книги / Управление продуктивностью скважин
..pdf
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
Месторожде- |
|
Тип |
Динамическая |
Прони- |
Залежь |
вязкость, |
цаемость, |
||
ние |
|
коллектора |
мПа·с |
мкм2 |
Гагаринское |
Бш |
Карбонатный |
1,02 |
0,038 |
Чураковское |
Т1 |
Карбонатный |
2,12 |
0,013 |
Софьинское |
Фм1 |
Карбонатный |
4,26 |
0,019 |
Сосновское |
Тл 2-а |
Терригенный |
1,41 |
0,049 |
Чураковское |
Бб1 |
Терригенный |
3,13 |
0,045 |
Степановское |
В3 |
Терригенный |
2,9 |
0,007 |
Чашкинское |
Бб |
Терригенный |
1,41 |
0,251 |
Юрчукское |
Тл-Бб-Мл |
Терригенный |
1,22 |
0,363 |
Шершневское |
Бб |
Терригенный |
3,19 |
0,653 |
Уньвинское |
Бб |
Терригенный |
1,25 |
0,471 |
56
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
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.6 |
|
Геолого-физическая характеристика залежей нефти бобриковского горизонта |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Порис- |
Прони- |
Начальное |
Плотность |
Динами- |
Газосодер- |
Давление |
|
Месторождение |
тость, |
цаемость, |
пластовое |
нефти, |
ческая |
жание |
насыщения, |
|
доли |
мкм2 |
давление, |
кг/м3 |
вязкость |
нефти, м3/т |
МПа |
|
|
|
единицы |
|
МПа |
|
нефти, мПа·с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Логовское |
0,14 |
0,250 |
21,9 |
770 |
3,89 |
96,8 |
11,6 |
|
Сибирское |
0,14 |
0,124 |
24,4 |
730 |
1,22 |
164,6 |
16,2 |
58 |
Чашкинское |
0,16 |
0,251 |
23,7 |
780 |
1,41 |
105,6 |
14,5 |
|
Юрчукское |
0,16 |
0,363 |
22,2 |
769 |
1,22 |
93,2 |
12,4 |
|
Шершневское |
0,18 |
0,653 |
21,1 |
812 |
3,19 |
64,2 |
11,9 |
|
Уньвинское |
0,18 |
0,464 |
23,6 |
745 |
1,25 |
116,3 |
14,5 |
|
им. Архангельского |
0,17 |
0,594 |
20,3 |
839 |
2,39 |
77,5 |
12,6 |
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 со-
ставил 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