3. ОЦЕНКА СОСТОЯИЯ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП 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 ПЗП могут быть определены по данным гидродинамических исследований скважины при неустановившихся режимах. Обработка кривых восстановления давления (КВД), получаемых при проведении указанных исследований, позволяет оценивать состояние ПЗП,
, СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП В различных геолого-физических условиях процесс восстановления давления характеризуется особенностями, выявление которых позволяет особенностями проводить более качественную и точную оценку результатов исследований скважины Процесс восстановления давления при исследовании скважины можно описать основным уравнением упругого режима:
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП где q – дебит скважины перед остановкой, м 3/с; k, – проницаемость, м 2 и пьезопроводность коллектора, м 2/с соответственно; h – толщина пласта, м; – динамическая вязкость нефти, Па с; rпр – приведенный радиус скважины, м; Pt – изменение давления на забое скважины за время t, Па. КВД в координатах ( Pt, ℓnt) имеет вид прямой с уклоном В, отсекающей на оси ординат отрезок А.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП На практике КВД на начальных участках отклоняется от прямой под влиянием следующих факторов: приток жидкости в скважину после ее остановки (послеприток); зональную неоднородность коллектора; влияние границ пласта; нарушение режима работы скважины перед остановкой. Два первых фактора связаны с наличием призабойной зоны, проницаемость которой отличается от проницаемости периферийной части пласта.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Между устьем 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 приток, затухающий во времени, называют послепритоком, по данным работы [2] он значительно затягивает выход прямой на асимптоту.
, СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Продолжительность затухания послепритока объясняется, в основном, пьезопроводностью пласта. Пьезопроводность коллектора (по Н. Н. Щелкачеву) определяется выражением где k – проницаемость, м 2; m – пористость, в долях единиц; н, п – объемное сжатие нефти и породы соответственно. Па-1; динамическая вязкость нефти, Па с.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Значение проницаемости горной породы в значительной степени определяется структурой пустотного пространства. С точки зрения различий в структуре все породыколлекторы можно разделить на: поровые, трещинные (трещинно-поровые). Неустановившиеся процессы (восстановление давления в коллекторах трещинного и трещинно-порового типа) протекают с отставанием по сравнению с процессами в пористом коллекторе, что учитывается коэффициентом запаздывания , имеющего размерность времени. t характеризует отставание процесса
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Перераспределение давления в трещинно-поровой среде объясняется обменом жидкостью между системой поровых блоков и системой трещин. Это явление приводит к увеличению продолжительности послепритока и усложнению процесса восстановления давления. Высокая вязкость пластовой нефти снижает подвижность флюида, замедляет затухание послепритока и увеличивает продолжительность восстановления давления.
, СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Продолжительность процесса восстановления давления можно оценить по формуле где R – радиус зоны дренирования пласта скважиной. При прочих равных условиях, зависимость между временем восстановления давления и вязкостью будет прямо пропорциональной: увеличение вязкости в два раза приведет к двукратному увеличению времени Т. Таким образом, к основным факторам, влияющим на форму КВД , можно отнести вязкость нефти и структуру пустотного пространства коллектора.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Выделение групп объектов разработки Номер группы Тип коллектора 1 Терригенный Вязкость пластовой нефти Низкая 2 Терригенный Средняя, высокая 3 Карбонатный Низкая 4 Карбонатный Средняя, высокая 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, при обработке КВД целесообразно выделить группы объектов разработки, отличающиеся по признакам, приведенным в табл. 3. 1.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП 3. 2. Влияние состава и свойств пластовых флюидов на фильтрационную характеристику ПЗП Фильтрационная характеристика ПЗП прежде всего определяется значением проницаемости. Состав и свойства пластовых флюидов существенного влияния на абсолютную проницаемость горных пород не оказывают, и приток жидкости в скважину с открытым (необсаженным) забоем в условиях вскрытого на всю толщину пласта, при давлении в пласте, превышающем давление насыщения нефти попутным газом, рассчитывают по формуле
, СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП где k – проницаемость пласта, м 2; h – толщина пласта, м; rk – радиус зоны дренирования пласта данной скважиной (радиус контура питания), м; rc – радиус скважины, м; – динамическая вязкость пластового флюида, Па с; Pпл – пластовое давление, Па; Рзаб – забойное давление (давление у стенки скважины в интервале продуктивного пласта), Па, в которую подставляется значение фазовой проницаемости горной породы по жидкости.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Одна из причин изменения фазовой проницаемости ПЗП по нефти является обводнение продукции. Физически это связано с изменением относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды в пористой среде. Из представленных зависимостей видно, что при
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Проницаемость напрямую определяет величину коэффициента продуктивности , поэтому изменение относительных проницаемостей приводит к соответствующему изменению этого коэффициента.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП На рис. 3. 2 приведена зависимость относительного коэффициента продуктивности от обводненности продукции (Талинское нефтяное месторождение). 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. Оба рисунка качественно согласуются. Таким образом, обводнение продукции скважин сопровождается изменением коэффициента продуктивности, что необходимо учитывать при расчетах
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП При исследовании фильтрации с одновременным содержанием в пористой среде нефти, воды и газа установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно 1, 2 и 3 -х фазное движение (рис. 3. 3). Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие
, СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Оценку влияния процесса разгазирования на фильтрацию нефти следует проводить с учетом удельного содержания свободного газа г в пласте и на забое скважины, которое может быть определено по формуле 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 м 3 нефти (может быть определен по кривым разгазирования), м 3 ; Тзаб – температура на забое скважины, К; Р 0 – атмосферное давление, Па; – обводненность продукции, доли единицы.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП В соответствии с формулой (3. 6) выполнен расчет величины в в процессе изменения забойного давления (рис. 3. 4). Как видно из графика, в период эксплуатации скважины (2001 -2010 гг. ) обводненность продукции изменилась незначительно, продуктивность скважины изменилась существенно (рис. 3. 5). Это связано с образованием свободной газовой фазы в
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Таким образом, процесс разгазирования нефти в пласте оказывает несомненное влияние на продуктивность скважины: снижение забойного давления приводит к увеличению свободного газа на забое скважины и в призабойной зоне пласта, к снижению фазовой проницаемости по жидкости (нефти). При величине забойного давления Рзаб = 8. 3 МПА ( 0. 5 Рнас), величина удельного содержания свободного газа на забое = 0. 33, что соответствует насыщенности порового пространства в прискважинной зоне жидкостью, равной 0. 67.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Для стандартных кривых относительная проницаемость коллектора по жидкости составляет 29% (рис. 3. 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 3 раза меньшую, чем при забойном давлении, практически равном Рнас (2. 71 и 7. 62 м 3/(сут МПа) соответственно. Анализ показывает, что снижение продуктивности при снижении забойного давления происходит в основном за счет негативного влияния свободного газа.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП 3. 3. Влияние структурных особенностей и деформационных процессов на фильтрационную характеристику ПЗП При эксплуатации нефте- и газодобывающих скважин в прискважинных зонах продуктивных пластов формируются депрессионные воронки. При снижении пластовых и забойных давлений воронки расширяются, охватывая значительные участи залежей. Продуктивные пласты в прискважинных зонах испытывают дополнительную нагрузку в течение длительного времени, в результате чего деформируется поровое пространство.
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Таким образом, необратимые упругие и пластические деформации приводят к изменению фильтрационноемкостных свойств. Механизм деформации существенно зависит от состава и свойств горных пород: В песчаниках даже при незначительных эффективных напряжениях имеют место упругие деформации, приводящие к уплотнению зерен. Дальнейшее увеличение эффективного напряжения приводит к дроблению минеральных компонентов и пластичному течению цементирующего материала. В известняках течению подвергается не только цементирующий материал, но и сам скелет. В алевролитовых и сланцевых породах деформации характеризуются смешанными признаками, присущими песчаникам и известнякам. В доломитовых породах деформации сопровождаются
СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЗП Величина необратимой деформации определяется не только величиной снижения пластового давления, но и палеоглубиной залегания пласта; литологическим типом пород; длительностью воздействия дополнительных нагрузок на продуктивные отложения. Последний факт подтверждают экспериментальные исследования изменений пористости и проницаемости в процессе длительного воздействия эффективных напряжений (это характерно для снижения давления в зонах формирования депрессионных воронок 200 -250 ч, затем резко снижается.
Скачать презентацию 3 ОЦЕНКА СОСТОЯИЯ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
03. ФИЛЬТРАЦИЯ.pptx