Full Text

Введение В процессе разработки нефтяных месторождений снижение забойных и пластовых давлений может приводить к изменению фильтрационных свойств продуктивных пластов. Эксплуатация нефтедобывающих скважин зачастую осложняется формированием вблизи забоя зон с ухудшенной проницаемостью – призабойных зон пласта (ПЗП). Причины снижения проницаемости ПЗП могут быть различными: кольматация пустотного пространства технологическими жидкостями при строительстве и подземных ремонтах скважин; деформации коллектора; разгазирование нефти; образование органических и неорганических отложений и др. [1]. При эксплуатации нефтедобывающих 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, в основном вертикальную, нагрузку, под действием которой коллектор деформируется. Упругие и пластические (необратимые) деформации приводят к изменению фильтрационно-емкостных свойств [2]. Качественная и количественная оценка состояния призабойных зон продуктивных пластов осуществляется при обработке кривых восстановления давления (КВД), получаемых в процессе гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах [3–5]. Геолого-физическая характеристика рассматриваемой залежи Объектом исследования является терригенная залежь в бобриковских отложениях Уньвинского нефтяного месторождения, при освоении которого выделены турнейско-фаменские (Т-Фм), бобриковские (Бб), тульские (Тл2-а), башкирско- Таблица 1 Геолого-физическая характеристика бобриковской залежи Параметр Значение Средняя глубина залегания, м 2194 Нефтенасыщенная толщина пласта, м 10,4 Пористость, % 17 Плотность пластовой нефти, кг/м3 752 Динамическая вязкость пластовой нефти, мПа·с 1,16 Газосодержание, м3/т 101,6 Давление насыщения, МПа 14,22 Начальное пластовое давление, МПа 22,9 серпуховские (Бш-Срп), верейские (В3, В4) продуктивные пласты. В статье приводятся результаты анализа данных исследований, характеризующих изменение состояния ПЗП добывающей скв. 364, эксплуатирующей пласт Бб на Палашерском поднятии. Геолого-физическая характеристика залежи приведена в табл. 1. Промышленная разработка объекта началась в 1982 г. Система поддержания пластового давления организована в 1986 г. В начальный период разработки залежи пластовое давление снижалось, и к началу 1989 г. его величина составила 18,5 МПа. В последующий период разработки залежи, за счет интенсификации системы поддержания пластового давления (ППД), происходила его стабилизация. К началу эксплуатации скв. 364 (1996 г.) среднее пластовое давление по залежи составляло около 18 МПа. Обработка результатов гидродинамических исследований Для оценки состояния призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации скв. 364 проанализированы данные гидродинамических исследований за период с мая 2001 по март 2008 г. при фонтанной эксплуатации скважины. В течение рассматриваемого периода на скважине проводились гидродинамические исследования на неустановившихся режимах. Полученные кривые восстановления дав- Рис. 1. Обработка КВД методом касательной Рис. 2. Обработка КВД для скв. 364 методом произведения Таблица 2 Исходные данные для КВД Параметр Значение Время измерений, мин 0 10 14 20 28 36 40 44 48 89 149 209 389 Давление на забое, МПа 15,65 15,79 15,80 15,81 15,86 15,92 15,98 16,05 16,09 16,37 16,45 16,48 16,49 ления обработаны методами касательной, произведения, детерминированных моментов давления (ДМД) с определением пластового давления, проницаемости удаленной и призабойной зон, радиуса (размеров) ПЗП [6]. В качестве примера на рис. 1–2 приведена обработка кривой восстановления давления, полученной в мае 2007 г. (табл. 2). При обработке данных по методу касательной [7, 8] проницаемость удаленной зоны составила 0,718 мкм2, скин-фактор равен 2,453, что указывает на ухудшенное состояние призабойной зоны. Диагностический признак по методу ДМД [5, 9] имел значение 2,75, с учетом этого установлена проницаемость призабойной зоны, равная 0,259 мкм2. Пластовое давление, определяемое по методу произведения [10, 11], составило 16,51 МПа (рис. 2). По полученным значениям размеров и проницаемости призабойной зоны вычислена эффективная проницаемость коллектора с учетом его зональной неоднородности [12, 13]: (1) где rк, rпзп – радиусы соответственно контура питания и ПЗП; kузп, kпзп – проницаемость удаленной и призабойной зон пласта. Оценка состояния призабойной зоны скважины Результаты обработки КВД и показатели эксплуатации скважины представлены в табл. 3. В период с 16.05.2001 по 22.04.2005 г. пластовое давление постепенно снижалось с 18,02 до 17,57 МПа, забойное давление увеличилось на 0,94 МПа. Депрессия на пласт уменьшилась в 2,65 раза – с 2,23 до 0,84 МПа, при этом коэффициент продуктивности скважины в течение двух лет увеличивался, что косвенно, с учетом изменения скин-фактора, указывает на постепенную очистку ПЗП от кольматирующего вещества в виде твердой и (или) жидкой фаз, привнесенного в пласт на стадиях строительства и освоения скважины. В 2005 г. пластовое давление составило около 77 % от начального давления в залежи. Продолжающийся процесс снижения Pпл и начавшееся снижение забойного давления сопровождались существенным уменьшением коэффициента продуктивности. С учетом данных об изменении коэффи- Таблица 3 Показатели эксплуатации и результаты обработки КВД скв. 364 Показатель 16.05.01 05.09.02 17.04.03 22.04.05 22.09.06 18.05.07 03.03.08 Дебит жидкости Qж, м3/сут 116,9 105,2 122,9 60,1 50,8 45 40,7 Забойное давление Рзаб, МПа 15,79 16,03 16,12 16,73 16,43 15,65 14,97 Пластовое давление Рпл, МПа 18,02 17,81 17,55 17,57 17,24 16,51 15,78 Депрессия, МПа 2,23 1,78 1,43 0,84 0,81 0,86 0,81 Коэффициент продуктивности Кпрод, м3/ (сут·МПа) 52,6 59,2 85,9 71,6 62,7 52,3 50,3 Относительное изменение коэффициента продуктивности 1 1,125 1,643 1,360 1,192 0,995 0,955 Проницаемость пласта в удаленной зоне kузп, мкм2 1,540 1,045 0,952 0,901 0,783 0,718 0,578 Проницаемость пласта в прискважинной зоне kПЗП, мкм2 – – – – 0,409 0,259 0,169 Размеры прискважинной зоны rПЗП, м – – – – 21 23 28 Эффективная проницаемость kэф, мкм2 – – – – 0,482 0,322 0,211 Скин-фактор s 3,1 1,43 –0,6 –0,096 0,697 2,453 2,941 Рис. 3. Зависимость относительного коэффициента продуктивности от скин-фактора циентов продуктивности при снижении Pпл и Pзаб, приведенных в работах [14, 15], изменение показателей работы сква-жины может быть связано с проявлением деформаций пласта, особенно в его прискважинной зоне. Такой вывод основывается на следующем: 1. В течение всего анализируемого периода пластовое и забойное давления превышали Pнас, что исключило влияние газовой фазы на изменение фильтрационных характеристик пласта. 2. В течение этого периода на скважине не менялся способ эксплуатации и не проводились подземные ремонты, поэтому технологические жидкости не поступали в продуктивный пласт и не кольматировали ПЗП. Рис. 4. Зависимость скин-фактора от забойного давления 3. Обводненность продукции скважины составляла не более 5 %, т.е. данный фактор не оказывал заметного влияния на коэффициент продуктивности. 4. Динамика изменения скин-фактора в 2005–2008 гг. (см. табл. 3) указывает на снижение проницаемости пласта в ПЗП (рис. 3, 4). 5. Снижение депрессии на пласт в 2001–2003 гг. сопровождалось увеличением коэффициента продуктивности скважины при снижении проницаемости пород в удаленной части пласта (по данным КВД), что явно указывает на очистку ПЗП от кольматанта и на отсутствие процесса естественной кольматации, связанной с фильтрацией пластовых флюидов (отсутствие привноса кольматанта из пласта в ПЗП). 6. Процесс существенного снижения проницаемости ПЗП, коэффициента продуктивности и увеличения скин-фактора начался при снижении пластового давления более чем на 20 % по отношению к его начальному значению, что согласуется с результатами анализа, приведенными в работе [1]. Заключение Анализ результатов, полученных при обработке КВД, приводит к следующим выводам: – снижение пластовых и забойных давлений при разработке бобриковской залежи нефти Уньвинского месторождения сопровождается уменьшением проницаемости горных пород, коэффициентов продуктивности добывающих скважин и повышением степени зональной неоднородности пласта по проницаемости; – основным фактором, определяющим процесс снижения коэффициента продуктивности скважин при пластовых и забойных давлениях, превышающих Pнас, являются деформации коллектора.

About the authors

Artem Aleksandrovich Erofeev

Author for correspondence.
Email: erofeev.a@bk.ru
614990, Perm, Komsomolsky ave., 29

assistant, Department for oil and gas technologies, Perm National Research Polytechnic University

Viktor Antonovich Mordvinov

Email: erofeev.a@bk.ru
614990, Perm, Komsomolsky ave., 29

candidate of technical sciences, docent, professor, Department for oil and gas technologies, Perm National Research Polytechnic University

References

Statistics

Views

Abstract - 241

PDF (Russian) - 40

Refbacks

• There are currently no refbacks.