Фактическая продуктивность несовершенной скважины

Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид:

где η - Фактическая продуктивность несовершенной скважины.

S - Скин-фактор.

66. Категории скважин По назначению скважины подразделяются на следующие категории: 1) Поисковые - скважины бурящиеся на подготовленных геоло-геофизических площадях с цель поиска залежей нефти и газа. 2) Разведочные – бурение на площадях с установленной нефте-газоносностью, чтобы уточнить запасы нефти и газа промышленных категорий и сборе исходных данных для составления проектных документов. 3)Эсплутационные – подразделяются на фонды: добывающие, нагнетательные, резервные, контрольные, оценочные, специальные, дублеры и законсервированные. а) Добывающие - предназначены для добычи нефти, газа… делятся на фонтанные, газлифтные и механизированные (насос). б) Нагнетательные – предназначены для воздействия на продуктивные пласты нагнетанием воды, газа и др. раб. агентов. 4) Резервный фонд – служит для вовлечения в разработку линз, зон выклинивания, застойных зон которые не вовлекаются в разработку фондом скважин. 5) Контрольные – наблюдательные, пьезометрические. Служат за наблюдением ВНК, ГНК, ГВК так же за нефтенасыщенностью коллектора в процессе разработки и измерение пластового давления. 6) Оценочные – бурение разрабатываемых залежах с целью оценки параметров режима работы пластов, пределы выработки (А,В,С_1-2). 7)Специальные - для добычи технической воды, удерживание подземного газа, сброс подтоварной воды. 8) Скважины дублеры - для замены фактически ликвидированных добывающих или нагнетательных скважин. 9) Законсервированные по причинам малых дебитов или аварий. 67. Методы построения гидродинамических моделей нефтяных месторождений. Фильтрационная модель представляет объект в виде двухмерной или трехмерной сети ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров, как и в геологической модели, но дополнительно включает динамические характеристики пластовых процессов и промысловые данные по скважинам (фильтрацию пластовых флюидов и закачиваемых агентов в пласте с учетом их взаимодействия с породой, межфазных явлений и фазовых переходов). К любой фильтрационной (гидродинамической) модели предъявляются общие требования: 1. Адекватность процессу фильтрации в пласте. Учет всех необходимых факторов. Универсальность модели. 2. Большая размерность пространственной сетки, аппроксимирующей реальное месторождение. 3. Простота и удобство пользования моделью. Сервисная визуализация входных и выходных данных. 4. Приемлемое время при расчете вариантов на компьютере. 5. Использование модели как для прогнозных расчетов, так и для коррекции геологической модели пласта. 6. Замыкание фильтрационной модели с алгоритмами технологических и экономических расчетов. 7. Расчеты должны проводиться с использованием программ, надежность которых подтверждена экспертами. 8. Зарубежные программы должны иметь документацию на русском языке. К настоящему времени разработано большое количество программ для фильтрационного моделирования. Наибольшее распространение получили программы трехфазной фильтрации, известные как программы нелетучей нефти (black oil model), программы многокомпонентной (композиционной) фильтрации, неизотермической фильтрации. Этапы построения фильтрационной модели При создании фильтрационной модели должны быть выполнены следующие действия: - создать сетку модели и схему выделения слоев; - определить свойства пласта; - определить свойства пластовых флюидов; - задать начальные условия, например, контакты флюидов и начальные давления; - расположить скважины и смоделировать перфорации; - задать дебиты по истории разработки и ограничения добычи для прогноза; - провести расчеты; - проанализировать результаты. Методы гидродинамического моделирования нефтяных месторождений: 1) сеточный; 2) метод аналогии; 3) метод линий тока – метод моделирования процессов заводнения. Метод линий тока позволяет рассчитывать следующие параметры, необходимые для реализации методики количественного анализа систем заводнения: 1. Коэффициенты взаимовлияния нагнетательных и добывающих скважин по потокам жидкости, нефти, воды; 2. Определять зоны дренирования каждой из скважин и поровые объемы, дренируемые каждой из скважин; 3. Проводить трассировку линий тока, рассчитывать скорость движения фронта обводнения вдоль линий тока и время прорыва воды. 68. Методы контроля за ППД. Широко внедренные методы заводнения при эксплуатации нефтяных месторождений вызвали необходимость непрерывного контроля режима разработки залежи. В практике нефтепромысловых работ многочисленные задачи решаются, в основном, геофизическими методами. Основные задачи данной проблемы: контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГВК контроль за охватом объекта процессом вытеснения; выявление обводненных слоев и прослоев; определение характера жидкости, притекающей к забою; оценка приемистости пластов и интенсивности притока жидкости из различных их частей; контроль технического состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин и ряд других задач, возникающих в процессе разработки. Геофизические исследования для контроля за ППД проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: фонтанирующих, оборудованных глубинными насосами, нагнетательных, контрольных, пьезометрических и остановленных на ремонт. Современные приборы (диаметром 25 – 50 мм) дают возможность проводить измерения через колонну насосно-компрессорных труб в процессе фонтанирования или через серповидный зазор между штангами глубинного насоса и обсадной колонной. Использование данных термометрии: По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве; в перфорированных – для определния интервалов обводнения. В связи с различием температур нагнетаемых и пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженных скважинах с помощью метода кажущегося сопротивления (КС) и индукционного метода (ИК) по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления воды, а в обсаженных скважинах – по данным радиоактивных методов – НГМ, ННМ-Т. Также применяются методы потенциалов собственной поляризации (ПС) пород, метод радиогеохимического эффекта (в процессе нефтяной залежи в передней части фронта вытеснения возникает поле аномально высоких концентраций радия и продуктов его распада – радиогеохимический эффект.). Расходометрия скважин: Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в оставленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом. При разработке нефтяных месторождений с заводнением осуществляется направленное вытеснение нефти водой путем воздействия на продуктивные пласты закачкой воды. В этом случае полнота дренирования объема залежи зависит от полноты охвата продуктивных пластов воздействием, которая характеризуется коэффициентом охвата продуктивных пластов воздействием (коэффициентом охвата).Под коэффициентом охвата понимают отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенную дату воздействием, ко всему нефтенасыщенному объему пласта (залежи, эксплуатационного объекта). Различают охват по мощности, по площади и по объему. Коэффициент охвата по мощности равен отношению нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта. Коэффициент охвата по площади равен отношению площади, охваченной воздействием, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. На практике обычно его отождествляют с коэффициентом охвата по объему. 69. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения. Характеристики вытеснения представляют собой математическую связь в виде зависимости суммарной накопленной добычи нефти и ряд др. показателей, которые откладываются на оси абцисс - это логарифм от накопленного объема добычи жидкости или через определенные соотношения. Идея всех методов прогнозирования по характеристикам вытеснения основана на линеализации зависимости накопленной добычи от каких-либо др. показателей. Т.е. если у нас не будет линейной зависимости, то экстраполяция с точки зрения математики не состоятельна, поэтому при линеализации функции мы можем прогнозировать на несколько лет вперед, выражая при этом через определенные объемы добытой нефти и добытой жидкости за счет формируемой системы скважин. Методы характеристик являются универсальными при прогнозировании эффекта от любого ГТМ. Метод И.А. Чарного. Связь между текущим дебитом всего месторождения в данный момент (Qж) и суммарным количеством извлеченной жидкости, накопленной с начала разработки (Vж). Указанную зависимость можно представить в следующим виде:

(1). Значение отрезка

характеризует начальный извлекаемый запас нефти. Метод С.Н. Назарова, Н.В. Сипачева. Авторы работы предложили использовать метод определения начальных извлекаемых запасов нефти, основанный на построении зависимости V_ж/V_н=b+a*V_в, (2) где а – угловой коэффициент прямой; b – отрезок, отсекаемый на оси ординат. Преобразовывая (1), можно получить:V_н=

(3) При V_В, стремящемся к бесконечности, V_Нстремится к 1/α. Таким образом, величина, обратная угловому коэффициенту прямой, характеризует величину начальных извлекаемых запасов нефти. Метод Г.Т. Мовмыги, В.М. Найденова. Авторы методики указывают, что при высокой обводненности нефти (больше 85–90%) наблюдается линейная зависимость между суммарным отбором нефти, и содержанием нефти в продукции n_Н=А+ВV_Н, (4) где А и В-постоянные коэффициенты, рассчитываемые по опытным данным эксплуатации. Начальные извлекаемые запасы нефти определяются по формуле НИЗ=

(5), где n_К– заданный конечный процент содержания нефти. Преобразовывая (4), получим

(6), где n_в– доля воды в потоке жидкости. Таким образом, в координатах 1/n_В-V_Н получим прямую линию, экстраполяция которой может быть использована для прогноза показателей разработки. Метод М.Б. Назаретова. Автором метода в качестве уравнения, описывающего различные стороны процесса обводнения, было предложено уравнение равнобочной гиперболы с асимптотами, параллельными осям координат

(7), где 3 – балансовый запас пласта. Величины V_В и V_Н вычисляются в процентах от балансовых запасов нефти, m и n – постоянные коэффициенты, определяемые по фактическим данным эксплуатации. Уравнение (7) имеет следующий физический смысл. Функция в числителе выражает нарастание темпов отбора воды по мере уменьшения запасов нефти. Знаменателем является функция истощения запаса пласта 3. Метод позволяет определять текущую обводненность в зависимости от величины отборов запасов нефти. В качестве характеристики процесса обводнения автор не использует величину относительной вязкости нефти μ₀, хотя по данным большого числа работ ему уделяется главное внимание. Метод Шауэра. Метод основывается на фактических показателях пяти реализованных систем заводнения. Был построен график зависимости заполнения газового объема пласта от коэффициентов Лоренца, т.е. для месторождения с высокой неоднородностью начало увеличения добычи нефти в результате закачки происходит при меньшем проценте заполнения объема нагнетаемой воды. По данным истории разработки были также получены кривые, показывающие снижение приемистости. 70. Постоянно действующие геолого-гидродинамические модели. Согласно определению постоянно-действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ), ПДГТМ - это объёмная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения. ПДГТМ представляет совокупность: 1. Цифровой интегрированной Базы Данных; 2. Цифровой трёхмерной геологической модели; 3. Двухмерных и трёхмерных фильтрационных моделей; 4. Программных средств. С другой стороны геолого-фильтрационная (геолого-гидродинамическая модель) - представление месторождения (объекта) в виде двухмерной или трёхмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая фильтрационные параметры и массив данных по скважинам. Указанное определение допускает, что модель может быть не только трёхмерной, но и может быть построена в виде двухмерной сетки ячеек. К последнему типу относятся так называемые слоистые модели, представленные совокупностью слоёв, а также различные виды двумерных карт. Недостатком данного определения является отсутствие целевых функций модели. Построение ПДГТМ: - оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных; - оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки; - исследования кернов и проб пластовых флюидов; - детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов; - уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС, исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки; - построение схем обоснования флюидных контактов; - палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования; - фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления; - детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки; - интерпретация данных дистанционных методов, исследований и контроля за разработкой. 71. Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой. Модель непоршневого вытеснения (рис. 1). По схеме Бэкли - Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Функция Баклея-Леверетта:

Скачок нефтенасыщенности на нем значительно меньше, чем при поршневом вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него — одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте

, а затем обводненность медленно нарастает.

Рис. 1 — Модель непоршневого вытеснения Задача Баклея - Леверетта и ее обобщения Основой для расчета (построения) функции Баклея-Леверетта являются фактические кривые фазовых относительных проницаемостей, полученные при физическом моделировании процессов вытеснения нефти водой (обычно на кернах конкретных пластов). В случае одномерного течения несжимаемых несмешивающихся жидкостей в условиях, когда можно пренебречь капиллярным давлением, а также влиянием силы тяжести, процесс вытеснения допускает простое математическое описание. Для обоих случаев одномерного потока (прямолинейно-параллельного и плоскорадиального) это приводит к классической в теории вытеснения модели Баклея - Леверетта. В рассматриваемом случае важное значение имеет так называемая функция Баклея - Леверетта или функцией распределения потоков фаз f(s), которая имеет простой физический смысл. Действительно, данная функция представляет собой отношение скорости фильтрации вытесняющей фазы к суммарной скорости, и равна объемной доле потока вытесняющей жидкости (воды) в суммарном потоке двух фаз. Таким образом, функция Баклея - Лаверетта определяет полноту вытеснения и характер распределения газоконденсатонасыщенности по пласту. Задачи повышения нефте- и газоконденсатоотдачи в значительной степени сводятся к применению таких воздействий на пласт, которые в конечном счете изменяют вид функции f(s) в направлении увеличения полноты вытеснения.

Рис. 2. Вид функции Баклея-Леверетта и её производной Вид кривых функции f(s) и ее производной f/(s) показан на рис.3. С ростом насыщенности f(s) монотонно возрастает от 0 до 1. Характерной особенностью графика f(s) является наличие точки перегиба sп, участков вогнутости и выпуклости, где вторая производная f’’(s) соответственно больше и меньше нуля. Эта особенность в большой степени определяет специфику фильтрационных задач вытеснения в рамках модели Баклея - Леверетта.

Рис. 3. Графики функции Баклея - Леверетта (а) и её производной (b) для различных отношений вязкости m0 Зависимость функций f(s) и f’(s) от отношения вязкостей фаз m0=m1/ m2 показана рис. 4. Из данного рисунка следует, что с ростом отношения вязкостей кривая f(s) сдвигается вправо и эффективность вытеснения возрастает. Например, применение пен и загустителей, повышающих вязкость нагнетаемой воды, может значительно увеличить нефтеотдачу.

Рис. 4. Устранение многозначности распределения насыщенности введением скачка Физической особенностью модели двухфазного вытеснения Баклея – Леверетта является зависимость скорости распространения того или иного значения насыщенности от величины этой насыщенности. Это явление называется дисперсией волн. При 0 < s < sп большие насыщенности распространяются с большими скоростями, а при sп< s < 1 скорость распространения постоянного значения насыщенности начинает уменьшаться. Последнее приводит к тому, что, начиная с некоторого момента времени, распределение насыщенности оказывается многозначным (рис. 5, кривая 1-2-3-4-5). В области данного участка одному и тому же значению х соответствуют три значения насыщенности s: s1, s2 и s3, что физически невозможно, так как в каждом сечении пласта в любой момент времени может существовать только одна насыщенность. Данная неоднозначность устраняется введением скачка насыщенности (рис. 5, отрезок 1-3-5). Скорость распространения скачка при этом равна скорости распространения насыщенности. Необходимо отметить, что в действительности математический скачок насыщенности не имеет места. Он появляется в решении вследствие пренебрежения капиллярными силами, за счет которых появляется некоторая “переходная зона” вблизи фронта вытеснения, в которой насыщенность изменяется непрерывно. Точные решения задачи о вытеснении нефти (или газа) водой применяются при оценочных инженерных расчетах параметров разработки с использованием процесса заводнения. В общем случае неодномерного вытеснения, а также при учете сжимаемости одной из фаз рассмотренная задача уже не сводится к одному уравнению для насыщенности. Необходимо совместно определять давление и насыщенность. Численные решения таких задач могут быть получены лишь на ЭВМ. 72. Модель Дикстра и Парсонса. Фактическое распределение проницаемости по слоям описывается нормальным законом распределения. В зависимости от желаемой точности решения, теоретическое распределение разбивается на слои и проводится расчет вытеснения. В отличие от Стайлса они учли различие вязкости воды и нефти, однако, приняли, что перепад давления

между нагнетательной и добывающей галереей не изменяется во времени. 73. Зависимость дебита скважин от времени. 74. Особенности разработки нефтяных оторочек. Залежи с нефтяной оторочкой разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непромышленное значение; как газо (газоконденсатно)-нефтяные — в случае её оценки в качестве промышленной. Нефтяная отрочка— нефтяная часть газонефтяной, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой части двухфазной залежи. В зависимости от размеров нефтяные оторочки разделяют на промышленные и непромышленные. По условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие нефтяные оторочки. - Способ разработки узких нефтяных оторочек, включающий отбор нефти через систему горизонтальных добывающих скважин, отличающийся тем, что стволы горизонтальных добывающих скважин бурят перпендикулярно контурам газоносности и нефтеносности и располагают вблизи средней части оторочки, причем соседние скважины забуривают в нефтяную оторочку в противоположных направлениях и, если одну из них направляют от водонефтяного контура по восходящей траектории к газонефтяному контакту, то соседнюю направляют от газонефтяного контура по нисходящей траектории к водонефтяному контакту, а точки входа горизонтального ствола в продуктивный пласт располагают на кривой, близкой к синусоиде, описываемой общим уравнением Y = A·sin(ω·x), где А - расстояние от середины оторочки до точки входа горизонтальной скважины в продуктивный пласт;

коэффициент растяжения, учитывающий степень растяжения или сжатия синусоиды;

расстояние между горизонтальными скважинами; L_д - длина контура газоносности; L₀ - длина контура нефтеносности; n - количество скважин. - Способ, отличающийся тем, что по мере продвижения газонефтяного и водонефтяного контактов к горизонтальному стволу скважины, обводнившиеся и загазованные участки горизонтальных стволов скважин отсекают, например, путем установки цементных мостов. 75. Коэффициент охвата. Метод определения Кохв. Влияние на КИН. Под коэффициентом охвата вытеснением К _охв понимается отношение объема коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. На величину К _охв, помимо геологических факторов, в большей мере влияют технологические факторы, характеризующие систему разработки залежи (плотность сетки скважин, фонд добывающих и нагнетательных скважин, система разработки залежи, объемы отборов и закачки и др.). В настоящее время нет надежных методов прямой оценки К _охв, в связи с этим при проектировании его величину обычно оценивают обратным счетом: Коэффициент охвата пласта воздействием (К_охв.) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта:

где Vпп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения, Vп – начальный нефтесодержащий объем залежи. Система разработки считается приемлемой, если расчетное значение К _охв>0,8. 76. Коэффициент вытеснения. Методы определения Квыт. Влияние на КИН. Коэффициентом вытеснения (К_выт.) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:

где Vнн – начальный объем нефти, Vв – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта. Поскольку для вытеснения нефти из образца породы или модели пласта можно использовать не только воду, но и любой другой агент (газ, спирты, пены и другие), то следует дать более общее определение коэффициента вытеснения, характеризующего полноту вытеснения нефти в лабораторных условиях из образца породы или модели пласта. Для характеристики полноты вытеснения нефти водой из модели пласта за определенный промежуток времени, а также за безводный и водный периоды можно пользоваться коэффициентами вытеснения за эти периоды, понимая под ними долю нефти от первоначального ее содержания, полученную из образца породы соответственно за определенный промежуток времени, за безводный и водный периоды вытеснения. 77. Коэффициент заводнения. Методы определения Кзав. Влияние на КИН. Коэффициент заводнения зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата:

где К01 – коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости, К02 – коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность, К03 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин, К04 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин, К05 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи. 78. Коэффициент расчлененности, его влияние на разработку НМ. Коэффициент расчлененности служит показателем вертикальной неоднородности продуктивного горизонта или объекта разработки. Коэффициент расчлененности вычисляется путем подсчета числа прослоев – коллекторов в разрезе скважины. В целом по объекту производят суммирование проницаемых прослоев по всем скважинам, а затем делят их на число скважин:

где K_P – коэффициент расчлененности разреза; l – число прослоев – коллекторов в каждой скважине (от 1 до n); n – число скважин. Коэффициент расчлененности равен единице, если весь продуктивный горизонт состоит из одного пласта – коллектора (первая модель соотношения). Чем больше количество проницаемых пропластков в разрезе каждой скважины, тем выше значение K_P. 79. Коэффициент песчанистости, его влияние на разработку НМ. Коэффициент песчанистости характеризует отношение эффективной толщины продуктивного пласта к его общей толщине:

где Н_эф – эффективная толщина пласта; Н_общ – общая толщина пласта. Таким образом, коэффициент песчанистости показывает соотношение коллекторов и неколлекторов в общем объеме эксплуатационного объекта. Совместное использование коэффициентов расчлененности и песчанистости позволяет составить представление о макронеоднородности разреза. Чем больше коэффициент расчлененности и меньше коэффициент песчанистости, тем выше макронеоднородность объекта. 80. Коэффициент использования, коэффициент эксплуатации скважин. Для оценки степени использования нефтяных и газовых скважин во времени применяют два показателя. Коэффициент использования скважин, представляющий собой отношение суммарного времени работы (эксплуатации) (в скважино-месяцах) к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин (в скважино-месяцах) (формула 1.11).

, где С_э – суммарное время работы (эксплуатации); С_чэ – суммарное календарное время эксплуатационного фонда скважин. Коэффициент эксплуатации показывает отношение суммарного времени работы скважин (в скважино-месяцах) к суммарному календарному времени действующего фонда скважин (в скважино-месяцах) (формула 1.12).

, где С_чд – суммарное календарное время действующего фонда скважин. 81. Коэффициент продуктивности скважины. Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

где η - Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа]. Q - Дебит скважины [м³/сут]. ΔP - Депрессия [МПа].

P_k - Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа]. P_c - Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа]. Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин. 82. Пьезопроводность – определение, уравнение пьезопроводности. Коэффициент пьезопроводности пласта - характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации. Или, характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима. Для однородного пласта:

- формула Щелкачева Ед. измерения: м²/с; см²/с Для реальных пластов

=10^-2 … 10² м²/с

– коэффициенты сжимаемости жидкости и пласта;

- коэффициент упругоемкости пласта, Па^-1 или см²/кгс;

- эффективная пористость, доли ед. 83. Способы вторичного вскрытия пластов. Вскрытие продуктивных пластов проводится дважды: первичное - в процессе бурения, вторичное - перфорацией после крепления скважины обсадной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах -одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания и получения притока пластового флюида. В общем случае при вторичном вскрытии пластов перфорацией необходимо преодолеть слой скважинной жидкости (5-10 мм), стенку стальной трубы (6-12 мм), толщину цементного камня (в зависимости от фактического диаметра скважины 25-50 мм и более), а также толщину зоны призабойной закупорки коллектора, которая в зависимости от типа коллектора и влияния на него отрицательных факторов вскрытия бурением может находиться в пределах от 40-50 до 100–150 мм и более. Таким образом, главное предназначение процесса перфорации - преодолеть указанные препятствия и установить гидродинамическую связь со скважиной, а также обеспечить эффективность проведения различных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению проницаемости призабойной зоны. Для перфорации используют стреляющие и гидропескоструйные перфораторы. За последние годы находят все более широкое применение сверлильные перфораторы и различные прорезающие приспособления, позволяющие образовывать в обсадных колоннах и цементном камне разные щели. В практике находит применение химическое растворение алюминиевых или медных втулок, устанавливаемых в той части обсадной колонны, которая размещается в интервале залегания продуктивных отложений. 84. Стационарная, установившаяся фильтрация нефти. Формула Дюпюи. Уравнение Дюпюи является интегральной формой закона Дарси для случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине. Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит, продуктивность) и фильтрационные свойства пласта (гидропроводность, проницаемость). Потенциальная продуктивность и гидропроводность По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением:

η₀ - Потенциальная продуктивность [см³ /сек/атм].

- Коэффициент гидропроводности пласта (k - проницаемость горной породы [Д], h — эффективная толщина коллектора [см], μ - динамическая вязкость жидкости [сП]). B - Коэффициент объёмного расширения (для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия). R_k - Радиус контура питания (воронки депрессии) [см], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами). r_c — Радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см]. Фактическая продуктивность несовершенной скважины Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид:

где η - Фактическая продуктивность несовершенной скважины. S - Скин-фактор. Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. 85. Формула Дюпюи. Область применения. 86. Причины обводнения нефтедобывающих скважин. Причины обводнения добывающих скважин в процессе разработки месторождений можно объединить в две основные группы: обводнение скважин по техническим причинам, связанное с нарушением крепи скважины; обводнение продуктивного пласта водой, участвующей в вытеснении из него нефти. Многие особенности фактического обводнения добывающих скважин объясняются проявлением послойной и зональной неоднородности пластов по проницаемости, взаимодействием (интерференцией) скважин, а также несогласованной работой добывающих и нагнетательных скважин. Виды и причины обводнения Образование конуса обводнения (обводнение подошвенной водой) Заканчивание скважины при наличии вблизи продуктивного коллектора нежелательной жидкости, например воды, дает возможность для ее немедленного поступления. Даже если интервал перфорации находится над первоначальным водонефтяным контактом, близость коллекторов содержащих воду делает возможным легкое и быстрое поступление нежелательной жидкости из-за образования конуса обводнения. Подтягивание конуса подошвенной воды подстилающей продуктивный пласт в направлении интервала перфорации скважины, является результатом пониженного давления в эксплуатируемом продуктивном горизонте. В конечном счете, вода прорывается в перфорированный интервал, заменяя часть углеводородной продукции вплоть до полного обводнения. Пониженные темпы добычи могут уменьшать степень обводнения, но не решить проблему полностью. Опережающее продвижение воды по пропласткам с высокой проницаемостью Наличие высокопроницаемых пропластков может дать возможность для преждевременного прорыва в скважину закачиваемой системой поддержания пластового давления воды (или контурных вод), оставляя зоны продуктивного пласта с более низкой проницаемости неохваченными заводнением. Поскольку закачиваемая вода охватывает интервалы самой высокой проницаемости, проницаемость для последующего потока становится даже выше, приводя к увеличению водонефтяного фактора. Имеющиеся данные из описания коллектора дают возможность определять проницаемые для воды пласты, что позволяет моделировать движение жидкости. Аналогично продвижению вод по высокопроницаемым пропласткам, обводнение может происходить при наличии между добывающей и нагнетательной скважиной системы природных трещин. Даже если трещины пересекающие две скважины не соединяются, то вода может главным образом течь через одну трещину вблизи другой трещины или ствола, охватывая лишь небольшую часть продуктивного коллектора. Неверно направленные гидроразрывы могут также создать трещины, которые дают возможность нагнетаемой воде обходить большую часть углеводородов. Возникновение заколонных перетоков Возникновение гидравлической связи (канала) между водоносными горизонтами и скважиной является причиной заколонных перетоков. Эта проблема может встречаться в любое время эксплуатации скважины, но более заметна после первоначального заканчивания или стимуляции скважины. Поступление непредвиденой воды в это время является хорошим показателем того, что канал существует. Каналы в кольцевом пространстве обсадная колона - пласт могут быть результатом плохой связи на границе контакта цемента – обсадная колонна или цемента-пласт. Возникновение заколонных перетоков может быть вызвано некачественным цементированием при строительстве, отслоением цемента от обсадной колонны и пород из-за плохой адгезии, разрушением цемента. Раз-рушение цемента может произойти под воздействием коррозионно активных флюидов, при камулятивной перфорации, при ударах инструмента об обсадную колонну при спуско-подъемных операциях в скважине. Нарушение герметичности обсадной колонны Нарушение герметичности обсадной колонны обычно обнаруживается при не предполагаемом увеличении добычи воды. Потеря герметичности обсадной колонны может быть вызвана коррозионным разрушением, негерметичностью резьбовых соединений, ошибочной перфорацией, образованием трещин в теле труб при превышении допустимого давления истиранием обсадной колонны при работе в ней бурильным инструментом. Наиболее сложным случаем является наличие нарушений герметичности эксплуатационной колонны с низкой приемистостью, определяющихся падением давления при опрессовке. 87. Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов. Трещиновато-поровые коллекторы, как следует из названия, состоят из трещин и пор. Поры по размерам подразделяются на субкапилляры(<0,0002 мм), капилляры(0,0002-0,5 мм), сверхкапилляры(0,5-2 мм). Трещины делятся на микротрещины(ширина <40 мкм) и макротрещины (>50 мкм). При депрессии <3МПа трещины подпитываются из пор низкопроницаемых пропласток, что обеспечивает одновременную выработку высоко- и низкопроницаемых пропласток и длительный безводный период эксплуатации залежи. Происходит очистка ПЗП, показатели скин-эффекта приобретают отрицательные значения, растут Кпрод и К_пр^ПЗП. По продуктивности трещиновато-поровые коллекторы находятся между поровыми и порово-трещинными коллекторами (15-75 м³/(сут∙МПа)). К_пр^пзп =30-200 мД. Скин-эффект для трещиновато-поровых коллекторов изменяется в пределах от 0 до -6. Трещиноватость 0,2-0,45. Ширина трещин 15-25 мкм.

Неучет гидродинамического единства пор и трещин и создание значительных депрессий при эксплуатации скважин приводят к раздельной выработке запасов. Рационально будет разработку вести равномерную разработку из трещин, которые будут подпитываться из пор, это обеспечит повышенный коэффициент вытеснения.