Материал: Разработка нефтяных месторождений.

Рис. 52. Схема скважины при иссле­ довании методом восстановления дав­ ления:

Рис. 53. Кривая восстановления за­ бойного давления в скважине:

давления в остановленных скважинах (метод КВД). Техноло­ гически этот метод состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом q до достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой (рис. 52) опускают глубинный манометр, способный ре­ гистрировать изменение давления на забое скважины во вре­

давление в пласте на половинном расстоянии между скважи­ нами. В каждой исследуемой скважине давление может вос­ станавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления pc= p c(t), определяют на основе соответ­ ствующего решения задачи теории упругого режима проницае­ мость и пьезопроводность пласта. На рис. 53 показана типич­ ная фактическая кривая восстановления забойного давления в виде зависимости pc= Pc(\gt).

2.При расчетах перераспределения давления в пласте и

соответственно изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.

Эти расчеты используют, в частности, для интерпретации данных «гидропрослушивакия» пласта, осуществляющегося сле­

остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного дав­

ления р с в = Р с в ( 1 ) .

96

На рис. 54 слева показаны «волны» понижения пластового давления (Р\<Р2<Рг), а справа — типичная фактическая кри­ вая понижения давления в прослушиваемой скважине. По ско­ рости и амплитуде понижения давления рСв=рСв(0 можно оценить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В. Если же в скв. В не происходит изменения давления, т. е. она не прослушивается из скв. А, то считают, что между этими скважинами существует непрони­ цаемый барьер (тектонический сдвиг, участок залегания непро­ ницаемых пород и т. д.). Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для опреде­ ления охвата пласта воздействием и регулирования его разра­ ботки.

3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по пло­ щади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтур­ ной области месторождения.

Если нефтяное месторождение разрабатывается без воздей­ ствия на пласт и это месторождение окружено обширной во­ доносной областью с достаточно хорошей проницаемостью по­ род в этой области, то отбор нефти из месторождения и пони­ жение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из законтурной в нефтеносную область разрабатываемого пласта.

На рис. 55 показана схема нефтяного месторождения с рав­ номерным расположением скважин, разрабатываемого на есте­ ственном режиме. В процессе отбора из пласта вначале нефти, а затем нефти с водой пластовое давление изменится по срав­ нению с начальным рко, которое сохранится в водоносной части на некотором, постоянно увеличивающемся удалении от конту­

него 2 контуров нефтеносности пластовое давление резко сни­ жается в результате роста фильтрационного сопротивления при совместной фильтрации нефти и воды, затем плавно из­ меняется по площади. Вблизи добывающих скважин 3, есте-

Рис. 55. Схема нефтяного ме­ сторождения и изменения пла­ стового давления:

1 — внешний контур нефтеносности;

4 — пьезометрические скважины; 5 —

ственно, возникают воронки депрессии и забойное давление в скважинах составляет рс. Построив изобары 5 (линии равного пластового давления), можно определить средневзвешенное пластовое давление р (см. рис. 55), которое в процессе разра­ ботки месторождения на естественном режиме будет умень­ шаться со временем. Если вблизи контура нефтеносности имеются наблюдательные (пьезометрические) скважины 4, то замеряют изменение давления на контуре ркон в этих скважи­ нах, при этом считая, что пьезометрические скважины находят­ ся на некотором условном контуре нефтеносности 6. Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средне­

взвешенного пластового давления p = p(t) или контурного Ркон= Ркон (t). По отбору жидкости из нефтяной залежи с кор­ ректировкой на изменение упругого запаса можно определить изменение во времени отбора воды q3B из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из законтурной области пласта равен темпу отбора жид­ кости из нефтяной залежи <7ж= *7ж(Т). Пусть, например, на ме­

98

ческое изменение давления на контуре рЕОНПри f> h отбор

жидкости из месторождения изменяется иначе, чем в началь­ ный период: он сначала стабилизируется, а в поздний период разработки снижается.

Поэтому просто экстраполировать изменение рКОН(О по имеющейся зависимости Ркон= Ркон(?) за начальный период раз­ работки А£ц нельзя, так как темп отбора жидкости изменится при t> tt. Изменение ркон= рнон(0 прогнозируют на основе ре­

шения соответствующих задач теории упругого режима.

4. При расчетах восстановления давления на контуре неф­ теносного пласта в случае перехода на разработку месторож­ дения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на кон­ туре нефтеносности.

Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного завод­ нения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтур­ ной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С по­ вышением давления на линии нагнетания приток воды в нефте­ насыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода нач­ нет утекать в законтурную область.

При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться решение задачи упругого режима, когда на кон­ туре нагнетательных скважин (рис. 58) задано давление pw>и,

■а требуется определить расход воды, утекающей в законтур­ ную область пласта.

5. При определении времени, в течение которого в какомлибо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.

т. е. упругий режим закончится и создается почти установив­ шийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима. Задача о пе­ рераспределении давления при упругом режиме в прямолиней­ ном пласте между нагнетательной и добывающей галереями и об определении времени наступления установившегося режима решена в гл. II.

Для того чтобы осуществлять расчеты процессов разработ­ ки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо прежде всего получить дифференциальное уравнение этого ре­ жима, при выводе которого исходят из уравнения неразрыв­ ности массы фильтрующегося вещества, которое представим в более развернутом, чем в гл. II, виде:

о. Однако в диапазоне изменения а от доли единицы до 10 МПа зависимость пористости от среднего нормального напряжения можно считать линейной, а именно

100