книги / Управление продуктивностью скважин

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

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:

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;

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],

кчислу 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 ко-

личестве случаев и могут быть учтены заранее, поэтому изучению подлежат, главным образом, послеприток и зональная неоднородность коллектора, связанная с наличием призабойной зоны, проницаемость которой отличается от проницаемости удаленной части пласта.

Между устьем (устьевой задвижкой) и забоем скважины имеется ствол определенного объема. В работающей скважине перед ее закрытием ствол частично или полностью заполнен газожидкостной смесью. После закрытия скважины на устье происходит рост забойного давления и пластовый флюид продолжает поступать в скважину за счет сжатия находящейся

вней газожидкостной смеси. Этот затухающий во времени приток часто называют послеэксплуатационным притоком (послепритоком). По данным работы [2], послеприток значительно искажает форму КВД, затягивая процесс выхода кривой на асимптоту.

Продолжительность затухания послепритока обусловлена

восновном величиной пьезопроводности пласта. Формула для определения пьезопроводности коллектора получена В.Н. Щелкачевым:

где m – коэффициент пористости, доли единицы;

βн, βп – коэффициенты объемного сжатия соответственно нефти (жидкости) и породы, Па–1.

85

Пористость и коэффициенты объемного сжатия, характеризущие упругие свойства жидкости и породы, изменяются в незначительных пределах. Основными параметрами, определяющими значение коэффициента пьезопроводности и продолжительность послепритока, являются проницаемость коллектора и вязкость нефти (жидкости).

Значение проницаемости горной породы в значительной степени определяется структурой пустотного пространства. С точки зрения различий в структуре все горные породы – коллекторы нефти и газа можно разделить на две группы: поровые

итрещинные (трещинно-поровые).

Всоответствии с основными положениями подземной гидромеханики все неустановившиеся процессы, в том числе

ивосстановление давления в коллекторах трещинного и тре- щинно-порового типа, протекают с неким отставанием по сравнению с процессами в поровом коллекторе [32]. Данная особенность учитывается коэффициентом запаздывания τ,

который имеет размерность времени и характеризует отставание процесса перераспределения давления в трещинно-поро- вой среде; это перераспределение объясняется обменом жидкостью между системой поровых блоков и системой трещин. Отмеченная особенность коллекторов трещинного и трещиннопорового типа приводит к увеличению продолжительности послепритока и усложнению процесса восстановления давления.

Вязкость пластовой нефти месторождений Пермского края изменяется в широких пределах – от 0,91 мПа·с (бобриковская залежь Уньвинского месторождения, Юго-Восточное поднятие) до 87,1 мПа·с (турнейские объекты разработки месторождений Ножовской группы). Вязкость пластовой нефти оказывает значительное влияние на фильтрационные процессы: увеличение вязкости снижает подвижность флюида, замедляет затухание послепритока и увеличивает продолжительность восстановления давления.

86

Если продолжительность процесса восстановления давления при исследовании скважины оценивать по формуле [13]

где R – радиус зоны дренирования пласта скважиной, то, при прочих равных условиях, зависимость между временем восстановления давления и вязкостью будет прямо пропорциональной: увеличение вязкости в два раза приведет к двухкратному увеличению времени Т. Таким образом, к основным факторам, влияющим на форму КВД, можно отнести вязкость нефти и структуру пустотного пространства коллектора.

Известно, что к коллекторам порового типа принято относить терригенные горные породы (песчаники), а к трещинным и трещинно-поровым – карбонатные (известняки, доломиты). В связи с этим целесообразно при обработке КВД выделить группы объектов разработки, отличающиеся по признакам, которые приведены в табл. 3.1.

3.2.Влияние состава и свойств пластовых флюидов на фильтрационную характеристику ПЗП

Фильтрационная характеристика ПЗП определяется, прежде всего, значением проницаемости. Состав и свойства пластовых флюидов не оказывают существенного влияния на аб-

87

солютную проницаемость горных пород, однако при расчете производительности скважины в формулу (31) подставляется значение фазовой проницаемости горной породы по жидкости. Фазовая проницаемость зависит от количественного соотношения фаз в поровом пространстве горной породы.

Одной из причин изменения коэффициента фазовой проницаемости ПЗП по нефти является обводнение продукции. Физически это связано с изменением относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды в пористой среде. На рис. 3.1 приведены зависимости относительных фазовых проницаемостей по нефти Kн, по воде Kв и суммарной – Kн+в. Как видно из представленных зависимостей, при совместной фильтрации нефти и воды сумма относительных проницаемостей Kн + Kв существенно отличается от 1. Проницаемость напрямую определяет величину коэффициента продуктивности, поэтому изменение относительных проницаемостей приводит к соответствующему изменению этого коэффициента. Исследования скважин на стационарных режимах, проведенные на различных нефтяных месторождениях, позволили построить зависимость относительного коэффициента продуктивности от обводненности продукции [28]. На рис. 3.2 приведена указанная зависимость для Талинского нефтяного месторождения. Максимальное значение коэффициента продуктивности соответствует случаям поступления в скважину либо безводной нефти, либо воды. По мере обводнения продукции относительный коэффициент продуктивности снижается до определенной величины обводненности продукции, после достижения которой он возрастает. Такой характер изменения относительного коэффициента продуктивности качественно полностью согласуется с характером изменения суммы относительных проницаемостей (см. рис. 3.1). Таким образом, обводнение продукции скважин сопровождается изменением коэффициента продуктивности, что необходимо учитывать при расчетах технологических процессов добычи нефти.

88

Исследованиями фильтрации при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-двух- и трехфазное движение [31]. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 3.3).

Рис. 3.3. Области распространения одно-, двух- и трехфазного потоков

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые на диаграмме ограничивают возможные области одно-, двух-, и трехфазного потоков.

90