Полный текст

Введение Объектом исследования являются залежи нефти в бобриковских отложениях месторождений Верхнего Прикамья. Цель работы – повышение эффективности разработки и эксплуатации нефтяных месторождений путем прогнозирования коэффициентов продуктивности для залежей с высокой газонасыщенностью пластовой нефти при изменении пластовых и забойных давлений. При снижении забойных давлений в скважинах ниже давления насыщения нефти газом происходит снижение их коэффициентов продуктивности [1–7] и дебитов [8] из-за деформационных процессов [9, 10] и выделения в свободную фазу растворенного в нефти газа [11–14]. Для месторождений с высокой газонасыщенностью нефти особый интерес представляет вопрос о степени влияния на величину изменения фактических коэффициентов продуктивности скважин дегазирования пластовой нефти и изменения проницаемости коллектора за счет его деформации в отдельности в области с забойными давлениями ниже давления насыщения. Сведения об объекте исследования Нефтяные месторождения на севере и северо-востоке Пермского края (Верхнее Прикамье) территориально приурочены в основном к площади распространения Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС). Залежи нефти и растворенного нефтяного газа установлены в отложениях среднего и нижнего карбона, а также в верхней части девонской системы. Легкие и средней плотности пластовые нефти месторождений Верхнего Прикамья характеризуются низкими значениями вязкости, высоким и средним газосодержанием, повышенными значениями давления насыщения газом. Диапазон изменения показателей, определяющих геолого-физическую характеристику бобриковских объектов Верхнего Прикамья [5, 15, 16], можно оценить по таблице. Прогнозирование коэффициентов продуктивности скважин в области с забойными давлениями выше давления насыщения нефти газом Влияние деформационных процессов на динамику коэффициента продуктивности скважины можно оценить с помощью зависимости Кпрод = Кпрод0 е–αд × (Рпл0 – Рпл), (1) где Кпрод0 – коэффициент продуктивности при начальном пластовом давлении Рпл0, м3/(сут·МПа); αд – коэффициент, учитывающий изменение коэффициента продуктивности в результате деформационных процессов, МПа–1; Рпл – текущее пластовое давление, МПа. Влияние деформаций на проницаемость коллектора проявляется главным Геолого-физическая характеристика бобриковских объектов Месторождение Динамическая вязкость пластовой нефти, мПа·с Газосодержание, м3/т Пористость, доли ед. Проницаемость, мкм2 Давление насыщения нефти газом, МПа Начальное пластовое давление, МПа Логовское 3,89 96,8 0,14 0,250 11,56 21,95 Сибирское 1,22 164,6 0,14 0,222 16 24,4 Чашкинское 1,41 105,6 0,16 0,251 14,5 23,7 Юрчукское 1,22 93,2 0,16 0,363 12,41 22,2 Шершневское 3,19 64,2 0,18 0,653 11,94 21,1 Уньвинское 1,25 116,3 0,18 0,471 14,51 23,6 им. Архангельского 2,39 77,5 0,17 0,594 12,6 20,3 Рис. 1. Зависимость коэффициента αд от проницаемости для бобриковских объектов Шершневского и Уньвинского месторождения образом в прискважинных зонах пласта (ПЗП), где имеет место наиболее значительное снижение давления в поровом пространстве и трещинах горных пород вплоть до забойного (Рзаб). При наличии контролирующих приток жидкости в скважину трещин частичное или полное их смыкание в процессе снижения давления происходит, в первую очередь, непосредственно у стенки скважины. В связи с этим формула (1) записана в виде Кпрод = Кпрод0 е–αд × (Рпл0 – (Рпл + Рзаб)/2). (2) При исследовании изменения Кпрод при Рзаб выше давления насыщения нефти газом (Рнас) в терригенных коллекторах выделяется группа скважин (до 20 % от общего числа), для которых наблюдается высокий темп снижения Кпрод, превышающий средние значения в несколько раз (рис. 1). Очевидно, что динамика изменения коэффициента αд существенно зависит от наличия систем трещин в ПЗП и с увеличением проницаемости возрастает. При забойных давлениях ниже Рнас доля скважин с темпом снижения продуктивности, существенно отличным от основной группы, уменьшается до 5–7 %. При анализе промысловых данных для нефтяных месторождений Верхнего Прикамья получены следующие значения коэффициентов αд в формуле (2) для бобриковских отложений [16]: – скважины с проявлением трещиноватости коллектора в околоскважинных зонах пласта (трещинно-поровый тип коллектора) αд = 0,724 + 0,12lnk при k = 0,02–0,65 мкм2; (3) – для скважин с поровым типом коллектора αд = 0,213 + 0,033lnk при k = 0,01–1,27 мкм2. (4) При анализе зависимостей (3) и (4) можно отметить, что с увеличением проницаемости коллектора в зоне дренирования скважины степень снижения ее продуктивности увеличивается при снижении забойного давления, т.е. коллекторы, обладающие повышенной проницаемостью, деформируются как в абсолютном, так и в относительном значении сильнее при снижении забойных и пластовых давлений, чем низкопроницаемые. Например, средний коэффициент αд для добывающих скважин бобриковского объекта Шершневского месторождения, оцененный по (4), превышает на 20 % его значение для скважин того же объекта Сибирского месторождения. Также стоит отметить, что при снижении забойных давлений до давления насыщения нефти газом коэффициенты продуктивности добывающих скважин бобриковских месторождений Верхнего Прикамья снижаются на 50–60 % от первоначальной величины. Прогнозирование коэффициентов продуктивности скважин в области с забойными давлениями ниже давления насыщения нефти газом Зависимость Кпрод при снижении забойного давления ниже давления насыщения может быть определена по формуле В.Д. Лысенко [17–19]: Кпрод = Кпрод0г е–α1× (Рнас – Рзаб), (5) где Кпрод0г – коэффициент продуктивности при Рзаб = Рнас; α1 – коэффициент, учитывающий влияние деформаций и свободной газовой фазы. Выполнена оценка значений коэффициентов α1 в формуле (5) по промысловым Рис. 2. Зависимость коэффициентов α1 и α2 от проницаемости для бобриковского объекта Шершневского месторождения данным для месторождений Верхнего Прикамья для бобриковских отложений: α1 = 0,273 + 0,00019Г – 0,014lnk, (6) где Г – газосодержание пластовой нефти, м3/т (при изменении от 60 до 165 м3/т); k – коэффициент проницаемости, мкм2 (при изменении от 0,001 до 0,6 мкм2). С увеличением проницаемости коллектора значения коэффициента α1 снижаются, при увеличении газосодержания пластовой нефти – увеличиваются (рис. 2). Иными словами, с увеличением газосодержания темп снижения продуктивности скважин увеличивается, а темп восстановления продуктивности снижается. На основании полученных зависимостей разработан и апробирован программный продукт для прогнозирования продуктивности скважин и основных технологических показателей разработки нефтяных залежей [20, 21]. Исходя из приведенных выше уравнений в области ниже Рнас усиливается роль влияния дегазирования пластовой нефти со снижением забойного давления, при этом чем больше газосодержание пластовой нефти, тем больше влияние выделившегося из нефти газа на коэффициент продуктивности. Для скважин Шершневского месторождения выполнена оценка влияния деформаций и выделившегося из нефти газа на коэффициенты продуктивности скважин при снижении забойных давлений ниже давления насыщения (рис. 3). Рис. 3. Степень влияния деформационных процессов и свободного газа на коэффициент продуктивности скважин бобриковского объекта Шершневского месторождения при Рзаб < Рнас При этом расчетная величина, учитывающая влияние деформаций, определена по формуле (2) с коэффициентом αд, полученным по фактическим данным в области с Рзаб > Рнас (уравнение (4)), расчетная величина, учитывающая влияние выделившегося газа, определена в соответствии с фактической зависимостью относительной фазовой проницаемости (ОФП) пласта по нефти от газосодержания. В соответствии с рис. 3 влияние деформаций на коэффициент продуктивности в области с Рзаб < Рнас постепенно снижается; при забойном давлении, равном 0,62 от давления насыщения, степень влияния деформаций и выделившегося газа примерно одинакова; при забойном давлении менее 0,3 от давления насыщения на коэффициент продуктивности оказывает основное влияние выделившийся из нефти газ. Заключение 1. Степень снижения коэффициентов продуктивности добывающих скважин залежей нефти в бобриковских отложениях месторождений, приуроченных к территории распространения Верхнекамского месторождения калийных солей, при снижении пластовых и забойных давлений до Рнас возрастает с увеличением проницаемости коллектора. 2. При снижении забойных давлений до давления насыщения нефти газом коэффициенты продуктивности скважин рассмотренных объектов снижаются на 50–60 % от первоначальной величины. 3. Влияние деформаций на коэффициенты продуктивности добывающих скважин Шершневского месторождения в области с Рзаб < Рнас постепенно снижается; при забойном давлении, равном 0,62 от давления насыщения, степень влияния деформаций и выделившегося газа примерно одинакова; при забойном давлении менее 0,3 от давления насыщения на коэффициент продуктивности оказывает основное влияние выделившийся из нефти газ.

Об авторах

Владимир Валерьевич Поплыгин

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

кандидат технических наук, доцент кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета

Ирина Сергеевна Поплыгина

Email: poplygin@bk.ru
614990, г. Пермь, Советской армии, 29

инженер 2-й категории филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 255

PDF (Russian) - 61

Ссылки

• Ссылки не определены.