книги / Управление продуктивностью скважин

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 уста-

43

навливается факт наличия нефтяной залежи и дается с той или иной мерой достоверности и детальности ее геолого-физиче- ская 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-физиче- ской 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:

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

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.

При практическом применении есть смысл данную классификацию упростить, выделив три группы коллекторов, отличающихся по своей продуктивности (табл. 2.2).

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

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, харак-

47

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 регулиро-

вание 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)

49

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