В связи со слабой изученностью влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на работу добывающих скважин и пластов необходимо проводить комплексные промысловые исследования, что, в последующем, позволит качественно проводить контроль и управлять за процессом разработки месторождения, в целом.
Ключевые слова: коэффициент продуктивности, призабойная зона пласта, фильтрационно-емкостные свойства, продуктивность, забойное давление, давление насыщение.
Основанием для проведения промысловых исследований явилось то, что продуктивные горизонты турнейского яруса разрабатываются на режиме истощения без поддержания пластового давления по причине отставания ввода нагнетательных скважин под закачку. В процессе эксплуатации, наблюдалось снижение устьевых давлений и дебитов, что, в основном, было связано с падением пластового давления. Для поддержания дебитов скважин и добычи нефти на относительно стабильном уровне в фонтанных скважинах подключали газовые интервалы и переводили на внутрискважинный газлифт, скважины эксплуатировали при требуемых депрессиях, и проводили мероприятия по интенсификации притока. При эксплуатации скважин с падением пластового давления для обеспечения планируемых дебитов забойные давления снижались ниже давления насыщения, и по результатам исследований МУО, проведенных в скважине 30, было установлено, что имеет место снижения коэффициента продуктивности. В связи со слабой изученностью влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на работу добывающих скважин и пластов необходимо проводить комплексные промысловые исследования, что, в последующем, позволит качественно проводить контроль и управлять за процессом разработки месторождения, в целом. [1]
Коэффициент продуктивности и причины, способствующие его снижению коэффициентом продуктивности добывающей скважины понимается отношение ее дебита к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту. В процессе бурения, освоения и эксплуатации добывающих скважин происходит снижение продуктивности [2] вследствие ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в околоскважинной или призабойной зоне скважин (ПЗС).
Под ПЗС понимается определенный объем пласта, вскрытый данной скважиной и примыкающий к ней, в котором потери энергии на движение флюида существенны. Размеры этой зоны определяются радиусом, отсчитываемым от оси скважины, а ее физические характеристики, такие как коэффициент проницаемости, подвижности, проводимости, пьезопроводности и др., обусловлены не только фильтрационно-емкостными параметрами коллектора, но и процессами, протекающими в ней, начиная от первичного вскрытия. При эксплуатации скважины состояние призабойной зоны постоянно изменяется не только вследствие природных явлений, но и за счет целенаправленной деятельности человека, предусматривающей увеличение дебитов добывающих скважин или приемистости нагнетательных, что связано с решением сложных задач интенсификации выработки запасов.
Состояние ПЗС оказывает существенное влияние на гидродинамику всего пласта и продуктивность скважин и имеет определяющее значение, так как ее физические свойства иногда существенно изменены по сравнению с удаленной зоной пласта.
Исследованиями техногенных процессов, протекающих в пласте, занимались многие ученые: Горбунов А. Т., Кондратюк А. Т., Ибрагимов Л. Х., Михайлов Н. Н., Мищенко И. Т. и другие.
При большом многообразии прискважинных процессов, имеется определенная общность механизма ухудшения фильтрационных свойств пласта. Основной механизм поражения пласта в прискважинной области — это блокировка части внутрипорового пространства твердыми частицами и флюидами и деформация скелета пористой среды под действием депрессии в призабойной зоне добывающих скважин. Указанный механизм ухудшения фильтрационных свойств пласта лежит в основе снижения проницаемости системы и оказывает существенное влияние на добывные возможности скважин.
В условиях эксплуатации скважин при снижении давления, параметры призабойной зоны можно оценить на основе лабораторных, гидродинамических и геофизических исследований.
Достаточный полный учет техногенных процессов позволит повысить надежность оценки показателей разработки при прогнозировании извлекаемых запасов и обосновании технологий интенсификации добычи нефти и повышении нефтеотдачи пластов.
В. Д. Лысенко в работе [3] кратко изложена суть научных публикаций, посвященных зависимости коэффициента продуктивности скважин от забойного давления, установленной по результатам промысловых исследований.
По данным исследований методом установившихся отборов (МУО) многих добывающих скважин на Ромашкинском нефтяном месторождении и других месторождений в Татарии, на нефтяных месторождениях в Башкирии, и на нефтяном месторождении Узень в Казахстане была выявлена четкая зависимость снижения коэффициента продуктивности по нефти от снижения забойного давления ниже давления насыщения, причем степень снижения коэффициента продуктивности, наблюдавшаяся по скважинам месторождения Узень, оказалась в пять раз выше, чем по скважинам Ромашкинского месторождения.
Снижение коэффициента продуктивности по нефти происходило за недели и месяцы, поэтому для обнаружения этого явления необходимо проводить исследования добывающих скважин по методу установившихся отборов в течение довольно продолжительного времени, и необходимо учесть в технологии проведения исследований.
По аналогии со временем восстановления (установления) давления на забое скважины существует время восстановления (у становления) коэффициента продуктивности скважины при заданном забойном давлении, причем время восстановления продуктивности превышает время восстановления давления.
Снижение продуктивности по нефти связано с ее разгазированием — с выделением из жидкости (из нефти) газообразных и твердых частиц, с нарушением первоначальных пластовых условий и выпадением из пластовой воды солей. На месторождении Узень (Г. Р. Требиным и другими) в период широкого распространения режима истощения было установлено, что при разгазировании нефти происходило незначительное снижение ее парафиносодержания, однако постепенно осадок парафина накапливался в пластах вблизи забоев добывающих скважин и резко снижал их продуктивность. [4]
С энергетической точки зрения существует вполне определенное забойное давление ниже давления насыщения, при котором достигается максимальный дебит нефти. Отклонение забойного давления в ту или иную сторону от его рациональной величины приводит к снижению дебита нефти.
Величина рационального забойного давления прямо связана с конкретной величиной — коэффициентом снижения продуктивности.
При забойном давлении ниже давления насыщения Рзаб < Рнас коэффициент продуктивности ниже той величины о < , что существует при забойном давлении, равном или выше давления насыщения. Эта зависимость коэффициента продуктивности от забойного давления представляет следующей формулой:
при Рнас > Рзаб,
где о и в 
, Рнас и Рзаб в ат, в 1/ат
Отсюда получается формула коэффициента снижения продуктивности:
.
Для девонских пластов Ромашкинского нефтяного месторождения этот коэффициент оказался равным = 0,007 1/ат, а для продуктивных пластов месторождения Узень равным 0,035 1/ат, т. е. в пять раз больше или в пять раз хуже.
По фактическим данным по большому числу скважин месторождения Узень было установлено очень важное обстоятельство: процесс изменения коэффициента продуктивности скважины при изменении ее забойного давления является обратимым — идет как в прямом, так и в обратном направлении — после снижения коэффициента продуктивности при снижении забойного давления может быть его повышение при соответствующем повышении забойного давления. Отличие (несовпадение) прямого и обратного ходов процесса (явление гестерезиса) не наблюдалось, что, вероятно было обусловлено тем, что рассмотренные факты были, в основном, не из первого цикла снижения-повышения, а из последующих циклов снижения-повышения.
По фактическим данным по многим скважинам месторождения Узень были выявлены экстремальные точки с максимальным дебитом нефти и последующее их снижение, несмотря на снижение забойного давления ниже давления насыщения и увеличение депрессии. Это происходило потому, что для увеличения дебита нефти увеличивали расчетную производительность глубинных насосов, однако происходило не увеличение, а наоборот, уменьшение дебита нефти. Глубинные насосы работают очень жестко, и в первое время их дебит нефти действительно увеличивался, но затем постепенно коэффициент продуктивности снижался и снижался дебит нефти. Процесс катастрофического падения дебита нефти только потому не доходил до своего предела, что ухудшалась работа самих глубинных насосов (выделившийся из нефти газ снижает их коэффициент наполнения) и увеличивалась обводненность отбираемой жидкости.
При обводнении добывающих скважин по мере увеличения обводненности отбираемой жидкости затруднялось определение снижения коэффициентов продуктивности по нефти. Это было связано с неточностью определения обводненности жидкости. Чем выше обводненность жидкости, тем меньше коэффициент продуктивности по нефти влияет на коэффициент продуктивности по жидкости, тем труднее по изменению дебита жидкости судить об изменении дебита по нефти. При определенной (обычно очень большой) обводненности жидкости экстремальная точка максимального дебита жидкости оказывалась недостижимой, поскольку экстремальная величина забойного давления снижалась до нуля и ниже.
По обводняющимся добывающим скважинам при снижении забойного давления ниже давления насыщения происходило снижение коэффициента продуктивности по нефти, но коэффициент продуктивности по воде оставался неизменным, соответственно происходило искусственное (не связанное с выработкой запасов нефти) увеличение обводненности добываемой нефти.
Поэтому с увеличением обводненности при определении рационального снижения забойного давления добывающих скважин необходимо точно определять обводненность жидкости и судить по дебиту нефти, искать экстремальную точку с максимальным дебитом нефти.
Исходя из вышеизложенного, следует, что по добывающим скважинам для установления рациональных дебитов нефти и рациональных забойных давлений необходимо учитывать закономерность снижения коэффициента продуктивности при снижении забойного давления ниже давления насыщения в условиях данного месторождения.
Литература:
- Технологическая схема разработки нефтяных залежей месторождения Чинаревское. АО «НИПИнефтегаз». Актау/Уральск, 2008.- 61 с.
- Мищенко И. Т. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. /И. Т. Мищенко, Т. Б. Бравичева, А. И. Ермолаев. — М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2005г.-220 с.
- Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений (теория и практика). / В. Д. Лысенко // Москва.: Недра, 1996. — 303 с.
- Закиров. А. А. Особенности изменения параметров пласта и пластовых флюидов в зависимости от динамики пластового давления / А. А. Закиров // АК «Узгеобурнефтегаздобыча», Нефтепромысловое дело 6/2005. — 242 с.
