Блок 1.

Метод уменьшения забойного давления добывающих скважин.

Методы управления — это все виды технологического воздействия на объекты, не связанные с изменением системы разработки и направленные на повышение эффективности разработки месторождения:

1) Увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления.

2) Воздействие на призабойную зону скважин (управление продуктивностью) с целью интенсификации притока (приемистости) - гидравлический разрыв пласта, зарезка боковых стволов, кислотные обработки и т.д.

3) Отключение высокообводненных скважин.

4) Повышение забойного давления нагнетательных скважин;

5) бурение дополнительных добывающих скважин (в рамках резервного фонда) или возврат скважин с других горизонтов.

И другие…

При оценке резерва в забойном давлении следует учитывать физические процессы, протекающие в пласте (в первую очередь в околоскважинных зонах), такие как деформационные, рост газонасыщенности и др.

Оценка добывных возможностей скважин с учетом техногенных процессов (первичных и при отклонении от закона Дарси)

1. Оценка добывных возможностей скважин при снижении забойного давления (в случае линейной индикаторной линии).

Для радиальной фильтрации по закону Дарси существует формула Дюпюи.

(1)

где коэффициент пропорциональности между дебитом и депрессией называют коэффициентом продуктивности скважины,

k – проницаемость системы “пласт-флюид”, определенная при геофизических исследованиях кернового материала при начальных пластовых условиях (начальное пластовое давление и водонасыщенность пласта, равная S_св.). Rк – радиус влияния скважины (при отсутствии данных – половина расстояния между скважинами).

2. Необходимо оценить фактический коэффициент продуктивности скважины. Обычно Это связано с тем, что при возбуждении пласта скважиной протекают первичные техногенные процессы (даже на малых депрессия), приводящие к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений.

Первичные техногенные процессы, протекающие в околоскважинных зонах:

1. проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины;

2. проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины;

3. деформация пород на забое скважины при бурении;

Кроме того, большинство скважин несовершенны по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта, поэтому приток происходит через перфорационные отверстия, а не по всей боковой поверхности скважины.

При протекании первичных техногенных процессов возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, приводящие к снижению дебита. Т.к. эти сопротивления зависят от очень большого числа факторов, аналитически их оценить невозможно. Их учитывают введением параметра S, который называют скин-фактор. S определяется по результатам гидродинамических исследований скважин методом последовательной смены установившихся отборов.

(2)

(3)

Если фактический коэффициент продуктивности достаточно высокий и небольшое снижение забойного давления может привести к существенному приросту дебита скважины, то снижение забойного давления как метод управления разработкой оправдано.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 15 м³/(сут·МПа), то снижение забойного давления даже на 5 атм. приводит к увеличению дебита на целых 7.5 м³/сут.

Снизить забойное давление возможно при изменении режимов и типоразмеров скважинного оборудования в базовом варианте компоновки. Для этого необходимо знать методики подбора варианта компоновки по основным способам эксплуатации. Это одна из задач, которыми мы будем заниматься на семинарах.

Если фактический коэффициент продуктивности низкий, данный метод управления не является эффективным.

2. Оценка добывных возможностей скважин при отклонениях от закона дарси

I. Влияние деформационных процессов.

1. Если Рпл>Рнас и Рз>Рнас то при снижении забойного давления в пластах могут протекать деформационные процессы, а при уменьшении забойного давления ниже Р_нас имеет место комплексное влияние деформационных процессов и роста газонасыщенности.

При протекании деформационных процессов пористость и проницаемость изменяются при изменении эффективного давления.

2. Рассмотрим случай, когда зависимость проницаемости от изменения эффективного давления при разработке экспоненциальная:

(1)

В этом случае оценку дебита предлагается проводить на основе средней по давлению проницаемости (Горбунов А.Т., Добрынин В.М. и др.):

(2)

В случае экспоненциальной зависимости

(3)

(4)

коэффициент снижения проницаемости определяется на основе геофизических исследований кернового материала (гидравлический обжим керна).

В специальной литературе формула (4) известна как модель притока в карбонатных коллекторах (для запасов в терригенных коллекторах деформационными процессами раньше пренебрегали). Сегодня известны месторождения, сложенные рыхлыми слабосцементированными породами с повышенным содержанием глинистой составляющей. Потому пренебрегать деф. процессами ни в коем случае нельзя. В некоторых случаях существует критическая депрессия, не связанная с ростом газонасыщенности, превышение которой приводит к снижению дебита.

3. Уточнить значения можно по данным гидродинамических исследований скважин (ГДИС) методом последовательной смены установившихся отборов (ПСУО):

(5)

- результаты ГДИС.

Перебирая значения и вычисляяF, можно уточнить значение :

(* - означает искомое значение )

4. Уравнение притока при протекании деформационных процессов:

(6)

При этом индикаторная линия является выпуклой к оси дебитов.

Рисунок 1. Аппроксимация испытаний различными уравнениями притока.

P.S. K_пр0 (в соответствии с формулой (4 )) при линейной аппроксимации результатов испытаний занижается. Однако прогнозное значение дебита не соответствует фактическим при увеличении депрессии. Понятии (коэффициент продуктивности скважины при нелинейной модели притока исчезает).

Если известны результаты испытаний на низких депрессиях и ошибка линейного тренда невелика (но все же больше, чем при нелинейной аппроксимации), то необходимо продолжить испытания и проводить аппроксимацию нелинейной зависимостьюпараметры линейного тренда оцениваются после линеаризации.

Y=A+BX

5. При исследовании кернового материала могут быть получены и более сложные зависимости k(p)

Лабораторные исследования на образцах керна

Рисунок 2. -Результаты опытов относительного изменения проницаемости от эффективного давления: 1, 2 – чистые песчаники; 3,4 – глинистые песчаники

3 и 4 экспоненты имеют очень низкую точность оценки результатов исследований кернового материала, поскольку на самом деле зависимости более сложные

Рисунок 3. - Зависимость k/k0 от внутрипорового давления для образца пород-коллекторов месторождения Хасси-Мессауд, скв. № 290

Рисунок 4. -Зависимость k/k0 от эффективного давления, скв. № 8, образец 222, месторождения Тенгиз (виден гистерезис проницаемости).

В этом случае деформационные процессы сопровождаются необратимыми потерями ФЕС – разрушение глинистого цемента, смыкание трещин, разбухание глинистых частиц при закачке пресной воды.

Влияние зависимостей, приведенных на рис. 3 и 4, приводят к снижению добывных возможностей скважин с ростом депрессии в определенных пределах. В этом случае индикаторные линии имеют вид подковы, т.е. существует критическая депрессия, превышение которой приводит к снижению дебита.

Рисунок 5. - Индикаторные диаграммы скважин пласта ВК1 Каменной площади Красноленинского месторождения

Естественно, что рассчитать индикаторную линию в случае уменьшения дебита при осреднении проницаемости по давлению нельзя, т.к. интеграл не убывает.

Р.S. Снижение дебита с ростом депрессии можно получить при гидродинамическом моделировании по специальным методикам проведения расчетов.

Замечание

Построение прогнозных индикаторных линий в случае отклонений от закона Дарси обычно производится методом последовательной смены стационарных состояний (ПССС).

При этом задается шаг по депрессии (на практике обычно 0.5 МПа) и для каждого среднего давления рассчитываются проницаемость по нефти или (если необходимо) относительная фазовая проницаемость по нефти. Шаг позадается таким, чтоPVT свойства и ФЕС можно определять при среднем давлении. Например, при Рпл=15 МПа рассчитывается k_н от 14.75 МПа, далее от 14,25 и т.д.

Далее при каждом приращении депрессии рассчитывается приращение дебита по формуле Дюпюи.

Естественно, что приращение дебита на каждом шаге приращения депрессий снижается (выпуклая к оси дебитов индикаторная линия.).