Управление продуктивностью скважин


УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ СКВАЖИН. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА К ОБРАБОТКАМ ПЗС

В процессе эксплуатации скважин их производительность снижается по целому ряду причин. Поэтому методы искусственного воздействия на ПЗС являются мощным средством повышения эффективности выработки запасов нефти

Среди методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗС не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скважины. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЗС вопрос подбора скважины является принципиальным. При этом обработки, даже эффективные, проводимые в отдельных скважинах могут не дать существенного положительного эффекта в целом по залежи или месторождении. Как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиции повышения коэффициента конечной нефтеотдачи [8].

Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабодренируемых запасов нефти из неоднородных коллекторов, а так же определяет принципы прлученного максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин. Слабодренируемые запасы формируются так же в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, когда замещение нефти нагнетаемой водой происходит только в высокопроницаемых разностях, приводя к невысокому охвата пласта заводнением.

Решение конкретных задач по волечению в разработку слабодренируемых запасов и по повышению продуктивности скважин базируется на достаточно многочисленных технологиях интенсификации выработки запасов.

На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков.

При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабрйные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин.

Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. При этом в начальный период разработки участка возможно проведение работ по увеличению продуктивности скважин, а в последующем, при обводнении, -мероприятий по регулированию (ограничению) водопритоков.

Необходимо отметить, что при выделении участка залежи с сильно выраженной зональной и послойной неоднородностью, в первую очередь, искусственному воздействию подвергаются призабойные зоны тех скважин, которые формируют основные направления фильтрационных потоков, что позволяет своевременно изменять эти направления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон, повышая тем самым охват объекта заводнением. При проведении таких работ возможно применение как одной технологии, так и комплекса различных технологий.

Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закачки и отбора т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны сопровождаться мероприятиями по увеличению приемистости нагнетательных скважин.

Основные принципы системной технологии сводятся к следующему:

  • 1. Принцип одновременности обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин в пределах выбранного участка.
  • 2. Принцип массовости обработок ПЗС участка.
  • 3. Принцип периодичности обработок ПЗС.
  • 4. Принцип поэтапной обработки призабойных зон скважин, вскрывших неоднородные коллекторы.
  • 5. Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под обработку по ранее заданной программе.
  • 6. Принцип адекватности обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам системы в ПЗС и в целом по участку.

Таким образом, вопрос выбора скважин для обработки призабойных зон является одним из главнейших.

studwood.ru

Управление продуктивностью скважин | Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. | download

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет» В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ СКВАЖИН Утверждено Редакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособия Издательство Пермского национального исследовательского политехнического университета 2011 УДК 622.276 М79 Рецензенты: д-р геол.-мин. наук, профессор С.В. Галкин (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), канд. техн. наук, доцент А.В. Распопов (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть») Мордвинов, В.А. Управление продуктивностью скважин: учеб. посоМ79 бие / В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин. – Пермь: Изд-во Перм. нац. иссл. политехн. ун-та, 2011. – 137 с. ISBN 978-5-398-00629-2 Рассмотрены основные факторы, определяющие геологофизическую характеристику и продуктивность пластов и нефтедобывающих скважин. Приведены данные, характеризующие динамику продуктивности при снижении пластовых и забойных давлений в процессе разработки нефтяных залежей Пермского Прикамья. Предназначено для студентов очной и заочной форм обучения по направлению 131000 «Нефтегазовое дело». УДК 622.276 ISBN 978-5-398-00629-2 © ФГБОУ ВПО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет», 2011 2 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение..................................................................................... 5 1. Факторы, определяющие геолого-физическую характеристику продуктивных пластов и условия эксплуатации добывающих скважин....................................... 6 1.1. Нефтяной пласт, залежь, месторождение............... 6 1.2. Фильтрационно-емкостные свойства горных пород ................................................................................. 10 1.3. Неоднородность коллектора .................................... 13 1.4. Состав и свойства пластовых флюидов .................. 16 1.5. Термодинамические условия ................................... 28 1.6. Гидродинамический режим работы залежи ........... 34 2. Продуктивность добывающих скважин .............................. 43 2.1. Общие положения..................................................... 43 2.2. Влияние геолого-физических условий на продуктивность добывающих скважин по промысловым данным................................................ 49 2.3. Влияние снижения пластовых и забойных давлений на продуктивность добывающих скважин ... 57 2.4. Динамика продуктивности скважин при периодической откачке жидкости........................... 73 3. Оценка состояния и фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта ......................................................... 83 3.1. Общие положения..................................................... 83 3.2. Влияние состава и свойств пластовых флюидов на фильтрационную характеристику ПЗП .................... 87 3 3.3. Влияние структурных особенностей и деформационных процессов на фильтрационную характеристику ПЗП........................................................ 94 3.4. Оценка состояния и фильтрационных характеристик ПЗП .......................................................... 98 4. Управление продуктивностью скважин. Методы и технологии................................................................ 103 4.1. Кислотные обработки скважин................................ 108 4.2. Гидравлический разрыв пласта ............................... 118 4.3. Акустическое воздействие ....................................... 125 4.4. Вторичное вскрытие пласта, повторная и дополнительная перфорация ....................................... 126 4.5. Импульсно-ударное воздействие ............................ 128 4.6. Радиальное бурение .................................................. 130 Список использованных источников....................................... 132 4 ВВЕДЕНИЕ Основные высокопродуктивные нефтяные месторождения на территории России находятся на завершающих стадиях разработки при высокой обводненности продукции и низких уровнях добычи нефти. Текущая добыча нефти в полной мере не восполняется приростом запасов при проведении геологоразведочных работ, качество вновь открываемых запасов нефти постоянно снижается [8]. В этой связи проблема поддержания и увеличения продуктивности добывающих скважин становится все более актуальной. Продуктивность нефтедобывающих скважин является одним из основных показателей, определяющих эффективность добычи нефти при разработке месторождений, особенно в сложных геолого-физических условиях. В соответствии с источником [7] к сложным геологофизическим условиям для нефтяных месторождений можно отнести: а) низкую проницаемость продуктивных пластов; б) повышенную глинистость коллектора; в) трещинно-поровую структуру коллектора; г) высокую степень неоднородности продуктивных пластов; д) высокую обводненность пластов; е) высокую вязкость пластовых флюидов (нефти); ж) высокую газонасыщенность нефти. Исследования по оценке влияния указанных условий на продуктивность коллекторов и добывающих скважин, а также на результаты проведения геолого-технических мероприятий при их эксплуатации с целью увеличения продуктивности актуальны в теоретическом и практическом отношениях. Результаты исследований являются основой для повышения эффективности промысловых работ по управлению продуктивностью добывающих скважин. 5 Ухудшение фильтрационных свойств продуктивного пласта обычно связано с уменьшением абсолютной или относительной (фазовой) проницаемости коллектора. Изменение (уменьшение) абсолютной проницаемости может происходить за счет снижения пропускной способности каналов фильтрации при кольматации порового пространства пласта, а также за счет деформационных процессов, протекающих в коллекторе при снижении пластового давления. Снижение фазовой проницаемости коллектора по жидкости происходит, в основном, при разгазировании нефти в пласте в процессе снижения давления ниже давления насыщения. Снижение пластового давления и давлений на забоях добывающих скважин является одной из основных причин ухудшения фильтрационных характеристик пласта. Оценка влияния термодинамических условий и геолого-физических факторов на продуктивность скважин является важнейшей задачей при их эксплуатации. Наблюдение, оценка и прогнозирование продуктивности добывающих скважин необходимы для эффективного управления данным показателем при разработке нефтяных месторождений. 1. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1.1. Нефтяной пласт, залежь, месторождение Нефть в процессе ее образования и миграции в недрах земной коры скапливается в природных резервуарах. Природный резервуар – вместилище для нефти (нефти с попутным нефтяным газом), газа или воды в породах-коллекторах (пластах), перекрытых плохо проницаемыми (непроницаемыми) породами. Верхнюю часть такого резервуара, где скапливается нефть и (или) газ, называют ловушкой. 6 Коллектором нефти (газа, воды) является горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления. Значительное, пригодное для промышленного освоения, скопление нефти (газа) в ловушке природного резервуара называют залежью. Совокупность залежей нефти или газа, связанных одним участком земной поверхности, образует месторождение. Основная часть нефтяных месторождений приурочена к осадочным породам, для которых характерно пластовое (слоистое) строение. Нефтяная залежь может занимать часть объема одного или нескольких пластов, в которых газ, нефть и вода распределяются в соответствии с их плотностью. Нефтяной пласт включает залежь углеводородов и прилегающую к ней водонасыщенную (водонапорную) область. Залежь, содержащую нефть с растворенным газом, называют нефтяной (рис. 1.1), залежь (месторождение) нефти с газовой шапкой – газонефтяной (рис. 1.2). Если газовая шапка имеет большие размеры (объем части пласта с газовой шапкой превышает объем пласта, насыщенный нефтью), месторождение (залежь) называют нефтегазовым. Насыщенная нефтью часть пласта называется в этом случае нефтяной оторочкой (рис. 1.3). Рис. 1.1. Схема нефтяной залежи с подошвенной водой 7 Рис. 1.2. Схема газонефтяной залежи с подошвенной водой Рис. 1.3. Схема нефтегазовой залежи с контурной (краевой) водой Поверхность, по которой в пластовых условиях граничат газ газовой шапки и нефть, называют газонефтяным контак8 том (ГНК), поверхность разграничения нефти и воды – водонефтяным контактом (ВНК). Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта является внешним контуром, с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности (газоносности). Залежь называют полнопластовой, если углеводороды занимают поровое пространство по всей толщине продуктивного пласта (см. рис. 1.3). В неполнопластовой залежи углеводороды заполняют пласт не по всей его толщине (см. рис. 1.2). В залежах с краевой (контурной) водой нефть и вода граничат на крыльях пласта (см. рис. 1.3), в залежах с подошвенной водой – по всей площади залежи (см. рис. 1.1 и 1.2). Нефтяные залежи приурочены, в основном, к коллекторам трех типов – поровым (гранулярным), трещинным и смешанного строения. К первому относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми терригенными породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Таким же строением порового пространства характеризуются некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещинных коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом части коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике чаще встречаются трещинные коллекторы смешанного типа, поровый объем которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карстовые полости. Практически все карбонатные пласты, выявленные на разрабатываемых нефтяных месторождениях Урало-Поволжья, в целом являются по своему типу трещинно-поровыми коллекторами [30]. Особенность их состоит в том, что основная часть нефти содержится в порах блоков, а перенос жидкости происходит преимущественно по трещинам [12]. 9 Породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа. Около 60 % мировых запасов нефти приурочено к терригенным, 39 % – к карбонатным отложениям, 1 % – к выветренным метаморфическим и изверженным породам [12]. В связи с разнообразием условий формирования осадков геолого-физические свойства продуктивных пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. 1.2. Фильтрационно-емкостные свойства горных пород Свойства горной породы вмещать в себя (обусловлено пористостью) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость или газ называются фильтрационно-емкостными свойствами. Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями: – пористостью, – проницаемостью, – капиллярными свойствами, – удельной поверхностью, – трещиноватостью. Емкостные свойства горной породы определяются ее пористостью. Пористость характеризуется наличием в породе пустот (пор, трещин, каверн), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов. Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (абсолютная, полная) пористость определяется наличием в горной породе всех пустот. Коэффициент полной пористости равен отношению объема всех пустот к видимому объему породы. 10 Открытая пористость (пористость насыщения) характеризуется объемом сообщающихся (открытых) пустот, в которые может проникать жидкость или газ. Эффективная пористость определяется той частью объема открытых пор (пустот), который участвует в фильтрации (объем открытых пустот за вычетом объема содержащейся в них связанной воды). Фильтрационные свойства пород характеризует их проницаемость – способность пропускать через себя жидкости или газы при создании перепада давления. Движение жидкостей или газов в пористой среде называется фильтрацией. По величине поперечного размера поровые каналы (каналы фильтрации) подразделяются: – на сверхкапиллярные – диаметром более 0,5 мм; – капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм; – субкапиллярные – менее 0,0002 мм. В сверхкапиллярных каналах жидкость перемещается свободно под действием силы тяжести; в капиллярных каналах движение жидкости затруднено (необходимо преодолеть действие капиллярных сил), газ перемещается достаточно легко; в субкапиллярных каналах жидкость при перепадах давления, которые создаются при разработке месторождений, не перемещается. При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде перемещаются нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость абсолютную, фазовую (эффективную) и относительную. Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости) в отсутствие других фаз. Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость породы для одной из жидкостей или для газа при одновременном нахождении в поровом пространстве двух или более фаз. 11 Относительная проницаемость пористой среды определяется как отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной. К проницаемым породам относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохо проницаемым – глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и т.д. Одно из важных свойств горных пород – их трещиноватость, которая характеризуется густотой, объемной плотностью и раскрытостью трещин. Густотой называют отношение количества трещин ∆n, секущих нормаль их плоскостей, к длине этой нормали ∆l: Gт = ∆n/∆l. (1) Объемная плотность δт характеризует густоту трещин в какой-либо точке пласта: δт = ∆S/∆Vп, (2) где ∆S – половина площади поверхности всех трещин в элементарном объеме породы ∆Vп, м–1. Объем трещин в элементарном объеме породы ∆Vт = ∆S ⋅ bт, (3) где bт – среднее значение раскрытия трещин, м. Коэффициент трещинной пористости mт определяется как отношение объема трещин к объему породы. С учетом формул (2) и (3) (4) mт = bт ⋅ δт. Проницаемость трещиноватой породы (без учета проницаемости межтрещинных блоков), мкм2, когда трещины перпендикулярны поверхности фильтрации, kт = 85 000 ⋅ bт2 ⋅ mт, где bт – раскрытие трещин, мм; mт – трещинная пористость, доли единицы. 12 (5) 1.3. Неоднородность коллектора Под геологической неоднородностью коллектора следует понимать изменчивость литолого-физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу. Поскольку месторождения углеводородов в основном многопластовые и, как правило, единый эксплуатационный объект содержит несколько пластов и пропластков, скоррелированных по площади, то геологическую неоднородность изучают по разрезу и по площади. Это позволяет не только характеризовать изменчивость величин параметров по объему, влияющих на распределение запасов нефти и газа в недрах и их выработку, но и связать эту изменчивость с условиями осадконакопления и последующими геологическими процессами. В зависимости от целей и задач исследования, стадии изученности месторождения при определении геологической неоднородности пластов широко применяются различные методы, которые с определенной долей условности можно объединить в три группы: а) геолого-геофизические, б) лабораторно-экспериментальные, в) промыслово-гидродинамические. К группе геолого-геофизических методов изучения геологической неоднородности пластов относится весь комплекс исследований по обработке фактического материала, полученного в процессе бурения скважин, включая обработку данных анализа керна и результаты интерпретации промыслово-геофизических исследований скважин. Этими методами производится детальное изучение разреза залежи, его расчленение и корреляция разрезов скважин с учетом литолого-петрографической, палеонтологической и промыслово-геофизической характеристик пород. Конечным результатом геолого-геофизических методов являются как геологические профили и литологические карты, отображающие 13 особенности строения продуктивных пластов по разрезу и по площади, так и выявленные зависимости между отдельными параметрами пластов. Детальное представление о физических свойствах пород можно получить в результате исследования образцов керна лабораторными методами. При лабораторных исследованиях определяют пористость, проницаемость, гранулометрический состав, карбонатность, водонасыщенность. Само по себе определение всех этих величин дает в достаточной степени объективную оценку неоднородности изучаемого пласта, однако из-за ограниченного отбора керна возникают значительные трудности в привязке данных этих исследований к разрезу скважин. Поэтому, прежде чем распространять значения параметров пласта на весь объем залежи или на некоторую его часть, необходимо провести тщательную привязку исследованных образцов керна для выделения в продуктивном разрезе прослоев коллекторов и неколлекторов. К промыслово-гидродинамическим методам относят исследования скважин, с помощью которых можно получить данные, характеризующие гидродинамические свойства пластов. Гидродинамические исследования направлены на изучение коллекторских свойств пласта, его гидродинамической характеристики и физических свойств насыщающей коллектор жидкости [24]. Гидродинамическими исследованиями определяют такие весьма важные при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений параметры, как коэффициенты гидро- и пьезопроводности, проницаемости, продуктивности и приемистости. Эти методы позволяют также оценивать степень однородности пласта, выявлять литологические экраны, устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скважин по площади, а также оценивать нефтенасыщенность пород. Неоднородность пластов можно оценивать с помощью показателей, характеризующих особенности геологического 14 строения залежей. К таким показателям относятся, в первую очередь, коэффициенты расчлененности и песчанистости. Коэффициент расчлененности Кр определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор: Кр = n1 + n2 + ... + nm ∑ n = , N N (6) где n1 , n2 , ..., nm – число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор. Коэффициент песчанистости Кп представляет собой отношение эффективной толщины hэф к общей толщине пласта hобщ, прослеживаемой в разрезе данной скважины: Кп = hэф hобщ . (7) Для пласта в целом коэффициент песчанистости равен отношению суммарной эффективной толщины пласта во всех скважинах к общей суммарной толщине пласта в этих скважинах. Для нефтяных залежей Пермского Прикамья коэффициенты расчлененности и песчанистости изменяются в пределах от 1,38 до 14,8 и от 0,18 до 0,87 соответственно. Изменчивость продуктивных слоев пласта по площади залежи характеризуется коэффициентом распространенности КS: КS = S к /S , где Sк – площадь коллектора, на которой встречается пропласток, м2; S – общая площадь пласта, м2. 15 1.4. Состав и свойства пластовых флюидов К пластовым флюидам, насыщающим продуктивные пласты, относят нефть, газ и воду. Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава физикохимические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием. По консистенции различают нефти от легкоподвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до черного. Выделяют элементный, фракционный и групповой составы нефти. Элементный состав. Основными элементами нефти являются углерод и водород. В среднем в состав нефти входит 86 % углерода и 13 % водорода. Других элементов (кислород, азот, сера и т.д.) в нефти незначительное количество. Однако они могут существенно влиять на физико-химические свойства нефти. Групповой состав. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов. Парафиновые у г л е в о д о р о д ы (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой Cnh3n+2. Содержание в нефти – 30–70 %. Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С2–С4 (в виде растворенного газа), жидкие алканы С5–С16 (основная масса жидких фракций нефти) и твердые алканы С17–С53, которые входят в тяжелые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины. 16 Н а ф т е н о в ы е у г л е в о д о р о д ы (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой Cnh3n, Cnh3n–2 (бициклические) или Cnh3n–4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25–75 %. Содержание нафтенов растет по мере увеличения молекулярной массы нефти. А р о м а т и ч е с к и е у г л е в о д о р о д ы – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряженные системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10–15 %. Г е т е р о а т о м н ы е с о е д и н е н и я – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют асфальтено-смолистыми веществами. Содержание в нефти – до 15 %. Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28–550 °С и выше. При нагреве до 40–180 °С выкипает фракция, которую называют авиационным бензином; при 40–205 °С – автомобильный бензин; при 200–300 °С – керосин; при 270–350 °С – лигроин. При более высоких температурах выкипают масляные фракции. По содержанию светлых фракций, выкипающих до 350 °С, нефти подразделяют на нефти типа Т1 (более 45 %), типа Т2 (30–44,9 %), типа Т3 (менее 30 %). Плотность пластовой нефти зависит от ее состава, давления, температуры, количества растворенного в ней газа (рис. 1.4). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С повышением давления плотность 17 нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами. Наибольшей растворимостью в нефти обладают углекислый газ и углеводородные газы, меньшей растворимостью – азот. При снижении давления из нефти выделяются сначала азот, затем углеводородные газы (сначала сухие, затем жирные) и углекислый газ. Рис. 1.4. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 760–960 кг/м3. Давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения (Рнас). Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа в залежи, от их состава и пластовой температуры. В природных условиях давление насыщения может быть равно пластовому давлению или меньше его. В первом случае нефть полностью насыщена газом, во втором – недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Это связано как с изменением свойств нефти и газа в пределах площади, 18 так и с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, количества и свойств связанной воды и других факторов. Растворенный в пластовой нефти азот увеличивает давление насыщения. Вязкость – способность жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних слоев вещества относительно других. Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона: F dv =µ , A dy (8) где А – площадь контакта перемещающихся слоев жидкости (газа), м2; F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями dv, Н; dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа), м; µ – коэффициент динамической вязкости (коэффициент пропорциональности), Па·с. Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости нефти сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенного давления и зависимости от температуры (рис. 1.5, 1.6). При этом вязкость уменьшается с повышением количества растворенного газа в нефти и с увеличением температуры. Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа⋅с до десятых долей мПа⋅с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти. 19 Рис. 1.5. Изменение свойств пластовой нефти в зависимости от давления. Озерное месторождение, пласт Фм: f – газосодержание; bнефти – объемный коэффициент нефти; bгаза – объемный коэффициент газа; µ – динамическая вязкость нефти Рис. 1.6. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от температуры и давления насыщения газом 20 Кроме динамической вязкости для расчетов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учетом силы тяжести: ν= µ , ρ (9) где ν – коэффициент кинематической вязкости, м2/с; ρ – плотность нефти, кг/м3. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Уменьшение объема характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости): βн = − 1 ∆V ⋅ , V ∆P (10) где V – объем, занимаемый нефтью при давлении Р, м3; ∆V – изменение объема нефти при изменении давления на величину ∆Р, м3. Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и количества растворенного газа. Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4–0,7 ГПа–1), а легкие нефти со значительным содержанием растворенного газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа–1). С количеством растворенного газа в нефти также связан объемный коэффициент b (см. рис. 1.5), характеризующий отношение объемов для единицы массы нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности: b= Vпл , Vдег где Vпл – объем нефти в пластовых условиях, м3; 21 (11) Vдег – объем нефти при атмосферном давлении и температуре 20 °С после дегазации, м3. Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти U, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность, %: U= b −1 ⋅ 100. b (12) Нефтяные газы состоят из смеси газообразных углеводородов преимущественно парафинового ряда (метана, этана, пропана, бутана), азота, гелия, аргона, углекислого газа, сероводорода. Содержание азота, сероводорода, углекислого газа может достигать нескольких десятков процентов. Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры, находятся в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ растворен в нефти. По мере снижения давления при разработке месторождения этот газ (попутный нефтяной газ – ПНГ) будет выделяться из нефти. Плотность смеси газов: ρсм = ∑ ρi ⋅ N i , (13) где Ni – мольная (объемная) доля; ρi – плотность i-го компонента, кг/ м3. Относительная плотность газа по воздуху ρoсм = ρсм . ρвозд (14) Для нормальных условий ρвозд ≈ 1,293 кг/м3, для стандартных условий ρвозд ≈ 1,205 кг/м3. 22 Если плотность газа задана при атмосферном давлении Р0 (0,1013 МПа), то пересчет ее на другое давление (при той же температуре) для идеального газа производится по формуле ρ= ρ0 P . P0 (15) Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объемов. Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона): n P = ∑ pi , (16) i =1 где Р – давление смеси газов, Па; рi – парциальное давление i-го компонента в смеси, Па, при этом pi = N i ⋅ P. (17) Аддитивность парциальных объемов компонентов газовой смеси выражается законом Амага: n V = ∑ Vi , (18) Vi = N i ⋅ V , (19) i =1 или где V – объем смеси газов, м3; Vi – объем i-го компонента в смеси, м3. Аналитическую зависимость между давлением, температурой и объемом газа называют уравнением состояния. Состояние идеального газа при стандартных условиях характеризуется уравнением Менделеева – Клапейрона: PV = QRT , 23 (20) где Р – абсолютное давление, Па; V – объем, м3; Q – количество вещества, моль; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная, Па⋅м3/(моль⋅град). Для идеального газа PV = z = 1. GRT (21) Реальные газы не подчиняются законам для идеального газа, и коэффициент сверхсжимаемости z характеризует степень отклонения реальных газов от закона (20). Отклонение связано с взаимодействием молекул газа, имеющих определенный собственный объем. В практических расчетах можно принимать z ≅ 1 при атмосферном давлении. С увеличением давления и температуры значение коэффициента сверхсжимаемости все в большей степени отличается от единицы. Величина z зависит от состава газа, давления и температуры (их критических и приведенных значений) и может быть определена с помощью графиков или различных зависимостей [20]. Критическое давление – давление вещества (или смеси веществ) в его критическом состоянии. При давлении ниже критического система может распадаться на две равновесные фазы – жидкость и пар. При критическом давлении теряется физическое различие между жидкостью и паром, вещество переходит в однофазное состояние. Поэтому критическое давление можно определить еще как предельное (наивысшее) давление насыщенного пара в условиях сосуществования жидкой фазы и пара. Критическая температура – температура вещества в его критическом состоянии. Для индивидуальных веществ критическая температура определяется как температура, при которой исчезают различия в физических свойствах между жидкостью и паром, находящимися в равновесии. При критической температуре плотности насыщенного пара и жидкости 24 становятся одинаковыми, граница между ними исчезает и теплота парообразования обращается в нуль. Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объем газа в пластовых условиях: Vпл = V0 ⋅ Tпл ⋅ Р0 ⋅ zпл , Т 0 ⋅ Рпл ⋅ z0 (22) где обозначения с индексом «пл» относятся к пластовым условиям, с индексом «0» – к поверхностным (стандартным). Объемный коэффициент газа используется при пересчете объема газа в стандартных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчете запасов): B= Vпл Tпл ⋅ Р0 ⋅ zпл = . V0 Рпл ⋅ Т 0 ⋅ z0 (23) Динамическая вязкость газа зависит от средней длины пробега и от средней скорости движения его молекул: µ= ρv λ , 3 (24) где ρ – плотность газа, кг/м3; λ – средняя длина пробега молекул, м; v – средняя скорость молекул, м/с. Динамическая вязкость природного газа при стандартных условиях невелика и не превышает 0,01–0,012 мПа⋅с. Она увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длины пробега молекул при увеличении давления компенсируется увеличением плотности). 25 Растворимость газов в нефти и воде. От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и др. Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворяться в нефти и воде имеет большое значение при разработке месторождений. Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри: Vг = αPVж , (25) где Vж – объем жидкости-растворителя, м3; α – коэффициент растворимости газа, Па–1; Vг – количество газа, растворенного при данной температуре, м3; Р – давление газа над поверхностью жидкости, Па. Коэффициент растворимости газа α показывает, какое количество газа растворяется в единице объема жидкости при данном давлении: V (26) α= г . Vж P Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры. Природа воды и углеводородов различается, поэтому углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2, растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта сильно газирована (до 5 м3 СО2 на 1 т воды). С повышением давления растворимость газа растет, а с повышением температуры – снижается. Растворимость газа зависит также от степени минерализации воды. 26 При движении газа по пласту наблюдается так называемый дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается и изменение температуры. Интенсивность изменения температуры ∆Т при изменении давления ∆Р характеризуется коэффициентом Джоуля – Томсона: ∆Т = αt · ∆Р, (27) где αt – коэффициент Джоуля – Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры), К/Па. Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей, в основном хлористых (до 80–90 % от общего содержания солей). Виды пластовых вод: − подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью); − краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи); − промежуточные (между пропластками); − остаточные (вода в нефтенасыщенной или газонасыщенной части коллектора, оставшаяся со времен образования залежи). Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, ее свойства влияют на количество вытесненной нефти. Основные физические свойства пластовых флюидов – плотность и вязкость. Непосредственное влияние на продуктивность скважины оказывает вязкость фильтрующейся жидкости. Известно, что появление воды в продукции нефтедобывающих скважин может привести к образованию водонефтяных эмульсий. Глобулы воды в нефти быстро стабилизируются содержащимися в ней поверхностно-активными соединениями 27 и механическими примесями (частицы глины, песка, продуктов коррозии стали, сульфида железа), а затем дополнительно диспергируются [30]. Образующиеся водонефтяные эмульсии характеризуются высокой вязкостью. Наиболее стойкие эмульсии образуются при степени обводненности продукции 35–75 %. Обводненение нефти в определенных условиях может вызвать более интенсивное образование асфальтеносмолопарафиновых отложений [29]. 1.5. Термодинамические условия Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии, которые могут быть использованы для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом отношении существенно зависят от величины начального пластового давления и динамики его изменения при разработке залежи. Начальное (статическое) пластовое давление Рпл.нач – это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе. Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные, различающиеся условиями формирования, особенностями фильтрационных процессов и значениями напора. Залежи углеводородов, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, могут иметь различные по величине значения начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов. В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей углеводородов: 28 – залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению; – залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического. В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным. В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей. В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления превышают значения этого показателя в водоносной части пласта при одинаковых абсолютных отметках залегания пластов. Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК. Разницу между пластовым и гидростатическим давлением на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением Ризб. В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления для залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за пределы 0,008–0,013 МПа/м. Верхний предел характерен для газовых залежей большой высоты. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением. 29 О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому, т.е. глубине залегания пласта, следует судить по значению давления в водоносной части пласта непосредственно у границ залежи. При вертикальном градиенте больше 0,013 МПа/м пластовое давление считают сверхгидростатическим (СГПД), при градиенте меньше 0,008 МПа/м – меньшим гидростатического. В первом случае имеет место сверхвысокое (СВПД), во втором – сверхнизкое (СНПД) пластовое давление. Наличие в пластах-коллекторах СГПД можно объяснить тем, что на определенном этапе геологической истории резервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью оттока. Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для элизионных водонапорных систем. В таких системах напор создается за счет выжимания вод из пластов-коллекторов при их уплотнении под влиянием геостатического давления, геодинамических процессов, в результате цементации пород, теплового расширения воды и др. В элизионной системе областью питания является наиболее погруженная часть пласта-коллектора, из которой вода перемещается в направлении восстания пласта к областям разгрузки. Этой воде передается часть геостатического давления, поэтому пластовое давление в водонасыщенной части пласта, граничащей с залежью углеводородов, повышается по сравнению с нормальным гидростатическим давлением. С увеличением закрытости водонапорной системы и объемов выжимаемой в нее воды повышаются значения СГПД. Особенно это характерно для пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород, в межсолевых и подсолевых отложениях. В пределах элизионных водонапорных систем давление в гипсометрически высоких частях залежей нефти и газа, как 30 и в пределах инфильтрационных систем, несколько повышено за счет избыточного пластового давления. Пластовое давление, меньшее гидростатического (с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м), встречается редко. Наличие в пластах-коллекторах пониженных давлений может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории создавались условия, приводящие к дефициту пластовой воды в резервуаре, например, при увеличении пористости, связанном с выщелачиванием или перекристаллизацией пород. Объем насыщающей пустотное пространство воды может уменьшаться также вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тектонических движениях на меньшие глубины. Начальное пластовое давление в залежи, природа и размеры водонапорной системы во многом определяют фазовое состояние углеводородов в недрах, природную энергетическую характеристику залежи, выбор и реализацию системы ее разработки, закономерности изменения параметров залежи при ее эксплуатации, уровни и динамику годовой добычи нефти и газа. Значение величины пластового давления залежи необходимо учитывать при оценке по керну значений пористости и проницаемости пластов в их естественном залегании. Указанные параметры, определенные по керну в поверхностных условиях, могут быть существенно завышены, что приведет к неправильному определению емкости резервуара и запасов углеводородов. Знание значения начального пластового давления залежи и всех вышележащих пластов-коллекторов необходимо при обосновании технологии бурения и конструкции скважин, т.е. для обеспечения проходки ствола без поглощений промывочной жидкости, выбросов, обвалов, прихватов труб, повышения степени совершенства вскрытия пластов без снижения продуктивности коллектора по сравнению с его природными характеристиками. 31 Соответствие пластового давления гидростатическому может служить показателем приуроченности залежи к инфильтрационной водонапорной системе. В этих условиях можно ожидать, что в процессе разработки залежи пластовое давление будет снижаться относительно медленно. При составлении первого проектного документа на разработку значение начального пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разработки залежи. Данные о температуре пласта необходимы при изучении свойств пластовых нефти, газа и воды, определении режима пласта и динамики движения подземных вод, при решении различных технических вопросов, связанных с тампонажем скважин, перфорацией и т.п. Измерение температуры в обсаженных или необсаженных трубами скважинах производят максимальным термометром или электротермометром. Перед измерением скважина должна находиться в покое 20–25 сут для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. В процессе бурения температуру обычно измеряют в скважинах, временно остановленных по техническим причинам. В эксплуатационных скважинах измерение температуры оказывается надежным лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах скважину необходимо остановить на длительный срок. Для этой цели можно использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При измерениях в скважинах следует учитывать возможное понижение естественной температуры в связи с проявлениями газа (дроссельным эффектом). Данные измерений температуры могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента. Геотермическую ступень – расстояние в метрах, 32 при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле G= H −h , T −t (28) где G – геотермическая ступень, м/°С; Н – глубина места измерения температуры, м; h – глубина слоя с постоянной температурой, м; Т – температура на глубине Н, °С; t – постоянная температура на глубине h, °С. Для более точной характеристики геотермической ступени необходимо иметь замеры температуры по всему стволу скважины. Такие данные позволяют вычислить величину геотермической ступени в различных интервалах разреза, а также определить геотермический градиент, т.е. прирост температуры в °С при углублении на каждые 100 м. Величина геотермического градиента Г= (Т − t )100 100 . = H −h G (29) В зонах затрудненного водообмена величина геотермической ступени в водоносном комплексе зависит от его гипсометрического положения. Если водоносный комплекс имеет низкую отметку, то величина геотермической ступени примет пониженное значение. В зонах слабого движения вод, т.е. практически при отсутствии водообмена, геотермическая ступень является нормальной. По карте геоизотерм можно судить о затухании подземного стока вследствие ухудшения проницаемости песчаников, а также наблюдать за динамикой и направлением движения подземных вод. Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных, т.е. антиклинали являются зонами повышенной, а синклинали – пониженной температуры. 33 Для верхних слоев земной коры (10–20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земной поверхности. 1.6. Гидродинамический режим работы залежи Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: – напор контурной воды, возникающий под действием ее массы; – напор контурной воды, созданный упругим расширением породы и воды; – давление газа газовой шапки; – упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; – сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: – водонапорный, – упруговодонапорный, – газонапорный (режим газовой шапки), – растворенного газа, – гравитационный. Природный режим залежи определяется, в основном, геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геологофизической характеристикой залежи – термобарическими условиями, фазовым состоянием углеводородов и их свойствами; 34 условиями залегания и свойствами пород-коллекторов; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность снижения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и изменение ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Запас природной энергии и формы ее проявления обусловливают эффективность разработки залежи: темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти и газа из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения также во многом зависят от режима залежи. Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления и газового фактора (рис. 1.7). При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и полностью компенсирует в ее объеме отбираемое из скважин количество жидкости. Объем нефтяной залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК. При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют. Водонапорный режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания, при больших размерах законтурной области. Одна из предпосылок эффективности водонапорного режима – значительная разница между начальным пла35 стовым давлением и давлением насыщения нефти газом, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении длительного периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии. Рис. 1.7. Изменение пластового давления и газового фактора во времени при различных режимах работы залежи: I, II, III – пластовое давление соответственно при режимах водонапорном, газонапорном и растворенного газа; 1 – газовый фактор при водонапорном режиме; 2 – газовый фактор при режиме газонапорном, при полном гравитационном разделении нефти и газа; 3 – то же, при слабом разделении нефти и газа; 4 – газовый фактор при режиме растворенного газа При водонапорном режиме достигается высокий коэффициент извлечения нефти – до 0,6–0,7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, 36 а также сочетанием благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим. Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но, в отличие от водонапорного режима, основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости, называется упруговодонапорным. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта создают значительный запас энергии. Объем нефти ∆Vн, получаемой из залежи за счет упругих сил при снижении в ней пластового давления на ∆Р, можно выразить формулой ∆Vн = ∆Vн′ + ∆Vн′′ = Vн∆Р β*н + Vв∆Р β*в , (30) где ∆Vн′, ∆Vн′′ – объемы нефти, полученные за счет упругих сил самой залежи и водоносной области пласта соответственно, м3; Vн, Vв – объемы нефтеносной и вовлеченной в процесс снижения пластового давления водоносной частей пласта, м3; β*н , β*в – коэффициенты объемной упругости пласта в нефтеносной и водоносной частях (β*= m β*ж + βп, где m – средний коэффициент пористости, Па–1; βж, βп – коэффициенты объемной упругости жидкости и породы), Па–1. Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области. 37 Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости пласта и повышенной вязкости нефти; залежи больших размеров при значительных отборах жидкости, которые полностью не возмещаются внедряющейся в залежь пластовой водой. Упруговодонапорный режим характерен для залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам. Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи. Как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения. Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму, однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля неизвлекаемых запасов нефти, по сравнению с водонапорным режимом, возрастает. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5–0,55. Газонапорный режим – режим разработки нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления при разработке залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного га38 за и при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет газовую шапку. Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и др. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима: наличие большой по размерам газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значительная высота нефтяной части залежи; высокая проницаемость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2–3 мПа⋅с). Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. С целью предотвращения преждевременных прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины на определенном расстоянии от ГНК. При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме не превышает 0,4. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом, по сравнению с водой. Средний газовый фактор по залежи в начальный период разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению 39 уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах. Режим растворенного газа – режим разработки нефтяной залежи, при котором пластовое давление снижается в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки. В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта. Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности. Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением со временем увеличивается. Газовый фактор некоторое время остается постоянным, затем, с увеличением количества выделяющегося газа, фазовая проницаемость для него возрастает и значение газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Со временем вследствие дегазации пластовой нефти происходит значительное уменьшение газового фактора. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4–5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться. 40 Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0,2–0,3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения – 0,1–0,15. Гравитационный режим – режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает или их резерв исчерпан. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи нефтенасыщенной части пласта, в котором нефть стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Верхняя часть залежи постепенно заполняется выделяющимся из нефти газом, объем залежи (нефтяной части) при этом уменьшается. Нефть отбирается очень низкими темпами – до 1 % в год от начальных извлекаемых запасов. За длительный период времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти – с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти – единицы кубометров в 1 м3. Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При системах разработки с поддержанием пластового давления гравитационный режим практически не проявляется. 41 В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием природных видов энергии в основном в тех случаях, когда они характеризуются водонапорным или достаточно активным упруговодонапорным режимами, т.е. когда за счет природных сил нефтеотдача может достигать 40 % и более. Обычно упруговодонапорный режим в чистом виде действует лишь при отборе первых 5–10 % извлекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление снижается до значений ниже давления насыщения и основное значение приобретает режим растворенного газа. Малоэффективные природные режимы в самом начале разработки нефтяных залежей преобразуют в более эффективные путем искусственного воздействия на пласт. Поэтому природный режим нефтяных залежей должен устанавливаться (определяться) уже ко времени составления первого проектного документа на разработку залежи для обоснования системы разработки, в том числе для решения вопроса о необходимости воздействия на пласт и для выбора метода воздействия. К этому времени обычно еще не имеется в достаточном объеме данных об особенностях проявления природного режима нефтяной залежи. Поэтому вид режима определяют на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водонапорной системы в целом и геолого-физической характеристики самой залежи. Изучение водонапорной системы предусматривает выяснение региональных условий залегания горизонта, характера природной водонапорной системы (инфильтрационная, элизионная) и ее размеров, положения областей питания и стока, расположения залежи в водонапорной системе относительно области питания, а также факторов, определяющих гидродинамическую связь различных точек системы (условия залегания, проницаемость, характер неоднородности пласта, наличие тектонических нарушений и др.). 42 По изучаемой залежи должны быть получены данные о ее размерах, степени сообщаемости залежи с законтурной областью, о строении и свойствах пласта-коллектора в пределах залежи, фазовом состоянии и свойствах пластовых нефти и газа, термобарических условиях продуктивного пласта. Введенные ранее в разработку залежи того же горизонта с близкой геолого-физической характеристикой, для которых природный режим установлен достаточно надежно, могут быть использованы в качестве аналогов при определении режима новой залежи. В комплексе перечисленные данные обычно бывают достаточными для определения природного режима новой залежи. В случаях, когда косвенных геологических данных оказывается недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную (опытную) эксплуатацию с организацией контроля за изменением пластового давления в самой залежи и в законтурной области, за поведением газового фактора, обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание следует уделять изучению взаимодействия залежи с законтурной областью и активности последней путем наблюдения за давлением в законтурных (пьезометрических) скважинах. При расположении их на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и характер общей воронки депрессии в пласте. Для получения нужных сведений в относительно короткий срок отборы нефти из залежи должны быть достаточно высокими, поэтому, кроме разведочных скважин, для пробной эксплуатации бурят опережающие добывающие скважины. 2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2.1. Общие положения Разработка нефтяного месторождения начинается после проведения поисково-разведочных работ, в ходе которых уста43 навливается факт наличия нефтяной залежи и дается с той или иной мерой достоверности и детальности ее геолого-физическая характеристика (структура, состав, свойства пластовой системы). На основе полученных данных составляется первый проектный документ, в соответствии с которым осуществляется строительство некоторого количества эксплуатационных (добывающих) скважин и ввод их в эксплуатацию. В результате опробования и детальных исследований разведочных скважин, выполнения исследовательских работ в добывающих скважинах устанавливаются их потенциальные возможности по отбору пластовых флюидов (нефти), т.е. оценивается потенциальная продуктивность и производительность скважин. Продуктивность скважин определяется значениями параметров, совокупность которых называют геолого-физической характеристикой месторождения (залежи). Приток жидкости (нефти) в скважину с открытым (необсаженным) забоем в условиях вскрытого на всю толщину пласта при давлении в пласте, превышающем давление насыщения нефти попутным газом, формула Дюпюи: q= 2 ⋅ π ⋅ k ⋅ h Рпл − Рзаб , ⋅ r µ ln к rс (31) где k – проницаемость пласта, м2; h – толщина пласта, м; rк – радиус зоны дренирования пласта данной скважиной (радиус контура питания), м; rc – радиус скважины, м; µ – динамическая вязкость пластового флюида, Па·с; Рпл – пластовое давление, Па; Рзаб – забойное давление (давление у стенки скважины в интервале продуктивного пласта), Па. Разницу давлений Рпл – Рзаб называют депрессией, создаваемой при работе скважины. 44 Формула (31) справедлива для определения притока жидкости в одиночную скважину, расположенную в центре кругового по форме и однородного по структуре и свойствам пласта. При исходных (начальных) значениях параметров, характеризующих пласт и пластовый флюид в их естественном (природном) состоянии, по формуле (31) оценивается потенциальная производительность скважины. Продуктивные пласты по своим свойствам и структуре характеризуются той или иной степенью неоднородности как по толщине (разрезу), так и по простиранию. Поэтому для определения действительного потенциального дебита нефти по формуле (31) необходимо в нее подставить: а) в качестве толщины h только нефтенасыщенную толщину, которая в состоянии отдавать пластовый флюид при данном значении депрессии на пласт (эффективная толщина); б) в качестве проницаемости k – средневзвешенную по толщине и простиранию фазовую (эффективную) проницаемость. Определение значений этих параметров является достаточно сложной задачей. В процессе эксплуатации скважин под влиянием различных факторов, действие которых связано, главным образом, со снижением пластового давления и обводнением скважин, происходит изменение эффективных значений толщины, проницаемости и вязкости в формуле (31). Все эти изменения негативно влияют на приток жидкости в скважину, уменьшая ее дебит (производительность). Учет изменения условий притока и реализация мероприятий по снижению негативного влияния этих изменений на производительность скважин составляет основу понятия «управление продуктивностью добывающих скважин». Продуктивность скважины оценивается коэффициентом продуктивности q q К прод = = , (32) Рпл − Рзаб ∆Рпл где ∆Рпл – депрессия на пласт при работе скважины, Па. 45 Исходя из выражений (31) и (32), понятия «продуктивность» и «коэффициент продуктивности» в большей мере относятся к продуктивному пласту (зависимость Кпрод от h, k, µ, Рпл) и характеризуют систему пласт – скважина в отношении ее добывных возможностей. Два элемента (пласт и скважина) объединяются в систему посредством общего для каждого из них параметра – забойного давления. В работах [17, 18] предлагается классификация нефтяных пластов по продуктивности по нефти, представленная в табл. 2.1. Таблица 2.1 Классификация нефтяных пластов Класс 1 2 3 4 5 6 7 8 Коэффициент продуктивности т/(сут·атм) т/(сут·МПа) Гиперпродуктивность > 100,0 > 1000 Ультрапродуктивность 30, 0–100,0 300–1000 Высокая продуктивность 10,0–30,0 100–300 Повышенная продуктивность 3,0–10,0 30–100 Средняя продуктивность 1,0–3,0 10–30 Пониженная продуктивность 0,3–1,0 3–10 Низкая продуктивность 0,1–0,3 1–3 Ультранизкая продуктивность < 0,1 10 46 Продуктивность коллектора в большей степени зависит от его проницаемости. В.Д. Викториным [3, 4] дана классификация карбонатных коллекторов порового и кавернозного типа по их поровой проницаемости, размерам каналов фильтрации, пористости и нефтенасыщенности с выделением четырех групп (табл. 2.3). Таблица 2.3 Классификация карбонатных коллекторов № п/п Группа коллекторов Размер (радиус) Порис- НефтенаПроницаеканалов тость сыщенмость, мкм2 фильтра- общая, % ность, % ции, мкм < 0,001 0,1 дуктивные) 3–5 4–8 1–62 5–14 8–10 62–82 14–20 10–15 82–90 Приведенные данные, на основании которых дается классификация продуктивных пластов (коллекторов), характеризуют начальные, т.е. естественные свойства и состояние нефтяных залежей. С изменением тех или иных показателей или параметров в результате отбора некоторого количества пластовых флюидов геолого-физическая характеристика пласта, особенно в призабойных (прискважинных) его зонах, может изменяться. В этом случае один и тот же пласт (или его часть) из группы одной продуктивности может перейти в группу, харак47 теризующуюся другой продуктивностью, например из среднепродуктивного в низкопродуктивный. Для снижения негативного влияния данного фактора на продуктивность скважин и на полноту извлечения запасов нефти из продуктивных пластов обеспечивается поддержание пластового давления в залежи путем нагнетания в пласт тех или иных агентов (воды, газа). В результате геологическая система с исходной геологофизической характеристикой в процессе разработки и эксплуатации нефтяной залежи превращается в геолого-техническую систему или в геолого-технический комплекс (ГТК), включающий разрабатываемые продуктивные пласты в совокупности с водонапорной системой (геологическая компонента), добывающие и нагнетательные скважины, а также системы сбора скважинной продукции и поддержания пластового давления в залежи (техническая компонента) [6]. Очевидно, что в состав ГТК, в его техническую составляющую, следует включить и всю совокупность мероприятий, направленных на управление процессом извлечения нефти из недр (выполнение проектных решений, контроль и регулирование разработки залежи) – технологическую часть технической компоненты. В составе технической компоненты следует выделять системы типа «процесс» и типа «объект» [6]. Система типа «процесс» (технологический процесс) – это способ организации хода одного или нескольких процессов, протекающих в условиях, создаваемых при работе добывающих скважин. С помощью материальной системы типа «объект» выполняются необходимые воздействия и осуществляются требуемые преобразования ГТК. Таким образом, геолого-техническая система (комплекс), включающая геологическую и техническую компоненты, определяет условия, в которых осуществляется управление продуктивностью скважин – элементов системы. Такое управление 48 должно осуществляться системно, с учетом существующих взаимосвязей между элементами ГТК, т.е. путем управления функционированием геолого-технической системы в целом. 2.2. Влияние геолого-физических условий на продуктивность добывающих скважин по промысловым данным Геолого-физические условия, характеризующие объект разработки в его исходном (естественном) состоянии, определяют потенциальную продуктивность добывающих скважин. Фактические средние по залежам значения коэффициентов продуктивности при исходной геолого-физической характеристике 59 месторождений (207 объектов разработки) Пермского Прикамья представлены в табл. 2.4. В соответствии с классификацией залежей, основанной на величине коэффициента продуктивности [17], выделено пять классов объектов (с 4-го по 8-й). Таблица 2.4 Распределение залежей нефти месторождений Пермского Прикамья по коэффициентам продуктивности (по нефти) Класс 1 2 3 4 5 6 7 8 Коэффициент продуктивности, т/(сут·МПа) > 1000 300–1000 100–300 30–100 10–30 3–10 1–3 Менее 1 Сумма 49 Количество объектов 0 0 0 8 32 63 55 49 207 % 0 0 0 3,9 15,4 30,4 26,6 23,7 100 Минимальное значение коэффициента продуктивности отмечается для Баклановского месторождения по залежи пластов В3В4 и составляет 0,05 т/(сут·МПа), максимальное – для бобриковской залежи Шумовского месторождения – 47,34 т/(сут·МПа). В соответствии с табл. 2.2 около 80 % рассматриваемых нефтяных залежей являются низкопродуктивными. Зависимость коэффициента продуктивности от вязкости пластовой нефти, газосодержания, коэффициентов расчлененности и песчанистости для карбонатных и терригенных коллекторов представлены на рис. 2.1–2.6. При анализе данных, представленных на рис. 2.1–2.12, можно сделать вывод, что четкой корреляции между отдельными геолого-физическими характеристиками залежей и коэффициентом продуктивности не наблюдается, что объясняется, по всей видимости, отсутствием функциональных зависимостей между отдельными показателями, определяющими величину коэффициента продуктивности (k, h, µ и др.). Рис. 2.1. Зависимость коэффициента продуктивности от вязкости пластовой нефти 50 Рис. 2.2. Зависимость коэффициента продуктивности от газосодержания пластовой нефти Рис. 2.3. Зависимость коэффициента продуктивности от коэффициента расчлененности для терригенных коллекторов 51 Рис. 2.4. Зависимость коэффициента продуктивности от коэффициента песчанистости для терригенных коллекторов Рис. 2.5. Зависимость коэффициента продуктивности от коэффициента расчлененности для карбонатных коллекторов 52 Рис. 2.6. Зависимость коэффициента продуктивности от коэффициента песчанистости для карбонатных коллекторов Рис. 2.7. Зависимость коэффициента продуктивности от эффективной нефтенасыщенной толщины для карбонатных коллекторов 53 Рис. 2.8. Зависимость коэффициента продуктивности от эффективной нефтенасыщенной толщины для терригенных коллекторов Рис. 2.9. Зависимость коэффициента продуктивности от проницаемости для карбонатных коллекторов 54 Рис. 2.10. Зависимость коэффициента продуктивности от проницаемости для терригенных коллекторов Рис. 2.11. Зависимость коэффициента продуктивности от гидропроводности для карбонатных коллекторов 55 Рис. 2.12. Зависимость коэффициента продуктивности от гидропроводности для терригенных коллекторов Например, динамической вязкостью пластовой нефти в пределах 1–5 мПа⋅с характеризуется более 80 разрабатываемых в Пермском крае объектов, при этом их проницаемость колеблется в пределах 0,0001–0,634 мкм2 (табл. 2.5). Таблица 2.5 Характеристика нефтяных залежей Месторождение Залежь Тип коллектора Гагаринское Бш Карбонатный Чураковское Т1 Карбонатный Софьинское Фм1 Карбонатный Сосновское Тл 2-а Терригенный Чураковское Бб1 Терригенный Степановское В3 Терригенный Чашкинское Бб Терригенный Юрчукское Тл-Бб-Мл Терригенный Шершневское Бб Терригенный Уньвинское Бб Терригенный 56 Динамическая Пронивязкость, цаемость, мПа·с мкм2 1,02 0,038 2,12 0,013 4,26 0,019 1,41 0,049 3,13 0,045 2,9 0,007 1,41 0,251 1,22 0,363 3,19 0,653 1,25 0,471 2.3. Влияние снижения пластовых и забойных давлений на продуктивность добывающих скважин Оценка влияния снижения пластовых и забойных давлений на продуктивность добывающих скважин выполнена раздельно для трех типов эксплуатационных объектов: терригенных визейских отложений (пласты Тл-Бб-Мл); карбонатных башкирских (пласты Бш) и турнейско-фаменских отложений (пласты Т-Фм) на примере месторождений севера и северовостока Пермского Прикамья, приуроченных к территории распространения Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС). Визейские терригенные отложения Легкие и средней плотности пластовые нефти визейских отложений характеризуются низкими значениями вязкости, высоким и средним газосодержанием, повышенными значениями давления насыщения газом. Диапазон изменения показателей, определяющих геолого-физическую характеристику бобриковских терригенных залежей, можно оценить по табл. 2.6. Разработка нефтяных месторождений (Уньвинское, Сибирское, Шершневское и др.) на территории ВКМКС сопровождается снижением в первые годы пластовых давлений, значения которых к началу освоения систем поддержания пластового давления достигали давления насыщения нефти газом Рнас. Соответственно, забойные давления в значительной части скважин снижались существенно ниже Рнас. Известно, что при снижении пластовых давлений в продуктивных пластах, особенно в призабойных зонах, в связи с деформациями коллектора и выделением из нефти растворенного газа происходит снижение проницаемости горных пород и продуктивности скважин [27]. Для нефтяных месторождений на территории распространения ВКМКС существенная 57 58 Логовское Сибирское Чашкинское Юрчукское Шершневское Уньвинское им. Архангельского Месторождение 0,14 0,14 0,16 0,16 0,18 0,18 0,17 0,250 0,124 0,251 0,363 0,653 0,464 0,594 21,9 24,4 23,7 22,2 21,1 23,6 20,3 Порис- Прони- Начальное тость, цаемость, пластовое доли мкм2 давление, единицы МПа 770 730 780 769 812 745 839 Плотность нефти, кг/м3 3,89 1,22 1,41 1,22 3,19 1,25 2,39 96,8 164,6 105,6 93,2 64,2 116,3 77,5 11,6 16,2 14,5 12,4 11,9 14,5 12,6 ДинамиГазосодер- Давление ческая жание насыщения, вязкость нефти, м3/т МПа нефти, мПа·с Геолого-физическая характеристика залежей нефти бобриковского горизонта Таблица 2.6 зависимость коэффициентов продуктивности скважин от пластовых давлений отмечена в работе [28]. При снижении пластовых давлений на 20 % коэффициенты продуктивности добывающих скважин бобриковских залежей Уньвинского и Юрчукского месторождений уменьшались на 35–45 %. Динамика основных показателей работы скважин Сибирского (ввод в 1995 г.) и Шершневского (ввод в 2001 г.) месторождений показывает, что снижение коэффициентов продуктивности по жидкости после периода очистки призабойной зоны пласта может происходить при забойных давлениях, превышающих давление насыщения нефти газом. На рис. 2.13 и 2.14 приведена динамика показателей работы скв. 144 и 153 (Сибирское месторождение), введенных в эксплуатацию соответственно в 1995 и 1996 гг. Для скв. 144 при снижении пластового давления по отношению к начальному значению на 25 % (1998 г.) дебит скважины (Qж) уменьшился до 38 % от начального, при этом Рпл и Рзаб оставались выше Рнас, коэффициент продуктивности составил около 18 м3/(сут·МПа). При дальнейшем уменьшении Рпл до 1,1Рнас и забойного до 0,8Рнас Рис. 2.13. Динамика показателей работы скв. 144 Сибирского месторождения 59 Рис. 2.14. Динамика показателей работы скв. 153 Сибирского месторождения дебит скважины составил около 14 % от начального, коэффициент продуктивности снизился в 7 раз. Для скв. 153 при снижении к 2000 г. пластового давления на 33 % и Рзаб до 0,87 Рнас дебит уменьшился на 39 %, коэффициент продуктивности – на 65 %. С 2005 г. при очередном снижении Рпл до 52 % по отношению к начальному и Рзаб до 44 % Рнас, дебит скважины составил 22 % от максимального, коэффициент продуктивности уменьшился в 8,5 раза. На рис. 2.15 и 2.16 приведены данные о динамике показателей работы скв. 64 и 65 Шершневского месторождения, введенных в эксплуатацию в 2001 г. Рис. 2.15. Динамика показателей работы скв. 64 Шершневского месторождения 60 Рис. 2.16. Динамика показателей работы скв. 65 Шершневского месторождения В 2002 г. дебит скв. 64 составил 86,1 м3/сут. В течение 3 лет пластовое давление уменьшилось на 31 % по отношению к начальному, Рзаб – на 34 %. Дебит скважины снизился на 71 %, коэффициент продуктивности уменьшился в 3,8 раза, при этом Рпл и Рзаб оставались выше Рнас. В последующий период пластовое давление превышало Рнас, забойное снижалось до 54 % Рнас, затем увеличилось до 9 МПа. Коэффициент продуктивности скважины сначала продолжал уменьшаться, после увеличения Рзаб произошло увеличение Кпрод примерно в 6 раз. Такая же динамика дебита и коэффициента продуктивности наблюдается для скв. 65. По мере снижения Рпл и Рзаб до давления насыщения Qж и Кпрод уменьшились соответственно в 6,6 и 5,3 раза, после стабилизации Рпл изменение дебита и коэффициента продуктивности соответствует изменению Рзаб: при его уменьшении показатели снижаются, при увеличении Рзаб – возрастают. В работе [14] отмечено, что для терригенных отложений Сибирского месторождения (залежь Бб) при длительном действии повышенного эффективного давления снижение проницаемости и коэффициентов продуктивности из-за деформаций коллектора прекращается при уменьшении Рпл на 2–3 МПа, для 61 Шершневского месторождения – на 5–7 МПа. Промысловые данные показывают, что снижение коэффициентов продуктивности в том и другом случаях имеет место и при большем снижении Рпл, особенно при Рзаб ниже Рнас. Очевидно, что снижение коэффициентов продуктивности определяется в этом случае не только деформациями коллектора, но и образованием в поровом пространстве пласта свободной газовой фазы. На рис. 2.17 приведены данные об изменении коэффициентов продуктивности скважин бобриковских залежей Сибирского и Шершневского месторождений при снижении забойных давлений. При Рзаб, равном Рнас, Кпрод составляет в среднем 25 м3/(сут·МПа), при Рзаб = 0,8Рнас этот коэффициент равен 10 м3/(сут·МПа), т.е. уменьшается в 2,5 раза. Рис. 2.17. Зависимость Кпрод от Рзаб/Рнас В проектных технологических документах на разработку нефтяных месторождений в качестве минимального забойного давления часто принимают величину, равную (0,70…0,75) Рнас. В работах [20, 21] введено понятие критического забойного давления – такой величины Рзаб, при дальнейшем сниже62 нии которой дебит скважины не увеличивается с ростом депрессии, а уменьшается. Предложена формула Рзаб.кр = 3,5 + 68,33 ⋅10−3 G Pнас , Рпл (33) где G – газовый фактор скважины, м3/т. Для бобриковской залежи Сибирского месторождения при газовом факторе, равном начальной газонасыщенности пластовой нефти, и начальном Рпл величина Рзаб.кр по формуле (33) составляет 11 МПа; для залежи Бб Шершневского месторождения Рзаб.кр при начальных условиях равно 6,2 МПа. Такие забойные давления ниже Рнас соответственно на 31 и на 48 %. В табл. 2.7 приведены данные о продуктивности добывающих скважин бобриковских залежей семи нефтяных месторождений на территории ВКМКС. При уменьшении Рзаб по отношению к Рнас продуктивность скважин значительно снижается. Таблица 2.7 Продуктивность добывающих скважин бобриковских залежей Средний коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа) Рзаб < Рзаб.кр Рзаб.кр < Рзаб < 0,75Рнас 0,75Рнас < Рзаб < Рнас Рзаб > Рнас 4,86 7,60 17,86 77,10 Количество скважин, ед. 90 34 143 31 На рис. 2.18 приведены индикаторные диаграммы (ИД), полученные для скв. 318 и 327 Сибирского месторождения (пласт Бб). Диаграммы по своей форме соответствуют случаю, когда при увеличении депрессии в работу включаются новые пропластки, а на заключительной части диаграмм имеются прямолинейные участки, по которым можно определять коэффициенты продуктивности при соответствующих депрессиях. 63 Наличие таких участков указывает на то, что за время снятия ИД деформация коллектора не наблюдалась, т.е. снижение продуктивности в результате деформаций происходит в течение более длительного времени, на что указывалось в работе [14]. Из приведенных ИД следует, что забойные давления в скважинах не достигли критических забойных давлений, составляющих по формуле (33) соответственно 11,4 и 8,2 МПа. Рис. 2.18. Индикаторные диаграммы скважин Сибирского месторождения Снижение Кпрод при уменьшении Рпл и Рзаб отражается на темпах и сроках выработки извлекаемых запасов нефти. На рис. 2.19 приведена зависимость средней накопленной добычи нефти от продолжительности работы скважин Сибирского месторождения. Для скважин, работающих при Рпл и Рзаб выше Рнас (группа 1), выработка запасов составляет в среднем 19,0 тыс. т в год; для скважин, забойные давления которых через некоторое время их работы снижаются до значений, ниже Рнас (группа 2), среднегодовой отбор нефти составляет 13,3 тыс. т, а для скважин, работающих в течение всего перио64 да при Рзаб ниже Рнас (группа 3), среднегодовая добыча нефти не превышает 5,0 тыс. т. Рис. 2.19. Средняя накопленная добыча нефти для скважин Сибирского месторождения Башкирские карбонатные отложения Плотность пластовой нефти башкирских объектов на севере Пермского Прикамья колеблется в пределах 772–844 кг/м3, давление насыщения изменяется в интервале 10,95–16,4 МПа, динамическая вязкость нефти в пластовых условиях 1,24–10,55 мПа·с, газосодержание 44,9–118,6 м3/т (табл. 2.8). На всех рассмотренных объектах разработка ведется с поддержанием пластового давления. При эксплуатации добывающих скважин башкирских объектов забойное давление снижалось до 30 % от давления насыщения, пластовое – до значений давления насыщения нефти газом. Установлена зависимость продуктивности и дебитов скважин по жидкости от значений забойных и пластовых давлений для залежей нефти в башкирских отложениях Сибирского, Уньвинского, Озерного, Логовского, Юрчукского и других 65 66 Логовское Озерное Сибирское Юрчукское Уньвинское им. Архангельского Месторождение 0,13 0,14 0,1 0,12 0,12 0,15 0,0554 0,020 0,012 0,087 0,052 0,012 Пористость, Проницаедоли мость, единицы мкм2 19,2 15,5 21,3 18,7 19,4 18,6 790 804 772 844 766 830 5,9 2,41 1,94 10,55 1,45 1,24 51 53,8 118,6 44,9 90 96 10,95 13,58 16,4 13,2 14,98 15,3 Начальное ДинамиГазосодерПлотность Давление пластовое ческая жание нефти, насыщедавление, вязкость нефти, кг/м3 ния, МПа 3 МПа нефти, мПа·с м /т Геолого-физическая характеристика залежей нефти башкирского яруса Таблица 2.8 месторождений, приуроченных к территории распространения ВКМКС. При уменьшении пластового давления на 10 % и забойного на 20 % дебиты скважин снижаются до 30 % от первоначальных. Снижение продуктивности и дебитов скважин замедляет темпы выработки запасов нефти. Для скважин, эксплуатирующихся с забойными давлениями ниже давления насыщения, темп извлечения запасов нефти в разы меньше, чем для скважин с высокими значениями забойных и пластовых давлений [27, 33]. При эксплуатации скв. № 515 Сибирского месторождения (рис. 2.20, а) в течение первых трех лет с Рзаб, равным 0,47Рнас, и Рпл на уровне давления насыщения дебит скважины и ее коэффициент продуктивности уменьшились на 80 %. При эксплуатации скв. № 557 этого же месторождения (рис. 2.20, б) в течение 8 лет забойное давление снизилось практически в два раза, со значения Рнас до 0,5Рнас, пластовое – с 1,5Рнас до 1,3Рнас, при этом дебит и продуктивность скважины уменьшились в два раза. а б Рис. 2.20. Динамика показателей работы скважин Сибирского месторождения: а – скв. 515; б – скв. 557 В скв. № 529 Озерного месторождения (рис. 2.21, а) с первого по третий годы работы пластовое давление снизилось на 30 %, забойное давление – почти на 50 % (до 4,44 МПа), в ре67 зультате Кпрод снизился с 0,8 до 0,19 м3/(сут·МПа), а Qж – с 40,58 до 8,29 м3/сут. В скв. № 501 (рис. 2.21, б) Озерного месторождения в первые три года работы Qж уменьшился в 1,5 раза при снижении забойного давления с 6,28 до 4,78 МПа и при неизменном пластовом давлении. Коэффициент продуктивности в рассматриваемый период уменьшился с 0,64 до 0,32 м3/(сут·МПа), т.е. на 50 %. а б Рис. 2.21. Динамика показателей работы скважин Озерного месторождения: а – скв. 529; б – скв. 501 В табл. 2.9 приведены данные о продуктивности добывающих скважин башкирских залежей семи нефтяных месторождений на территории ВКМКС на 1 августа 2010 г. При уменьшении Рзаб по отношению к Рнас продуктивность скважин значительно снижается (табл. 2.9, рис. 2.22). Таблица 2.9 Продуктивность добывающих скважин башкирских объектов разработки на территории ВКМКС Средний коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа) Рзаб < Рзаб.кр Рзаб.кр < Рзаб < 0,75Рнас 0,75Рнас < Рзаб < Рнас Рзаб > Рнас 2,32 2,80 6,95 6,78 Количество скважин, ед. 168 65 30 9 68 Рис. 2.22. Зависимость коэффициента продуктивности добывающих скважин залежей Бш от Рзаб/Рнас По рассматриваемым залежам наблюдается снижение средних дебитов добывающих скважин по жидкости при снижении средних пластовых давлений (рис. 2.23). Рис. 2.23. Зависимость среднего дебита скважин по жидкости от пластового давления 69 Турнейско-фаменские карбонатные отложения Плотность пластовой нефти турнейско-фаменских объектов колеблется в пределах 710–833 кг/м3, давление насыщения изменяется в интервале 10,94–16,5 МПа, динамическая вязкость нефти в пластовых условиях 1,13–7,49 мПа·с, газосодержание 63–180 м3/т. На всех рассмотренных объектах разработка ведется с поддержанием пластового давления. В табл. 2.10 приведены данные о продуктивности добывающих скважин турнейско-фаменских залежей семи нефтяных месторождений на территории ВКМКС на 1 августа 2010 г. При уменьшении Рзаб по отношению к Рнас продуктивность скважин значительно снижается (рис. 2.24). Таблица 2.10 Продуктивность добывающих скважин турнейско-фаменских объектов на территории ВКМКС Средний коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа) Рзаб < Рзаб.кр Рзаб.кр < Рзаб < 0,75Рнас 0,75Рнас < Рзаб < Рнас Рзаб > Рнас 6,14 6,66 16,81 22,10 Количество скважин, ед. 84 17 63 17 Приведенные материалы свидетельствуют о значительном влиянии снижения пластовых и забойных давлений на продуктивность и дебиты добывающих скважин. Для месторождений Пермского края вопросы оценки влияния пластового давления на фильтрационные параметры пластов и показатели разработки нефтяных залежей на основе анализа результатов гидродинамических исследований рассматривались В.Д. Викториным [35], А.И. Четыркиным [42], А.Ю. Назаровым [28], И.Н. Шустефом [44] и др. 70 Рис. 2.24. Зависимость коэффициента продуктивности добывающих скважин залежей Т-Фм от Рзаб/Рнас А.Ю. Назаровым для терригенных залежей нижнего карбона Чашкинского и других месторождений получена зависимость коэффициента продуктивности разведочных скважин от пластового давления в период его снижения при разработке залежей (рис. 2.25). Автор [28] объясняет снижение коэффициентов продуктивности уменьшением фильтрационных параметров пласта при снижении давления, а не снижением коэффициентов гидродинамического совершенства скважин. На основе гидродинамического моделирования им установлено, что: – уменьшение гидропроводности удаленной зоны пласта может достигать 90 % от начальных значений при увеличении эффективного напряжения на 7–9 МПа, что соответствует снижению пластового давления на 30–40 % от начального; – интенсивное изменение гидропроводности происходит при увеличении эффективного напряжения выше 4 МПа, что соответствует снижению пластового давления на 15–20 % от начального. Данное значение рассматривается в качестве до71 пустимого предела снижения пластового давления для данной группы залежей. Рис. 2.25. Зависимость коэффициента продуктивности от пластового давления для терригенных коллекторов (по А.Ю. Назарову) В качестве практических рекомендаций автор предлагает следующее [28]: 72 1. Для условий терригенных залежей рассматриваемых месторождений с благоприятным соотношением коэффициентов подвижности целесообразно развитие системы поддержания пластового давления с самого начала разработки и ограничение отбора нефти на ранних стадиях эксплуатации объекта с целью недопущения существенного снижения пластового давления. 2. Поддержание пластового давления на уровне, близком к начальному, позволяет сохранить систему естественных трещин коллектора в раскрытом состоянии, что значительно облегчает процесс освоения нагнетательных скважин и снижает затраты на восстановление их приемистости. Из приведенных материалов следует: 1. Продуктивность добывающих скважин залежей нефти Сибирского, Шершневского и других месторождений, приуроченных к территории распространения ВКМКС, при снижении пластовых и забойных давлений до Рнас значительно (в 2,5 раза и более) уменьшается. 2. При снижении забойных давлений до (0,5…0,8)Рнас и пластовых давлений до значений, близких к Рнас, коэффициенты продуктивности и дебиты скважин уменьшаются до 10–15 % от их максимальных значений. 3. Для обеспечения рациональных темпов выработки запасов нефтяных месторождений на территории распространения ВКМКС необходимо вводить системы поддержания пластового давления в начальный период разработки залежей. 2.4. Динамика продуктивности скважин при периодической откачке жидкости Эксплуатация добывающих скважин нефтяных месторождений на территории Верхнего Прикамья осуществляется, в основном, с применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Около 30 % скважин с УЭЦН работает в режиме периодической откачки жидкости. 73 Номинальная паспортная производительность применяемых при эксплуатации периодических скважин насосов составляет от 18 до 125 м3/сут, номинальный напор – от 1200 до 2400 м вод. ст. Периоды накопления (tн) при периодической откачке составляют от 22 до 740 ч, периоды откачки (tp) от 2 до 24 ч. Отношение суточного дебита скважины по жидкости к номинальной подаче насоса составляет от 0,002 до 1,26. С учетом широкого диапазона показателей, характеризующих условия эксплуатации скважин и работу насосных установок, вопросы целесообразности применения технологии периодического отбора жидкости и оптимизации режимов работы периодических скважин являются для рассматриваемых месторождений важными и актуальными. Суточный отбор жидкости из скважины, м3/сут, при ее периодической работе q = (Qнас · tр)/Тп, (34) где Qнас – фактическая подача насосной установки в период откачки (работы), м3/сут; Тп – продолжительность цикла периодической откачки: Тп = tp + tн. Работу скважины при периодическом, т.е. неустановившемся, режиме можно охарактеризовать коэффициентом притока Кпр, который представляет собой, по аналогии с коэффициентом продуктивности, количество жидкости, поступающей из пласта в скважину за единицу времени в расчете на единицу перепада давления (депрессии). Размерность коэффициента Кпр такая же, что и у коэффициента продуктивности. Для определения времени накопления при условии, что Кпр остается постоянным, можно применить формулу [24] tн = ( ) 0,785 D 2 − d 2 ⋅ δп 0, 204 ⋅10 ⋅ ρ ж ⋅ К пр (1 − δп ) −6 74 , (35) где δп – относительные потери дебита, доли единицы; ρж – плотность откачиваемой жидкости, кг/м3; D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d – наружный диаметр НКТ, м; Кпр – коэффициент притока, м3/(сут⋅МПа). Обработка данных исследований по ряду скважин показывает, что условие Кпр = const в периоды накопления и отбора может не выполняться (рис. 2.26). Рис. 2.26. Динамика коэффициентов притока скважин в период накопления: скв. 402, 415, 435 – Озерное месторождение; скв. 541 – Сибирское месторождение Для определения коэффициента притока в период накопления объем поступающей из пласта в скважину жидкости находят по изменению ее уровня в затрубном пространстве (считается, что в момент отключения насоса колонна насоснокомпрессорных труб (НКТ) заполнена до устья, а нижняя часть колонны или насос снабжены обратным клапаном, исключающим переток жидкости из колонны НКТ в скважину). Давление на забое скважины, не оснащенной глубинным манометром или датчиком давления, рассчитывается по схеме Рзаб = Рзатр + ∆Рг + ∆РГЖС затр + ∆РГЖС скв , 75 (36) где Рзатр – давление газа на устье затрубного пространства, Па; ∆Рг – давление столба газа в затрубном пространстве (от устья до динамического уровня), Па; ∆РГЖС затр – давление столба газожидкостной смеси в затрубном пространстве (от динамического уровня до приема насоса или башмака хвостовика), Па; ∆РГЖС скв – давление столба газожидкостной смеси или жидкости в скважине в интервале от приема насоса (башмака хвостовика) до забоя, Па. Объем жидкости, поступающей из пласта в скважину за период ∆ti (интервал времени между замерами), с учетом изменения затрубного давления, м3: ∆Vi = ( ∆H дi ± ∆H затрi ) Fзатр , (37) где ∆Ндi – изменение динамического уровня жидкости в затрубном пространстве за время ∆ti, м; Fзатр – площадь поперечного сечения затрубного кольцевого пространства, м2; ∆Нзатрi – изменение уровня жидкости в скважине из-за изменения Рзатр, м: ∆Р ∆Н затрi = затрi , (38) ρж g где ∆Рзатрi – изменение затрубного давления за время ∆ti, Па; – средняя плотность жидкости в скважине, кг/м3. ρж При увеличении Рзатр изменение уровня ∆Нзатр следует подставлять в формуле (37) со знаком «+», при уменьшении – со знаком «–». Объемный расход поступающей в скважину в период накопления жидкости равен приращению ее объема в затрубном пространстве за период ∆t, отнесенному к этому времени: qÍi = ( ) 2 2 ∆Vi 0,785 D − d ∆H i = , ∆ti ∆ti 76 (39) где ∆Hi – приращение (изменение) уровня за период ∆ti, м3: ∆Нi = ∆Ндi ± ∆Hзатрi. Коэффициент притока в период ∆ti К прi = qHi qHi = , ∆Рi Рпл − Рзабсрi (40) где ∆Рi – перепад давлений (депрессия на пласт), Па; Рзаб. срi – среднее забойное давление за период ∆ti, Па. Изменение коэффициента притока при увеличении забойного давления в период накопления жидкости может быть связано с влиянием следующих факторов: 1) уменьшение насыщенности пористой среды в призабойной зоне пласта (ПЗП) выделившимся из нефти газом при его обратном растворении; 2) расширение (раскрытие) сообщающихся со скважиной трещин в ПЗП; 3) проявление реологических свойств нефти (жидкости), поступающей в скважину; 4) изменение соотношения между градиентом давления, действующим при движении флюида в ПЗП, и капиллярным давлением. Действие первых двух факторов должно вести к увеличению коэффициента притока, последних двух – к его уменьшению. В период отбора жидкости из скважины и снижения забойного давления будет иметь место обратная картина: с увеличением интенсивности выделения газа в свободную фазу и смыканием трещин коэффициент притока уменьшается, а проявление эффектов, связанных с реологическими свойствами флюида и капиллярными силами, при увеличении градиента давления в ПЗП должно уменьшаться. По разным причинам пластовые давления в отдельных пропластках, вскрытых в скважине, могут иметь различные 77 значения. В период накопления приток жидкости из пропластков с пониженным пластовым давлением при Рзаб = Рпл прекращается, а при создании репрессии (Рзаб > Рпл) эти пропластки принимают часть жидкости, поступающей в скважину из продолжающих работать слоев, и то, и другое ведет к уменьшению коэффициента притока, определяемого по формуле (40). Динамика коэффициента притока в периоды отбора и накопления определена для периодической скважины 512 пласта Бш Озерного месторождения. Скважина работает в режиме периодической откачки жидкости при tр = 17 ч, tн = 7 ч, оборудована насосом ЭЦН5-30-1700 с газосепаратором, установленным на глубине 1330 м. Дебит по жидкости составляет 21 м3/сут, обводненность 5 %. Данные о забойных, затрубных и буферных давлениях, а также о динамическом уровне при исследовании скважины получены путем их непосредственного измерения. Пластовое давление в районе дренирования пласта скважиной на момент проведения исследования составляло 12,19 МПа. Результаты обработки данных исследований скважины приведены в табл. 2.11 и на рис. 2.27. Коэффициент притока в период работы насоса определен по формуле К прi = Qi − q рi ∆Рi , (41) где Qi – подача насоса в период ∆ti, м3/сут; q рi – отбор жидкости из затрубного пространства, м3/сут, определяется по формуле (39). Динамика коэффициента притока за цикл «откачка – накопление» приведена на рис. 2.28. Среднее значение Кпр за tр составило 3,17 м3/(сут·МПа), за период tн – 0,635 м3/(сут·МПа). 78 79 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 0 600 3600 10 800 18 000 25 200 61 200 63 000 64 200 66 000 67 200 № Время, п/п с Изменение Приток Динами- Изменение динамического Затрубное Забойное Коэффициент Время, ческий динамичежидкоуровня с учетом давление, давление, притока, сти, ч уровень, ского изменения затрубМПа МПа м3/(сут·МПа) 3 м /сут м уровня, м ного давления, м 0 1031 – – – 1,42 4,11 – 0,17 1030 – – – 1,46 4,06 – 1 1044 14 19,071 5,22 1,50 3,94 3,320 3 1068 24 17,661 2,01 1,45 3,62 3,527 5 1088 20 14,929 1,70 1,41 3,39 3,412 7 1102 14 11,464 1,31 1,39 3,17 3,322 17 1202 71 92,554 5,28 1,29 2,29 2,318 17,5 1232 5 14,857 6,02 1,38 2,46 0,616 17,83 1225 4 16,411 7,21 1,41 2,55 0,745 18,33 1214 6 7,804 5,84 1,44 2,67 0,610 18,67 1206 8 9,804 7,21 1,46 2,75 0,760 Обработка кривой изменения уровня скв. 512 Озерного месторождения Таблица 2.11 80 12 68 400 13 70 200 14 72 000 15 79 200 16 82 800 17 86 400 18 90 000 19 97 200 20 104 400 № Время, п/п с 80 Изменение Приток Динами- Изменение динамического Затрубное Забойное Коэффициент жидкоВремя, ческий динамичеуровня с учетом давление, давление, притока, ч сти, уровень, ского изменения затрубМПа МПа м3/(сут·МПа) 3 м /сут м уровня, м ного давления, м 19 1200 6 13,071 5,84 1,48 2,82 0,621 19,5 1188 12 11,071 6,63 1,50 2,92 0,711 20 1180 8 17,071 4,80 1,52 3,03 0,521 22 1141 18 13,071 4,68 1,58 3,42 0,528 23 1120 21 23,071 5,37 1,60 3,61 0,619 24 1100 20 26,071 5,72 1,64 3,80 0,674 25 1086 14 27,607 4,35 1,68 3,99 0,524 27 1051 35 24,143 4,57 1,72 4,36 0,570 29 1013 38 45,143 5,78 1,82 4,73 0,756 Окончание табл. 2.11 Рис. 2.27. Изменение динамического уровня и забойного давления в периоды работы и накопления, скв. 512 Рис. 2.28. Динамика коэффициента притока жидкости в скв. 512 Пластовое давление в районе дренирования скважины на момент проведения исследования было меньше давления насыщения. В период работы скважины снижение забойного давления привело к дополнительному выделению в свободную фазу растворенного в нефти газа, из-за чего, очевидно, уменьшилась фазовая проницаемость по жидкости. С учетом данных о пластовых флюидах залежи и относительной фазовой проницаемости построены зависимости распределения давления, газосодержания (по свободному газу) и относительной фазовой 81 проницаемости по нефти в призабойной зоне пласта (рис. 2.29, 2.30). При снижении забойного давления в период работы с 4 до 2,5 МПа дополнительно выделяется до 6 м3 газа на тонну нефти с изменением газонасыщенности порового пространства у стенок скважины с 18 до 30 % (см. рис. 2.29). В таких условиях относительная проницаемость по жидкости снижается до значений ниже 0,1 (см. рис. 2.30). В результате в период работы насоса приток жидкости в скважину значительно снижается и медленно восстанавливается в период накопления (см. рис. 2.28). Рис. 2.29. Распределение давления и газосодержания в призабойной зоне пласта 82 Рис. 2.30. Изменение фазовой проницаемости по нефти Таким образом, при режиме периодической откачки жидкости с высокой газонасыщенностью пластовой нефти и при низких забойных давлениях работа скважины осложняется значительным выделением в свободную фазу растворенного газа. 3. ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 3.1. Общие положения В зоне нескольких метров вокруг скважины действуют основные фильтрационные сопротивления движению флюидов. Поэтому даже незначительное ухудшение фильтрационных свойств коллектора в этой зоне сопровождается существенным уменьшением продуктивности скважин. Фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта могут быть определены по данным гидродинамических исследований скважины при неустановившихся режимах. Обработка кривых восстановления давления (КВД), получаемых при проведении указанных исследований, позволяет 83 оценивать состояние призабойных зон, исследовать его изменение и влияние на продуктивность скважин. С этой целью разработан ряд методов и способов обработки КВД, основанных на положениях подземной гидромеханики. В различных геолого-физических условиях процесс восстановления давления характеризуется определенными особенностями, выявление которых позволяет проводить более качественную и точную оценку результатов исследований скважины. Процесс восстановления давления при исследовании скважины можно описать основным уравнением упругого режима: ∆Рt = qµ  2, 246χt  qµ 2, 246χt qµ ⋅ ln + ⋅ ln t (42)  ln  = 2 2 4πkh  4πkh rпр  4πkh rc или ∆Р = A + B ⋅ ln t , где A = (43) qµ qµ 2, 246χ . ln ; B= 2 4πkh 4πkh rпр В формулах (42), (43) q – дебит скважины перед остановкой, м3/с; k, χ – соответственно, проницаемость, м2, и пьезопроводность коллектора, м2/с; h – толщина пласта, м; µ – динамическая вязкость нефти, Па·с; rпр – приведенный радиус скважины, м; ∆Рt – изменение давления на забое скважины за время t, Па. Кривая восстановления давления, перестроенная в полулогарифмических координатах ( ∆Рt ; ln t ) , должна иметь вид прямой линии с уклоном В, отсекающей на оси ординат отрезок А. На практике КВД на начальных участках отклоняется от прямой линии под влиянием факторов, не учтенных основным 84 уравнением упругого режима. В соответствии с работой [2], к числу таких факторов следует отнести: – приток жидкости в скважину после ее остановки (так называемый послеприток); – зональную неоднородность коллектора; – влияние границ пласта; – нарушение режима работы скважины перед остановкой. Последние два фактора проявляются в ограниченном количестве случаев и могут быть учтены заранее, поэтому изучению подлежат, главным образом, послеприток и зональная неоднородность коллектора, связанная с наличием призабойной зоны, проницаемость кото

b-ok.org

Практическое занятие № 4. Управление продуктивностью скважин. » Мы с АГНИ

СКАЧАТЬ: 888.zip [309,34 Kb] (cкачиваний: 83) Практическое занятие № 4.Управление продуктивностью скважин.Как было показано в предыдущем разделе, управление некоторыми параметрами призабойной зоны скважины (ПЗС) может быть использовано для изменения продуктивности добывающих или нагнетательных скважин. В процессе эксплуатации скважин их производительность, как правило, снижается по целому ряду причин. Поэтому методы искусственного воздействия на ПЗС являются мощным средством повышения эффективности выработки запасов углеводородов.Среди многочисленных методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗС (см. табл. 4.1) не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них (или их группы) может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скважины. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЭС вопрос подбора скважины является принципиальным. При этом обработки, даже эффективные, проводимые в отдельных скважинах, могут не дать существенного положительного эффекта в целом по залежи или месторождению как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиции повышения коэффициента конечной нефтеотдачи.Прежде чем перейти к рассмотрению тех или иных методов искусствен-ного воздействия на ПЗС с целью управления продуктивностью скважин, рассмотрим некоторые общие методологические вопросы.5.1. СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ОБРАБОТКАМ ПЭССистемная технология управления продуктивностью скважин изложена в РД-39-0147035, поэтому ниже рассмотрены лишь основные принципы ее промышленного использования.Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабодренируемых запасов углеводородов из неоднородных коллекторов, а также определяет принципы получения максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин. Отметим, что под термином «слабодренируемые запасы» понимаются запасы углеводородов на участках залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами, обусловленными геологической характеристикой, а также на участках, на которых возможны какие-либо осложнения в эксплуатации скважин (засорение ПЗС различными твердыми компонентами, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями и т.д.). Слабо дренируемые запасы формируются также в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, когда замещение нефти нагнетаемой водой происходит только в высокопроницаем разностях, приводя к невысокому охвату пласта заводнением.Решение конкретных задач по вовлечению в разработку слабо дренируемых запасов и по повышению продуктивности скважин базируется на достаточно многочисленных технологиях интенсификации выработки запасов.На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков.При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабойные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин.Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. При этом в начальный период разработки участка возможно проведение работ по увеличению продуктивности скважин, а в последующем, при его обводнении, — мероприятий по регулированию (ограничению) водопритоков.Необходимо отметить, что при выделении участка залежи с сильно выраженной зональной и послойной неоднородностью в первую очередь искусственному воздействию подвергаются призабойные зоны тех скважин, которые формируют основные направления фильтрационных потоков, что, позволяет своевременно изменять эти на правления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон, повышая тем самым охват объекта заводнением. При проведении таких работ возможно применение как одной технологии, так и комплекса различных технологий.Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закалки и отбора, т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны сопровождаться мероприятиями по увеличению приемистости нагнетательных скважин.Основные принципы системной технологии сводятся к следующему:1. Принцип одновременной обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин в пределах выбранного участка.2. Принцип массовости обработок ПЗС участка.З. Принцип периодичности обработок ПЗС.4. Принцип поэтапной обработки призабойных зон скважин, вскрывших неоднородные коллекторы.5. Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под обработку по ранее заданной программе,6. Принцип адекватности обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам системы в ПЗС и в целом по участку.Таким образом, вопрос выбора скважин для обработки призабойных зон является одним из главнейших.5.2. БЫБОР СКВАЖИН ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ При значительном количестве скважин на залежи в процессе организации работ по искусственному воздействию на ПЗС возникает задача не только очередности выбора скважин, но и целесообразности таких обработок в каждом конкретном случае. Это связано с большим разнообразием геолого-физических условий залегания нефти в зоне обрабатываемых скважин а также со степенью их взаимовлияния. Целесообразно устанавливать такую очередность обработок, про которой обеспечивается их наибольшая технологическая и экономическая эффек-тивность не столько в каждой конкретной скважине, сколько в целом по участку. В большой степени выбор скважин определяется в остаточной нефтенасыщенности и расстоянием остаточных запасов нефти от забоя добывающих скважин. Методы промысловой геологии н геофизики позволяют оценивать начальную и остаточную нефтенасыщенность коллекторов и строить карты насыщенности. Существенным и важным дополнением к этим данным служат сведения о текущих показателях эксплуатации скважин и данные о нефтенасыщенности зон вблизи конкретных скважин, которые могут быть получены в результате гидродинамических исследований скважин в пластов,Можно, например, предполагать, что форма кривой восстановления за-бойного давления (КВД) или кривой реагирования обусловлена и остаточ-ной нефтенасыщенностью в дренируемом объеме обводняющейся скважины. Угловые коэффициенты различных участков КВД можно связать и с различной нефтенасыщенностью отдельных объемов общего дренируемого данной скважиной объема.Зная ретроспективу эксплуатации скважин и характер их обводнения во времени, можно судить также об остаточной нефтенасыщенности. При этом полезной оказывается информация о соотношения извлеченных данной скважиной удельных запасов нефти к начальным удельным запасам ее.Более достоверные данные о величине остаточной нефтенасыщенности можно получить из результатов гидродинамических исследований скважины, проведенных в безводный период ее эксплуатации и в период обводнения.Существует ряд методов оценки остаточной нефтенасыщенности коллектора вокруг скважин по результатам наблюдения за их работой и гидродинамическим исследованиям:— комбинированный метод;— корреляционный метод;— по данным обводненности продукции добывающих скважин;— по данным об относительной пьезопроводности системы (пласта);— по данным об относительной подвижности водонефтяной смеси.Рассмотрим вопрос определения текущей нефтенасыщенности зоны дренирования по данным об обводненности продукции добывающих скважин (наиболее простой метод), который может быть использован на поздних стадиях разработки для зон, через которые прошел фронт замещения (вытеснения). При этом предполагается, что в ближайших окрестностях скважины дренируемый объем равномерно насыщен водой и нефтью.Перепишем выражение (4.37), принимая вв = вН я заменяя фазовые про-ницаемости kН и kв и соответственными значениями относительной фазовой проницаемости : .Данной выражение есть не что иное, как функция Баклея-Леверетта f(S): (5.1)где f(S) – функция насыщенности пористой среды флюидом (в рассматривае-мом случае – водой Sв). Таким образом (5.2)где μ0 – относительная вязкость нефти μН/ μв. Если имеются графические зависимости относительных фазовых прони-цаемостей в функции водонасыщенности (5.3)легче построить и график по выражению (5.2). Воспользуемся экспериментальными зависимостями , по-лученными при прокачке модельных водонефтяных смесей при μ0=4,5 через сцементированный песчаник угленосной толщи Арланского месторождения (В.М. Березин), которые представлены на рис. 5.1. Водонасыщенность образца Sв характеризуется долей от объема пор; при этом: (5.4)где - нефтенасыщенность. Фазовая относительная проницаемость по нефти и по воде харак-теризуется отношением фазовой проницаемости по нефти и по воде к проницаемости системы (физической проницаемости) при фильтрации через нее однородного флюида: (5.5) Как видно из рис. 5.1, насыщенность связанной водой Sве составляет 0,18. При этом в диапазоне Sв=0 – 0,18 вода остается неподвижной, но нали-чие этой воды в коллекторе приводит к снижению относительной фазовой проницаемости для нефти до 0,6. Таким образом, проницаемость системы, определяемая по результатам исследования скважины в безводный период ее эксплуатации, не является физической проницаемостью, а характеризует начальную проницаемость для нефти (при 8, 8,,). Начальная относительная проницаемость системы с’, характеризуется отношением: (5.6)которое является одним из основных параметров, используемых при расчетах текущей нефтенасыщенности. Рис. 5.1. Зависимость относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде от водонасыщенности.На рис. 5.2 приведена функция Баклея—Леверетга. построенная по выражению (5.2) с использованием относительных фазовых проницаемостей в функции водонасыщенности, представленных на рис. 5.1. Проводя из начала координат касательную к графику функции Баклея— Леверетта (точка А), определяют водонасыщенность Sв и нефтенасыщенность SН. Таким образом, для расчета текущей нефтенасыщенности по этому методу необходимо знать объемную долю воды в продукции (при пластовых условиях!) и иметь зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности.Наибольшее затруднение при расчетах вызывает выбор кривых относительных фазовых проницаемостей. С этой проблемой приходится сталкиваться при решения многих задач, связанных с фильтрацией многофазных систем. В каждом случае экспериментальное построение Рис. 5.2. Зависимость функции Баклея-Левератта от водонасыщенности.зависимостей относительной фазовой проницаемости от насыщенности пор флюидами затруднительно из-за необходимости использовать сложную аппаратуру и иметь высококвалифицированный персонал. Поэтому нахождение более простых и доступных для широкого круга исследователей и инженеров методов построения кривых относительных фазовых проницаемостей является чрезвычайно острой проблемой. Одним из таких методов является использование кривых «капиллярное давление Рk — водонасыщенность Sв», которые сравнительно просто могут быть по лучены методом центрифугирования водонасыщенных кернов или методом полупроницаемых перегородок.Известно, что кривые Рk — Sв являются представительными зависимо-стями, тесно связанными с фильтрационными свойствами пород, и которые могут быть использованы для построения кривых относительных фазовых проницаемостей для случая фильтрации водонефтяных смесей в терригенных коллекторах (песчаниках).Зависимости Рk — Sв, могут быть описаны в логарифмических координатах в виде гиперболы: или (5.7)где SВО - остаточная водонасыщенность;SВ— водонасыщенность при капиллярном давлении Рх — показатель степени гиперболы (структурный коэффициент);Ро —давление начала вытеснения: (5.8) — поверхностное натяжение на границе раздела «нефть — вода»;Θ— краевой угол смачивания;rмакс — максимальный радиус пор.Величина Р0 может быть определена экспериментально методом полу-проницаем перегородок. Показатель степени х, является интегральной характеристикой структуры порового пространства, определяет микростроение порового пространства пород-коллекторов. Поэтому использование показателя степени гиперболы для идентификации свойств пористых сред оказывается приемлемым и целесообразным при построении зависимостей относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды по кривым Рk — Sв.Таким образом, выбор скважин для конкретной обработки призабойной зоны является достаточно сложной проблемой, если мы хртим получить максимальную эффективность от реализации той или иной обработки ПЗС. совершенно очевидно, что технология проектируемой обработки должна быть адекватной состоянию призабойной зоны на момент ее проведения.

Рассмотрим некоторые из методов управления продуктивностью скважин (интенсификации притока и приемистости), приведенных в табл. 4.1.

Ключевые слова -

mysagni.ru

Управление продуктивностью скважин и интенсификация добычи нефти

Поиск Лекций

1. Классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону скважины. Назначение методов и их общая характеристика.

2. Коэффициент продуктивности и факторы, его определяющие. Условия притока жидкости к скважинам. Виды гидродинамического несовершенства скважин.

3. Основные причины снижения проницаемости в процессе эксплуатации скважин. Выбор скважин для обработки ПЗП.

4. Понятие о ПЗС. Параметры характеризующие состояние ПЗС.

5. Обработка скважин соляной кислотой. Кислотные ванны. Область применения, механизм воздействия.

6. Кислотная обработка под давлением. Поинтервальная или ступенчатая солянокислотная обработка ПЗС. Область применения, механизм воздействия.

7. Термокислотные обработки ПЗС. Область применения, механизм воздействия.

8. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Область применения, механизм воздействия.

9. Тепловая обработка ПЗС (закачка нагретого жидкого теплоносителя, электротепловая обработка). Область применения, механизм воздействия.

10. Сущность ГРП. Технология ГРП. Область применения, механизм воздействия.

Ответы:

1.Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д.

1. Обработка скважин соляной кислотой

2. Термокислотные обработки

3. Поинтервальная или ступенчатая СКО

4. Кислотные обработки терригенных коллекторов

5. Техника и технология кислотных обработок скважин

6. Гидравлический разрыв пласта

7. Осуществление гидравлического разрыва

8. Техника для гидроразрыва пласта

9. Тепловая обработка призабойной зоны скважины

10. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины

2.Коэффициент продуктивности добывающей скважины – отношение еедебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту – показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу.

Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как

Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент - коэффициент приемистости нагнетательной скважины: ; Qв – расход воды, закачиваемой в данную скважину.

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5.4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Рис. 5.4. Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости:

1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации.

Искривление индикаторной линии в сторону оси DP (рис. 5.4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:

1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр)

2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб

poisk-ru.ru


Смотрите также