Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Прогнозирование продуктивности скважин и темпов нефтеизвлечения при высокой газонасыщенности пластовой нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование продуктивности скважин и темпов нефтеизвлечения при высокой газонасыщенности пластовой нефти"

ПОПЛЫГИН Владимир Валерьевич

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН И ТЕМПОВ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ПРИ ВЫСОКОЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ (на примере месторождений Верхнего Прикамья)

Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2 Я Н В Ш1

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2011

005007184

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет».

научный руководитель -кандидат технических наук, доцент

Ведущая организация - филиал Общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г.Перми.

Защита диссертации состоится 26 января 2012 г. в 16 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном горном университете по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного университета.

Автореферат разослан 15 декабря 2011 г. УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ

Мордвинов Виктор Антонович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Мищенко Игорь Тихонович,

кандидат технических наук

Ленченков Никита Сергеевич

диссертационного совета доктор технических наук, доцент

А.К.НИКОЛАЕВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследований

Коэффициенты продуктивности нефтедобывающих скважин определяют эффективность добычи нефти при разработке месторождений, особенно в сложных геолого-физических условиях.

Коэффициенты продуктивности (КПр0д) и производительность скважин зависят от ряда факторов - естественных, определяемых геолого-физической характеристикой объекта разработки, т.е. нефтяной залежи, и связанных с человеческой деятельностью по организации процесса нефтеизвлечения. В зависимости от характера изменения условий работы негативное влияние многих факторов на коэффициенты продуктивности и производительность скважин проявляется в большей или меньшей степени.

Разработка нефтяных залежей практически всегда сопровождается изменением пластового давления (Рщ,), при котором в продуктивных пластах происходят сложные физические процессы, снижающие фильтрационно-емкостные свойства горных пород и коэффициенты продуктивности скважин. Недоучет этого фактора при проектировании технологических режимов работы скважин снижает достоверность прогнозирования технико-экономических показателей, темпов нефтеизвлечения, сроков разработки залежей и конечной нефтеотдачи.

На территории Верхнего Прикамья в Пермском крае разработка и эксплуатация нефтяных месторождений осложнена неоднородностью коллекторов на значительной части площади их распространения и высокой газонасыщенностью пластовой нефти при повышенных значениях давления насыщения (Р,шс). Периоды разработки нефтяных залежей до ввода в эксплуатацию систем поддержания пластового давления характеризуются значительным снижением пластовых давлений вплоть до Рнас, забойные давления в скважинах с постоянной откачкой жидкости снижаются на 20...50 % по отношению к этому давлению. Исследование вопросов влияния снижения пластовых и забойных давлений на Кпрод в этих условиях является актуальной задачей.

Значительная часть (-25%) добывающих скважин эксплуатируется на режимах периодической откачки жидкости, при

которых забойные давления снижаются в периоды отбора до значений, ниже Р„ас на 40...70 %. Вопросы изменения показателей, характеризующих интенсивность притока жидкости в скважины, т.е. их коэффициенты продуктивности, при периодической откачке в указанных условиях исследованы в недостаточной степени.

Для обоснования технологических режимов работы добывающих скважин необходимо повышать надежность прогнозных оценок их Кпрод и дебитов, других показателей, характеризующих производительность скважин и темпы нефтеизвлечения. Разработка и реализация методических подходов и программных средств для такого прогнозирования повышает эффективность разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Цель работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем оперативного прогнозирования коэффициентов продуктивности и темпов отбора для залежей с высокой газонасыщенностью пластовой нефти при изменении пластовых и забойных давлений.

Идея работы

Оперативное прогнозирование отборов нефти при разработке нефтяных месторождений с учетом изменения коэффициентов продуктивности скважин при изменении пластовых и забойных давлений повышает надежность прогнозных оценок при проектировании разработки нефтяных залежей.

Задачи исследований:

• выполнить анализ известных результатов исследований по оценке влияния геолого-физических и технологических факторов на коэффициенты продуктивности нефтедобывающих скважин;

• исследовать динамику коэффициентов продуктивности добывающих скважин при изменении пластовых и забойных давлений в процессе разработки месторождений с высокой газонасыщенностью пластовой нефти на территории Верхнего Прикамья;

• выполнить исследования изменения продуктивности периодических скважин в периоды работы и накопления при

эксплуатации залежей с высокой газонасыщенностью пластовой нефти;

• разработать методику и программный продукт для оперативного прогнозирования коэффициентов продуктивности и производительности скважин, а также темпов отбора нефти при изменении пластовых и забойных давлений в процессе разработки нефтяных залежей Верхнего Прикамья.

Методы исследований

При решении поставленных задач использовался комплексный метод исследований, включающий анализ и обобщение промысловых данных по изменению продуктивности скважин в различных условиях и численное моделирование. Обработка результатов исследований проводилась с использованием метода регрессионного анализа.

Научная новизна работы:

- получены зависимости для оценки изменения Кпрод скважин нефтяных месторождений Верхнего Прикамья при снижении пластовых и забойных давлений, при этом отмечено, что коэффициенты продуктивности (коэффициенты притока) периодических скважин при разработке залежей с высокой газонасыщенностью пластовой нефти в периоды работы и накопления жидкости существенно изменяются;

- на основе полученных эмпирических зависимостей разработана методика прогнозирования, позволяющая выполнять оперативную оценку коэффициентов продуктивности и других технологических показателей, характеризующих производительность скважин и темпы отбора нефти с учетом изменения пластовых и забойных давлений в процессе разработки нефтяных залежей;

- на основе прогнозирования с применением разработанной программы определено, что при эксплуатации добывающих скважин месторождений Верхнего Прикамья с забойными давлениями, превышающими Рнас, и поддержании пластового давления на уровне начального сроки выработки 70 % извлекаемых запасов нефти могут быть снижены на 30 - 40 % по сравнению с достигаемыми при существующих системах разработки.

Защищаемые научные положения

1. При высокой газонасыщенности пластовой нефти работа добывающих скважин, особенно периодических, характеризуется значительным изменением интенсивности притока жидкости и коэффициентов продуктивности скважин при снижении пластовых и забойных давлений в связи с деформациями коллектора и образованием свободной газовой фазы в прискважинных зонах

пласта.

2. Разработанная методика для оперативного прогнозирования коэффициентов продуктивности, темпов нефтеизвлечения и других технологических показателей при изменении пластовых и забойных давлений в процессе разработки залежей нефти может повысить надежность прогнозных оценок при проектировании, анализе и регулировании разработки нефтяных

месторождений.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется хорошей сходимостью результатов: теоретических и гидродинамических исследований изменения коэффициентов продуктивности; оперативного прогнозирования производительности скважин и других показателей по предложенной методике и по компьютерной программе Tempest.

Практическая значимость

1. На основе полученных зависимостей изменения коэффициентов продуктивности и производительности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений обоснованы рекомендации и выводы о необходимости поддержания пластового давления на уровне первоначального при разработке залежей с

высокогазонасыщенной нефтью.

2. Разработана методика оперативного прогнозирования коэффициентов продуктивности и основных технологических показателей работы фонда скважин с учетом изменения забойных и пластовых давлений в процессе разработки нефтяных залежей, основанная на анализе геолого-физических характеристик эксплуатируемых пластов, промысловых исследований скважин и динамики их работы.

3. Разработана компьютерная программа для прогнозирования коэффициентов продуктивности и основных технологических показателей работы фонда скважин с учетом изменения забойных и пластовых давлений в процессе разработки нефтяных залежей (св-во №2011615689).

4. Материалы диссертационной работы внедрены в учебный процесс: используются при чтении лекций по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» в Пермском национальном исследовательском политехническом университете; включены в учебное пособие «Управление продуктивностью скважин»; использованы при выполнении научно-исследовательских работ.

Апробация результатов исследования

Основные положения и результаты работы докладывались на научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (г.Пермь, 2008, 2009, 2010г.), на международном симпозиуме им. ак. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 2009 г.), на международной научно-технической конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь, 2009 г.), на Всероссийской научно-технической конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь, 2010 г.), на международной научно-технической конференции «Рациональное природопользование» (г. Санкт-Петербург, 2011 г.), на научном семинаре кафедры «Разработка нефтяных и газовых месторождений» ПНИПУ (г. Пермь, 2011 г.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 15 научных работ, в том числе 8 - в периодических изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 120 наименований. Материал работы изложен на 141 странице, включает 27 таблиц и 77 рисунков.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные направления исследований.

В первой главе приведена геолого-физическая характеристика и основные показатели разработки нефтяных месторождений Верхнего Прикамья. Рассматриваются и анализируются известные результаты теоретических и экспериментальных исследований по оценке влияния геолого-физических и технологических факторов на коэффициенты продуктивности и производительность нефтедобывающих скважин.

Объекты разработки Верхнего Прикамья приурочены к ловушкам сложного строения, обладают повышенным естественным фоном трещиноватости и различными фильтрационно-емкостными свойствами. Легкие и средней плотности пластовые нефти характеризуются низкими значениями вязкости, высокой газонасыщенностью. Пласты зонально неоднородны, часть из них имеет зоны замещения коллекторов плотными породами. При разработке залежей отмечено значительное снижение пластовых давлений вплоть до Рнас, забойные давления в скважинах с постоянной откачкой жидкости снижаются на 20...50 % по отношению к этому давлению.

К основным технологическим показателям работы нефтедобывающих скважин относят их дебеты, пластовые и забойные давления. Изменение термодинамических условий работы скважин оказывает влияние на фильтрационно-емкостные характеристики прискважинных зон пластов, а также на физико-химические свойства насыщающих их флюидов и на коэффициенты

продуктивности скважин.

Вопросам изучения влияния термодинамических условий разработки на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) горных пород и показатели работы скважин посвящены работы отечественных и зарубежных ученых: К.С. Басниева, Ю.Е. Батурина, В.Д. Викторина, А.Т. Горбунова, Р.Н. Дияшева, В.М. Добрынина, Ю.П. Желтова, Ю.В. Зейгмана, Ю.А. Кашникова, Ф.И. Котяхова,

А.П. Крылова, Н.П. Лебединца, В.Д. Лысенко, И.Т. Мищенко, А.Ю. Назарова, М.К. Рогачева, В.П. Сонича, Н.Е. Стадниковой, H.A. Черемисина, С.А. Христиановича, Ю.Х. Ширяева, В.Н. Щелкачева, F.P. Charlez, A. Settari, М.А. Andersen, M.B. Standing, J.V. Vogel, M.J. Fetkovich и др.

Снижение давлений в пласте и на забое добывающих скважин может приводить к существенному изменению условий фильтрации нефти из-за деформационных процессов и выделения в свободную фазу растворенного в нефти газа. Особый интерес при этом представляет вопрос о влиянии дегазирования нефти в пласте при высокой ее газонасыщенности на динамику Кпр0д, в том числе в коллекторах с проявлением трещиноватости. До настоящего времени данный вопрос исследован еще недостаточно, чем определяется его актуальность для практики нефтедобычи.

При прогнозировании показателей разработки учет изменения коэффициента продуктивности по жидкости из-за выделения газа производится с помощью фазовых проницаемостей, а учет деформаций — за счет корректировки абсолютной проницаемости пластов и коэффициентов продуктивности отдельных скважин при адаптации модели по истории разработки. Поскольку в настоящее время расчеты процесса разработки ведутся по программам, созданным для поровых гидродинамических моделей, не учитывающих деформации трещин, то даже после внесения единовременных поправок на трещинную проницаемость прогнозные показатели разработки не всегда подтверждаются фактической динамикой добычи.

Во второй главе приведены результаты анализа динамики коэффициентов продуктивности и производительности

добывающих скважин с непрерывной откачкой жидкости при разработке залежей с высокой газонасыщенностью пластовой нефти при изменении пластовых и забойных давлений.

Важной задачей при проектировании и оперативном прогнозировании разработки нефтяных месторождений является достоверное обоснование коэффициентов продуктивности и производительности скважин в процессе их эксплуатации.

Выполнена оценка влияния изменения пластовых и забойных давлений на динамику Кпрод для трех типов эксплуатационных объектов Верхнего Прикамья: в карбонатных башкирских отложениях (пласты Бш); в терригенных визейских отложениях (пласты Тл-Бб-Мл); в карбонатных турнейско-фаменских отложениях (пласты Т-Фм).

Коэффициенты продуктивности новых скважин, введенных в эксплуатацию на участках залежей с пониженными пластовыми давлениями, значительно ниже КпроД скважин, введенных при начальном пластовом давлении (табл. 1).

Таблица

Месторождение, объект Кпппл/КпполО при Рпл/РгмО

1,0 0,8 0,6 0,4

Озерное, Бш 1,0 0,77 0,50 0,27

Сибирское, Бш 1,0 0,65 - -

Шершневское, Бб 1,0 0,73 0,62 -

Шершневское, Т-Фм 1,0 0,72 0,47 -

Текущая продуктивность значительной части добывающих скважин залежей нефти Сибирского, Шершневского и других месторождений, приуроченных к территории Верхнего Прикамья, при снижении пластовых и забойных давлений до Рнас значительно уменьшается (рис. 1).

0 2 4 6 8

Время сначала разработки залежи, годы Рис. 1. Динамика средних показателей работы фонда скважин бобриковского объекта Шершневского месторождения

При снижении забойных давлений до (0,5...0,8)Рнас и пластовых давлений до значений, близких к Рнас, коэффициенты продуктивности и дебиты значительной части скважин уменьшаются до 40 % и более от их максимальных значений.

Снижение Кпрод при уменьшении Р„л и Рзаб отражается на темпах и сроках выработки извлекаемых запасов нефти. На рис. 2 приведена зависимость средней накопленной добычи нефти от времени работы скважин бобриковского объекта 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 периода при Рза6 ниже Рнас (группа 3), среднегодовая добыча нефти не превышает 5,0 тыс. т на скважину.

180

♦ Группа 1 Ш Группа 2 «Группа 3

0 2 4 6 8

Время после ввода в скважин эксплуатацию, годы

Рис. 2. Динамика средней накопленной добычи нефти для скважин

бобриковского объекта Сибирского месторождения

Влияние деформационных процессов на динамику коэффициента продуктивности скважины можно оценить с помощью зависимости

Кппол к;

а-ал (Рпл0 - Рпл)

Чхрод ^продО е ,

(1)

где Кпродо - коэффициент продуктивности при начальном пластовом давлении Р^, м3/(сут-МПа); ад - коэффициент, учитывающий изменение коэффициента продуктивности в результате

деформационных процессов, МПа1; Рщ, - текущее пластовое давление, МПа.

Влияние деформаций на проницаемость коллектора проявляется главным образом в прискважинных зонах пласта (ПЗП), где имеет место наиболее значительное снижение давления в поровом пространстве и трещинах горных пород вплоть до забойного (Рзаб). При наличии контролирующих приток жидкости в скважину трещин частичное или полное их смыкание в процессе снижения давления происходит, в первую очередь, непосредственно у стенки скважины. В связи с этим формула (1) записана в виде

и- -ад-( РплО - (Рпл+Рзабу2)

Кцрод _ К-продО е > V /

При исследовании изменения Кпрод при Рзаб выше Рнао в терригенных коллекторах выделяется группа скважин (до 20 % от общего числа), для которых наблюдается высокий темп снижения Кпрод, превышающий средние значения в несколько раз. Очевидно, что динамика изменения коэффициента ад существенно зависит от наличия систем трещин в ПЗП и с увеличением проницаемости возрастает. При забойных давлениях ниже Р„ас доля скважин с темпом снижения продуктивности, существенно отличным от основной группы, уменьшается до 5...7 %.

При анализе промысловых данных для нефтяных месторождений Верхнего Прикамья получены следующие значения коэффициентов ад в формуле (2):

а) для бобриковских отложений:

- скважины с проявлением трещиноватости коллектора в околоскважинных зонах пласта (трещинно-поровый тип коллектора)

ад= 0,724+0,12-1пк, при к = 0,02...0,65 мкм2; (3)

- для скважин с поровым типом коллектора

ад= 0,213+0,033• 1пк, при к = 0,01... 1,27 мкм2; (4)

б) для башкирских отложений

ад =0,091+4,653-к при к = 0,001...0,05 мкм2; (5)

в) для турнейско-фаменских отложений

ад= 0,440+0,045-1пк при к = 0,005...0,03 мкм2. (6)

На графике фактического изменения КПр0д (рис. 3) приведены расчетные кривые, суммарно учитывающие влияние деформаций по формуле (2) с коэффициентом ад, полученным по фактическим

данным в области с Рзаб > Р„ас, и газа (в соответствии с фактической зависимостью относительной фазовой проницаемости (ОФП) пласта по нефти от газосодержания). Анализ приведенных в специальной литературе уравнений для оценки дебитов и коэффициентов продуктивности скважин в области Рзаб < Рнас показывает, что приведенные уравнения учитывают в основном влияние на Кпр0д выделения в свободную фазу растворенного в нефти газа. Существенные расхождения между фактическими и расчетными зависимостями указывают на то, что при совместном проявлении деформаций и снижении фазовых проницаемостей по нефти имеет место усиление процесса снижения проницаемости пласта и коэффициентов продуктивности скважин, т.е. проявляется синергегический эффект, связанный, очевидно, с блокированием газом проводящих каналов и трещин в ПЗП по мере их смыкания при низких значениях забойных давлений.

1,2 1

О

&

о

|о,4 0,2

«■>»— Влияние газа по ОФП (расчет)

•»•»««Влияние

деформаций (расчет)

Суммарное влияние газа и деформаций (расчет) »-«•— Расчет по формуле ИТ.Мищенко

0

0,6 0,8 1 1,2 1,4

Рчяб /Рте

Рис. 3. Зависимость относительного коэффициента продуктивности скв. 57 от отношения Рза5/Рнас

Зависимость КПр0д при снижении забойного давления ниже давления насыщения может быть определена по формуле В.Д. Лысенко:

— ту* -а,(Рнас-Рзаб) ^

г^-прод 'мтоодОг С > V ')

где Кпродо,- - коэффициент продуктивности при Рзаб = Рнас; -коэффициент, учитывающий влияние деформаций и свободной газовой фазы.

Выполнена оценка значений коэффициентов aj в формуле (7) по промысловым данным для месторождений Верхнего Прикамья:

а) для бобриковских отложений

(11=0,273+0,00019-Г- 0,014-lnk, (8)

где Г - газосодержание пластовой нефти, м3/т (при изменении от 60 до 165 м3/т); к - коэффициент проницаемости, мкм2 (при изменении от 0,001 до 0,6 мкм2);

б) для башкирских отложений

ai=0,065+0,0028-Г - 1,28-k (9)

при изменении Г от 50 до 120 м3/т; к от 0,001 до 0,04 мкм2;

в) для турнейско-фаменских отложений

а,=0,117 - 0,00013-Г - 0,048-lnk (10)

при изменении Г от 60 до 165 м3/т; к от 0,001 до 0,1 мкм2.

С повышением Риб добывающей скважины увеличивается ее коэффициент продуктивности. При увеличении забойного давления в области ниже Р„ас коэффициент продуктивности изменяется (увеличивается) по зависимости

К- =К"' а2(Рзаб-Р'заб) ч

1чпрод IV прод с , ^ J 1J

где Кпрод и К'Пр0д - коэффициенты продуктивности соответственно при Рза6 и Р'заб (причем Р'заб < Рзаб < Рнас); а2 - количественный показатель интенсивности увеличения коэффициента продуктивности на единицу повышения давления.

При анализе промысловых данных для нефтяных месторождений Верхнего Прикамья получены следующие значения коэффициентов а2 в формуле (11):

а) для бобриковских отложений

<х2 = 0,290 - 0,00026-Г + 0,0124-lnk; (12)

б) для башкирских отложений

а2 =0,125-0,00045-Г+ 1,73 5-к; (13)

в) для турнейско-фаменских отложений

а2= 0,343 - 0,00038-Г + 0,0174-lnk. (14)

Пределы изменения к и Г в зависямостях (12), (13), (14) указаны выше.

С увеличением проницаемости коллектора значения коэффициентов а| снижаются, а2 - увеличиваются (рис. 4), при увеличении газосодержания пластовой нефти значения коэффициента оц увеличиваются; а2 - снижаются. Иными словами, с увеличением газосодержания темп снижения продуктивности скважин увеличивается, а темп восстановления продуктивности I снижается.

0.4 0,35

-г ♦ а1

0,25 " ........а1

0,15

0,001 0,01 0,1 1

1с, мкм2

Рис. 4, Зависимость коэффициентов а! и а2 от проницаемости для бобриковского объекта Шершневского месторождения

Полученные зависимости позволяют прогнозировать динамику коэффициентов продуктивности скважин с непрерывной откачкой жидкости при изменении забойных и пластовых давлений.

В третьей главе приведены результаты экспериментальных исследований в условиях промысла и оценка продуктивности добывающих скважин при периодической откачке жидкости, доля которых на месторождениях Верхнего Прикамья составляет около 25 %.

Работу скважины при периодическом,т.е. неустановившемся, режиме можно охарактеризовать коэффициентом притока (Кпр), который представляет собой, по аналогии с коэффициентом продуктивности, количество жидкости, поступающей из пласта в скважину за единицу времени в расчете на единицу перепада

давления (депрессии) ДРщ, = Рщ, - Рзаб- Размерность коэффициента Кпр такая же, что и у коэффициента продуктивности.

Для определения коэффициента притока на четырех периодических скважинах месторождений Верхнего Прикамья проведены специальные исследования с замерами текущего дебита (с помощью АГЗУ), обводненности, давления на приеме насоса (с помощью глубинного манометра), буферного и затрубного давлений, давления в линии, динамического уровня (с помощью эхолота). Продолжительность периодов накопления и отбора -близкие к режимным (в соответствии с технологическим режимом).

По изложенным в специальной литературе методикам и фактическим кривым разгазирования определены газосодержание (по свободному газу) нефти в течение периодов работы и накопления в скважинах, приток жидкости из пласта в скважину и коэффициенты притока. В скв. 336 Сибирского месторождения в период работы давление на забое скважины изменялось с 0,6Р„ас до 0,26Рнас. По результатам замеров приток жидкости из пласта в скважину к концу работы УЭЦН практически снизился до нуля, что соответствует динамике изменения продуктивности скважины при снижении фазовой проницаемости по жидкости (в соответствии с фактической зависимостью относительной проницаемости пласта по нефти от газосодержания).

В целом при режиме периодической откачки жидкости с высокой газонасыщенностью пластовой нефти и при низких забойных давлениях работа скважины осложняется значительным выделением в свободную фазу растворенного газа. При этом продуктивность рассмотренных скважин в периоды работы значительно снижается. Для таких скважин следует привести показатели их работы в соответствие с добывными возможностями, за счет этого перейти на режим непрерывной откачки жидкости с забойным давлением, превышающим его минимальное значение при периодической работе, что позволит увеличить отбор жидкости из скважин (табл. 2).

Таблица 2

Месторождение Шершневское Уньвинское

Объект Бб Бш Бб Т-Фм

Скважина 231 94 116 211

Параметры периодической откачки Время работы, ч 8 12 6 8

Время накопления, ч 16 12 18 16

Среднее забойное давление, МПа 5,79 7,69 13,33 8,52

Пластовое давление, МПа 13,14 16,5 17,09 12,42

Дебит по жидкости, м3/сут 6,04 27,87 11,68 13,7

Квддср, м3/(сут-МПа) 0,82 3,16 3,11 3,51

Параметры суточной откачки Забойное давление, МПа 7,34 11,1 12,04 10,27

Пластовое давление, МПа 15,5 16,5 17,01 12,42

Дебит по жидкости, м3/сут 14,8 30,03 20,05 18,37

К,1т)л. м3/(сут-МПа) 1,81 5,56 4,03 8,54

В четвертой главе на основе полученных эмпирических зависимостей изменения продуктивности скважин при эксплуатации залежей нефти создана методика прогнозирования показателей разработки залежей, реализованная в виде программы Ргс^погКЫМ, настроенной для месторождений Верхнего Прикамья.

В соответствии с разработанной методикой основные технологические показатели определяются с учетом фактической динамики продуктивности скважин при изменении пластовых давлений.

Текущая продуктивность скважин по жидкости определяется по зависимости

Кпрод ~КцродО' кв- кд, (15)

где Кпродо - начальная продуктивность разведочных скважин; кв и кд - коэффициенты, учитывающие изменение продуктивности соответственно при фильтрации воды и нефти и изменение забойных и пластовых давлений. Коэффициент кв оценивается на основе изменения продуктивности скважин при изменении обводненности (к„ = Г (п„)).

Динамика пластового давления для залежи нефти зависит от соотношения годовых отборов жидкости (<3Ж), закачки воды (С>зак) и величины извлекаемых запасов. Установлено следующее соотношение:

Рпш = Рпл(М)+(Аг<Ззак(Ы) - А2-Ож(И))/НИЗ, (16)

где А] и Аг - коэффициенты; индексы i и й соответствуют текущему и предыдущему годам; НИЗ - начальные извлекаемые запасы.

При оценке динамики обводненности продукции скважин для карбонатных и терригенных залежей использованы зависимости, в которых пв оценивается как функция выработки НИЗ и вязкости пластовой нефти (iH.

Адаптация работы программы PrognozRNM для эксплуатационных объектов Верхнего Прикамья показала вполне удовлетворительные результаты сопоставления прогнозных и фактических показателей разработки. Использование программы PrognozRNM может существенно повысить надежность прогнозных оценок при проектировании разработки нефтяных месторождений и оперативном контроле результатов расчетов при гидродинамическом моделировании (Eclipse, Tempest More и др.).

С помощью разработанной программы для залежей нефти месторождений Верхнего Прикамья выполнен прогноз динамики основных технологических показателей при текущих системах разработки и для случаев, когда пластовое давление поддерживается на уровне начального, до выработки 70 % извлекаемых запасов.

При поддержании пластового давления на уровне начального процесс выработки извлекаемых запасов нефти значительно ускоряется (рис. 5).

0,8

¡X ё

&

л Я

0,7 0,6 0.5 0,4 0,3 0,2 0,1 о

¿ А

М á #

* Jk~ ш

г 4.......................явШШг........

t «¡RiP* ¡яйЯШРР^^

30

•Текущий (PrognozRNM)

Текущий (Tempest More)

«■•—Ввод ППД с начала разработки (PrognozRNM)

0 10 20 Время, годы

Рис. 5. Динамика выработки запасов нефти для бобриковской залежи Шершневского месторождения

Для обеспечения рациональных темпов выработки запасов нефтяных месторождений на территории Верхнего Прикамья необходимо поддерживать пластовые давления на уровне начального, для чего вводить системы поддержания пластового давления на ранних стадиях разработки залежей.

Основные выводы

1. Установлены особенности изменения коэффициентов продуктивности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений для месторождений Верхнего Прикамья. Для рассмотренных объектов средние значения коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатируемых с забойными давлениями ниже давления насыщения, снижаются на 40...60 %.

2. Предложены математические зависимости, позволяющие прогнозировать изменение коэффициентов продуктивности скважин при изменении пластовых и забойных давлений в условиях месторождений Верхнего Прикамья.

3. Впервые для месторождений Пермского края проведены промысловые исследования по изучению коэффициентов продуктивности (коэффициентов притока) периодических скважин в периоды работы и накопления, показавшие необходимость учета изменения коэффициентов продуктивности при выборе технологического режима работы скважин. Показано, что коэффициенты продуктивности периодических скважин изменяются в периоды работы и накопления. Выработаны методические подходы к оптимизации технологических режимов работы периодических добывающих скважин с учетом изменения их коэффициентов продуктивности в периоды работы и накопления.

4. Разработаны методика прогнозирования показателей работы скважин и нефтяных залежей с учетом изменения пластовых и забойных давлений и программа Рк^погЮЧМ, которая может повысить надежность прогнозных оценок при проектировании разработки нефтяных месторождений.

5. Для бобриковских объектов Уньвинского и Шершневского месторождений показано, что при поддержании пластового давления на уровне начального сроки выработки извлекаемых запасов сокращаются на 15 и 8 лет соответственно.

Наиболее значимые работы по теме диссертации:

1. Поплыгин В.В. Динамика продуктивности добывающих скважин при высокой газонасыщенности пластовой нефти // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №10. - С. 28-29.

2. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. Изменение продуктивности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №8. - С. 120122.

3. Поплыгин В.В., Головизина A.A. Прогнозирование отборов нефти при разработке нефтяных месторождений с учетом изменения продуктивности скважин // Нефть, газ и бизнес. - 2011. -№8. - С. 24-26.

4. Поплыгин В.В., Галкин C.B. Прогнозная экспресс-оценка показателей разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. -2011.-№3.-С. 112-115.

5. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Чалов C.B. Изменение продуктивности добывающих скважин при разработке залежей нефти с высокой газонасыщенностью // Нефтяное хозяйство. -2010.-№8.-С. 104-106.

6. Поплыгин В.В., Мордвинов В.А. Периодическая откачка жидкости из скважин с высоким содержанием свободного газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 12. - С. 59-63.

7. Поплыгин В.В., Галкин C.B., Давыдова И.С. К вопросу оптимизации систем разработки в условиях эксплуатационных объектов нефтяных месторождений Предуральского краевого прогиба // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 12. - С. 54-58.

8. Поплыгин В.В., Мордвинов В.А. К совершенствованию системы поддержания пластового давления при разработке бобриковской залежи Уньвинского нефтяного месторождения II Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2010.-№ 12.-С. 52-53.

9. Программный комплекс для прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей («PrognozRNM»): Свидетельство о гос. регистрации программы для ЭВМ № 2011615689 Российская Федерация./ Поплыгин В.В., Галкин С.В; заявл. 01.06.2011; опубл. 20.07.2011, Роспатент. 2011.

РИЦ СПГГУ. 06.12.2011. 3.695 Т.ЮОэкз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Поплыгин, Владимир Валерьевич, Пермь

61 12-5/1281

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

На правах рукописи

ПОПЛЫГИН ВЛАДИМИР ВАЛЕРЬЕВИЧ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН И ТЕМПОВ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ПРИ ВЫСОКОЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ (на примере месторождений Верхнего Прикамья)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент В.А. Мордвинов

Пермь 2011

Содержание

Введение.......................................................................................................................4

Глава 1. Геолого-физическая характеристика и основные показатели разработки нефтяных месторождений Верхнего Прикамья. Анализ изученности проблемы исследований. Цели и задачи исследований..........................................................10

1.1. Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Верхнего Прикамья...................................................................................................10

1.2. Основные показатели разработки нефтяных месторождений Верхнего Прикамья....................................................................................................................12

1.3. Геолого-физические и технологические факторы, определяющие продуктивность добывающих скважин..................................................................18

1.3.1. Геолого-физические факторы................................................................18

1.3.2. Технологические факторы.....................................................................24

1.4. Принципы проектирования показателей разработки нефтяных залежей Верхнего Прикамья...................................................................................................32

1.5. Основные выводы. Задачи исследований................................................40

Глава 2. Изменение продуктивности и производительности добывающих скважин при высокой газонасыщенности пластовой нефти................................42

2.1. Продуктивность и производительность добывающих скважин в начальный период их эксплуатации........................................................................42

2.2. Продуктивность и производительность скважин при изменении пластовых и забойных давлений.............................................................................55

2.3. Прогнозирование продуктивности добывающих скважин при изменении пластовых и забойных давлений..........................................................72

Выводы к главе 2...............................................................................................86

Глава 3. Продуктивность добывающих скважин при периодической откачке жидкости.....................................................................................................................88

3.1. Изменение продуктивности периодических скважин в периоды работы и накопления..............................................................................................................88

3.2. Специальные исследования периодических скважин............................96

3.3. Оптимизация технологических режимов работы периодических добывающих скважин.............................................................................................106

Выводы к главе 3.............................................................................................110

Глава 4. Разработка методики прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей с учетом изменения продуктивности скважин....................112

4.1. Разработка методики прогнозирования показателей разработки.......112

4.2. Апробация методики оперативного прогнозирования показателей добычи нефти с учетом изменения продуктивности скважин...........................118

4.3. Оценка темпов нефтеизвлечения для залежей высокогазонасыщенной нефти с поддержанием пластового давления на уровне начального.................123

Выводы к главе 4.............................................................................................126

Основные выводы и рекомендации.......................................................................128

Библиографический список....................................................................................129

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследований

Коэффициенты продуктивности нефтедобывающих скважин определяют эффективность добычи нефти при разработке месторождений, особенно в сложных геолого-физических условиях.

Коэффициенты продуктивности (Кпрод) и производительность скважин зависят от ряда факторов - естественных, определяемых геолого-физической характеристикой объекта разработки, т.е. нефтяной залежи, и связанных с человеческой деятельностью по организации процесса нефтеизвлечения. В зависимости от характера изменения условий работы негативное влияние многих факторов на коэффициенты продуктивности и производительность скважин проявляется в большей или меньшей степени.

Разработка нефтяных залежей практически всегда сопровождается изменением пластового давления (Рпл), при котором в продуктивных пластах происходят сложные физические процессы, снижающие фильтрационно-емкостные свойства горных пород и коэффициенты продуктивности скважин. Недоучет этого фактора при проектировании технологических режимов работы скважин снижает достоверность прогнозирования технико-экономических показателей, темпов нефтеизвлечения, сроков разработки залежей и конечной нефтеотдачи.

На территории Верхнего Прикамья в Пермском крае разработка и эксплуатация нефтяных месторождений осложнена неоднородностью коллекторов на значительной части площади их распространения и высокой газонасыщенностью пластовой нефти при повышенных значениях давления насыщения (Рнас)- Периоды разработки нефтяных залежей до ввода в эксплуатацию систем поддержания пластового давления характеризуются значительным снижением пластовых давлений вплоть до Рнас, забойные давления в скважинах с постоянной откачкой жидкости снижаются на 20...50 % по отношению к этому давлению. Исследование вопросов влияния снижения

пластовых и забойных давлений на КГф0Д в этих условиях является актуальной задачей.

Значительная часть (-25 %) добывающих скважин эксплуатируется на режимах периодической откачки жидкости, при которых забойные давления снижаются в периоды отбора до значений, ниже Рнас на 40...70 %. Вопросы изменения показателей, характеризующих интенсивность притока жидкости в скважины, т.е. их коэффициенты продуктивности, при периодической откачке в указанных условиях исследованы в недостаточной степени.

Для обоснования технологических режимов работы добывающих скважин необходимо повышать надежность прогнозных оценок их Кпрод и дебитов, других показателей, характеризующих производительность скважин и темпы нефтеизвлечения. Разработка и реализация методических подходов и программных средств для такого прогнозирования повышает эффективность разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Цель работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем оперативного прогнозирования коэффициентов продуктивности и темпов отбора для залежей с высокой газонасыщенностью пластовой нефти при изменении пластовых и забойных давлений.

Идея работы

Оперативное прогнозирование отборов нефти при разработке нефтяных месторождений с учетом изменения коэффициентов продуктивности скважин при изменении пластовых и забойных давлений повышает надежность прогнозных оценок при проектировании разработки нефтяных залежей.

Задачи исследований:

• выполнить анализ известных результатов исследований по оценке влияния геолого-физических и технологических факторов на коэффициенты продуктивности нефтедобывающих скважин;

• исследовать динамику коэффициентов продуктивности добывающих скважин при изменении пластовых и забойных давлений в процессе разработки месторождений с высокой газонасыщенностью пластовой нефти на территории Верхнего Прикамья;

• выполнить исследования изменения продуктивности периодических скважин в периоды работы и накопления при эксплуатации залежей с высокой газонасыщенностью пластовой нефти;

• разработать методику и программный продукт для оперативного прогнозирования коэффициентов продуктивности и производительности скважин, а также темпов отбора нефти при изменении пластовых и забойных давлений в процессе разработки нефтяных залежей Верхнего Прикамья.

Методы исследований

При решении поставленных задач использовался комплексный метод исследований, включающий анализ и обобщение промысловых данных по изменению продуктивности скважин в различных условиях и численное моделирование. Обработка результатов исследований проводилась с использованием метода регрессионного анализа.

Научная новизна работы:

- получены зависимости для оценки изменения Кпрод скважин нефтяных месторождений Верхнего Прикамья при снижении пластовых и забойных давлений, при этом отмечено, что коэффициенты продуктивности (коэффициенты притока) периодических скважин при разработке залежей с высокой газонасыщенностью пластовой нефти в периоды работы и накопления жидкости существенно изменяются;

- на основе полученных эмпирических зависимостей разработана методика прогнозирования, позволяющая выполнять оперативную оценку коэффициентов продуктивности и других технологических показателей, характеризующих производительность скважин и темпы отбора нефти с учетом

изменения пластовых и забойных давлений в процессе разработки нефтяных залежей;

- на основе прогнозирования с применением разработанной программы определено, что при эксплуатации добывающих скважин месторождений Верхнего Прикамья с забойными давлениями, превышающими Рнас, и поддержании пластового давления на уровне начального сроки выработки 70 % извлекаемых запасов нефти могут быть снижены на 30 - 40 % по сравнению с достигаемыми при существующих системах разработки.

Защищаемые научные положения

1. При высокой газонасыщенности пластовой нефти работа добывающих скважин, особенно периодических, характеризуется значительным изменением интенсивности притока жидкости и коэффициентов продуктивности скважин при снижении пластовых и забойных давлений в связи с деформациями коллектора и образованием свободной газовой фазы в прискважинных зонах пласта.

2. Разработанная методика для оперативного прогнозирования коэффициентов продуктивности, темпов нефтеизвлечения и других технологических показателей при изменении пластовых и забойных давлений в процессе разработки залежей нефти может повысить надежность прогнозных оценок при проектировании, анализе и регулировании разработки нефтяных месторождений.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

определяется хорошей сходимостью результатов: теоретических и гидродинамических исследований изменения коэффициентов продуктивности; оперативного прогнозирования производительности скважин и других показателей по предложенной методике и по компьютерной программе Tempest.

Практическая значимость

1. На основе полученных зависимостей изменения коэффициентов продуктивности и производительности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений обоснованы рекомендации и выводы о необходимости поддержания пластового давления на уровне первоначального при разработке залежей с высокогазонасыщенной нефтью.

2. Разработана методика оперативного прогнозирования коэффициентов продуктивности и основных технологических показателей работы фонда скважин с учетом изменения забойных и пластовых давлений в процессе разработки нефтяных залежей, основанная на анализе геолого-физических характеристик эксплуатируемых пластов, промысловых исследований скважин и динамики их работы.

3. Разработана компьютерная программа для прогнозирования коэффициентов продуктивности и основных технологических показателей работы фонда скважин с учетом изменения забойных и пластовых давлений в процессе разработки нефтяных залежей (св-во №2011615689).

4. Материалы диссертационной работы внедрены в учебный процесс: используются при чтении лекций по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» в Пермском национальном исследовательском политехническом университете; включены в учебное пособие «Управление продуктивностью скважин»; использованы при выполнении научно-исследовательских работ.

Апробация результатов исследования

Основные положения и результаты работы докладывались на научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (г. Пермь, 2008, 2009, 2010 г.), на международном симпозиуме им. ак. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 2009 г.), на международной научно-технической конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь, 2009 г.), на Всероссийской научно-

технической конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь, 2010 г.), на международной научно-технической конференции «Рациональное природопользование» (г. Санкт-Петербург, 2011 г.), на научном семинаре кафедры «Разработка нефтяных и газовых месторождений» ПНИПУ (г. Пермь, 2011 г.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 15 научных работ, в том числе 8 - в периодических изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 120 наименований. Материал работы изложен на 141 странице, включает 27 таблиц и 77 рисунков.

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЕРХНЕГО ПРИКАМЬЯ. АНАЛИЗ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ ИССЛЕДОВАНИЙ. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ

ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений

Верхнего Прикамья

Нефтяные месторождения на севере и северо-востоке Пермского края (Верхнее Прикамье) территориально приурочены, в основном, к площади распространения Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС) [25, 26]. Залежи нефти и растворенного нефтяного газа установлены в отложениях среднего и нижнего карбона, а также в верхней части девонской системы.

Легкие и средней плотности пластовые нефти месторождений Верхнего Прикамья характеризуются низкими значениями вязкости, высоким и средним газосодержанием, повышенными значениями давления насыщения газом.

Объекты разработки Верхнего Прикамья приурочены к ловушкам сложного строения, обладающим различными фильтрационно-емкостными свойствами. Пласты зонально неоднородны, часть из них имеет прерывистый характер, зоны замещения коллекторов плотными породами.

Диапазон изменения показателей, определяющих геолого-физическую характеристику объектов Верхнего Прикамья, можно оценить по таблице 1.1.

Также стоит отметить, что на месторождениях Верхнего Прикамья естественный фон трещинноватости является более интенсивным, чем в других районах Пермского края [5; 31; 32; 48; 89; 90; 91; 92]

Характеристика параметров трещиноватости карбонатных отложений башкирско-серпуховского и турнейско-фаменского возраста, а также терригенных отложений визейского яруса представлена ниже [91]:

- Башкирско-серпуховские отложения: трещинная проницаемость при начальном гидростатическом пластовом давлении составляет 0,089-0,1 мкм или 64-73% от общей проницаемости пор и трещин. Трещинная пористость составляет 0,38-1,33% против 10-12% пористости поровой матрицы. Коэффициент охвата трещиноватостью общей толщины карбонатного разреза равен 0,17-0,35, в том числе эффективной толщины 0,31-0,47 и плотной толщины 0-0,35. Густота микротрещин равна 111-392 м"1 по исследованию больших шлифов, а расстояния между мегатрещинами составляют 500-600 м.

Таблица 1.1

Геолого-физическая характеристика объектов разработки нефтяных

месторождений Верхнего Прикамья

Показатели Значения показателей

Объекты башкирские визейские турнейско-фаменские

Тип коллектора, м карбонатный терригенный карбонатный

Глубина залегания, м 1610...2104 1919...2340 1800...2400

Нефтенасыщенные толщины пластов, м 2,4... 12,7 3,1. ..11,6 3,9...22,2

Пористость, д.ед. 0,1...0,15 0,12...0,18 0,08...0,12

2 3 Проницаемость, мкм • 10" 9...86 79....653 11...117

Плотность пластовой нефти, кг/м3 770... 844 730...839 710...833

Динамическая вязкость пластовой нефти, мПа-с 1,02...10,86 1,22...3,19 1,13...4,04

Газосодержание, м3/т 50...207 64,2... 164,6 63,6.. .180

Давление насыщения, МПа 10,95...16,4 11,56...16,0 10,94...17,4

Начальное пластовое давление, МПа 15,5...21,3 20,3...24,4 18,2...25,0

Рнас/РплО, Д-еД. 0,57...0,91 0,53...0,66 0,52...0,68

Коэффициент охвата трещиноватостью (эффективной толщины), д.ед. 0,31...0,47 0,82...0,91 0,261...0,906

Коэффициент песчанистости, д.ед. 0,24...0,57 0,2...0,7 0,1...0,28

Коэффициент расчлененности, д.ед. 4,7...21,4 1,5...5,8 1,6...14,1

- Визейские терригенные отложения: трещинная проницаемость при начальном пластовом давлении составляет 0,053-1,777 мкм2 или 80,4-93,5%» от

общей проницаемости пор и трещин. Трещинная пористость составляет 0,0630,208% против 11,7-19% пористости поровой матрицы. Коэффициент охвата трещиноватостью общей толщины терригенного разреза равен 0,59-0,92, в том числе эффективной толщины 0,82-0,91 и плотной толщины 0,46-0,94. Густота микротрещин равна 20 м"1, расстояние между мегатрещинами составляют 750875 м.

- Турнейско-фаменские отложения: тре�