На фильтрационную характеристику ПЗП

Фильтрационная характеристика ПЗП определяется, прежде всего, значением проницаемости. Состав и свойства пластовых флюидов не оказывают существенного влияния на абсолютную проницаемость горных пород, однако при расчете производительности скважины в формулу (5)

(5)

Подставляется значение фазовой проницаемости горной породы по жидкости. Фазовая проницаемость зависит от количественного соотношения фаз в поровом пространстве горной породы.

Одной из причин изменения коэффициента фазовой проницаемости ПЗП по нефти является обводнение продукции. Физически это связано с изменением относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды в пористой среде. На рис.1 приведены зависимости относительных фазовых проницаемостей по нефти Kн, по воде Kв и суммарной – Kн+в. Как видно из представленных зависимостей, при совместной фильтрации нефти и воды сумма относительных проницаемостей Kн + Kв существенно отличается от 1. Проницаемость напрямую определяет величину коэффициента продуктивности, поэтому изменение относительных проницаемостей приводит к соответствующему изменению этого коэффициента. Исследования скважин на стационарных режимах, проведенные на различных нефтяных месторождениях, позволили построить зависимость относительного коэффициента продуктивности от обводненности продукции. На рис.2 приведена указанная зависимость для Талинского нефтяного месторождения. Максимальное значение коэффициента продуктивности соответствует случаям поступления в скважину либо безводной нефти, либо воды. По мере обводнения продукции относительный коэффициент продуктивности снижается до

определенной величины обводненности продукции, после достижения которой он возрастает. Такой характер изменения относительного коэффициента продуктивности качественно полностью согласуется с характером изменения суммы относительных проницаемостей (см. рис. 1). Таким образом, обводнение продукции скважин сопровождается изменением коэффициента продуктивности, что необходимо учитывать при расчетах технологических процессов добычи нефти.

Рис.1. Зависимость относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности

Исследованиями фильтрации при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-двух- и трехфазное движение. Результаты исследования представлены в видетреугольной диаграммы (рис. 3).

Рис.2. Зависимость относительной продуктивности скважин от обводненности

Рис. 3. Области распространения одно-, двух- и трехфазного потоков

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые на диаграмме ограничивают возможные области одно-, двух-, и трехфазного потоков.

 Оценку влияния процесса разгазирования на фильтрацию нефти следует проводить с учетом удельного содержания свободного газа βг в пласте и на забое скважины, которое может быть определено по формуле

 (6)

где Рзаб – давление на забое скважины, Па;

Тст – температура при стандартных условиях, К;

zст, z – коэффициенты сверхсжимаемости газа, соответственно при стандартных условиях и при давлении Рзаб;

Vгв – объем газа, выделившегося при давлении Рзаб,

в расчете на м3 нефти(может быть определен по кривым разгазирования), м3;

Тзаб – температура на забое скважины, К;

Р0 – атмосферное давление, Па;

βв – обводненность продукции скважины, доли единицы.

В соответствии с формулой (46) выполнен расчет величины βг в процессе изменения забойного давления (рис.4) для скв. 144 Сибирского месторождения. За рассматриваемый период (с 2001 по 2010 гг.) эксплуатация скважины характеризуется незначительным изменением обводненности продукции. Пластовое давление изменялось в пределах от 16,6 до 19,7 МПа, забойное – в более значительном диапазоне. Зависимость коэффициента продуктивности скважины от удельного содержания свободного газа на ее забое приведена на рис.5. Коэффициент продуктивности скважины изменяется значительно (от 2,7 до 8,5 м3/(сут·МПа)), что связано с образованием свободной газовой фазы в ПЗП.

Характер полученной зависимости свидетельствует о высокой степени влияния процесса разгазирования нефти в пласте на продуктивность скважины: снижение забойного давления приводит к увеличению количества свободного газа на забое скважины и в призабойной зоне пласта, а соответственно – к снижению фазовой проницаемости по жидкости (нефти).

Рис. 4. Динамика коэффициента продуктивности скв. 144

Рис. 5. Зависимость коэффициента продуктивности скв. 144 от удельного содержания газа на забое

Для забойного давления Рзаб = 8,3 МПа (≈ 0,5Рнас) величина удельного содержания свободного газа на забое β = 0,33, что соответствует насыщенности порового пространства в прискважинной зоне жидкостью, равной 0,67. По данным стандартных кривых относительная проницаемость коллектора по жидкости (kж) составляет 29 % (рис.6), т.е. снижение забойного давления до 50 % от давления насыщения приводит  к более чем трехкратному снижению фазовой проницаемости по жидкости. Продуктивность скважины при Рзаб = 8,3 МПа составляет величину, в три раза меньшую, чем при забойном давлении, практически равном давлению насыщения (2,71 и 7,62 м3/(сут·МПа) соответственно). Из приведенных данных следует, что снижение продуктивности скв. 144 при снижении забойного давления происходит в основном за счет негативного влияния свободного газа.

Рис. 6. Зависимость относительных фазовых проницаемостей по газу и жидкости от фазовой насыщенности для песчаников.