 года. Уплотняющие скважины бурились в 1992-1994
гг. Остаточные извлекаемые запасы составляют 25%. У блока плохие коллекторские свойства.
В среднем текущая компенсация отбора жидкости составляет 122%, а накопленная 119,7%.
На основании данных представленных выше, можно сделать вывод, что критериям извлекаемых запасов и компенсации отбора жидкости соответствуют все три скважины.
Расчеты, по которым будет определенно соответствие двум последним критериям, представлены ниже (Чарный, 1963).
Предельный безводный дебит нефтяной скважины определяется по формуле:
ö,=ßo<7(PoÄ)
ßo
2кKh0
Арg
Ар = Р в- Ря
(1)
(2) (3)
где д(р0И) - безразмерный предельный дебит, определяемый по графику (Рис. 2); Qg - потенциальный дебит; К -проницаемость; ц - вязкость; рв, рн - плотность воды, нефти; Ид - мощность нефтенасыщенной части пласта; А -отношение вскрытой нефтяной толщи, к общей толще нефтеносности; р0 - параметр размещения;
Параметр размещения определяется по формуле:
До
Ро =
х*К
где Яд - контур питания; х* - коэффициент анизотропии; Ид - мощность нефтенасыщенной части пласта.
Для выбранных скважин по описанной методике определен предельный безводный дебит, при котором нарушается статичность конуса и время, за которое вода прорвется к скважине.
Определим безводный дебит для скважины 11хх по формуле (1), для этого сначала по формуле (2) определим Qg:
Рис. 1. Деформирование поверхности раздела двух фаз: а) конус в статичном состоянии, б) статичность конуса нарушена.
Рис. 2. Зависимость безразмерного предельного дебита от относительного вскрытия к при различном значении параметра р0 (цифрыI у кривыгх).
Скважина Qnp М3/сут Qcp м3/сут
llxx 54 32
12хх 56 62
5хх 40 41
Скважина ТИасч > СуТ. Тфакт 9 СуТ.
llxx 796 520
12хх 540 570
5хх 491 440
Полученные данные подставляем в формулу (1)
0! =2*20 = 40л<3/су/и .
Таб. 1. Сравнение расчетного предельного де- Табл. 2. Расчетное и фактическое время пробита с фактическим. рыва воды к скважине.
во =
2*3,14*0,250*10^*10
1,14 *103 6,28*0,000250*10
* 249* 9,8 =
1,14
* 2440,2 = 21мъ! сут
далее по формуле (4) определяем параметр размещения скважины
250
Ро =-= 6,2 ;
Р0 4*10
далее с помощью графика (Рис. 2) определяем безразмерный безводный дебит
?(р0/г ) = 2 .
Полученные данные подставляем в формулу (1) <21=2П-2 = 54мъ/сут .
Определим безводный дебит для скважины 12хх, для этого по формуле (2) определим Qg:
2* 3,14*0,260*10"6* 10
во =
1,14*10 6,28*0,000260*10
* 249* 9,8 =
1Д4
*2440,2=28 мЧ сут.
Определяем параметр размещения скважины (4)
250
Ро
4*10
:6,2.
Далее с помощью графика (Рис. 2) определяем безразмерный безводный дебит
?(р0/г ) = 2 .
Полученные данные подставляем в формулу (1)
2*28 = 56мг/сут.
Определим безводный дебит для скважины 5хх, для этого по формуле (2) определим Qg:
ßo =
2 * 3,14 * 0,205*10-6 * 9
1,14 *103 6,28*0,000205*9
* 249*9,8 =
1Д4
*2440 = ЮмЧсут .
Определяем параметр размещения скважины (4)
250
Ро
5*9
= 5,5
По графику (Рис. 2) определяем безразмерный безводный дебит
?(Рой ) = 2 .
Полученные результаты по предельному безводному дебиту представлены в таблице 1, где их можно сравнить со средним фактическим дебитом скважины.
У скважин 12хх и 5хх средний дебит оказался выше, чем расчетный предельный, отсюда можно сделать вывод о том, что была нарушена статичность конуса. Средний дебит скважины 11хх напротив, оказался значительно ниже расчетного.
Время прорыва подошвенной воды рассчитаем, используя формулу Маскета (Маскет, 1953), для этого нужно определить количество отобранной нефти до того, как конус воды прорвется к скважине
Q = a*m*hl*
КГ*Р Кв
(5)
где а - произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти.
Коэффициент усадки нефти находится по формуле
U = — *№,
(6
Ь - объемный коэффициент.
Б - поправочный коэффициент, определяется по фор муле
Ш(Ъ0-ф
D =
(7)
Нд - нефтенасыщенная толщина пласта, м; ^ - глубина вскрытия нефтенасыщенной части пласта, м.
Далее определяем время (в сутках) через которое произойдет прорыв воды к скважине:
Т = (8)
где <2 - количество отобранной нефти, до того как вода прорвется к скважине, м3; # - средний дебит скважины, м3/сут (Маскет, 1953).
Определим количество отобранной нефти из скважины 11хх, прежде чем вода прорвется к скважине. Воспользуемся формулой (5), сначала определив коэффициент усадки нефти (6)
1,206-1
и-
1,206
'100 = 17,08
Значение данного коэффициента будет использовано при расчетах по всем скважинам.
Произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти а равен 8,5;
Определяем поправочный коэффициент Б по формуле (7)
д = юо.Г10-9; = 10.
10
Полученные данные подставляем в формулу (5)
ß = 8,5 * 0,24*103*
0,250 *10"6* 10 0,200*10"6
= 25500л*3
нпа •— научно-технический журнал
Георесурсы 2 (52) 2013
Для определения времени прорыва воды к скважине 11хх воспользуемся формулой (8). Данные по среднему дебиту скважин указаны в таблице 1.
Т - _ 79бсут . 32
Скважина 12хх. Определяем объем отобранной нефти, до прорыва воды.
Произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти равен 10,2.
Определяем поправочный коэффициент Б по формуле (7)
д = юо-(1о-9;=10. ю
Полученные данные подставляем в формулу (5)
6 = 10,2*0,24*103 * °'260П0~6 *10 = 33498л*3 .
0,190*10
Определяем время прорыва воды к скважине (8)
33498 62 '
Скважина 5хх. Определяем объем отобранной нефти, до прорыва воды. Произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти равен 7,6.
Определяем поправочный коэффициент Б по формуле (7)
Р = 10(У10-9;=1 9
Полученные данные подставляем в формулу (5)
6 = 7,6 * 0,24 * 93 * °'250 *10"6 *11,1 = 20160л<3.
0,150* Ю-6
Определяем время прорыва воды к скважине (8) 41
Полученные результаты по времени прорыва воды к скважинам сведены в таблицу 2, где их можно сравнить с фактическим временем, через которое скважина начала давать воду.
Рассчитав теоретическое время безводной эксплуатации скважины до появления конуса воды, сравниваем его с фактическим безводным временем эксплуатации. Если фактическое безводное время эксплуатации скважины больше расчетного, то обводнение произошло по причине подъема конуса воды, если меньше, то по причине прорыва воды от нагнетательной скважины.
Промысловый опыт показывает, что если обводнение уже произошло по причине поднятия конуса воды, то преимущественно отбор происходит из зоны с подстилающей водой, существенно сокращается радиус контура питания, прорыва закачиваемой воды от нагнетательных скважин уже не происходит.
Литература
Маскет М., Физические основы технологии добычи. М.: Гос-топтехиздат. 1953. 607 с.
Телков А.П. Ягафаров А.К., Шарипов А.У. и др. Интерпретационные модели нефтяной залежи на стадии разработки. М.: ВНИ-ИОЭНГ. 1993. 73 с.
Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиз-дат. 1963. 397 с.
V.A. Lushpeev, O.A. Lushpeeva, O.V. Tyukavkina, V.I. Strelyaev. Methods of determining the cause of well bores flooding
The main objects of exploitation of large fields of the Western Siberia are in the final stage of development, which is characterized by high rate of watering of production wells and low rate of oil withdrawal. The main reason of watering of production wells is water inrush from injection wells and coning in deposits with bottom water. The paper describes a method of determining the causes of wells watering that calculates under which operating conditions it is possible to prevent premature breakthrough of bottom water and to extend waterless period of exploitation.
Keywords: coning, bottom water, production and injection wells, production rate limit.
Владимир Александрович Лушпеев
Кандидат технических наук, доцент кафедры Нефтегазовое дело. Научные интересы: инновационные технологии в области гидродинамических исследований скважин, разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
Ольга Александровна Лушпеева
Доктор технических наук, профессор кафедры Нефтегазовое дело. Научные интересы: инновационные методы при бурении скважин, новые технологии в строительстве скважин. Экологический мониторинг нефтяных месторождений.
Ольга Валерьевна Тюкавкина
Кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры Нефтегазовое дело. Научные интересы: геологическое моделирование, изучение процессов рифтогенеза в Западной Сибири, обоснование и выбор методов повышения нефтеотдачи пластов.
Сургутский институт нефти и газа (филиал) Тюменского государственного нефтегазового университета
626400, Тюменская обл., ХМАО., г. Сургут, ул. Энтузиастов 38. Тел.: 8 (3462) 356445; факс: 8 (3462) 35-25-88.
Валерий Иванович Стреляев
Кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры динамическая геология. Научные интересы: изучение актуальных вопросов и проектных решений в технике и технологии разведки месторождений полезных ископаемых.
Национальный исследовательский Томский государственный университет. 634050, Томская обл., г. Томск, ул. Ленина 36, Кафедра динамической геологии.
