ФНГ / РЭНГМ / Практическое занятие № 4. Управление продуктивностью скважин.
(автор - student, добавлено - 22-01-2013, 22:47)
СКАЧАТЬ:
Практическое занятие № 4. Управление продуктивностью скважин. Как было показано в предыдущем разделе, управление некоторыми параметрами призабойной зоны скважины (ПЗС) может быть использовано для изменения продуктивности добывающих или нагнетательных скважин. В процессе эксплуатации скважин их производительность, как правило, снижается по целому ряду причин. Поэтому методы искусственного воздействия на ПЗС являются мощным средством повышения эффективности выработки запасов углеводородов. Среди многочисленных методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗС (см. табл. 4.1) не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них (или их группы) может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скважины. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЭС вопрос подбора скважины является принципиальным. При этом обработки, даже эффективные, проводимые в отдельных скважинах, могут не дать существенного положительного эффекта в целом по залежи или месторождению как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиции повышения коэффициента конечной нефтеотдачи. Прежде чем перейти к рассмотрению тех или иных методов искусствен-ного воздействия на ПЗС с целью управления продуктивностью скважин, рассмотрим некоторые общие методологические вопросы. 5.1. СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ОБРАБОТКАМ ПЭС Системная технология управления продуктивностью скважин изложена в РД-39-0147035, поэтому ниже рассмотрены лишь основные принципы ее промышленного использования. Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабодренируемых запасов углеводородов из неоднородных коллекторов, а также определяет принципы получения максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин. Отметим, что под термином «слабодренируемые запасы» понимаются запасы углеводородов на участках залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами, обусловленными геологической характеристикой, а также на участках, на которых возможны какие-либо осложнения в эксплуатации скважин (засорение ПЗС различными твердыми компонентами, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями и т.д.). Слабо дренируемые запасы формируются также в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, когда замещение нефти нагнетаемой водой происходит только в высокопроницаем разностях, приводя к невысокому охвату пласта заводнением. Решение конкретных задач по вовлечению в разработку слабо дренируемых запасов и по повышению продуктивности скважин базируется на достаточно многочисленных технологиях интенсификации выработки запасов. На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков. При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабойные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин. Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. При этом в начальный период разработки участка возможно проведение работ по увеличению продуктивности скважин, а в последующем, при его обводнении, — мероприятий по регулированию (ограничению) водопритоков. Необходимо отметить, что при выделении участка залежи с сильно выраженной зональной и послойной неоднородностью в первую очередь искусственному воздействию подвергаются призабойные зоны тех скважин, которые формируют основные направления фильтрационных потоков, что, позволяет своевременно изменять эти на правления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон, повышая тем самым охват объекта заводнением. При проведении таких работ возможно применение как одной технологии, так и комплекса различных технологий. Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закалки и отбора, т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны сопровождаться мероприятиями по увеличению приемистости нагнетательных скважин. Основные принципы системной технологии сводятся к следующему: 1. Принцип одновременной обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин в пределах выбранного участка. 2. Принцип массовости обработок ПЗС участка. З. Принцип периодичности обработок ПЗС. 4. Принцип поэтапной обработки призабойных зон скважин, вскрывших неоднородные коллекторы. 5. Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под обработку по ранее заданной программе, 6. Принцип адекватности обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам системы в ПЗС и в целом по участку. Таким образом, вопрос выбора скважин для обработки призабойных зон является одним из главнейших. 5.2. БЫБОР СКВАЖИН ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ При значительном количестве скважин на залежи в процессе организации работ по искусственному воздействию на ПЗС возникает задача не только очередности выбора скважин, но и целесообразности таких обработок в каждом конкретном случае. Это связано с большим разнообразием геолого-физических условий залегания нефти в зоне обрабатываемых скважин а также со степенью их взаимовлияния. Целесообразно устанавливать такую очередность обработок, про которой обеспечивается их наибольшая технологическая и экономическая эффек-тивность не столько в каждой конкретной скважине, сколько в целом по участку. В большой степени выбор скважин определяется в остаточной нефтенасыщенности и расстоянием остаточных запасов нефти от забоя добывающих скважин. Методы промысловой геологии н геофизики позволяют оценивать начальную и остаточную нефтенасыщенность коллекторов и строить карты насыщенности. Существенным и важным дополнением к этим данным служат сведения о текущих показателях эксплуатации скважин и данные о нефтенасыщенности зон вблизи конкретных скважин, которые могут быть получены в результате гидродинамических исследований скважин в пластов, Можно, например, предполагать, что форма кривой восстановления за-бойного давления (КВД) или кривой реагирования обусловлена и остаточ-ной нефтенасыщенностью в дренируемом объеме обводняющейся скважины. Угловые коэффициенты различных участков КВД можно связать и с различной нефтенасыщенностью отдельных объемов общего дренируемого данной скважиной объема. Зная ретроспективу эксплуатации скважин и характер их обводнения во времени, можно судить также об остаточной нефтенасыщенности. При этом полезной оказывается информация о соотношения извлеченных данной скважиной удельных запасов нефти к начальным удельным запасам ее. Более достоверные данные о величине остаточной нефтенасыщенности можно получить из результатов гидродинамических исследований скважины, проведенных в безводный период ее эксплуатации и в период обводнения. Существует ряд методов оценки остаточной нефтенасыщенности коллектора вокруг скважин по результатам наблюдения за их работой и гидродинамическим исследованиям: — комбинированный метод; — корреляционный метод; — по данным обводненности продукции добывающих скважин; — по данным об относительной пьезопроводности системы (пласта); — по данным об относительной подвижности водонефтяной смеси. Рассмотрим вопрос определения текущей нефтенасыщенности зоны дренирования по данным об обводненности продукции добывающих скважин (наиболее простой метод), который может быть использован на поздних стадиях разработки для зон, через которые прошел фронт замещения (вытеснения). При этом предполагается, что в ближайших окрестностях скважины дренируемый объем равномерно насыщен водой и нефтью. Перепишем выражение (4.37), принимая вв = вН я заменяя фазовые про-ницаемости kН и kв и соответственными значениями относительной фазовой проницаемости : . Данной выражение есть не что иное, как функция Баклея-Леверетта f(S): (5.1) где f(S) – функция насыщенности пористой среды флюидом (в рассматривае-мом случае – водой Sв). Таким образом (5.2) где μ0 – относительная вязкость нефти μН/ μв. Если имеются графические зависимости относительных фазовых прони-цаемостей в функции водонасыщенности (5.3) легче построить и график по выражению (5.2). Воспользуемся экспериментальными зависимостями , по-лученными при прокачке модельных водонефтяных смесей при μ0=4,5 через сцементированный песчаник угленосной толщи Арланского месторождения (В.М. Березин), которые представлены на рис. 5.1. Водонасыщенность образца Sв характеризуется долей от объема пор; при этом: (5.4) где - нефтенасыщенность. Фазовая относительная проницаемость по нефти и по воде харак-теризуется отношением фазовой проницаемости по нефти и по воде к проницаемости системы (физической проницаемости) при фильтрации через нее однородного флюида: (5.5) Как видно из рис. 5.1, насыщенность связанной водой Sве составляет 0,18. При этом в диапазоне Sв=0 – 0,18 вода остается неподвижной, но нали-чие этой воды в коллекторе приводит к снижению относительной фазовой проницаемости для нефти до 0,6. Таким образом, проницаемость системы, определяемая по результатам исследования скважины в безводный период ее эксплуатации, не является физической проницаемостью, а характеризует начальную проницаемость для нефти (при 8, 8,,). Начальная относительная проницаемость системы с’, характеризуется отношением: (5.6) которое является одним из основных параметров, используемых при расчетах текущей нефтенасыщенности. Рис. 5.1. Зависимость относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде от водонасыщенности. На рис. 5.2 приведена функция Баклея—Леверетга. построенная по выражению (5.2) с использованием относительных фазовых проницаемостей в функции водонасыщенности, представленных на рис. 5.1. Проводя из начала координат касательную к графику функции Баклея— Леверетта (точка А), определяют водонасыщенность Sв и нефтенасыщенность SН. Таким образом, для расчета текущей нефтенасыщенности по этому методу необходимо знать объемную долю воды в продукции (при пластовых условиях!) и иметь зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности. Наибольшее затруднение при расчетах вызывает выбор кривых относительных фазовых проницаемостей. С этой проблемой приходится сталкиваться при решения многих задач, связанных с фильтрацией многофазных систем. В каждом случае экспериментальное построение Рис. 5.2. Зависимость функции Баклея-Левератта от водонасыщенности. зависимостей относительной фазовой проницаемости от насыщенности пор флюидами затруднительно из-за необходимости использовать сложную аппаратуру и иметь высококвалифицированный персонал. Поэтому нахождение более простых и доступных для широкого круга исследователей и инженеров методов построения кривых относительных фазовых проницаемостей является чрезвычайно острой проблемой. Одним из таких методов является использование кривых «капиллярное давление Рk — водонасыщенность Sв», которые сравнительно просто могут быть по лучены методом центрифугирования водонасыщенных кернов или методом полупроницаемых перегородок. Известно, что кривые Рk — Sв являются представительными зависимо-стями, тесно связанными с фильтрационными свойствами пород, и которые могут быть использованы для построения кривых относительных фазовых проницаемостей для случая фильтрации водонефтяных смесей в терригенных коллекторах (песчаниках). Зависимости Рk — Sв, могут быть описаны в логарифмических координатах в виде гиперболы: или (5.7) где SВО - остаточная водонасыщенность; SВ— водонасыщенность при капиллярном давлении Р х — показатель степени гиперболы (структурный коэффициент); Ро —давление начала вытеснения: (5.8) — поверхностное натяжение на границе раздела «нефть — вода»; Θ— краевой угол смачивания; rмакс — максимальный радиус пор. Величина Р0 может быть определена экспериментально методом полу-проницаем перегородок. Показатель степени х, является интегральной характеристикой структуры порового пространства, определяет микростроение порового пространства пород-коллекторов. Поэтому использование показателя степени гиперболы для идентификации свойств пористых сред оказывается приемлемым и целесообразным при построении зависимостей относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды по кривым Рk — Sв. Таким образом, выбор скважин для конкретной обработки призабойной зоны является достаточно сложной проблемой, если мы хртим получить максимальную эффективность от реализации той или иной обработки ПЗС. совершенно очевидно, что технология проектируемой обработки должна быть адекватной состоянию призабойной зоны на момент ее проведения. Рассмотрим некоторые из методов управления продуктивностью скважин (интенсификации притока и приемистости), приведенных в табл. 4.1. |
|