Влияние состава и свойств пластовых флюидов

Обшие положения

В зоне нескольких метров вокруг скважины действуют основные фильтрационные сопротивления движению флюидов. Поэтому даже незначительное ухудшение фильтрационных свойств коллектора в этой зоне сопровождается существенным уменьшением продуктивности скважин. Фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта могут быть определены по данным гидродинамических исследований скважины при неустановившихся режимах.

Обработка кривых восстановления давления (КВД), получаемых при проведении указанных исследований, позволяет 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:

(1)

(2)

В формулах (1), (2)

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;

rпр – приведенный радиус скважины, м;

∆Рt – изменение давления на забое скважины за время t, Па.

Кривая восстановления давления, перестроенная в полулогарифмических координатах (∆Рt; lnt), 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 уравнением упругого режима. К числу 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 количестве 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 в ней газожидкостной смеси. Этот затухающий во времени приток часто называют после эксплуатационным притоком (послепритоком), который значительно искажает форму КВД, затягивая процесс выхода кривой на асимптоту.

Продолжительность затухания послепритока обусловлена в основном величиной пьезопроводности пласта. Формула для определения пьезопроводности коллектора получена В.Н. Щелкачевым:

(3)

где m – коэффициент пористости, доли единицы;

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

 Пористость и коэффициенты объемного сжатия, характеризующие 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 и трещинные (трещинно-поровые).

В соответствии с основными положениями подземной гидромеханики все неустановившиеся процессы, в том числе и восстановление давления в коллекторах трещинного и трещинно-порового типа, протекают с неким отставанием по сравнению с процессами в поровом коллекторе. Данная особенность учитывается коэффициентом запаздывания τ, который имеет размерность времени и характеризует отставание процесса перераспределения давления в трещинно-поровой среде; это перераспределение объясняется обменом жидкостью между системой поровых блоков и системой трещин. Отмеченная особенность коллекторов трещинного и трещинно-порового 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.

Если продолжительность процесса восстановления давления при исследовании скважины оценивать по формуле

 (4)

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.

Характеристику ПЗП

Деформационные процессы, происходящие в продуктивном пласте при снижении пластовых и забойных давлений, должны находить свое отражение в изменении продуктивной характеристики скважин (их дебитов) и результатах их гидродинамических исследований.

При эксплуатации нефте- и газодобывающих 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 нагрузку, под действием которой поровое пространство деформируется. Упругие и пластические (необратимые) деформации приводят к изменению фильтрационно-емкостных свойств.

Механизм деформации существенно зависит от состава и свойств горных пород. В песчаниках при незначительных эффективных напряжениях имеют место упругие деформации, связанные с уплотнением зерен. Дальнейшее увеличение эффективного напряжения приводит к дроблению минеральных компонентов (зерен кварца и полевого шпата) и пластичному течению цементирующего материала (глиносодержащего вещества и др.) Деформации в известняках отличаются от деформаций песчаника тем, что течению может подвергаться не только цементирующий материал, но и сам скелет. В алевролитовых и сланцевых породах деформации характеризуются признаками, присущими как песчаникам, так и известнякам. В доломитовых породах деформации сопровождаются главным образом макроскопическими разломами.

Наличие необратимой деформации коллекторов при значительном снижении пластового давления установлено при разработке многих месторождений углеводородов. Установлено также, что величина необратимой деформации коллекторов определяется не только величиной снижения пластового давления, но также пале глубиной залегания пласта, литологическим типом пород и длительностью воздействия дополнительных нагрузок на продуктивные отложения.

Вопросам изучения необратимых деформаций и их влияния на фильтрационно-емкостные свойства горных пород и показатели разработки посвящены работы отечественных и зарубежных ученых: К.С. Басниева, В.Д. Викторина, В.С. Войтенко, А.Т. Горбунова, Р.Н. Дияшева, В.М. Добрынина, Ю.П. Желтова, Ю.А. Кашникова, Ф.И. Котяхова, А.П. Крылова, И.Т. Мищенко, А.Ю. Назарова, В.Н. Николаевского, В.Ф. Перепеличенко, В.П. Сонича, Н.А. Черемисина, С.А. Христиановича, В.Н. Щелкачева, F.Р. Charlez, A. Settari, M.A. Andersen, M. Gutierrez, J.P. Johnson, D.W. Rhett и др.

Большинство исследователей при лабораторных испытаниях не учитывали такого важного аспекта изучаемой проблемы, как время выдерживания образцов при повышенных значениях эффективного давления. Программы исследований заключались в постепенном нагружении эффективным давлением образцов горной породы и фиксировании значений изменяющихся параметров. Однако, как показывают эксперименты, пластические свойства образцов керна продуктивных пластов и связанные с ними изменения пористости и проницаемости проявляются, прежде всего, в процессе длительного действия повышенных эффективных напряжений, что характерно для снижения давления в зонах формирования депрессионных воронок и пластового давления в более удаленных зонах пластов.

В значительной части работ, посвященных вопросам влияния деформации горных пород на их проницаемость, используется функция вида

                                       (7)

где ∆Р – разность между текущим и начальным значениями

пластового давления (эффективное напряжение), Па;

α – коэффициент, Па–1;

k 0 – проницаемость при исходном (начальном) пластовом давлении, м2;

k (р) – проницаемость при текущем пластовом давлении, м2.

В функции (7) не учитывается, что изменение проницаемости зависит не только от изменения давления, но и от продолжительности периода времени, в течение которого горная порода находится по действием эффективного напряжения.

Выполненные экспериментальные исследования показали, что фильтрационно-емкостные свойства образцов горных пород существенно изменяются в процессе длительного действия повышенных эффективных напряжений. Максимальная интенсивность деформации образцов происходит в течение первых 200–250 ч, затем резко снижается. Общее снижение пористости составило 10–16 %, проницаемости – 20–45 % (рис.7). Величина необратимых деформаций зависит от величины эффективного напряжения, типа пород и длительности воздействия нагрузок на породу.

В условиях Лянторского месторождения (Западная Сибирь) при разработке пласта АС9–11 с депрессией 7–10 МПа необратимое снижение продуктивности скважин за 1,5 года эксплуатации может достигать 24–43 %.

В программном комплексе «Техсхема», разработанном в институте СургутНИПИнефть, применена зависимость проницаемости от давления в виде

 (48)

где kобщ – общая проницаемость, м2;

kпор – проницаемость поровой матрицы, м2;

βт – коэффициент сжимаемости трещин, Па–1;

kтр0 – исходная трещинная проницаемость при пластовом давлении, равном боковому горному давлению Рбг, м2.

В процессе снижения пластового давления за счет смыкания трещин и уменьшения kтр снижается общая проницаемость коллектора.

Рис. 7. Зависимость необратимого во времени снижения пористости (1) и проницаемости (2) образцов пород пластов группы А Самотлорского и Федоровского месторождений при эффективном давлении10 МПа.

Данные, полученные при гидродинамических исследованиях добывающих скважин Трифоновского месторождения (залежь бобриковского горизонта), подтверждают зависимость проницаемости коллектора и коэффициентов продуктивности скважин от пластового давления (табл. 3.2).

Таким образом, экспериментальные и промысловые данные свидетельствуют о значительном влиянии изменения пластовых и забойных давлений при разработке нефтяных залежей и связанных с этих деформаций коллектора на продуктивность добывающих скважин.

 

 

 

Характеристик ПЗП

Исследование гидродинамического состояния прискважинных (призабойных) зон продуктивных пластов проводится с целью определения показателей и характеристик этих зон, необходимых для решения вопроса о необходимости или целесообразности проведения на данной скважине геологотехнических мероприятий, направленных на восстановление или увеличение ее производительности. К таким показателям относятся, в первую очередь, размеры ПЗП и соотношение проницаемостей горных пород в указанной зоне и в более удаленной части пласта.

Приток пластовых флюидов (нефти, газа, воды) в добывающую скважину происходит по всем радиальным направлениям от границ зоны дренирования продуктивного пласта. Гидравлические сопротивления при движении пластовых флюидов в пористой среде по мере приближения к скважине увеличиваются. Большая часть общего перепада давления (разницы между пластовым и забойным давлением), под действием которого происходит фильтрация флюида, тратится на зону пласта вокруг скважины с размерами по радиусу, составляющими несколько метров. Проницаемость этой зоны по разным причинам может в той или иной степени отличаться от проницаемости удаленной части пласта, чаще всего в меньшую сторону. Влияние изменения проницаемости, по сути – гидродинамического состояния ПЗП, на приток нефти (или флюида другого состава) в скважину можно оценить, зная размеры и свойства этой зоны, т.е. моделируя ее гидродинамическое состояние.

Состояние призабойной зоны скважины характеризуется показателем, называемым скин-фактор (S). В общем случае этот показатель характеризует состояние ПЗП и гидродинамическое совершенство скважины по степени и характеру вскрытия этой скважиной продуктивного пласта, т.е. S = SПЗП + С, где безразмерная величина C характеризует гидродинамическое совершенство скважины. Применяются различные формулировки скин-фактора. Например, для гидродинамически совершенной скважины при изменененной проницаемости ПЗП, когда S = SПЗП, скин-фактор – это численное значение безразмерной величины S со знаком «+» или «–», характеризующее ухудшение или улучшение проницаемости пород в призабойной скин-зоне и степень такого улучшения или ухудшения. Скин-фактор, равный нулю, характеризует однородный по проницаемости пласт и отсутствие дополнительных потерь давления в ПЗП. Дополнительные потери давления ∆РS могут определяться в условиях справедливости закона Дарси при плоскорадиальной установившейся фильтрации по формуле

 (9)

где величина S характеризует в общем случае изменение проницаемости горных пород ПЗП и гидродинамическое совершенство скважины.

Скин-фактор можно представить как дополнительное слагаемое в формуле Дюпюи, с помощью которой рассчитывают дебит скважины:

 (10)

Формулу для определения скин-фактора можно получить при анализе выражения (10). Запишем формулу (50) для разных зон пласта с учетом постоянства расхода (q = const) в этих зонах:

а) для удаленной зоны с проницаемостью k:

 (11)

б) для призабойной зоны с измененной проницаемостью kПЗП:

 (12)

в) для пласта в целом:

 (13)

где РПЗП – давление на расстоянии rПЗП (границе призабойной

зоны);

С – безразмерная величина, учитывающая гидродинамическое несовершенство скважины по степени и по характеру вскрытия пласта.

Формулы (11), (12) и (13) перепишем относительно разницы давлений:

 (14)

 (15)

 (16)

Сумма выражений (14) и (15) представляет собой депрессию на пласт ∆Рпл = Рпл – Рзаб, поэтому

 (17)

Из формулы (17) получаем

 (18)

 

При С = 0 (гидродинамически совершенная скважина)

 (19)

Результаты оценки скин-фактора зависят от интерпретации данных геологических, геофизических и гидродинамических исследований скважин. Возникает необходимость в разделении общего понятия скин-фактора на его составляющие, число которых зависит от возможности определения причины возникновения дополнительного фильтрационного сопротивления.

На практике разделение на составляющие затруднено тем, что применяемые методики позволяют найти только обобщенный скин-фактор, который будет одновременно характеризовать гидродинамическое совершенство скважины и изменение состояния призабойной зоны.

 

Заключение

Методика оценки гидродинамического состояния ПЗП основана, в первую очередь, на анализе данных гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах.

Получаемые при исследованиях данные в виде кривых восстановления давления – КВД или уровня (КВУ) обрабатываются с применением тех или иных методик.

Методика оценки состояния ПЗП:

1. Оценивается возможность обработки КВД методом касательной.

2. При обработке КВД методом касательной определяются фильтрационные параметры УЗП (проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность).

3. Определяется величина Аt – отрезка, отсекаемого на оси

ординат теоретической КВД, построенной без учета влияния

послепритока в скважину после ее остановки для проведения

исследований и для условий однородного пласта

(20)

4. По найденному значению Аt и определенному при обработке КВД методом касательной уклону прямолинейного участка строится теоретическая КВД.

5. По взаимному расположению теоретической КВД и выделенного прямолинейного участка на фактической КВД оценивается состояние ПЗП:

а) ухудшенное по отношению к УЗП, если теоретическая

КВД проходит ниже прямолинейного участка;

б) улучшенное – если теоретическая КВД проходит выше

этого участка;

в) однородный по проницаемости пласт – при совпадении теоретической КВД и прямолинейного участка.

6. С применением метода детерминированных моментов давления выполняется диагностическая процедура, включающая:

а) аппроксимацию недовосстановленной части КВД экспонентой;

б) определение диагностического признака;

в) оценку состояния ПЗП с определением коэффициента неоднородности свойств ПЗП и УЗП и времени прохождения волны возмущения через ПЗП;

г) определение размеров ПЗП.

                    Список использованных источников.

1. В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин «УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ

СКВАЖИН» Издательство Пермского национального исследовательского

политехнического университета 2011г;

2. Временная инструкция по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин. – М.: Гостоптехиздат, 1963;

3. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин: пер. с румынск. –М.: Недра, 1985.

Обшие положения

В зоне нескольких метров вокруг скважины действуют основные фильтрационные сопротивления движению флюидов. Поэтому даже незначительное ухудшение фильтрационных свойств коллектора в этой зоне сопровождается существенным уменьшением продуктивности скважин. Фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта могут быть определены по данным гидродинамических исследований скважины при неустановившихся режимах.

Обработка кривых восстановления давления (КВД), получаемых при проведении указанных исследований, позволяет 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:

(1)

(2)

В формулах (1), (2)

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;

rпр – приведенный радиус скважины, м;

∆Рt – изменение давления на забое скважины за время t, Па.

Кривая восстановления давления, перестроенная в полулогарифмических координатах (∆Рt; lnt), 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 уравнением упругого режима. К числу 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 количестве 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 в ней газожидкостной смеси. Этот затухающий во времени приток часто называют после эксплуатационным притоком (послепритоком), который значительно искажает форму КВД, затягивая процесс выхода кривой на асимптоту.

Продолжительность затухания послепритока обусловлена в основном величиной пьезопроводности пласта. Формула для определения пьезопроводности коллектора получена В.Н. Щелкачевым:

(3)

где m – коэффициент пористости, доли единицы;

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

 Пористость и коэффициенты объемного сжатия, характеризующие 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 и трещинные (трещинно-поровые).

В соответствии с основными положениями подземной гидромеханики все неустановившиеся процессы, в том числе и восстановление давления в коллекторах трещинного и трещинно-порового типа, протекают с неким отставанием по сравнению с процессами в поровом коллекторе. Данная особенность учитывается коэффициентом запаздывания τ, который имеет размерность времени и характеризует отставание процесса перераспределения давления в трещинно-поровой среде; это перераспределение объясняется обменом жидкостью между системой поровых блоков и системой трещин. Отмеченная особенность коллекторов трещинного и трещинно-порового 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.

Если продолжительность процесса восстановления давления при исследовании скважины оценивать по формуле

 (4)

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.

Влияние состава и свойств пластовых флюидов