METHOD OF DETERMINING THE CAUSE OF WATER CUT WELLS

Лушпеев В.А.¹, Васянович М.М.², Цику Ю.К.³

¹Кандидат технических наук, доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет; ²Студент, Тюменский государственный нефтегазовый университет; ³Заместитель начальника НГДУ «Комсомольскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз».

ОДИН ИЗ СПОСОБОВ ПРОДЛЕНИЯ БЕЗВОДНОГО ПЕРИОДА ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Аннотация

Основные объекты эксплуатации крупных месторождений Западной Сибири, находятся на завершающей стадии разработки, которая характеризуется высокой обводненностью продукции добывающих скважин, низким темпом отбора нефти. Основной причиной обводнения добывающих скважин является прорыв воды из нагнетательных скважин и конусообразование в залежах с подошвенной водой. В работе приведена методика определения причин обводнения скважин, позволяющая понять при каких режимах работы скважин возможно предупредить преждевременный прорыв подошвенной воды и продлить безводный период эксплуатации.

Ключевые слова: конусообразование, подошвенная вода, добывающие и нагнетательные скважины, предельный дебит.

Lushpeev V.A.¹, Vasyanovich M.M.², Tciku I.K.³

¹Candidate of Technical Sciences, associate professor, Tyumen state oil and gas university; ²Student, Tyumen state oil and gas university; ³Deputy Head of Oil and Gas Division «Komsomolskneft», JSC «Surgutneftegas».

METHOD OF DETERMINING THE CAUSE OF WATER CUT WELLS

Abstract

The main objects of the operation of large oil fields in Western Siberia, are in the final stages of development, which is characterized by high water cut wells, the low rate of recovery of oil. The main reason for water cut wells is a breakthrough of water from injection wells and coning in reservoir with bottom water. This paper describes a method of determining the cause water cut wells for understanding under what operating conditions may well prevent premature breakthrough of bottom water and extend the free period of operation.

Keywords: coning, bottom water, production and injection wells, the maximum flow rate.

При эксплуатации нефтяных скважин с подошвенной водойпроявляется тенденция к деформированию поверхности разделадвух фаз, которая принимает холмообразный вид, образуя конусыводы. При некоторых установившихся условиях отбора  деформированные поверхности раздела находятся в равновесии (рис. 1) и не оказывают существенного влияния на приток добываемого флюида к скважине.

Равновесие характеризуется предельным дебитом, превышение которого приводит к прорыву воды  в скважину (рис. 2). В случае если дебит скважины не превышает предельного значения, то прорыв воды произойдет лишь при достижении вершиной конуса интервала перфорации, за счет общего поднятия ВНК. Величина предельного дебита зависит от физических свойств пласта и жидкостей и относительного вскрытия продуктивной части пласта. В пластах с малой проницаемостью вдоль напластования реализация предельных дебитов ввиду их малости экономически не выгодна. Также не выгодна эксплуатация скважин и с максимально возможным дебитом, так как вода быстро прорывается в скважину и начинается совместный приток нефти и воды.

               

Рис.1  Конус в статичном состоянии                                                           Рис. 2 Статичность конуса нарушена

Скважина, остановленная по причине высокой обводненности может быть запущенна повторно с прежними дебитами по нефти. Это объясняется тем, что после остановки скважины, через некоторое время, вследствие перераспределения давления и силы тяжести,  конус воды опускается не изменяя остаточной нефтенасыщенности в области дренирования скважины.

Но для этого скважина должна соответствовать некоторым критериям:

- наличие достаточного количества извлекаемых запасов по блоку;

- компенсация по блоку не более 130%, промысловый опыт показывает; что в «перекаченных» блоках скважины, запущенные из бездействия не выходят на нефть;

- нарушена статичность конуса, что является свидетельством доминирующей роли конуса в обводнение скважины, а нагнетательные скважины в обводнении продукции принимают гораздо меньшее участие;

- обводнение скважины по причине подъема конуса воды.

Последние два критерия наиболее важны, так как если запустить скважину, обводненность которой была следствием прорыва вод из нагнетательной скважины, мы получим примерно тот же дебит и ту же обводненность что и перед  остановкой.

Для проверки соответствия данным критериям, было выбрано три скважины, остановленные ранее по причине высокой обводненности.  Скважины относятся к Южной части Федоровского месторождения, разделенной на 5 блоков.

Скважина №11ХХ. Относится к 1 блоку, который разрабатывается с 1983 года. Уплотняющие скважины бурились в 1995 году, обводненность в среднем  составила 86%. 

Остаточные извлекаемые запасы составляют 23%. Блок характеризуется плохими коллекторскими свойствами.

Скважина №12ХХ. Относится ко 2 блоку, разработка которого ведется с 1981 года. Уплотняющие скважины бурились в 1993-1995 годах. Остаточные извлекаемые запасы составляют 17,5%. В данном блоке достаточно высокие коллекторские свойства.

Скважина №5ХХ. Относится к 5 блоку, разрабатывается с 1979 года. Уплотняющие скважины бурились в 1992-1994 годах. Остаточные извлекаемые запасы составляют 25%. У блока плохие коллекторские свойства.

В среднем текущая компенсация отбора жидкости составляет 122%, а накопленная 119,7%.

На основании данных представленных выше, можно сделать вывод, что критериям извлекаемых запасов и компенсации отбора жидкости, соответствуют все три скважины.

Расчеты, по которым будет определенно соответствие двум последним критериям, представлены ниже.

Предельный безводный дебит нефтяной скважины определяется по формуле:  

  (1)

где:

  –  безразмерный   предельный   дебит,  определяемый   по  графику (рис. 3)

  – потенциальный дебит;

  – проницаемость;        

   – вязкость;

  – плотность воды, нефти;

  - мощность нефтенасыщенной части пласта;

   - отношение вскрытой нефтяной толщи, к общей толще нефтеносности;

   – параметр размещения;

Параметр размещения определяется по формуле:

где:

  - контур питания;

   - коэффициент анизотропии;

  - мощность нефтенасыщенной части пласта.

Рис. 3 Зависимость безразмерного предельного дебита от относительного вскрытия при различном значении параметра   (цифры у кривых)

Определен предельный безводный дебит, при котором нарушается статичность конуса и время, за которое вода прорвется к скважине.

Определим безводный дебит для скважины 11ХХ, по формуле (1), для этого сначала по формуле (2) определим Q_0;

=27 м³;

далее по формуле (4) определяем параметр размещения скважины:

далее с помощью графика (рис.3) определяем безразмерный безводный дебит;

 ;

полученные данные  подставляем в формулу (1)

Определим безводный дебит для скважины 12ХХ, для этого  по формуле (2) определим Q₀:

 =28 м³;

определяем параметр размещения скважины (4);

 

далее с помощью графика (рис.5) определяем безразмерный безводный дебит;

 ;

полученные данные  подставляем в формулу (1);

м³/сут.

Определим безводный дебит для скважины 5ХХ, для этого  по формуле (2) определим Q_0;

=20 м³

определяем параметр размещения скважины (4);

по графику (рис.3) определяем безразмерный безводный дебит;

полученные данные подставляем в формулу (1)

м³/сут.

Полученные результаты по предельному безводному дебиту представлены в таблице 1, где их можно сравнить со средним дебитом скважины.

Таблица 1 Сравнение расчетного предельного дебита с фактическим

Скважина	Qср м3/сут	Qпр м3/сут
11ХХ	32	54
12ХХ	62	56
5ХХ	41	40

У скважин 12ХХ и 5ХХ средний дебит оказался выше, чем расчетный предельный, отсюда можно сделать вывод о том, что была нарушена статичность конуса. Средний дебит скважины 11ХХ напротив, оказался значительно ниже расчетного.

Время прорыва подошвенной воды рассчитаем, используя формулу Маскета, для этого нужно определить  количество отобранной нефти до того, как конус воды прорвется к скважине:

где:

произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти;

Коэффициент усадки нефти находится по формуле:

b – объемный коэффициент;

D – поправочный коэффициент определяется по формуле:

h₀ – нефтенасыщенная толщина пласта, м;

d – глубина вскрытия нефтенасыщенной части пласта, м.

          Далее определяем время (сутки) через которое произойдет прорыв воды к скважине:

где:

Q – количество отобранной нефти, до того как вода прорвется к скважине, м³:

q – средний дебит скважины, м³ [4].

Определим на скважине 11ХХ количество отобранной нефти, прежде чем вода прорвется к скважине, воспользуемся формулой (5), сначала определив коэффициент усадки нефти (6);

 значение данного коэффициента будет использовано при расчете  всех скважин.

Произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти равен 8,5;

Определяем поправочный коэффициент D по формуле (7)

полученные данные подставляем в формулу (5);

Для определения времени прорыва воды к скважине воспользуемся формулой (8). Данные по среднему дебиту скважин в таблице 1.

Скважина  12ХХ. Определяем объем отобранной нефти, до прорыва воды.

Произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти равен 10,2.

Определяем поправочный коэффициент D по формуле (7)

полученные данные подставляем в формулу (5)

определяем время прорыва воды к скважине (8)

Скважина 5ХХ. Определяем объем отобранной нефти, до прорыва воды. Произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти равен 7,6.

Определяем поправочный коэффициент D по формуле (7)

полученные данные подставляем в формулу (5)

определяем время прорыва воды к скважине (8)

Полученные результаты по времени прорыва воды к скважинам представлены в таблице 2, где их можно сравнить с фактическим временем, через которое скважина начала давать воду.

Таблица 2 Расчетное и фактическое время прорыва воды к скважине

Скважина	T сут.	Tфактическое сут.
11ХХ	796	520
12ХХ	540	570
5ХХ	491	440

Рассчитав теоретическое время безводной эксплуатации скважины до появления конуса воды, сравниваем его с фактическим безводным временем эксплуатации. Если фактическое безводное время эксплуатации скважины больше расчетного, то обводнение произошло по причине подъема конуса воды, если меньше, то по причине прорыва воды от нагнетательной скважины.

Промысловый опыт показывает, что если обводнение уже произошло по причине поднятия конуса воды, то преимущественно отбор происходит из зоны с подстилающей водой, существенно сокращается радиус контура питания и прорыва закачиваемой воды от нагнетательных скважин уже не происходит.

Литература

1.Бахарев М.С., Грачев С.И., Сорокин П.М. и др. Справочное руководство для мастеров буровых бригад. Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», 2002 г. - 323 с.

2.Маскет М., Физические основы технологии добычи. – М., Гостоптехиздат, 1953 г. – 607 с.

3.Телков А.П. Ягафаров А.К., Шарипов А.У. и др. Интерпретационные модели нефтяной залежи на стадии разработки. – М., ВНИИОЭНГ, 1993 г. – 73 с.

4.Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М., Гостоптехиздат, 1963 г. – 397 с.