Хавкин А.Я., доктор технических наук, главный научный сотрудник Института проблем нефти и газа Российской академии наук, профессор Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина, лауреат Медали ЮНЕСКО «За вклад в развитие нано-науки и нанотехнологий»
ОБ ОЦЕНКЕ НЕФТЕДОБЫЧИ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ РАЗРАБОТКИ
Проведены оценки нефтедобычи отдельных скважин и месторождения в целом при упругом режиме разработки.
Ключевые слова: дебит скважины, разработка залежей, упругий режим.
ABOUT AN ESTIMATION OF OIL EXTRACTING AT ELASTIC MODE OF DEVELOPMENT
Estimations of oil extracting of separate wells and oil field are carried ou) at an elastic mode of development.
Keywords: production rate of well, development offield, elastic mode.
Режимом разработки залежей называется совокупность природных и техногенных условий, обеспечивающих продвижение углеводородов по пласту к забоям добывающих скважин. При упругом (замкнуто упругом) режиме основной силой является упругое расширение пластовой жидкости и породы при снижении пластового давления [1].
Значение дебита Q по формуле Дюпеи будет равно
Q = 2л- к ■ H ■ДР /(м- ЩЯК / rc)) где где Q - дебит скважины; k - коэффициент проницаемости; H - толщина пласта; ДР = Рк - Рс, а Рк и Рс - давления на контуре питания и в скважине; Як и гс - радиусы контура питания и скважины; д - вязкость жидкости.
При интерференции скважин (взаимовлиянии скважин посредством изменения поля давлений при добыче нефти) - дебиты скважин уменьшаются. При одинаковых забойных давлениях дебит Qi одной скважины по нефти в соответствии с формулой Дюпеи отличается от дебита этой скважины Q1и за счет интерференции с другой скважиной, работающей с дебитом Q2u по формулам Щелкачева-Маскета [2, 3]:
Q2u = 2п ■ к ■ H ■ДР /(м ■ InR2 /(L ■ rc)))
Qiu = Qi - Q2и ■ (WR /L)/ln(RK /rc))
Видно, что Q2u будет равно значению дебита по формуле Дюпеи Q2 при расстоянии между скважинами L, равным RM. Значение же Qi будет равно Q1 только при Q2 = 0.
Так, дебит скважины Qi при k = 50 мД, Н = 20 м, ДР = 2 МПа, д = 5 сП, Rк = 300 м, гс = 0,1 м, определяется по формуле Дюпеи (с учетом соответствующих размерностей параметров):
Q = 0,0864 ■ 2п ■ к ■ H ■ДР /(м ■ lnR / rc))
и равен Q = 27,1 м3/сут. Значение же Q" при пуске второй скважины с дебитом 24 м3/сут на расстоянии 100 м от первой, составит также 24 м3/сут.
Таким образом, суммарный отбор составит
Q1U + Q2и = Q1 + Q2и ■ (1 - (lnR /L)/ln(RK /rc))) и прирост отборов за счет пуска новой скважины будет равным 21 м3/сут вместо 24 м3/сут.
179
Упругий запас ДУ залежи геометрического объема V определяется по формуле В.Н. Щел-качева [2]:
ДУ/ V = ДДР, в* = твж+вс
где рж и вс - сжимаемости жидкости и скелета породы.
Для двухфазной фильтрации по формуле Ф.И.Котяхова [4, 5] для рж имеем:
вж= (1 - 8)-Д + 8-Д
где 8 - водонасыщенность. Также можно записать [5, 6], что
*
вс= (1 - Кгл)вс + Кгл-вгл
где Кгл - объемная доля глин в теле пласта, вс - коэффициент сжимаемости твердой основы скелета породы (кремния для терригенных пород или карбоната для карбонатных пород), вгл -коэффициент сжимаемости глин, который больше, чем вс .
Геологические запасы нефти Угеол при начальном водонасыщении 8нач (начальное нефте-насыщение равно 1-8нач) составляют в однородном пласте Угеол = У-ш-(1 - 8нач).
При этом коэффициент извлечения нефти КИН= ДУ/Угеол. Откуда
*
КИН = ДР-(Ш-((1 - 8)-Д + 8-вн) + (1 - Кгл)-вс + Кгл-вгл)/ш
Коэффициент сжимаемости нефти вн находится в диапазоне (1-5)-10-3 МПа-1, а коэффициент сжимаемости воды ве = 3-10-4 МПа-1 [1-4]. Коэффициент сжимаемости глинистого песчаника вс находится в диапазоне (0,5-2,5)-10-3 МПа-1 [7], причем большим значениям вс отвечают большие значения Кгл. Примем 8нач=0,8, ш=0,2, вн = 2-10-3 МПа-1, вс* = 1,0-10- МПа-1, Кгл =0,1. Учитывая, что сжимаемость влажных глин (а в пласте ведь есть связанная вода) многократно выше кварца, примем Дл= 10-10-3 МПа-1.
Пусть снижение давления в залежи составило 10 МПа. Тогда КИН без учета сжимаемости глин будет равен
КИН = 10-(0,2-(0,2-3-10-4+0,8-2-10-3)+ 1-10-3)/0,2 = 0,072
С учетом сжимаемости глин имеем
вс = (1 - 0,1)1,010-3 МПа-1 + 0,1-10-10-3 МПа-1= 1,9-10-3 МПа-1
КИН с учетом сжимаемости глин будет равен
КИН = 10-(0,2-(0,2-3-10-4+0,8-2-10-3)+ 1,9-10-3)/0,2 = 0,117
А для плотных коллекторов с низким Кгл (близким к 0), примем ш=0,15, вс= 1 -10-3 МПа-1 и получим
КИН = 10-(0,15-(0,2-3-10-4+0,8-2-10-3)+ 1-10-3)/0,15 = 0,103
Таким образом, учет влияния конкретных свойств коллекторов приводит к различию в КИН на 0,014-0,045, что весьма существенно (10-60% отличия в значениях КИН) для столь малых значений КИН.
Как показывает опыт разработки [1-4], значение КИН на упругом режиме находится в диапазоне 0,05-0,17. Срок разработки на упругом режиме зависит от числа и производительности скважин, которая определяется по формуле Дюпеи.
ЛИТЕРАТУРА
1. Желтое Ю.П. Разработка нефтяных месторождений // М., Недра, 1986, 333 с.
2. Щелкачее В.Н. Избранные труды // М., Недра, 1990, т. 1, 399 с.
3. Щелкачее В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика // Ижевск, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001, 736 с.
180
4. Котяхое Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов // М., Недра, 1977, 287 с.
5. Хаекин А.Я., Хисамое Р.С. Влияние глинистости коллектора на изменение напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне // Нефтяное хозяйство, 1998, № 4, с. 47-49.
6. Хаекин А.Я. Нанотехнологии в добыче нефти и газа / Под ред. чл.-корр. РАН Г.К. Са-фаралиева // М., Нефть и газ, 2008, 171 с.
7. Иеаноеа М.М., Дементьее Л.Ф., Чолоеский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа // М., Недра, 1985, 422 с.
181
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.