книги / Управление продуктивностью скважин

Шершневского месторождения – на 5–7 МПа. Промысловые данные показывают, что снижение коэффициентов продуктивности в том и другом случаях имеет место и при большем сни-

жении Рпл, особенно при Рзаб ниже Рнас. Очевидно, что снижение коэффициентов продуктивности определяется в этом слу-

чае не только деформациями коллектора, но и образованием в поровом пространстве пласта свободной газовой фазы.

На рис. 2.17 приведены данные об изменении коэффициентов продуктивности скважин бобриковских залежей Сибирского и Шершневского месторождений при снижении забой-

ных давлений. При Рзаб, равном Рнас, Кпрод составляет в среднем 25 м3/(сут·МПа), при Рзаб = 0,8Рнас этот коэффициент равен 10 м3/(сут·МПа), т.е. уменьшается в 2,5 раза.

Рис. 2.17. Зависимость Кпрод от Рзаб/Рнас

Впроектных технологических документах на разработку нефтяных месторождений в качестве минимального забойного давления часто принимают величину, равную (0,70…0,75) Рнас.

Вработах [20, 21] введено понятие критического забойного давления – такой величины Рзаб, при дальнейшем сниже-

62

нии которой дебит скважины не увеличивается с ростом депрессии, а уменьшается. Предложена формула

где G – газовый фактор скважины, м3/т.

Для бобриковской залежи Сибирского месторождения при газовом факторе, равном начальной газонасыщенности пластовой нефти, и начальном Рпл величина Рзаб.кр по формуле (33) составляет 11 МПа; для залежи Бб Шершневского месторожде-

ния Рзаб.кр при начальных условиях равно 6,2 МПа. Такие забойные давления ниже Рнас соответственно на 31 и на 48 %.

В табл. 2.7 приведены данные о продуктивности добывающих скважин бобриковских залежей семи нефтяных месторождений на территории ВКМКС. При уменьшении Рзаб по отношению к Рнас продуктивность скважин значительно снижается.

Таблица 2.7 Продуктивность добывающих скважин бобриковских залежей

Средний коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)

На рис. 2.18 приведены индикаторные диаграммы (ИД), полученные для скв. 318 и 327 Сибирского месторождения (пласт Бб). Диаграммы по своей форме соответствуют случаю, когда при увеличении депрессии в работу включаются новые пропластки, а на заключительной части диаграмм имеются прямолинейные участки, по которым можно определять коэффициенты продуктивности при соответствующих депрессиях.

63

Наличие таких участков указывает на то, что за время снятия ИД деформация коллектора не наблюдалась, т.е. снижение продуктивности в результате деформаций происходит в течение более длительного времени, на что указывалось в работе [14]. Из приведенных ИД следует, что забойные давления в скважинах не достигли критических забойных давлений, составляющих по формуле (33) соответственно 11,4 и 8,2 МПа.

Рис. 2.18. Индикаторные диаграммы скважин Сибирского месторождения

Снижение Кпрод при уменьшении Рпл и Рзаб отражается на темпах и сроках выработки извлекаемых запасов нефти.

На рис. 2.19 приведена зависимость средней накопленной добычи нефти от продолжительности работы скважин Сибирского месторождения. Для скважин, работающих при Рпл и Рзаб выше Рнас (группа 1), выработка запасов составляет в среднем 19,0 тыс. т в год; для скважин, забойные давления которых через некоторое время их работы снижаются до значений, ниже Рнас (группа 2), среднегодовой отбор нефти составляет 13,3 тыс. т, а для скважин, работающих в течение всего перио-

64

да при Рзаб ниже Рнас (группа 3), среднегодовая добыча нефти не превышает 5,0 тыс. т.

Рис. 2.19. Средняя накопленная добыча нефти для скважин Сибирского месторождения

Башкирские карбонатные отложения

Плотность пластовой нефти башкирских объектов на севере Пермского Прикамья колеблется в пределах 772–844 кг/м3, давление насыщения изменяется в интервале 10,95–16,4 МПа, динамическая вязкость нефти в пластовых условиях

1,24–10,55 мПа·с, газосодержание 44,9–118,6 м3/т (табл. 2.8).

На всех рассмотренных объектах разработка ведется с поддержанием пластового давления.

При эксплуатации добывающих скважин башкирских объектов забойное давление снижалось до 30 % от давления насыщения, пластовое – до значений давления насыщения нефти газом.

Установлена зависимость продуктивности и дебитов скважин по жидкости от значений забойных и пластовых давлений для залежей нефти в башкирских отложениях Сибирского, Уньвинского, Озерного, Логовского, Юрчукского и других

65

месторождений, приуроченных к территории распространения ВКМКС. При уменьшении пластового давления на 10 % и забойного на 20 % дебиты скважин снижаются до 30 % от первоначальных. Снижение продуктивности и дебитов скважин замедляет темпы выработки запасов нефти. Для скважин, эксплуатирующихся с забойными давлениями ниже давления насыщения, темп извлечения запасов нефти в разы меньше, чем для скважин с высокими значениями забойных и пластовых давлений [27, 33].

При эксплуатации скв. № 515 Сибирского месторождения

(рис. 2.20, а) в течение первых трех лет с Рзаб, равным 0,47Рнас, и Рпл на уровне давления насыщения дебит скважины

и ее коэффициент продуктивности уменьшились на 80 %. При эксплуатации скв. № 557 этого же месторождения (рис. 2.20, б) в течение 8 лет забойное давление снизилось практически

в два раза, со значения Рнас до 0,5Рнас, пластовое – с 1,5Рнас до 1,3Рнас, при этом дебит и продуктивность скважины умень-

шились в два раза.

Рис. 2.20. Динамика показателей работы скважин Сибирского месторождения: а – скв. 515; б – скв. 557

В скв. № 529 Озерного месторождения (рис. 2.21, а) с первого по третий годы работы пластовое давление снизилось на 30 %, забойное давление – почти на 50 % (до 4,44 МПа), в ре-

67

зультате Кпрод снизился с 0,8 до 0,19 м3/(сут·МПа), а Qж – с 40,58 до 8,29 м3/сут.

В скв. № 501 (рис. 2.21, б) Озерного месторождения в первые три года работы Qж уменьшился в 1,5 раза при снижении забойного давления с 6,28 до 4,78 МПа и при неизменном пластовом давлении. Коэффициент продуктивности в рассматриваемый период уменьшился с 0,64 до 0,32 м3/(сут·МПа), т.е. на 50 %.

Рис. 2.21. Динамика показателей работы скважин Озерного месторождения: а – скв. 529; б – скв. 501

В табл. 2.9 приведены данные о продуктивности добывающих скважин башкирских залежей семи нефтяных месторождений на территории ВКМКС на 1 августа 2010 г. При уменьшении Рзаб по отношению к Рнас продуктивность скважин значительно снижается (табл. 2.9, рис. 2.22).

Таблица 2.9

Продуктивность добывающих скважин башкирских объектов разработки на территории ВКМКС

Средний коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)

68

Турнейско-фаменские карбонатные отложения

Плотность пластовой нефти турнейско-фаменских объектов колеблется в пределах 710–833 кг/м3, давление насыщения изменяется в интервале 10,94–16,5 МПа, динамическая вязкость нефти в пластовых условиях 1,13–7,49 мПа·с, газосодержание 63–180 м3/т. На всех рассмотренных объектах разработка ведется с поддержанием пластового давления.

В табл. 2.10 приведены данные о продуктивности добывающих скважин турнейско-фаменских залежей семи нефтяных месторождений на территории ВКМКС на 1 августа 2010 г. При уменьшении Рзаб по отношению к Рнас продуктивность скважин значительно снижается (рис. 2.24).

Таблица 2.10

Продуктивность добывающих скважин турнейско-фаменских объектов на территории ВКМКС

Средний коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)

Приведенные материалы свидетельствуют о значительном влиянии снижения пластовых и забойных давлений на продуктивность и дебиты добывающих скважин.

Для месторождений Пермского края вопросы оценки влияния пластового давления на фильтрационные параметры пластов и показатели разработки нефтяных залежей на основе анализа результатов гидродинамических исследований рассматривались В.Д. Викториным [35], А.И. Четыркиным [42], А.Ю. Назаровым [28], И.Н. Шустефом [44] и др.

70