§ 4. Градиент давления в эксплуатационном объекте

Темпы разработки нефтяного эксплуатацион­ного объекта зависят от градиента давления в пластах Ар:

, (X.6)

где - перепад давления между контуром питания и зоной отбора; — пластовое давление на кон­туре питания (при заводнении — в месте нагнетания воды); - забойное давление в добывающих скважинах; L — расстояние между контуром питания и зоной отбора.

Увеличение градиента давления достигается как уменьше­нием величины L путем активизации системы заводнения (уменьшение ширины блоков, увеличение плотности сетки скважин, применение площадного заводнения), так и повы­шением давления на линии нагнетания или снижением давле­ния на забое добывающих скважин.

Пластовое давление на линии нагнетания, исходя из опыта разработки залежей в условиях заводнения, признано целе­сообразным поддерживать на 10 — 20% выше начального пла­стового. При площадном заводнении, применяемом на менее продуктивных скважинах, оно в нагнетаемых скважинах мо­жет быть и более высоким.

Это способствует увеличению годовой добычи нефти и более полному включению объема залежи в процесс разра­ботки. Необходимое пластовое давление в зонах нагнетания обеспечивается соответствующим давлением на устьях нагне­тательных скважин при закачке воды. Эффективность по­вышения давления нагнетания можно видеть на примере горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Здесь сначала давление на устье нагнетательных скважин составляло 10 МПа, затем его увеличили до 15—16 МПа. В результате пластовое давление на линиях нагнетания возросло в среднем до 20 МПа при начальном 17,5 МПа. Эффективность такого повышения выразилась в увеличении приемистости скважин в 3 — 4 раза и возрастании толщины пластов, принимающих воду, почти в 2 раза. Эффект складывается из увеличения приемистости интервалов, ранее принимавших воду, возрас­тания работающей толщины этих интервалов, включения в работу новых интервалов, которые ранее воды не принимали (рис. 73).

Полученная дополнительная добыча нефти экономически эффективна, поскольку повышение давления нагнетания тре­бует относительно небольших капитальных затрат и дает быстрые результаты.

Повышение давления нагнетания имеет геологические ог­раничения. Превышение давления нагнетания над давлением, при котором происходит гидроразрыв пласта, может привес­ти к преждевременным прорывам нагнетаемой воды к добы­вающим скважинам по образующимся трещинам. При законтурном заводнении при высоком давлении нагнетания значи­тельная часть закачиваемой воды может теряться в связи с ее оттоком в водоносную область пласта. Возрастает также ве­роятность перетока воды из разрабатываемого горизонта в соседние по разрезу продуктивные или водоносные горизон­ты с меньшим пластовым давлением.

Рис. 73. Приемистость пластов W в нагнетательной скв. 904 Ромашкинского месторождения.

Давление нагнетания воды, МПа: а — 11, б — 19; кривые электрокаротажа: 1 — ПС, 2 — КС; 3 — интервалы перфорации

Снижение забойного давления в добывающих скважинах по большинству эксплуатационных объектов возможно пу­тем массового перевода скважин на механизированный спо­соб эксплуатации. По залежам с низкой продуктивностью для обеспечения достаточных уровней добычи нефти механизи­рованную эксплуатацию скважин применяют с самого начала разработки. Высоко- и среднепродуктивные залежи могут продолжительное время (до появления значительной доли во­ды в добываемой продукции) разрабатываться с применением преимущественно фонтанного способа эксплуатации сква­жин. В 1956 г. А.П. Крыловым научно обоснована целесооб­разность снижения забойного давления путем применения механизированных способов эксплуатации и для залежей с высокой и средней продуктивностью.

Эффективность снижения забойного давления также мож­но проиллюстрировать на примере горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. По этому горизонту фонтанирование безводных скважин прекращалось при снижении забойного давления до 11,5 МПа. По мере обводнения продукции сква­жин забойное давление, при котором прекращается фонта­нирование, возрастает до 16 МПа. В среднем в период рабо­ты фонда скважин фонтанным способом забойное давление составляет 12,5—13 МПа. Давление насыщения нефти газом в среднем 9 МПа. Перевод на механизированный способ экс­плуатации со снижением забойного давления до давления на­сыщения обеспечивает дополнительное увеличение депрессии на забое скважин в среднем на 3,5 —4 МПа. В таком случае, по расчетам ТатНИПИнефти, за 20 лет после перехода на ме­ханизированную эксплуатацию (если этот переход осуществ­лен на ранних стадиях разработки) дополнительная добыча составит 10—11 % суммарной добычи.

При дальнейшем снижении забойного давления в эксплуа­тационных скважинах следует учитывать интерференцию скважин. Как показали исследования В.Д. Лысенко и Э.Д. Мухарского, на механизированную эксплуатацию необ­ходимо переводить не только отдельные скважины, не спо­собные фонтанировать, но и все (или почти все) остальные скважины объекта разработки или его крупного участка, в том числе и устойчиво фонтанирующие. В противном случае механизированная эксплуатация ранее простаивавших сква­жин приведет к снижению дебита фонтанирующих, и в це­лом по объекту значительного прироста добычи не будет по­лучено.

При неоднородном по разрезу строении эксплуатационно­го объекта снижение давления на забое добывающих сква­жин способствует и увеличению нефтеотдачи пластов, так как при этом обеспечивается включение в работу прослоев и пластов с пониженной проницаемостью.

С экономической точки зрения увеличение перепада дав­ления путем снижения забойного давления менее эффектив­но, чем повышение давления нагнетания, так как перевод скважин на механизированную эксплуатацию — процесс бо­лее капиталоемкий. Тем не менее такой подход приносит значительный экономический эффект.

При определении допустимых минимальных значений за­бойного давления в добывающих скважинах следует учиты­вать геологические и другие ограничения. Снижение его до­пустимо по разным залежам лишь на 10 — 20 % от значения давления насыщения. При большем снижении разгазирование нефти в пласте может привести к снижению нефтеотдачи вследствие интенсивного развития режима растворенного га­за. При слабой цементации породы-коллектора, при наличии обширных водонефтяных или подгазовых зон необходимо обосновывать предельную величину забойного давления, при которой не происходит значительного выноса песка или конусообразования.

Необходимый перепад давления между областями питания и отбора и определяющие его давления на линии питания и в зоне отбора обосновывают по каждому эксплуатационному объекту с учетом его геолого-промысловой характеристики.

При низкой продуктивности залежей возрастает необхо­димость создания более высоких градиентов давления для обеспечения достаточно высоких уровней добычи нефти и соответственно необходимость все более полного использо­вания геолого-технических возможностей применения высо­кого давления нагнетания воды и эксплуатации добывающих скважин при низком забойном давлении.