Определение времени прорыва воды к добывающей скважине и площади обводненности залежи

Причины обводнения месторождений нефти и природного газа

Отличительной чертой продолжительной разработки нефтегазовых месторождений на конечной стадии является растущая обводненность скважинной продукции. Например, в Российской Федерации, на месторождениях Западной Сибири и Волго-Уральского региона переходят на последний этап разработки, которому свойственен часты и огромные отборы жидкости, что способствует тому, что лимитирование поступления воды для таких месторождений стало первоочередной задачей. Продолжительность получения безводной скважинной продукции на каждом месторождении разная и зависит от ряда причин.

Причины обводненности скважины могут быть:

1. Геологические. К данным причинами относятся литологический фактор, характер расположения и чередования низко и высоко проницаемых пропластков, коллекторские свойства пласта, геологические строение залежи полезного ископаемого.
2. Технологические. К данным причинам относятся режим эксплуатации месторождения, схема расположения в пространстве добывающих скважин по отношению к нагнетательным рядам, расположение границ водонефтяного контакта.
3. Реологические. К данным причинам относятся реологические характеристики нефти (вязкость, ньютоновские свойства нефти и т.п.), химико-физические свойства пластовой воды, качество применяемой воды для поддержания внутренней энергии пласта (пластового давления).

Вода может поступать к забоям добывающих скважин через нарушения эксплуатационной колонны; через пространство между эксплуатационной колонной и горной породой; при перемещении водонефтяного контакта в зону эксплуатационного фильтра; в случае эксплуатации скважины с забоем, который выше водонефтяного контакта в однородном пласте; при подходе контурных или нагнетаемых вод к участку эксплуатационного фильтра по подошвенной части однородного продуктивного пласта или по проницаемым пропласткам. Вода, которая участвует в обводнении скважин, может быть:

• Водой, которая не участвует в притоке нефти к забою скважин. Такими водами являются нижние пластовые воды, которые проникают по каналам в кольцевом пространстве скважины; воды верхних горизонтов, которые поступают скважины через разрушения в эксплуатационной колонне; пластовые подошвенные вод, принадлежащие продуктивному пласту, которые поступают по затрубному пространству.
• Водой, которая принимает участие в вытеснении нефти из продуктивного пласта на поверхность. Такими водами являются пластовая воды, которая находилась в пласте изначально; вода, которая закачивается и нагнетается с целью увеличения пластового давления внутри пласта; контурная вода, которая приводится в движение силами упругости.

Определение времени прорыва воды к добывающей скважине и площади обводненности залежи

Предположим, что для поддержания внутрипластового давления в скважину закачивается воды через нагнетательную скважину, в объеме равному 1500 кубометров в сутки. Дебит самой близкой эксплуатационной скважины составляет 250 кубометров в сутки. Мощность пласта 9 метров, а коэффициент пористости составляет 0,2. Расстояние между нагнетательно и эксплуатационной скважинами равняет 600 метрам.

Время прорыва вод к добывающей скважине в этом случае рассчитывается по следующей формуле:

$t_0 = (4 • i^2 • m • h) / (п • (q_H – q_э)) ln⁡〖q_H / q_э 〗$

где, $I $– расстояние между нагнетательной и эксплуатационной скважинами; m – коэффициент пористости; $h$ – мощность пласта; $q_H$ -объем воды, который закачивается в скважину в сутки; $q_э$ - дебит самой близкой эксплуатационной скважины; $п$ = 3,14. Отсюда:

$t_0 = (4 • 360000 • 0.2 • 9) / (3.14 • (1500 – 250)) ln⁡〖1500 / 250〗 = 2592000 / 3925 • 1,8 = 1188 \ суток = 3,25 \ года$

Обводненность залежи в этом случает высчитывается по формуле:

$S=〖(q〗_H • t_0) / (h • m)$

Получается,

$S = (1500 • 1188) / (9 • 0.2) = 1782000 / 1.8 = 990 000 \ квадратных \ метров.$

Определение прорыва воды к добывающей скважине и площади обводненности залежи занимает важное место среди всех исследований и опытов, которые проводятся на нефтегазовых месторождениях. Это мероприятие позволяет сделать выводы об экономической и технической эффективности разработки месторождения или его участков. Спрогнозировать время замены оборудования, для нагнетания воды, изменения режима эксплуатации скважин (при необходимости), изменение качества добываемой скважинной продукции во времени и многое другое.