книги / Управление продуктивностью скважин
..pdfМинистерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин
УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ СКВАЖИН
Утверждено Редакционно-издательским советом университета
в качестве учебного пособия
Издательство Пермского национального исследовательского
политехнического университета
2011
УДК 622.276 М79
Рецензенты:
д-р геол.-мин. наук, профессор С.В. Галкин (Пермский национальный исследовательский политехнический университет),
канд. техн. наук, доцент А.В. Распопов (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть»)
Мордвинов, В.А.
М79 Управление продуктивностью скважин: учеб. пособие / В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин. – Пермь: Изд-во Перм. нац. иссл. политехн. ун-та, 2011. – 137 с.
ISBN 978-5-398-00629-2
Рассмотрены основные факторы, определяющие геологофизическую характеристику и продуктивность пластов и нефтедобывающих скважин. Приведены данные, характеризующие динамику продуктивности при снижении пластовых и забойных давлений в процессе разработки нефтяных залежей Пермского Прикамья.
Предназначено для студентов очной и заочной форм обучения по направлению 131000 «Нефтегазовое дело».
УДК 622.276
ISBN 978-5-398-00629-2 |
© ФГБОУ ВПО «Пермский |
|
национальный исследовательский |
|
политехнический университет», 2011 |
2
ОГЛАВЛЕНИЕ |
|
Введение..................................................................................... |
5 |
1. Факторы, определяющие геолого-физическую |
|
характеристику продуктивных пластов и условия |
|
эксплуатации добывающих скважин....................................... |
6 |
1.1. Нефтяной пласт, залежь, месторождение............... |
6 |
1.2. Фильтрационно-емкостные свойства горных |
|
пород................................................................................. |
10 |
1.3. Неоднородность коллектора.................................... |
13 |
1.4. Состав и свойства пластовых флюидов.................. |
16 |
1.5. Термодинамические условия................................... |
28 |
1.6. Гидродинамический режим работы залежи........... |
34 |
2. Продуктивность добывающих скважин.............................. |
43 |
2.1. Общие положения..................................................... |
43 |
2.2. Влияние геолого-физических условий |
|
на продуктивность добывающих скважин |
|
по промысловым данным................................................ |
49 |
2.3. Влияние снижения пластовых и забойных |
|
давлений на продуктивность добывающих скважин ... |
57 |
2.4. Динамика продуктивности скважин |
|
при периодической откачке жидкости........................... |
73 |
3. Оценка состояния и фильтрационных характеристик |
|
призабойной зоны пласта ......................................................... |
83 |
3.1. Общие положения..................................................... |
83 |
3.2. Влияние состава и свойств пластовых флюидов |
|
на фильтрационную характеристику ПЗП .................... |
87 |
3
3.3. Влияние структурных особенностей |
|
и деформационных процессов на фильтрационную |
|
характеристику ПЗП........................................................ |
94 |
3.4. Оценка состояния и фильтрационных |
|
характеристик ПЗП.......................................................... |
98 |
4. Управление продуктивностью скважин. |
|
Методы и технологии................................................................ |
103 |
4.1. Кислотные обработки скважин................................ |
108 |
4.2. Гидравлический разрыв пласта ............................... |
118 |
4.3. Акустическое воздействие....................................... |
125 |
4.4. Вторичное вскрытие пласта, повторная |
|
и дополнительная перфорация ....................................... |
126 |
4.5. Импульсно-ударное воздействие ............................ |
128 |
4.6. Радиальное бурение.................................................. |
130 |
Список использованных источников....................................... |
132 |
4
ВВЕДЕНИЕ
Основные высокопродуктивные нефтяные месторождения на территории России находятся на завершающих стадиях разработки при высокой обводненности продукции и низких уровнях добычи нефти. Текущая добыча нефти в полной мере не восполняется приростом запасов при проведении геологоразведочных работ, качество вновь открываемых запасов нефти постоянно снижается [8]. В этой связи проблема поддержания и увеличения продуктивности добывающих скважин становится все более актуальной.
Продуктивность нефтедобывающих скважин является одним из основных показателей, определяющих эффективность добычи нефти при разработке месторождений, особенно
всложных геолого-физических условиях.
Всоответствии с источником [7] к сложным геологофизическим условиям для нефтяных месторождений можно отнести:
а) низкую проницаемость продуктивных пластов; б) повышенную глинистость коллектора; в) трещинно-поровую структуру коллектора;
г) высокую степень неоднородности продуктивных пластов;
д) высокую обводненность пластов; е) высокую вязкость пластовых флюидов (нефти); ж) высокую газонасыщенность нефти.
Исследования по оценке влияния указанных условий на продуктивность коллекторов и добывающих скважин, а также на результаты проведения геолого-технических мероприятий при их эксплуатации с целью увеличения продуктивности актуальны в теоретическом и практическом отношениях. Результаты исследований являются основой для повышения эффективности промысловых работ по управлению продуктивностью добывающих скважин.
5
Ухудшение фильтрационных свойств продуктивного пласта обычно связано с уменьшением абсолютной или относительной (фазовой) проницаемости коллектора. Изменение (уменьшение) абсолютной проницаемости может происходить за счет снижения пропускной способности каналов фильтрации при кольматации порового пространства пласта, а также за счет деформационных процессов, протекающих в коллекторе при снижении пластового давления. Снижение фазовой проницаемости коллектора по жидкости происходит, в основном, при разгазировании нефти в пласте в процессе снижения давления ниже давления насыщения. Снижение пластового давления и давлений на забоях добывающих скважин является одной из основных причин ухудшения фильтрационных характеристик пласта. Оценка влияния термодинамических условий и геолого-физических факторов на продуктивность скважин является важнейшей задачей при их эксплуатации.
Наблюдение, оценка и прогнозирование продуктивности добывающих скважин необходимы для эффективного управления данным показателем при разработке нефтяных месторождений.
1. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
1.1. Нефтяной пласт, залежь, месторождение
Нефть в процессе ее образования и миграции в недрах земной коры скапливается в природных резервуарах. Природный резервуар – вместилище для нефти (нефти с попутным нефтяным газом), газа или воды в породах-коллекторах (пластах), перекрытых плохо проницаемыми (непроницаемыми) породами. Верхнюю часть такого резервуара, где скапливается нефть и (или) газ, называют ловушкой.
6
Коллектором нефти (газа, воды) является горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн
идр., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой
испособные отдавать их при создании перепада давления.
Значительное, пригодное для промышленного освоения, скопление нефти (газа) в ловушке природного резервуара называют залежью. Совокупность залежей нефти или газа, связанных одним участком земной поверхности, образует место-
рождение.
Основная часть нефтяных месторождений приурочена
косадочным породам, для которых характерно пластовое (слоистое) строение. Нефтяная залежь может занимать часть объема одного или нескольких пластов, в которых газ, нефть и вода распределяются в соответствии с их плотностью. Нефтяной пласт включает залежь углеводородов и прилегающую
кней водонасыщенную (водонапорную) область.
Залежь, содержащую нефть с растворенным газом, называют нефтяной (рис. 1.1), залежь (месторождение) нефти с газовой шапкой – газонефтяной (рис. 1.2). Если газовая шапка имеет большие размеры (объем части пласта с газовой шапкой превышает объем пласта, насыщенный нефтью), месторождение (залежь) называют нефтегазовым. Насыщенная нефтью часть пласта называется в этом случае нефтяной оторочкой (рис. 1.3).
Рис. 1.1. Схема нефтяной залежи с подошвенной водой
7
Рис. 1.2. Схема газонефтяной залежи с подошвенной водой
Рис. 1.3. Схема нефтегазовой залежи с контурной (краевой) водой
Поверхность, по которой в пластовых условиях граничат газ газовой шапки и нефть, называют газонефтяным контак-
8
том (ГНК), поверхность разграничения нефти и воды – водонефтяным контактом (ВНК). Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта является внешним контуром, с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности (газоносности).
Залежь называют полнопластовой, если углеводороды занимают поровое пространство по всей толщине продуктивного пласта (см. рис. 1.3). В неполнопластовой залежи углеводороды заполняют пласт не по всей его толщине (см. рис. 1.2).
В залежах с краевой (контурной) водой нефть и вода граничат на крыльях пласта (см. рис. 1.3), в залежах с подошвенной водой – по всей площади залежи (см. рис. 1.1 и 1.2).
Нефтяные залежи приурочены, в основном, к коллекторам трех типов – поровым (гранулярным), трещинным и смешанно-
го строения. К первому относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми терригенными породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Таким же строением порового пространства характеризуются некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещинных коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом части коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике чаще встречаются трещинные коллекторы смешанного типа, поровый объем которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карстовые полости.
Практически все карбонатные пласты, выявленные на разрабатываемых нефтяных месторождениях Урало-Поволжья, в целом являются по своему типу трещинно-поровыми коллекторами [30]. Особенность их состоит в том, что основная часть нефти содержится в порах блоков, а перенос жидкости происходит преимущественно по трещинам [12].
9
Породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа. Около 60 % мировых запасов нефти приурочено к терригенным, 39 % – к карбонатным отложениям, 1 % – к выветренным метаморфическим и изверженным поро-
дам [12].
В связи с разнообразием условий формирования осадков геолого-физические свойства продуктивных пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах.
1.2. Фильтрационно-емкостные свойства горных пород
Свойства горной породы вмещать в себя (обусловлено пористостью) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость или газ называются фильтрационно-емкост-
ными свойствами.
Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:
–пористостью,
–проницаемостью,
–капиллярными свойствами,
–удельной поверхностью,
–трещиноватостью.
Емкостные свойства горной породы определяются ее пористостью. Пористость характеризуется наличием в породе пустот (пор, трещин, каверн), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов.
Различают общую, открытую и эффективную пористость.
Общая (абсолютная, полная) пористость определяется наличием в горной породе всех пустот. Коэффициент полной пористости равен отношению объема всех пустот к видимому объему породы.
10