книги / Управление продуктивностью скважин

Министерство 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

2

3

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

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