книги / Управление продуктивностью скважин

Оценку влияния процесса разгазирования на фильтрацию нефти следует проводить с учетом удельного содержания свободного газа βг в пласте и на забое скважины, которое может быть определено по формуле

в расчете на м3 нефти(может быть определен по кривым разгазирования), м3;

Тзаб – температура на забое скважины, К;

скв. 144 Сибирского месторождения. За рассматриваемый период (с 2001 по 2010 гг.) эксплуатация скважины характеризуется незначительным изменением обводненности продукции. Пластовое давление изменялось в пределах от 16,6 до 19,7 МПа, забойное – в более значительном диапазоне. Зависимость коэффициента продуктивности скважины от удельного содержания свободного газа на ее забое приведена на рис. 3.5. Коэффициент продуктивности скважины изменяется значительно (от 2,7 до 8,5 м3/(сут·МПа)), что связано с образованием свободной газовой фазы в ПЗП.

Характер полученной зависимости свидетельствует о высокой степени влияния процесса разгазирования нефти в пласте на продуктивность скважины: снижение забойного давления приводит к увеличению количества свободного газа на за-

91

бое скважины и в призабойной зоне пласта, а соответственно – к снижению фазовой проницаемости по жидкости (нефти).

Рис. 3.4. Динамика коэффициента продуктивности скв. 144

Рис. 3.5. Зависимость коэффициента продуктивности скв. 144 от удельного содержания газа на забое

Для забойного давления Рзаб = 8,3 МПа (≈ 0,5Рнас) величина удельного содержания свободного газа на забое β = 0,33, что

соответствует насыщенности порового пространства в прискважинной зоне жидкостью, равной 0,67. По данным стандартных кривых [41] относительная проницаемость коллектора

92

3.3.Влияние структурных особенностей

идеформационных процессов на фильтрационную характеристику ПЗП

Деформационные процессы, происходящие в продуктивном пласте при снижении пластовых и забойных давлений, должны находить свое отражение в изменении продуктивной характеристики скважин (их дебитов) и результатах их гидродинамических исследований.

При эксплуатации нефте- и газодобывающих скважин в прискважинных зонах продуктивных пластов формируются депрессионные воронки. Со временем, при снижении пластовых и забойных давлений, такие воронки расширяются, охватывая значительные по площади участки залежей. Продуктивные пласты в прискважинных зонах в течение длительного времени испытывают дополнительную нагрузку, под действием которой поровое пространство деформируется. Упругие

ипластические (необратимые) деформации приводят к изменению фильтрационно-емкостных свойств [37].

Механизм деформации существенно зависит от состава

исвойств горных пород. В песчаниках при незначительных эффективных напряжениях имеют место упругие деформации, связанные с уплотнением зерен. Дальнейшее увеличение эффективного напряжения приводит к дроблению минеральных компонентов (зерен кварца и полевого шпата) и пластичному течению цементирующего материала (глиносодержащего вещества и др.) Деформации в известняках отличаются от деформаций песчаника тем, что течению может подвергаться не только цементирующий материал, но и сам скелет. В алевролитовых и сланцевых породах деформации характеризуются признаками, присущими как песчаникам, так и известнякам. В доломитовых породах деформации сопровождаются главным образом макроскопическими разломами [10].

Наличие необратимой деформации коллекторов при значительном снижении пластового давления установлено при

94

разработке многих месторождений углеводородов [1, 9 и др.]. Установлено также, что величина необратимой деформации коллекторов определяется не только величиной снижения пластового давления, но также палеоглубиной залегания пласта, литологическим типом пород и длительностью воздействия дополнительных нагрузок на продуктивные отложения.

Вопросам изучения необратимых деформаций и их влияния на фильтрационно-емкостные свойства горных пород

ипоказатели разработки посвящены работы отечественных

изарубежных ученых: К.С. Басниева, В.Д. Викторина, В.С. Вой-

тенко, А.Т. Горбунова, Р.Н. Дияшева, В.М. Добрынина, Ю.П. Желтова, Ю.А. Кашникова, Ф.И. Котяхова, А.П. Крылова, И.Т. Мищенко, А.Ю. Назарова, В.Н. Николаевского, В.Ф. Перепеличенко, В.П. Сонича, Н.А. Черемисина, С.А. Хри-

стиановича, В.Н. Щелкачева, F.Р. Charlez, A. Settari, M.A. Andersen, M. Gutierrez, J.P. Johnson, D.W. Rhett и др.

Большинство исследователей при лабораторных испытаниях не учитывали такого важного аспекта изучаемой проблемы, как время выдерживания образцов при повышенных значениях эффективного давления. Программы исследований заключались в постепенном нагружении эффективным давлением образцов горной породы и фиксировании значений изменяющихся параметров. Однако, как показывают эксперименты, пластические свойства образцов керна продуктивных пластов и связанные с ними изменения пористости и проницаемости проявляются, прежде всего, в процессе длительного действия повышенных эффективных напряжений, что характерно для снижения давления в зонах формирования депрессионных воронок и пластового давления в более удаленных зонах пластов

[15, 39].

В значительной части работ, посвященных вопросам влияния деформации горных пород на их проницаемость, используется функция вида

95

где ∆Р – разность между текущим и начальным значениями пластового давления (эффективное напряжение), Па;

α– коэффициент, Па–1;

k 0 – проницаемость при исходном (начальном) пластовом давлении, м2;

k (р) – проницаемость при текущем пластовом давлении, м2.

Вфункции (47) не учитывается, что изменение проницаемости зависит не только от изменения давления, но и от продолжительности периода времени, в течение которого горная порода находится по действием эффективного напряжения.

Выполненные экспериментальные исследования [37] показали, что фильтрационно-емкостные свойства образцов горных пород существенно изменяются в процессе длительного действия повышенных эффективных напряжений. Максимальная интенсивность деформации образцов происходит в течение первых 200–250 ч, затем резко снижается. Общее снижение пористости составило 10–16 %, проницаемости – 20–45 % (рис. 3.7). Величина необратимых деформаций зависит от величины эффективного напряжения, типа пород и длительности воздействия нагрузок на породу.

Вусловиях Лянторского месторождения (Западная Си-

бирь) при разработке пласта АС9–11 с депрессией 7–10 МПа необратимое снижение продуктивности скважин за 1,5 года экс-

плуатации может достигать 24–43 %.

В программном комплексе «Техсхема», разработанном в институте СургутНИПИнефть, применена зависимость проницаемости от давления в виде

96

kтр0 – исходная трещинная проницаемость при пластовом давлении, равном боковому горному давлению Рбг, м2.

В процессе снижения пластового давления за счет смыкания трещин и уменьшения kтр снижается общая проницаемость коллектора.

Рис. 3.7. Зависимость необратимого во времени снижения пористости (1) и проницаемости (2) образцов пород пластов группы А Самотлорского и Федоровского месторождений при эффективном давлении 10 МПа

Данные, полученные при гидродинамических исследованиях добывающих скважин Трифоновского месторождения (залежь бобриковского горизонта), подтверждают зависимость проницаемости коллектора и коэффициентов продуктивности скважин от пластового давления (табл. 3.2).

97

Таблица 3.2

Результаты гидродинамических исследований разведочных скважин Трифоновского месторождения [14]

Таким образом, экспериментальные и промысловые данные свидетельствуют о значительном влиянии изменения пластовых и забойных давлений при разработке нефтяных залежей и связанных с этим деформаций коллектора на продуктивноcть добывающих скважин.

3.4. Оценка состояния и фильтрационных характеристик ПЗП

Исследование гидродинамического состояния прискважинных (призабойных) зон продуктивных пластов проводится с целью определения показателей и характеристик этих зон, необходимых для решения вопроса о необходимости или целесообразности проведения на данной скважине геологотехнических мероприятий, направленных на восстановление или увеличение ее производительности. К таким показателям

98

относятся, в первую очередь, размеры ПЗП и соотношение проницаемостей горных пород в указанной зоне и в более удаленной части пласта.

Приток пластовых флюидов (нефти, газа, воды) в добывающую скважину происходит по всем радиальным направлениям от границ зоны дренирования продуктивного пласта. Гидравлические сопротивления при движении пластовых флюидов в пористой среде по мере приближения к скважине увеличиваются. Большая часть общего перепада давления (разницы между пластовым и забойным давлением), под действием которого происходит фильтрация флюида, тратится на зону пласта вокруг скважины с размерами по радиусу, составляющими несколько метров. Проницаемость этой зоны по разным причинам может в той или иной степени отличаться от проницаемости удаленной части пласта, чаще всего в меньшую сторону. Влияние изменения проницаемости, по сути – гидродинамического состояния ПЗП, на приток нефти (или флюида другого состава) в скважину можно оценить, зная размеры и свойства этой зоны, т.е. моделируя ее гидродинамическое состояние.

Состояние призабойной зоны скважины характеризуется показателем, называемым скин-фактор (S). В общем случае этот показатель характеризует состояние ПЗП и гидродинамическое совершенство скважины по степени и характеру вскрытия этой скважиной продуктивного пласта, т.е. S = SПЗП + С, где безразмерная величина C характеризует гидродинамическое совершенство скважины. Применяются различные формулировки скин-фактора. Например, для гидродинамически совершенной скважины при изменененной проницаемости ПЗП, когда S = SПЗП, скин-фактор – это численное значение безразмерной величины S со знаком «+» или «–», характеризующее ухудшение или улучшение проницаемости пород в призабойной скин-зоне и степень такого улучшения или ухудшения. Скин-фактор, равный нулю, характеризует однородный по проницаемости пласт и отсутствие дополнительных потерь

99

давления в ПЗП. Дополнительные потери давления ∆РS могут

определяться в условиях справедливости закона Дарси при плоскорадиальной установившейся фильтрации по формуле (условные обозначения приведены в подразд. 2.1).

где величина S характеризует в общем случае изменение проницаемости горных пород ПЗП и гидродинамическое совершенство скважины.

Скин-фактор можно представить как дополнительное слагаемое в формуле Дюпюи, с помощью которой рассчитывают дебит скважины:

Формулу для определения скин-фактора можно получить при анализе выражения (50). Запишем формулу (50) для разных зон пласта с учетом постоянства расхода (q = const) в этих зонах:

а) для удаленной зоны с проницаемостью k:

б) для призабойной зоны с измененной проницаемостью kПЗП:

100