Изменение свойств призабойной зоны скважины в процессе разработки бобриковской залежи Уньвинского месторождения

  • Авторы: Ерофеев А.А.1, Мордвинов В.А.1
  • Учреждения:
    1. Пермский национальный исследовательский политехнический университет
  • Выпуск: № 5 (2012)
  • Страницы: 57-62
  • Раздел: Статьи
  • URL: https://ered.pstu.ru/index.php/geo/article/view/1070
  • Цитировать

Аннотация


Приведены результаты исследования процесса изменения свойств и размеров призабойной зоны пласта (ПЗП) на примере добывающей скважины Уньвинского нефтяного месторождения, эксплуатирующей терригенный коллектор. Установлено, что при эксплуатации нефтедобывающей скважины снижение забойных и пластовых давлений может приводить к существенному изменению фильтрационных свойств продуктивного пласта. Качественная и количественная оценка состояния призабойной зоны пласта осуществлялась при обработке кривых восстановления давления (КВД), получаемых в процессе гидродинамических исследований (ГДИ) скважины на неустановившихся режимах. Показано влияние различных причин на изменение проницаемости коллектора в ПЗП путем совместного анализа данных гидродинамических исследований и геолого-промысловой информации. Проанализированы данные гидродинамических исследований скважины за период с мая 2001 г. по март 2008 г. Приведен пример обработки полученной в мае 2007 г. КВД несколькими методами с целью комплексной оценки состояния ПЗП. В анализируемый период при изменении пластового и забойного давлений состояние ПЗП также изменялось и характеризовалось различными значениями проницаемости удаленной и призабойной зон пласта. Причиной ухудшения состояния призабойной зоны в заключительный период следует считать деформации коллектора, вызванные снижением забойного и пластового давлений, которое приводит к уменьшению проницаемости горных пород, коэффициентов продуктивности добывающих скважин и повышению степени зональной неоднородности пласта по проницаемости. Ухудшение состояния призабойной зоны, выявленное по методу касательной и детерминированных моментов давления с определением скин-фактора и диагностического признака соответственно, существенно повлияло на продуктивность скважины.


Полный текст

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.

Об авторах

Артем Александрович Ерофеев

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: erofeev.a@bk.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

ассистент кафедры нефтегазовых технологий Пермского национального исследовательского политехнического университета

Виктор Антонович Мордвинов

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Email: erofeev.a@bk.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

кандидат технических наук, доцент, профессор кафедры нефтегазовых технологий Пермского национального исследовательского политехнического университета

Список литературы

  1. Назаров А.Ю. Влияние изменения пластового давления на показатели разработки нефтяной залежи: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Пермь, 1996. – 20 с.
  2. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 52–57.
  3. РД 39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля и разработки нефтяных месторождений. – М., 1991. – 541 с.
  4. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. – М.: Гостоптехиздат, 1960. – 319 с.
  5. Horner D.R. Pressure build-up in wells // Proceedings, Third World Pet. Congress. – 1951. – Sect. II. – P. 503–521.
  6. Ерофеев А.А., Пономарева И.Н., Турбаков М.С. Оценка условий применения методов обработки кривых восстановления давления скважин в карбонатных коллекторах // Инженер-нефтяник. – 2011. – № 3. – С. 12–15.
  7. Пономарева И.Н., Савчик М.Б., Ерофеев А.А. Условия применения скин-фактора для оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 114–115.
  8. Шагиев Р. Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998. – 304 с.
  9. Earlaugher R.C. Jr., Kerch K.M. Analysis of short-time transient test data by type-curve matching // J. Pet. Tech. – 1974. – № 26. – P. 793–800.
  10. Ерофеев А.А., Пономарева И.Н., Мордвинов В.А. К определению пластового давления при гидродинамических исследованиях скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 98–100.
  11. Pollard P. Evaluation of acid treatments from pressure buildup analysis // Petroleum Technology. – 1959. – № 3. – P. 38–43.
  12. Басниев К.С. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 415 с.
  13. Чодри А. Гидродинамические исследования нефтяных скважин: пер. с англ. – М.: Премиум Инжиниринг, 2011. – 687 с.
  14. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. Изменение продуктивности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 120–122.
  15. A new set of type curves simplifies well test analysis / D. Bourdet [et al.] // World oil. – 1983. – May. – P. 95–106.

Статистика

Просмотры

Аннотация - 235

PDF (Russian) - 40

Ссылки

  • Ссылки не определены.

© Ерофеев А.А., Мордвинов В.А., 2012

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах