автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Технико-экономическое обоснование гидродинамических способов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа при разработке водонефтяных и нефтегазовых зон месторождений

На правах рукописи

КРАСНОВА ТАТЬЯНА ЛЕОНИДОВНА

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ СПОСОБОВ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКОВ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ И ВЕРХНЕГО ГАЗА ПРИ РАЗРАБОТКЕ ВОДОНЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗОН МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 1998

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газо вых месторождений» Тюменского государственного нефтегазового университета.

Научный руководитель - доктор технических наук,

профессор А.П.Телков

Официальные оппоненты - доктор физико-математических наук,

профессор, член-корреспондент РАЕН К.М.Федоров

кандидат технических наук, профессор И.Г.Тетерев

Ведущая организация - Тюменский филиал СургутНИПИнефть

Защита диссертации состоится 26 декабря 1998 г. в 17 часов на заседании диссертационного Совета Д.064.07.03 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: г.Тюмень, ул.Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан 26 ноября 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор технических наук,

профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Большинство нефтяных, газоконденсатнонефтяных и газовых залежей, разрабатываемых в настоящее время, подстилаются частично или полностью подошвенными водами, или оконтуриваюгся краевыми водами, или имеет место то и другое одновременно. Рациональная разработка указанных месторождений невозможна без знания особенностей и закономерностей продвижения границ раздела газ-вода и газ-нефть к несовершешшм скважинам.

Конусообразование является, в ряде случаев, основной причиной обводнения или загазовывания нефтяных скважин, пробуренных в относительно литологиче-ски однородных пластах. Преждевремешюе обводнение или загазовывание скважин, незнание закономерностей и причин этого явления ведет к ухудшению показателей разработки, к потерям большой доли извлекаемых запасов нефти и , таким образом, к снижению нефтеотдачи пласта, увеличению сроков разработки и, в конечном итоге, к большим материальным затратам на извлечение нефти из пласта. Отсюда, тщательное изучение процессов продвижения подошвенных вод и верхнего газа, сложного явления деформации поверхности раздела фаз в пористой среде (конусообразования), особенностей и закономерностей обводнения пластов и гкважин, совместного притока жидкостей к забою скважины, изучение природных факторов и обосновашге эффективных способов ограничения притоков газа и воды, способствующих увеличению безводного п безгазового периодов эксплуатации и улучшению технико-экономических показателей разработки залежей является одной 1гз основных проблем осуществления рациональной разработки месторождения и увеличения нефтеотдачи на современном этапе.

Цель работы. Разработка эффективной методологии ограничения прежде-1ремепного прорыва подошвенной воды и верхнего газа в нефтяной пласт оторочку) с гидродинамических позиций, обеспечивающей достаточно длитель-ше безводно -безгазовые периоды работы скважин и экономически рентабельную юлноту извлечения углеводородов.

Основные задачи исследования.

¡.Совершенствование моделирования процессов статического конусообразо-(ания при разработке нефтегазовых залежей и нефтяных оторочек газоконденсат-юнефтяных месторождений с подошвенной водой.

2.Совершенствование моделирования процессов динамического конусообра-ования при разработке водонефтяных и газонефтяных зон сложнопостроенных юсторождений.

3.Обоснование эффективных гидродинамических способов ограничения при-оков подошвенной воды и верхнего газа к несовершешшм скважинам, базирующихся на идее изменения направлений лшшй тока при дренировании нефтяного (ласта (оторочки) нефтегазовой залежи.

4.0босновшше оптимальных технологических режимов работы нссовершен-¡ых скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой.

5.Экономическая оценка некоторых способов ограничения и предупреждения преждевременного обводнения и загазовывания скважин.

Методы решения задач. При решении поставленных задач использованы теория статического и динамического конусообразовашш при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой и методы прикладной математики с широким применением разработанных алгоритмов и компьютерных программ. Решение задач осуществлялось на базе фактических исходных данных по Лянторскому и Уренгойскому месторождениям.

Научная новизна.

1 .Разработана уточненная методика расчета процесса статического конусооб-разования (предельные дебигы и депрессии; ординаты вершин конусов, уравнение границы раздела), основанная на двухзонной схеме притока нефти к несовершенной скважине, дренирующей нефтегазовую залежь (нефтяную оторочку) с подошвенной водой, и учитывающая анизотропию пласта. Предложен и реализован алгоритм и компьютерная программа расчета безразмерных предельных одновременно безводных и без газовых дебитов в широком диапазоне параметров а,-В и р°. Результаты расчета затабулированы.

2.Получены аналитические решения для расчета времени прорыва нефти из оторочки к забою газовой скважины и газа из газовой шапки к забою несовершенной скважины, дренирующей нефтяной пласт. Разработана уточненная методика расчета безводного и безгазового периодов эксплуатации несовершенной скважины и нефтеотдачи при опережающей разработке нефтяного пласта (оторочки) нефтегазовой залежи с подошвенной водой, учитывающая различия в плотностях и вязкостях жидкостей, анизотропию пласта и фазовые проницаемости. Разработан алгоритм и компьютерная программа расчета

3.Разработана методика приближенного прогнозирования продвижения границы раздела вода-нефть и нефтеотдачи за безводный период и при полном обводнении по удельному объему дренирования. Разработана уточненная методика расчета совместного притока нефти и воды, нефти и газа к несовершенной скважине, учитывающая неполноту вытеснения, анизотропию пласта, различие в вяз-костях и плотностях жидкостей.

У 4.Разработал алгоритм и компьютерная программа для приближенного расче-

та следующих показателей: времени безводного периода работы несовершенной скважины; радиуса зоны пространственного притока; профилей границ раздела в зависимости от относительного вскрытия и анизотропии пласта за безводный период и на моменг полного обводнения скважины в удельном объеме дренирования; радиуса зоны пространственного притока на момент полного обводнения. Произведены расчеты в широком диапазоне исходных безразмерных параметров, результаты затабулированы и представлены графически.

5.Разработана методика ограничения преждевременного прорыва подошвенной воды и верхнего газа, в основу которой положен выбор оптимальной величи-

ны интервала вскрытия нефтяного пласта (оторочки) и его положения относительно ГНК и ВНК. Основными параметрами, определяющими рациональный интервал вскрытия являются соотношение разности плотностей жидкостей и параметр размещения скважин.

6.Разработана модель жесткого непроницаемого экрана, ограничивающего прорыв подошвенной воды и верхнего газа к забою скважины, учитывающая: добавочные фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины; фазовые проницаемости, различия в вязкостях и плотностях жидкостей; анизотропию пласта и позволяющая прогнозировать продолжительность безводного и безгазового периодов в зависимости от исходных физико-технологических параметров пласта и жидкостей, а также рассчитывать оптимальное местоположение экрана и его размер.

7.Разработана методика расчета предельных безводных и безгазовых дебитов, обусловленных наличием экрана. Значения предельных дебитов рассчитаны на ЭВМ и затабулированы в широком диапазоне исходных безразмерных параметров.

8.На основе теории напорного совместного притока нефти и воды по двух-зониой схеме и метода суперпозиции потока фаз разработана методика ограничения поступления подошвенной воды в скважину, дренирующую нефтяную оторочку нефтегазовой залежи способом обратного конуса в условиях наличия продуктивного пласта малой толщины при создании непроницаемого экрана в водоносном пласте. Предложены формулы для расчета продолжительности водного периода, дебита скважины по воде и водонефтяного фактора при совместном притоке нефти и воды за период достижения вершиной конуса плоскости экрана и формула дебита скважины за безводный период.

9.Разработана методика определения оптимального местоположения горизонтальной скважины и вертикальной трещины направленного ГРП при дренировании нефтяного пласта (оторочки) нефтегазовой залежи с подошвенной водой.

ЮЛроведено экономическое обоснование основных способов, направленных на предупреждение преждевременного прорыва подошвенной воды и верхнего газа в скважины и сделан анализ чувствительности экономических показателей к влиянию наиболее вероятных факторов.

Основные защищаемые положения.

1. Уточненная методика расчета процесса статического конусообразования, основанная на двухзонной схеме протока нефти к несовершенной скважине, дре-шфующей продуктивный нефтенасыщенный пласт с подошвенной водой, вносящая определенный вклад в развитие теории устойчивых конусов Маскета-Чарного, мгоритм и компьютерная программа расчета безразмерных предельных одновременно безводных и безгазовых дебитов и депрессий в широком диапазоне исход-шх параметров.

2.Метод1гка приближенного прогнозирования продвижения границы раздела юда-нефть и нефтеотдачи за безводный период и при полном обводнении по 'дельному объему дренирования; алгоритм и компьютерная программа для расче-

та времени безводного периода работы несовершенной скважины; радиуса зоны пространственного притока; профилей границ раздела за безводный период и на момент полного обводнения.

3.Уточненная методика расчета безводного и безгазового периодов эксплуатации несовершенной скважины и нефтеотдачи при опережающей разработке нефтяного пласта (оторочки) нефтегазовой залежи с подошвенной водой и уточненная методика расчета совместного притока нефти и воды, учитывающие анизотропию пласта, фазовые проницаемости, различие в вязкостях и плотностях жидкостей, алгоритм и компьютерная программа.

4.Способы ограничения преждевременного прорыва подошвенной воды и верхнего газа в скважину, рассмотренные с гидродинамических и экономических позиций и основанные на идее изменения направлений линий тока при дренировании нефтяного пласта (выбор величины интервала вскрытия нефтяного пласта и его положения относительно ВНК и ГНК; создание жесткого непроницаемого экрана; создание жидкостного динамического экрана; создание обратного конуса нефти при дренировании нефтяной оторочки малой толщины и др.).

5.Методика определения оптимального местоположения горизонтальной скважины и вертикальной трещины в нефтяном пласте относительно первоначальных ГНК и ВНК, обусловливающего предупреждение преждевременного прорыва верхнего газа и подошвенной воды; методика расчета предельных одновременно безводных и безгазовых дебетов горизонтальных скважин. Сравнение экономических характеристик вертикальной и горизонтальной скважин.

Теоретическая и практическая ценность работы.

Более строгий подход к решению гидродинамических задач, использующий двух и трехзонные схемы притока и учитывающий ашоотропию пласта, вязкости и плотности вытесняющей и вытесняемой жидкостей, а также капиллярный скачок на фронте вытеснения, вносит существенный вклад в развитие теории статического и динамического конусообразования и совместного притока жидкостей.

Все сложные аналитические решения и функции запрограммированы, результаты расчетов загабулированы и доведены до практического инженерного применения, чго широко освещено в Приложении к диссертации и в центральной печати. Разработаны научно-методическое руководство «Способы ограничения протоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам, дренирующим нефтенасыщенный пласт (нефтяную оторочку) нефтегазовой залежи» и учебное пособие «Моделирование процессов статического и динамического конусообразования в нефтегазовых и газоконденсатнонефтяных залежах».

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы обсуждались на заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского государственного нефтегазового университета, на методическом Совете нефтегазопромыслового факультета, на международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1996г.)

и на Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 85-летшо В.И.Муравленко (Тюмень, 1997 г.)

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит го введения, 5 глав, основных выводов, списка использованных источников, включающего 167 наименований и приложения. Работа изложена на 296 страницах машинописного текста, содержит 43 рисунков и 29 таблиц.

Автор благодарит профессора А.П.Телкова за научное руководство, а также выражает признательность за ценные советы и рекомендации по улучшению содержания диссертации завкафедрой РЭНГМ профессору Р.И.Медведскому, дочешу Ю.А.Медведеву, профессору И.Г.Тетереву, доценту Л.И.Чирикову, профессору Н.Л.Шешукову, доценту К.С.Юсупову, другим сотрудникам кафедры РЭНГМ, профессору Р.Я.Кучумову.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность работы, формулируются цели и задачи исследований, излагаются в тезисной форме основные научные п практически значимые результаты и защищаемые положения.

В первой главе проведен анализ опыта разработки некоторых сложнопо-строешшх нефтегазовых и газоконденсатных залежей, который выявил специфические проблемы, связашше с геологогидрогазодинамическими характеристиками указанных залежей. В связи с этим возникает необходимость более детального изучения геологопромысловой характеристики месторождения; обоснования прогнозных показателей разработки и оценки нефтеотдачи многопластовых нефтегазовых залежей; уточнетшя запасов нефти в подгазовых, водоплавающих, подгазо-вых и водоплавающих и чисто нефтяных зонах; обоснования различных способов, направленных на предупреждение прорывов газа и воды в скважины.

Во второй главе рассматривается моделирование процессов статического конусообразогш(ия при разработке нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатно-нефтяных залежей. Приближенная теория стационарных конусов применительно к подгазовым нефтяным залежам с подошвенной водой разрабатывалась М.Маске-том, И.А.Чарньга, А.К.Курбановым, П.Б.Садчиковым, А.П.Телковым, Ю.И.Сткля-ниным, Р.Чанеем, И.Лукереном и др. В диссертационной работе рассмотрен более универсальный подход решения задач конусообразования, основанный на двух-зонной схеме притока (рис. 1). Предельный безводный дебит нефтяной скважины определяется по формуле:

01= ОоЧ(Ро,'Л); Оо = 2лКЕЬо!д Др; Др=р„-рг, (1)

Р

где д(р0,'Н)- безразмерный безводный дебит, определяемый по соответствующим графикам или таблицам для параметра ро=К(/<в*Ьо^ I и по графикам для ро>1.

Безразмерная ордината конуса 'tn=zJh.й для р()>1 определяется по графикам , дл ро<1 - по таблицам.

Двухзонная схема протока к несовершешюй скважине при статическом равновесии границы раздала

Ф0,ФС,ФС' -потенциалы скорости фильтрации соответственно на условном контуре, пит;

ния радиусом Ко, контуре скважины радиусом гс, условном контуре внутренне зоны притока радиусом R0' =he;

УьУг" расстояние от точки конуса с координатами (R»,h) до соответственно вершины кс «уса я ВНК;

z0 -ордината вершииы конуса, b - величина вскрытия пласта.

Рис.1.

Для безразмерной депрессии при ро>1 имеется формула:

А/>пр = ^Рш,= (f.o+Ac)q(po,Ti), (2)

ghoAp

где Eo=J. [InRo-v;;(p0/fi)] ;

Ii rc

\|;(po,Ti) - некоторая функция, определяемая по табл1ще. Для Де построеш графики.

В диссертации рассматриваются существующие методики определения пре дельных значений безводного и безгазового дебитов, дается их критический ans лиз и предлагается уточненная методика расчета предельных безводных и безгазе вых дебитов. В отличие ог предыдущих методов здесь используется аналитиче екое решение задачи о притоке к несовершенной скважине в однородно анизотропном пласте, полученное для широкого диапазона параметра р0, в то; числе и для ро<1> а условное разделение нефтяного пласта производится но ней тральной линии тока.

На схеме притока нефти к скважине, вскрывшей нефтяную оторочку, и пока зана картина линий тока при двухстороннем устойчивом конусообразовапш (см.рис.2). Очевидно, в этом случае в разрезе существует горизонтальная ней

гральиая линия тока г-ё, а плоский круг, описываемый этой линией можно условно заменить жесткой непроницаемой перегородкой и считать течение в каждой части пласта самостоятельным и не зависящим от течения в другой области. Погонный расход каждой части скважины одинаков. Оба пласта имеют общий кон-гур питания К0; сверху образуется конус газа, снизу - конус воды. Дифференцируя уравнение потенциала несовершенной скважины (А.П.Телкова и Ю.И.Стклянина) по безразмерной ординате £,=г/Ь и приравнивая полученное выражение нулю, на-вддим ординату нейтральной линии тока (приведены в табл.1, при а=а/Ь и В=ЬЛг),

Схема одновременного существования конусов таза и воды в условиях напорного притока к несовершештой скважине

/////гг / / / /г К(( е !//г/I /г

-Г-Т-7-ТТТ~ГГГГТТ7~77 Рис.2

Вод<3-V' / >! 1; /.

Таблица 1

Расчетные значения ординаты нейтральной линии тока с, *

а Й

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 .0,7 0,8 0,9

0,1 0,15 0,18 0,23 0,27 0,32 0,37 0,33 0,50

0,2 - 0,25 0,29 0,34 0,38 0,44 0,50 0,57

0,3 - - 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60

0,4 - - - 0,45 0,50 0,55 0,62 0,68

Отыскав таким образом ординату нейтральной линии тока по известным 1етодикам можно рассчитать предельный безводный (для нижней части пласта) и |редельный безгазовый (для верхней части пласта) дебиты, а затем предельную

депрессшо. Наименьший дебит из расчетных принимается как предельный безводный и безгазовый дебет скважины.

Для расчета предельных одновременно безводных и безгазовых дебетов используем следующую методику. В соответствии с формулой (1) для удельных расходов по верхней и нижней частям пласта (рис.2) применяются следующие соотношения:

Чо1=Я1(о(,ВД*гРо)Др1сЬ; д02=д2(а,й Д * ,р0)Др2 Е Ь; (3)

Лр1=р„-рг; Д.рз=рв-рн; е= (2пККгч)/ ц„.

Плотности расходов д|(а,й^*,ро) и я2(о(,В,Е;*,ро) рассчитаны на ЭВМ в широком диапазоне параметров а, В и р0, результаты затабулированы.

Чтобы дебит был предельным одновременно безводным и безгазовым, необходимо выбрать наименьший удельный расход, т.е. принять д»=пип {ЧоьдагЬ Для этого по заданным параметрам а и В и при известном значении ро из таблицы или графиков находят плотности расходов, затем, по формулам (3) подсчитывают удельные расходы Яо] и , из которых выбирают наименьший qo и рассчитывают дебит скважины, по формуле 0=(й-а)Ь_до. Расчеты показывают, что приближенные анализируемые здесь методы завышают значения предельных одновременно безводных и безгазовых дебетов по сравнению с уточненным предлагаемым в 1,4-1,7 раза.

Предлагаемый уточненный метод решения задачи конусообразования имеет следующие преимущества: он универсален, т.е. расчетные зависимости представлены в безразмерном виде и применимы как для однородных, так и для однородно-анизотропных пластов; аналитические и графические решения даны в широком диапазоне безразмерных параметров вскрытия (а,й) и радиуса контура питания (Яо) и охватывает все практически интересные случаи; технически удобен и прост, не требует сложной вычислительной техники.

Предельная депрессия может быть подсчитана более точно, если учесть добавочные фильтрационные сопротивления, обусловленные не только частичным вскрытием С|, но и нарушением линейного закона С2 и перфорацией колонны С0. Тогда, определяя разность потенциалов для каждой части пласта (рис.2), после ряда преобразований получаем:

ДРпр—Ьт±п {д|Др 1;дг40д} Г(Ц^12(1пК+31)+(Й-£,*)2(1пЙ+32)|, (4) й-ос I

где Б, = еМроьЪО+СХроьЪгНСо,; Б2 = С,(ре2Т1г)+С2(()112,Ъ2)-+Си;;

СьС3,Со - добавочные фильтрационные сопротивления определяются по соответствую щим формулам или таблицам.

Прог рамма расчета одновременно предельных безводных и безтазовых деби-тов и депрессий на ЭВМ выполнена в соответствии с приведенным алгоритмом с учетом непроницаемых прогиастков в нефтенасыгценном пласте. Она также может быть использована для случая опережающей разработки газовой шапки и нефтегазовой замкнутой залежи. Использование разработанной методики по определению

положения нейтральной линии тока, интервала вскрытия нефтяного пласта, предельного одновременно безводного и безгазового дебета и предельной депресаш показано на конкретных примерах Лянторского и Уренгойского месторождений.

В третьей главе рассматривается моделирование процессов динамического конусообразования при разработке водонефтяных и газонефтяных зон нефтегазовых залежей. Задачам пространственного движения посвящены работы ГТ.Я.Полубариновой-Кочиной, И.А.Чарного, Д.А.Эфроса, И.Ф.Куранова,

B.А.Карпычсва, М.И.Швидлера, Г.С.Салехова, В.Л.Данилова, В.В. Скворцова, П.Б.Садчикова, А.П.Тслкова, У.П.Кувандышева, М.М.Мусина, И.В.Кудрина,

C.Н.Закирова и др. С целью анализа и сопоставления результатов расчетов по приближенным'формулам-нами построены графические зависимости безразмерного времени т от относительного вскрытия пласта "й, из которых видно, что формулы Садчикова, Данилова-Салехова и Данилова-Каца дают завышенные результаты по сравнению с формулой Маскета, учитывающей неполноту вытеснегпгя. нефти водой в 1,5 раза и более в зависимости от относительного вскрытия пласта. Формула Абрамова-Каца является более совершешюй, т.к. учитывает различия в вяз-костях вытесняемой и вытесняющей жидкостей, но она очень сложна и также дает завышенные результаты по сравнсшпо с фактическими промысловыми данными.

Одним из методов расчета времени безводной эксплуатации, учитывающим соотношение Ьо-нефтенасыщенной и Н - общей толщины пласта, является метод, предложенный У.П.Кувандышевым. Предложенные им формулы справедливы лить для скважин, вскрывших только кровлто пласта (Т|=Ч)), и определяют нижний и верхний пределы безводного периода в зависимости от параметра Н=1зо/!1. Из графических зависимостей, построенных нами по формулам У.П.Кувандышева наглядно видно, что с упсличешгсм водонасыщешюй толщины время безводной эксплуатации уменьшаете«. Используя формулы Кувандышева и Данилова-Капа для безразмерного времени соответственно гк и тда, можно определить значения Н, при которых влияние подошвы пласта на время безводной эксплуатации будет незначительное, а также величины относительного вскрытия Тт, значениями которых можно пренебречь, т.е. расчеты вести для точечного стока. Полученная формула имеет вид:

тмк= Зтц74Н3 (5)

Получили графическую зависимость (см.рнс.З), из которой видно, что функция Ъ=/(Н) возрастает в интервале от 0 до 0,65 и убывает в области Н>0,65, фиксируя 'экстремальную точку М с координатами Ча-~0,2() и Н«0,65. Как видим, функция Тт=/(Н) неоднозначна. Например, одному и тому же вскрытию 11=0,12, а, следовательно, и безводному периоду эксплуатации, соответствуют два значения: Н|=0,25 и Н;=0,80. Теоретически это значит, что при 0,25 ¿Н>0,8 и 2 влиянием подошвы пласта, т.е. толщиной водоносного пласта, на время безводной эксплуатации в расчетах можно пренебречь. Аналогичные рассуждения можно произвести и для других значений Б.

Графическая зависимость функции относительного вскрытия продуктивного пласта Т1=ДН) от обтцей толщины пласта 11

Экстремальная точка М дает однозначное значение Н~0,65 или И~1,54ь0 т Ъ~0,20. Это значит, что такое вскрытие скважиной бесконечного пласта будет эквивалентным по безводному периоду точечному стоку, расположенному в кровл* пласта с фиксировашгой толщиной подошвенной воды.

Требует дополнительного исследование и решение динамических задач ко нусообразования при дебетах и депрессиях выше их предельных значений. Эп задачи относятся к классу задач с подвижной границей, и решения их представля ются сложными функциями, требующими численного интегрирования с примене нием ЭВМ. Впервые расчет процесса обводнения некоторых скважин Мегионско го, Трех озерного и Мортымья-Тетеревского месторождений был произведет Н.Е.Павловым и Р.И.Медведским для условий притока «разноцветных» жидкое тей при поршневом вытеснении в однородно-анизотропном пласте. На основашн указшшого решения нами разработаны: приближенная, методика и предложеш, формулы, для прогнозирования продвижения границы раздела вода-нефть, и пефте отдачи.за безводный период и при полном, обводнении по удельному объему дре нирования; разработана уточненная методика совместного притока нефти и воды нефти и газа к несовершенной скважине, учитывающая неполноту вытеснения анизотропию пласта, различия в вязкостях и плотностях жидкостей, алгоритм г компьютерная программа, позволившая рассчитать в безразмерных параметра* время безводного периода работы несовершенной скважины, радиусы зон пространственного притока, профили границ раздела за безводный период и на мо-

мент полного обводнения екважнн (рис.4). Результаты произведенных расчетов затабулнрованм и представлены, графически. По известной начальной нефтена-сыщенности и суммарному колююству добытой нефти определяется остаточная нефтенасьпденность, а затем, в соответствии с предлагаемой методикой, зная положение границы раздела на моменг прорыва воды к забою скважины, рассчитывается коэффициент извлечения.

Для безводного периода работы несовершенной скважины в предположении, что отношение дебита воды 0„ к дебиту нефти 0„ при совместном притоке пропорционально отношению площадей фильтрации фаз на контуре скважины (см.рис.4) имеем: Нв:=0в/0..=ЧТ1-Т1ь)/Ъ[; Ъ=Ь/п„;Ъ^Ь^/Ъ,,.

Схема продвижения границы раздела нефть-вода

1-при полном обводнении; 2-при совместном притоке; 3-в момент прорыва воды; 4-в безводный период; 5-линия тока в обводненной зоне

Рис.4

Для водоиефтяного отношения нами получена следующая формула:

(RB+1) = ^ (6)

т

где т= 3Q„(t)t ; 'fit = Ti ; Q„(t)- дебит нефти при совместном притоке. 2mnh„') 1+Ra

Трансцендентное уравнение (6) относительно R„ может быть использовано для прогнозирования нодонефгяного отношения при заданных значениях Tit на контуре скважины, а в процессе эксплуатации при известном значении отношения R„(t) можно определить эффективную толщину работающего фильтра bt на контуре скважины во времени. Соотношение (6) не учитывает неполноту вытеснения, разность в вязкостях и плотностях жидкостей. Учет фазовых проницаемостей и ко-

эффициентов подвижности жидкостей предлагается осуществлять косвенным п> тем. В работах А.П.Телкова предложена формула, определяющая водонефтяно фактор с учетом несовершенства скважины, анизотропии ограниченного пле ста,, перепада давления,, фазовых проницаемостей Ки(о) и Кн(о), различия в вязке стях и плотностях жидкостей в условиях квазиустановившегося притока, котора после некоторых преобразований принимает вид:

= а*2 [ 1-(1-й)3-ЗТ>У ]; В^К^оК^.П-Т.) (7

т '

Параметр В* не зависит от текущей ординаты вершины конуса на контуре сква жины гFlt (см.рис. 4).

Схему для совместного притока нефти и газа при дренировании нефтяно] оторочки следует рассматривать в обратном изображении схемы для совместног притока воды и нефти, в которой все геометрические параметры для водоносног пласта заменить на параметры газонасыщешюго пласта.

Предложенная методика справедлива для модели однородно-ашгзотрогшог неограниченного по простиранию пласта при достаточно большой водонасьпцен ной толщине (Ьа^2Ь„). Приближенные формулы в. безразмерных параметрах за программированы и рассчитаны, время безводного периода "[б, радиусы зоны про странствешюго притока г0; профили-границ раздела г=ф(Ъ,/,се*) на момент об воднения т0 и истощения тис для различных значений вскрытия пласта 'В и анизо тропии ге*; зависимости безразмерного радиуса гоц зоны пространственного при тока от анизотропии пласта ае+; зависимости безводного периода те от ае* и Ъ.

Нами разработаны также алгоритмы и компыотер1ше программы, позволяю щие оперативно производить расчеты по определеттю безводного (безгазового периода работы несовершенной скважины; время прорыва воды (газа) к забои скважины; а также времени прорыва нефти при опережающей разработке газово] шапки. При этом в зависимости от поставленной задачи должны быть использо ваны соответствующие исходные данные.

С целью выяснения влияния взаимодействия скважин на величину безводно го периода произведены и сопоставлены расчеты для единичных скважин в круге вом пласте и тех же скважин в условиях (гх интерференции в круговой батарее Показано, что взаимодействие скважин ведет к сокращеншо безводного период но сравнешпо с работой единичной скважины в пласте. Для взятых нами примеро уменьшение составляет 10-30%. Увеличение радиуса контура питания кругово! батареи ведет к некоторому уменьшению безводного периода.

Эффективность безводного периода должна характеризоваться не просто ег продолжительностью, но и долей извлекаемых запасов за данный период. Коэф фициент извлекаемых запасов за безводный период работы каждой скважиш определяется отношением суммарного отбора нефти 0ДОб^)=Сь к удельным геоло

гическим запасам (V) в объеме дренирования, что может быть представлено в безразмерном виде следующим образом:

& = аЧт0(ро;р|) = а<2(ро,Т|) ; а'= 2И-1/К), (8)

оК,*(оф)

где q и хс(ро, й) - безразмерные дебит и время безводного периода, определяемые по соответствующим формулам; К - параметр, зависящий от фазовых пронн-цаемостей и отношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей, а - коэффициент, учитывающий подвижность фаз и фазовые проницаемости; о - начальная нефтенасыщешюсть; оф -насыщенность нефтью на фронте вытеснения.

Коэффициент нефтеотдачи В*, отнесенный к недовскрытой толщшге пласта (Ьо-Ь), за безводный период определяется из соотношения: В*=В/(1-'Ь).

Анализы показывают, что при увеличении темпов отбора нефти за безводный период коэффициент извлечения запасов В и коэффициент нефтеотдачи Д* для интервалов (Ь0-Ь) увеличиваются при фиксированных р0 и Ъ. Причем, значительное увеличение наблюдается для небольших безразмерных дебетов д. С увеличе-тшем ^ рост В постепенно замедляется, и при д=10 коэффициент извлечения запасов достигает своего максимального значения, практически становясь величиной постоянной, В=1}[1ШХ=соп51;. Для расчета коэффициента извлечения (нефтеотдачи) за безгазовый период формулы (8) остаются справедливы при использовании соответствующих исходных параметров и предлагаемой нами компьютерной программы для расчета безразмерного времени т0(Ро,ТО.

Заметим, что приведенные уточненные методики прогнозирования продолжительности безводного и безгазового периодов работы несовершенных скважин, а также расчета нефтеотдачи учитывают анизотропию пласта, добавочные фильтрационные сопротивления, фазовые проницаемости жидкостей, различия их в вязко-стях и плотностях и гравитационные силы в процессе фильтрации.

В четвертой главе рассматриваются способы ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам, дренирующим нефте-насьпцешшй пласт (нефтяную оторочку) нефтегазовой залежи, основанные на аналитических и графических решениях гидрогазодинамики.

Выбор оптимального интервала вскрытия нефтенасыщепного пласта (оторочки) - как способ ограшгчештя преждевременного прорыва подошвенной воды и верхнего газа. Наибольший предельный дебит будет тогда, когда интервал вскрытия стремится к нулю (точечный сток расположен в кровле пласта или в некотором интервале вскрытия нефтяной оторочки). Однако, малые вскрытия практически неприемлемы, т.к. ош! вызывают высокие градиенты давления у стенки скважины, что приводит к опасности разрушения призабойной зоны.

Основными критериями, определяющими оптимальный интервал перфорации, будут допустимая депрессия на пласт ДРд0п и допустимый градиент давления

(<ЗР/сЗ£)доп на стснке скважины. К расчету наивыгоднейшего положения интервала перфорации подгазовой нефтяной залежи с подошвешюй водой можно подойти тремя способами. 1).Задавая различные значения параметров аий при известных величинах Др] и Дрг.по предложенной уточненной методике, подсчитываем соответствующие значения предельных одновременно безводных и безгазовых деби-тов, наименьший из которых определит оптимальные параметры а и В, а следовательно, и оптимальный интервал вскрытия. При этом должно удовлетворяться условие

1ар| < ои (9)

кг! 2тгКггсЬо(В-а)

2).Чтобы предельный дебит был наибольшим, необходимо соблюдение равенства удельных расходов: Яо1=Чо2 ■ Тогда имеем соотношение

1(р0>«,й) = д1(£о,а,В) = (Ю)

Ч2(Ро»о(,В) Др,

Используя табулированные значения плотностей расходов, рассчитываем функцию (10). Затем для каждого фиксированного значения параметра р0 строим графические зависимости. Зная отношение разности плотностей жидкостей ДргМрь из графиков определяем шгтервал вскрытия (В-а). Ясно, что наименьшему интервалу вскрытия будет соответствовать наибольший предельный дебит .

3).Применяется решение задачи о притоке к точечному стоку с ординатой Г|=а=В (см.рис.2). В этом случае соотношение (10) записывается в виде функции Дро,п) ~ Др2/Ар], расчетные значения которой приведены в табл.2.

Таблица 2

Расчетные значения функции /(р0,т|)=Ар2/Ар| _

Ро л

0,2 0,3 0,4 0,5

10 0,0510 0,187 0,417 1

4 0,0455 0,151 0,400 1

2 0,0388 0,135 0,380 1

1 0,0325 0,123 0,364 1

0,8 0,0281 0,113 0,353 1

0,6 0,0234 0,100 0,317 1

0,5 0,0164 0,080 0,318 1

0,4 0,0094 0,052 0,258 1

0,3 0,0040 0,028 0,148 1

К выбору конечного интервала перфорации, обеспечивающего допустимые градиенты давления у стенки скважины и допустимую депрессию, можно подойти следующим образом. Графически определяется положение точечного стока г|тах в зависимости от соотношешш Лр2/Ар1. Очевидно, что наивыгоднейший интервал

вскрытия для скважины будет находиться вблизи iv,,.. Найдя rimax, исследуются ближайшие интервалы Р^г^^а.

Задавая а и Í5, определяют предельные дебиты. Затем для каждого из дебитов подсчитывают предельную депрессию ЛР, а градиент давления dP/dZ - по формуле (9). Вычислеттые таким образом депрессии и градиенты сравнивают с допустимыми и таким путем подбирают искомые безразмерные ординаты наивыгоднейшего интервала вскрытия.

Ограничение притока подошвенной воды и верхнего газа к несовершенной сква^ жине способом создания жестких непроницаемых экранов. Оценка влияния протяженности, толщины и места расположения экрана на дебит скважины и безводный период требует решения сложной пространственной задачи. Здесь предлагается приближенный способ расчета безводного периода эксплуатации несовершенной скважины, дренирующей однородно-анизотропный круговой пласт с подошвенной водой.

Схема притока подошвенной воды к экранированной несовершенной скважине, дрейфующей нефтяную зону пласта

Рис.5

Все обозначения показаны на рис.5. В соответствии с двухзонной схемой притока, считая зону, ограниченную радиусом гэ, как укрупненную скважину, получены следующие расчетные формулы:

т„=1Г(Т1-!)+(А+0)1п0^П1 (II)

рог 0-1^

где Юэ = з (Т>о1п_Яо + 1пЬр+г, - 1 ,Т>о)) + 1;

Т>01 Ь0+г, гэ ^аэ* ']

Ъ0=(Ь0-5)/Ь0; р„=1/ае*; А=(1-1Сй)/(К-1);

5 - толщина экрана; ц - безразмерный деби т; К - функция, зависящая от фазовых проницаемое гей и отношения вязкостен вытесняемой и вытесняющей жидко-

стсй; Ь0 - расстояние от кровли пласта до нижней границы экрана гэ; \|,/(1/ае* ,Ъ0)-табулированная функция.

Рассмотрен также случай ограничения протока верхнего газа способом создания экрана и увеличения безгазового периода работы несовершенной скважины, дрейфующей нефтегазовую зону, продуктивный нефтяной пласт, контактирующий с газовой шапкой и(или) с подошвенной водой. Получены соответствующие расчетные формулы, приведены примеры расчетов.

Предложено решение для ограничения притока подошвенной воды и увеличения безводного периода работы несовершенной скважины, дренирующей нефтяной пласт (оторочку), с произвольным расположением непрошщаемого забойного экрана между ВНК и нижними отверстиями перфорации. Используя дифференциальное уравнение движения частицы подошвенной воды от начального ВНК до забоя скважины вдоль главной лшпш тока (при г=гэ), после ¡интегрирования в соответствующих пределах получаем расчетные формулы для определения безразмерного времени Т1 продвижения частиц воды от подошвы А0 до верхней границы экрана А. Для расчета времени т2 движения частицы воды от точки А экрана до забоя скважины необходимо знать уравнение линии тока. Так как истшшая траектория движения частицы неизвестна, то в качестве последней притлгмается прямая АО, составляющую угол ос с плоскостью экрана. На самом деле траектория частицы из точки А является криволинейной и будет находиться во внутренней области конического пространства, ограниченного образующей АО. Для времени приведены соответствующие формулы. Эффективность экрана в зависимости от сто размеров и расположения может быть определена из отношения времени Т безводной эксплуатации при налищш экрана ко времеш! ^ безводной эксплуатации без экрана.

Получена обобщенная формула для дебита скважины, из которой следует ряд частных решений. Приведены алгоритм и конкретные расчеты для различных положений экрана, которые показывают, что с приближением его к забою и с увеличением его радиуса безводный период увеличивается. Данными практики это в большинстве случаев подтверждается. Однако, при этом охват пласта заводнением резко снижается. Поэтому подходить к выбору места расположения экрана необходимо с учетом реальных особенностей, обеспечивающих наибольшее извлечение нефти из пласта.

К выбору места положения экрана можно подойти следующим образом. При первоначальном малом вскрытии пласта (Тг=0,25-^0,30), что обычно практикуется в условиях относительно однородного пласта с незначительной анизотропией аг*, после начала обводнения экран целесообразно ставить непосредственно под забоем скважины. С целью увеличения охвата пласта вытеснением нефти водой, особенно в анизотропных пластах, экран, очевидно, необходимо располагать ниже первоначального интервала вскрытия с последующим дострелом колонны. При этом, место расположения экрана будет определяться профилем конуса подошвен-

ной воды или высотой вершины предельного устойчивого конуса при отсутствии экрана, что нетрудно определить по предлагаемой уточненной методике.

Для ограничения притока верхнего газа и увеличения безгазового периода работы несовершенной скважины, дренирующей нефтяной пласт (оторочку), с произвольным расположением жесткого непроницаемого экрана выше верхних отверстий перфорации, задача решается аналогично предыдущей. Получены соответствующие формулы и соотношения.

Нами предлагается уточненная приближенная методика расчета предельного безводного (безгазового) дебита несовершенной скважины, обусловлешюго наличием экрана на забое, основанная на теории напорного и безнапорного движения. В результате получена формула для безразмерного предельного безводного (безгазового) дебита при наличии экрана.

Чэк = а(гэ)я(роДт); а = lnRo/rcn„; r=Ro, (12)

Inf, г,

где q(po,Ti) -безразмерный предельный безводный (безгазовый) дебит;

Гспр ■ приведенный радиус скважины, обусловлетшый несовершенством по степени вскрытия пласта и перфорацией колонны.

Значения q3K рассчитаны на ЭВМ для широкого диапазона безразмерных параметров r„ ро, 1 Ii а и затабулированы.

Размерный предельный дебит определяется формулой

Q«=q,KQo; Оо=2яК£Ьг(р,-р,,)д (13)

Ун

Табулированные безразмерные значения предельных дебигов будут справедливы и для расчета безразмерных предельных безгазовых дебигов, обусловленных экраном. Размерные значения предельных безгазовых дебигов определятся формулой (13), где Q0 рассчитывается при h0=hor (h0r - толщина верхнего нефтяного пласта, т.е. расстояште от начального ГНК до нейтральной линин тока) и при замене Др=рв-рн на Др=рн-рг.

Другой приближенный метод расчета предельного безводного дебита при наличии экрана основывается на двухзонной схеме притока к укрупненной скважине радиуса (r,^h0), (см.рис.5). Предполагается, что частица воды, достигнув экрана, может находиться при определенных условиях в устойчивом состоянии. Тогда условие устойчивости границы раздела нефть-вода (линии тока) можно определить по закону Паскаля. В результате решения задачи в данной постановке получены формулы для предельного дебита с учетом скачка капиллярного давле-штя ДРК как функции насыщенности водой (газом) на границе раздела нефть-вода (нефть-газ) и насыщенности водой (газом) на первоначальном ВНК (ГНК).

Ограничение притока подошвенной воды в скважину, дренирующую нефтяную оторочку нефтегазовой залежи, способом обратного конуса рассматривается нами с использованием теории совместного напорного притока. Принимается еле-

дующая расчетная схема. Скважина дренирует нефтегазовую залежь (нефтянук оторочку) с подошвенной водой и вскрывает водонасьнценный пласт на глубин; h, с интервалом перфорации D. Создается искусственный экран радиуса г,. Тол щинм водоносной, нефтеносной и газоносной зон соответствстю есть hB,h,„ hr радиус контура дренирования гк; зона пространственного притока r0=r3+hj; при нимаются давления: на контуре питания - Рк, на фанице пространственного при тока - Р0, на контуре экрана - Рэ и на контуре скважины - Рс

Пусть за время t началышй ВНК снизился на контуре скважины на величи ну у. Таким образом, с этого момента наступил совместный проток нефти по ин тервалу на контуре скважины (zc-y) и воды по интервалу b(t).

Задача решается по двухзонной схеме: внутренняя зона (1) ограничиваете? радиусом г0 пространственного притока; внешняя зона (2) ограничивается областью (RK-ro). Предположим, что вся область дренирования по толщине водоносного пласта h, и радиусу гк занята нефтью. Тогда фиктивный дебит несовершенно! скважины с частичным вскрытием D и толщиной пласта h, будет определяться пс зонам (1) и (2), используя правило производных пропорций и метод суперпозициг потоков. После ряда преобразовашш получаем формулы для расхода воды и нефтг Q„' =2Ж»ЬгШРс) ; Qh ' ~ 2nK„h.,( 1-ап)(Рк-Р,:) (141

PHlnir^ro) pBln(rK/rnp.2)

В соответствии с формулами (14) водонефтяной фактор определится из соотношения RB= Q„. . = an ; а^КвУц С

Qh+QB KhPb

Выражая приведенные радиусы скважины rnp.i и rnp.2 через добавочные фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством по степени вскрытия С] и перфорацией колонны Со, получаем:

п = 1п(гь-/гЛ+ CI(pi/R,H- Cm

ln(rK/rc>+ С^ргДг) + С02 (16)

где р| = r,+h,; Т1(=_0 ; р2 = ; Ъ2 = b(t) ®*h3 h, <£*h., h, Q(po,Ti) рассчотаны на ЭВМ и затабулированы.

Когда цилиндрическая поверхность притока на контуре скважины достигнет своего максимального значения по вскрытию D, т.е. при b(t)=0, то приток воды резко сократится, а дебит воды будет определяться остаточной водонасыщенно-стью о0СТ в зоне вытеснения и фазовой проницаемостью для воды. С течением времени относительная фазовая проницаемость для воды Кв*(аост) будет уменьшаться, а для нефти К„*(о0СТ) - увеличиваться. С момента резкого падения дебита воды параметр а следует определять из выражения

а =КвКв*(ДоСТ)рн (17)

КНК н \Voct

где К„ и К„ - проницаемости воды и нефти по напластованию.

При определении С|(р2,Ъ>) относительное вскрытие следует принять равным Т|2=гс/Ь„ а дебит нефти будет определяться по формулам (12-14).

Водный период, очевидно, определится временем, за которое частица нефти достигнет от начального ВПК до верхнего тгтервала перфорации П. Дебет воды

при этом будет определяться формулой (12), _

где гП|,.2 = 1п(гк/гс)+С1(р2,Тъ)+Со2; р2=гУ(ае*Ьэ); Тт2=а/Ьэ; ®*=л/Кг/К2 Время водного периода определится го выражения

t = тЬ^РдЖ*2 [(1-Ть3)-ЗТь2( 1 -Тт2> 11пгк- (18)

ЗК.ДР гпр.2

Схема расчета по приведенной методике показана на кошретном примере. Из расчетов видно, что при совместном притоке жидкостей со временем дебит воды снижается, а дебит нефти повышается. Суммарный дебит воды и нефти со временем также снижается, всегда оставаясь меньше дебита воды в водный период. Очевидно, что в процессе продолжительной эксплуатации скважины будет поступать практически безводная нефть.

Применение жидкостного барьера с целыо ограничения прорыва верхнего газа и подошвенной воды в нефтяной пласт и увелшгения предельного дебита. Ричардсон У.Д. и Блэквел Р.И. предложили использование жидкостного барьера с целыо ограничения прорыва верхнего газа в нефтяную часть пласта. Этот метод хотя и ограничивается возможностью широкого практического применения, однако реализация его в условиях разработки достаточно проницаемых пластов может окажется целесообразной (см.рис.6). Тяжелая дегазированная нефть с поверхности через затрубное пространство и перфорационные отверстия закачивается непосредственно в область газового конуса. Закачешгая нефть под действием напора и силы тяжести опускается вниз, замещая газовый конус и образуя объемный барьер. С практической точки зрения размер жидкостного барьера должен быть ограничен или расстоянием между интервалами перфорации АЬ (см.рис.6) или расходом закачиваемой жидкости. Указанное расстояние АЬ принимается за эквивалентный радиус жесткого горизонтального экрана г,=ДЬ, расположешгого над верхними перфорационными отверстиями продуктивного нефтяного пласта. В соответствии с этим для расчета предельного безгазового дебита в формуле (11) следует принять г,=ЛН. Сопоставление расчетных значений дебетов по формуле (13) и при отсутствии экрана позволит оценить выгодность создания жидкостного барьера. Оптимальный расход закачки существует для каждого значения отбора и зависит не только от степени истощения и анизотропии пласта, а также и от локальной неоднородности, и определяется путем промыслового эксперимента.

Приближешго объем закачки можно определить по формуле: V = (2лг,Ь,шо) + 2л:гз -0,5 [(13]-Ь)] т(1 -о0).

Что касается обоснования выбора радиуса жидкостного барьера, то здесь, очевидно, необходимо исходить из величины радиуса пространственного притока к несовершенной скважине при существовании конуса газа. Как известно, радиус

зоны пространственного притока зависит от анизотропии ае* и относительной вскрытия пласта Тг С увеличением анизотропии пласта и уменьшением относи тельного вскрытия радиус зоны пространственного притока увеличиваете; (эффективный радиус пространственного притока г0 пршшмается равным 1-1,5Ь0). Наличие жидкостного барьера и жесткого экрана существенно повышаез предельные безгазовый и безводный дебиты.

Схема ограничения притока верхнего газа в несовершенную скважину способом создания жидкостного барьера

ного барьера; 2-закачка дегазированной нефти в интервал перфорации на уровне ГНК

Рис.6

При большой толщине газоносного пласта очевидно интервал закачки необходимо перенести ниже (ближе к начальному ГНК). Качественно контур вытеснения газа закачиваемой нефтью показывает кривая 2 (см.рис.6).

В диссертации приводится также г идродинамическое обоснование таких способов ограничения водо- и газопритоков как примените подвижных вязкоупругих экранов, последовательно-циклической добычи и глубоких перфорационных каналов в водонасыщенной и газонасыщенной частях пласта.

Одним из наиболее перспективных методов предупреждения преждевременно прорыва подошвенной воды и верхнего газа, а также в целях повышения ко-[»фициента нефтеотдачи в условиях сложнопостроснных нефтегазовых залежей 1ляется бурение и эксплуатация горизонтальных скважин. Нами предложен рас-:г оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины и верти-щьной трещины (щели') ГРП. Рассмотрим приток жидкости к точечному стоку, юположенному несимметрично в бесконечном полосообразном горизонтальном таете с непроницаемыми кровлей и подошвой. На основе уравнения распределит потенциала скорости фильтратш Ю.И.Стклянина и А.П.Телкова предложе-) приближешюе выражение

Ф = 3 + Фо , (19)

2л

(е ро= 1« ; =п; аз* =Кг ; аэ*Ь0 Кг

Кг-проницаемость по напластованию,м2; Кг-проницаемость вертикальная, мг;

Фо - потенциал на контуре питания 1], Па; д - дебит точечного стока.

Из уравнения (19) определяем дебит горизонтальной скважины 0=чЬ, где Ь -нша с1сважины.

Пусть теперь несовершенная вертикальная трещина гидравлического разрыва ,1сотой (Ь-а) дренируег нефтяной пласт толщиной 1то при наличш1 верхнего газа подошвенной воды (нефтяная оторочка или нефтегазовая залежь). Очевидно, в щу неразрывности потока существует нейтральная линия тока с координатами (1к,т|) параллельная оси X, делящая пласт на два самостоятельных объекта, с 1ЛЩ1шами Ь( и Ь.1. Такая схема позволяет обосновать математическую модель юцесса двухстороннего конусообразования. Каждый из пластов вскрыт песо-ршешюй скважиной. Величина вскрытия для верхнего пласта (г|-а), для нижне- (п-<1). Погонный расход для каждого пласта одинаков, контур питания общий В верхней части пласта образуется конус газа, в нижней - конус воды.

Вводя безразмерные параметры

1к* = 1к ; =Л ; а =_а ; В =_Ь ; р0* = 2р0

1 1т, 11о Ь0 Л

соответствии с решением Стклянина-Телкова получаем следующее выражение 1Я потенциала линии стока:

Ф = 201._ РК,а,й,р0М«*). (20)

с,<4<|5 (В-а)1к*Ь0712

Заметим, если в уравнении (20) принять а=(Ь-с!)/Ьо (с!-диаметр скважи-г), то получим формулу для нейтральной линии тока £*, которая определится оизводной потенциала (20) по ординате Е,, равной нулю: дФ/дс,=0. Взяв произ-

водную потенциала, при двухстороннем контуре питания 1=21к, прировняв ее нулю и заменив гиперболические синусы показательными функциями, получаем :

Ч<(схАРо*Д)=0. (21)

Значение ординаты Е,* можно определить расчетами на ЭВМ или графическим методом, для чего необходимо построить график \|)(с,*)=г0 и определить значение £,*, соответствующее нулевому значению функции (21). Далее, по методике, изложенной в работах [1,2] для вертикальной скважины, принимая распределение потенциала, вызванного работой несовершенной вертикальной трещины гидравлического разрыва, по уравнению (20), рассчитываем предельные безводные для нижнего пласта и безгазовые для верхнего пласта дебиты. Наименьший из них будет одновременно безводным и безгазовым. Задавая различные значения пар а н й, молено подобрать наиболее оптимальное положение трещины и ее размер, которым будет соответствовать наибольший предельный безводный и безгазовый дебит. В случае притока к точечному стоку горизонтальной скважины имеем: относительные вскрытия верхней и нижней частей пласта гй1=Т12=0; (х=В=!) (1]~=г|/Ьо -безразмерная ордината точечного стока); 1т|=1)Ьо; Ь2=(1-())Ь0. Тогда, согласно [10] предельные дебиты относительно газа и воды соответственно определяются по формулам: 01 = я (5,Ро*)до1; ; Ау1-/и-'{,

2рае*

<22= д2(1),Ро*)Чог; д02=7сКАуг110Ь ; Ауг=ув-ув ;

2раэ*

где 410),ро+) = ч(0,ро*Л))Г)2 ; ч2(Г),ро*)=д(0, £¿1 )(Н) 2=Ч(И',Ро*);

Ь - длина горизонтальной скважины; у„,уг,7в - соответственно удельные веса нефти, газа и воды ; безразмерные дебиты точечного стока, дренирующего

полосообразнуто нефтегазовую залежь с двусторонним контуром питания.

В работе дана характеристика различным условиям , определяющим выбор оптимальных режимов работы скважин, которые рассматриваются с позиции ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа в пласт и преждевременного прорыва их в скважину.

Пятая глава посвящена экономическому обоснованию рассматриваемых способов предупреждения преждевременного прорыва подошвенной воды и газа из газовой шапки в скважину. Исходным моментом экономического обоснования следует считать, что за базу сравнения необходимо принимать те параметры (технические, технологические и экономические), которые имеют место без осуществления соответствующих мероприятий. То есть, за аналог в данном случае принимаем эксплуатацию скважины без применения каких-либо способов, направленных на ограничение водо- и газопритоков. Тем самым, рассчитываемые показатели будуг носить прирастной, сравнительный характер. Нами рассчитаны показатели, позволяющие сделать вывод об экономической целесообразности проведения тех или иных мероприятий - это поток денежной наличности и чистая тс-

кушая стоимость (NPV), ОПИ (Pi-фактор) и внутренняя норма рентабельности (ВНР или IRR), период возврата и коэффициен г окупаемости капитала (КОК).

Поскольку мероприятия по ограничению водо- и газопритоков и получетше соответствующих результатов продолжаются i о времени, то при проведении расчетов была применена процедура дисконтиро. «шия как получаемых результатов, так и дополнительных затрат. Дисконтирование позволяет осуществить приведение разновременных' показателей к одному мс менту времени (расчетному году). Расчеты критериев экономической эффективно сти осуществлялись с использованием средних цеп и затрат по уровню 1У ква[ тала 1997г. (в деноминированных денежных единицах), с учетом действующей ш 1.01.98г. налоговой системы.

Полученные показатели экономической эффективности приведены в табл.3. Также дается сравнительная экономическая оц< :нка эксплуатации горизонтальной и вертикальной скважин из которой видно, что. ксмотря на меньшую стоимость и более медленное падение дебита (в сравнении с горизонтальной скважиной) вертикальная скважина при прочих равных условиях не окупает себя в рамках рассматриваемого расчетного периода. Так, чистая текущая стоимость при эксплуа-тацни горизонтальной скважины за расчетный период (10 лет) составит 4,5млн руб., в то время, как этот показатель при эксплуатации вертикальной скважины не имеет положительного значения (ЧТС= - 4,7млп эуб.).

Таблица 3

Экономические показатели примепе пня способов

ограничения водо- и газоприт< ков _

Наименование Прирост Прирост Прирост

способов добычи, т пчтрат, тр. ЧТС, т.р.

1.Оптимальный интервал вскрытия 27000 3402 4890

2.Жеский непроницаемый экран 1376 2176 1783

3.Обратный конус 20706 3143 3415

4.Жидкостной барьер 53833 7138 9461

5. Поел едоват. -циклическая добыча - -1066 555

б.Вязкоупругие экраны 2058 158 352

«роме того, проведен анализ чувствительнэсти критерия экономической эффективности при эксплуатации вертикальной и горизонтальной скважин в соответствии с вероятными отклонениями факторов, имеющими наиболее существенное влияние на этот показатель.

Основные выводы и рекомендации

¡.Произведен краткий анализ разработки нексторых сложнопостроенных нефтегазовых и газоконденсатных месторождений, ьоторый позволил выявить специфические особенности разработки и показал необходимость выделения различных зон нефтегазовых залежей (подгазовых, водоплавающих, подгазовых и водоплавающих и чисто нефтяных) с целью обоснования гидрогазодинамической модели.

2.Разработана уточненная методика расчета процесса статического конусообр; зования (предельные дебиты и депрессии; ординаты вершин конусов, уравнеш: границы раздела), основанная на двухзотшой схеме притока нефти к несовершс! ной сквашше, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой, и учить вающая анизотропию пласта.

3.Предложен и реализован алгоритм и компьютерная программа расчета бе-размерных одновременно предельных безводных и безгазовых дебетов в шире ком диапазоне исходных параметров а,Р и р() Результаты расчёта затабулированы

4.Установлено, что величины предельных одновременно и безводных безп зовых дебетов зависят от соотношения разностей плотностей Ар^Ар,. параметр размещения р(), анизотропии пласта ае* и положения интервала перфорации. В кс нечном счете предельный дебет рассчитывается при минимальной плотности рас хода из условия устойчивости двухстороннего конусообразования. Сопоставлени результатов расчета предельных дебетов по приближенным методам и уточнение методике показывают в приведишых примерах завышение первых до 70%.

5.Произведён анализ упрощённых методов расчёта времени безводной эксплу.' тации скважин. Установлено, что существенное влияние на точность расчётов оке зывает учёт различия в вязкостях и плотностях жидкостей, а также учёт фазовы пронццаемостей. Наилучшие результаты при сопоставлешш с промысловым данными даёт формула Данилова-Када.

6.Выявлено, что наличие подошвенной воды замедляет продвижение гранит раздела к скважине; наиболее сильно это влияние появляется, когда водонасы щенная толщина меньше продуктивной. При толщине водоносного пласта боле чем в два раза превышающей толщину нефтяного пласта влиянием непроницаемо подошвы можно пренебречь.

7.Получены аналитические решения для расчета времени прорыва нефти и оторочки к забою газовой скважины и газа из газовой шапки к забою несовершен ной скважины, дренирующей нефтяной пласт.

8.Разработана уточнённая методика расчёта безводного периода эксплуатаци несовершенной скважины и нефтеотдачи при опережающей разработке нефтегазо вой залежи (оторочки) и при опережающей разработке газовой шапки учитываю щая различия в плотностях и вязкостях жидкостей, анизотропию пласта и фазовы проницаемости. Разработан алгоритм и компьютерная программа.

9.Разработана уточненная методика, алгоритм и компьютерная программа про гнозирования продвижения границы раздела вода-нефть и нефтеотдачи за безвод ный период и при полном обводаешш по удельному объёму дренирования, расчё та совместного притока нефти и воды, нефти и газа к несовершенной скважине учитывающие неполноту вытеснения, анизотропию пласта, различие в вязкостях 1 плотностях жидкостей. Произведены расчёты в широком диапазоне исходны: безразмерных параметров,результаты ^табулированы и представлены графически

11 .Анализы приведенных расчетов и графических зависимостей показали:

- радиусы зон пространственного притока увеличиваются с увеличением анизотропии и уменьшением относительного вскрытия пласта;

- степень выработки и удельные объёмы дренирования пласта увелтиваготся с

увеличением анизотропии;

- безводный период возрастает с увеличением анизотропии и уменьшением относительно вскрытия пласта.

12.Рассмотрены способы ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа с гидродинамических позиций, основанных на идее изменения направлений лшшй тока при дренировании нефтяного пласта (оторочки), получены следующие результаты:

- разработана методика ограничения преждевременного прорыва подошвенной зоды и верхнего газа, в основу которой положен выбор оптимальной величины интервала вскрытия нефтяного пласта (оторочки) и его положения относительно ГНК и ВНК. Основными параметрами, определяющими рациональный интервал вскрытия являются соотношение разности плотностей жидкостей и параметр размещения скважин;

- разработана модель жесткого непроницаемого экрана, ограничивающего прозы в подошвенной воды и верхнего газа к забою скважины, учитывающая доба-зочные фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством сква-кины, фазовые проницаемости, различия в вязкостях и плотностях жидкостей, шизотропига пласта, позволяющая прогнозировать продолжительность безводного и безгазового периодов в зависимости от исходных физико-технологических тараметров пласта и жидкостей;

- выбор места расположения жесткого экрана и его размер обусловливаются шизотропией пласта, требованиями наибольшего извлечения нефти из пласта. Таибольший период безводной эксплуатации обеспечивает расположение экрана непосредственно вблизи нижних отверстий перфоращщ в относительно однород-ibix пластах с относительным вскрытием Ъ=0,25-0,30. С целью увеличения охвата 1ласта вытеснением в анизотропных пластах целесообразно располагать экран на /ровне вершины конуса или несколько ниже. Предложенная методика позволяет шссчитывать рациональное местоположение экрана и его размер, соответствую-цие безводному или безгазовому периодам и дебитам; разработана методика paciera предельных безводных и безгазовых дебитов, обусловленных наличием экра-ш. Значения предельных дебетов рассчитаны на ЭВМ и затабулированы в широ-сом диапазоне исходных безразмерных параметров;

- обоснована методтоа ограничения поступления подошвенной воды в скважи-iy, дренирующую нефтяную оторочку нефтегазовой залежи способом обратного сонуса в условиях наличия продуктивного пласта малой толщины при создании ^проницаемого экрана в водоносном пласте. Предложены формулы для расчета фодолжнтельности водного периода, дебита скважины по воде и водонсфтяного [»актора при совместном притоке нефти и воды за период достижения вершиной гонуса плоскости экрана и формула дебита скважины за безводный период; уста-

новлено, что для схемы обратного конуса при совместном притоке жидкостей дебит воды со временем снижается, а дебит нефти повышается. Суммарный дебиг жидкости со временем также снижается, всегда оставаясь меньше дебита воды в водный период;

13.Разработана методика определения оптимального местоположения горизонтальной скважины в нефтегазовых залежах с подошвенной водой.

14.На конкретных примерах доказана экономическая целесообразность применения способов ограничения преждевременного прорыва подошвенной воды и верхнего газа в скважину. Расчеты показали достаточно высокие значения приростов потоков денежной наличности и чистой текущей стоимости, при этом затраты, как правило, связаны с переменной частью себестоимости (в том случае, когда имеет место увеличение добычи нефти).

15.Сравнигелькая экономическая характеристика эксплуатации горизонтальной и вертикальной скважин гюзволяег сделать вывод о том, что при прочих равных условиях (с учетом анализа чувствительности ЧТС), горизонтальная скважина является значительно эффективнее как по уровню добычи нефти, так и по возможности предупреждения преждевременного обводнения и загазовывашш скважины.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Краснова Т.Л. Особенности притока нефти к несовершенным скважинам в нефтегазовых залежах с подошвешюй водой // Новые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождешш Западной Сибири. Межвузовский сборник научных трудов - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - С.67-71.

2.Краснова Т.Л. Уточненная методика расчета предельных одновременно безводных и безгазовых дебетов и депрессий // Новые технологии в разработке н эксплуатации нефтяных и газовых месторождешш Западной Сибири. - Межвузовский сборник научных трудов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - С.89-93.

3.Краснова Т.Л., Телков А.П. Обоснование технологических режимов работь несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной во дой,- Нефтепромысловое дело. 1997, № 4-5,с.2.

4.Краснова Т.Л., Телков А.П. Расчет безводного периода работы несовершенной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования,-Нефтепромысловое дело. 1997,№8-9,с. 8.

5.Краснова Т.Л. Методика расчета продвижения границы раздела нефть-вода и нефтеотдачи за безводный период по удельному объему дренирования // Нефть и газ Западной Сиб1фи; Тезисы докладов международной научно-технической конференции 21-23 мая 1996г, - Тюмень: ТюмГНГУ, с.44.

6.Телков А.П., Краснова Т.Л., Сливнев В.Л. Технологический режим работы газовой скважины в условиях предельного безводного дебита при наличии экрана // Новые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождешш Западной Сибири. Межвузовский сборник научных трудов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997, с.51-56.

7.Краснова Т.JI. Определение оптимального интервала вскрытия пласта в нефтяных, газовых и нефтегазовых залежах с подошвенной водой // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов на международной научно-технической конференции 21-23 мая 1996г. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996, с. 55.

8.Краснова Т.Л. Применение жидкостного барьера с целью ограничения прорыва верхнего газа и подошвенной воды и увеличения предельного дебита // Всероссийская научно-практическая конференция, посвященная 85-летнсму юбилею З.И.Муравлешш - «Нефть и газ», 1997,№6, с.104.

9.Краснова Т.Л. Контроль за конусообразоюнием при разработке нефтегазо-)ых залежей с подошвешюй водой. -Геология, геофизика н разработка нефтяных месторождений, 1997, №4, с.38-43.

Ю.'Гелков А.П., Краснова Т.Л. Расчет оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвешюй юдой,-Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997, № 6,

34-38.

Соискатель