Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

симметричному. По мере

подхода

фронта вытеснения к эксплуатационным

скважинам наблюдается изменение изолиний концентраций С

—

, а

также насыщенностей жидкой фазы. Однако зон, не охваченных

вытеснением, не наблюдается. Практически слияние фронтов вытеснения

во втором варианте расчета происходит на 6-й год закачки

сухого

газа, в

первом — несколько позднее. Распределение насыщенности жидкой фазы

ходе

закачки

сухого

газа представлено на рис. 2.83, II (а, б), 2.84, II (а, б).

Из

приведенных рисунков видно, что значительное уменьшение объе-

ма жидкой фазы наблюдается вблизи нагнетательных скважин, что говорит

об интенсивном массообмене компонентами газовой и жидкой фаз в при-

забойной зоне этих скважин. При этом в

первую

очередь испаряются лег-

кие

углеводороды

из состава жидкой фазы, а именно, С

—

. Содержание

углеводородов

в пластовой жидкой фазе в значительной мере меняется

в призабойной зоне нагнетательных скважин,

оно практически по-

стоянно

по всей площади, охваченной вытеснением. Таким образом, про-

221

60*-

Годы

Рис.

2.85. Графики

изменения

концентраций

углеводородов

С,, С

, С

, С,, С

, % (молярная

доля)

продукции

эксплуатационных

скважин

по

годам

закачки

сухого

газа:

— 1-й вариант расчета, скв. 158; б — 2-й вариант, скв. 129

исходит осушка призабойных зон скважин, через которые поступает в

пласт вытесняющий агент вследствие интенсивного испарения промежуточ-

ных компонентов, а также фракции С

в неравновесную газовую фазу, и

на

определенном расстоянии от зоны закачки пластовый газ вытесняется

практически

равновесной газовой фазой.

На

рис. 2.85, а, б показано изменение состава продукции в ближай-

ших к нагнетательным эксплуатационных скважинах (158 и 129) соответст-

венно

в первом и втором варианте расчета по годам закачки

сухого

газа.

Из

приведенных графиков видно, что значительное увеличение доли мета-

на,

а также снижение содержания компонентов С

—С

в отбираемой про-

222

Годы

250

Годы

Рис.

2.86. Показатели

добычи

промежуточных

углеводородов

_, по

годам

эксплуатации

скважин в

ходе

закачки

сухого

газа:

а — 1-й вариант расчета; б — 2-й вариант; в — суммарная добыча (сплошная линия — 1-й

вариант, штриховая — 2-й вариант)

дукции скважин происходит через 1,5 года закачки в первом варианте рас-

чета и через 2 года во втором, что говорит о прорыве закачиваемого аген-

та к эксплуатационным скважинам. Прорыв газа закачки к периферийным

скважинам происходит значительно позднее и определяется дебитами экс-

плуатационных скважин, их размещением на опытном участке и неодно-

родностью коллекторских свойств пласта.

При

прокачке

сухого

газа средний состав продукции добывающих

скважин практически не изменяется до момента закачки газа в объеме

примерно 1,5 объемов пор зоны воздействия.

Добыча промежуточных (С

—С

) и высококипящих (С

) углеводоро-

дов по годам эксплуатации добывающих скважин для 1-го и 2-го вариантов

расчета в

ходе

закачки

сухого

газа показана на рис. 2.86, 2.87. Объемы до-

бычи углеводородов в первом и втором вариантах расчета практически

пропорциональны объемам нагнетания вытесняющего агента и изменяются

линейно

ходе

закачки. Объемы добычи углеводородного сырья опреде-

ляются, в первую очередь, дебитами самих скважин. Максимальная добыча

223

Годы

Рис.

2.87. Показатели

добычи

высококипящих

углеводородов

скважин в

ходе

закачки

сухого

газа:

— 1-й вариант расчета; б — 2-й вариант

7 9

Годы

по

годам

эксплуатации

углеводородов С

—С

и С

наблюдается на скв. 129 в обоих вариантах

расчета. Минимальные отборы этих углеводородов получены на скв. 195 в

первом варианте расчета.

На

рис. 2.86, в приведена суммарная добыча промежуточных углеводо-

родов и фракции С

по годам закачки

сухого

газа. За десятилетний пери-

од добыча углеводородов С

составит 2 млн т в первом варианте и около

1,5 млн т во втором варианте расчета. Добыча конденсата в первом вари-

анте за этот же период закачки составит 350 тыс. т, а во втором варианте

расчета — 300 тыс. т. Небольшие отличия в суммарной добыче углеводо-

родного сырья в первом и втором варианте расчета за один и тот же пе-

риод эксплуатации добывающих скважин объясняются разными

коэффи-

циентами

охвата зоны воздействия. Полнота охвата зоны участка вытесне-

нием

к моменту прорыва на все добывающие скважины равна 0,5 во вто-

ром варианте и 0,8 в первом варианте расчета.

Закачка

сухого

газа позволяет продлить период доразработки опытно-

го участка, сохранить в течение всего периода нагнетания значительные

дебиты скважин по газу и по конденсату и существенно увеличить полноту

отборов углеводородов из рассматриваемого участка пласта. Результаты

математического моделирования процесса вытеснения пластовых углеводо-

родов сухим газом позволяют определить приведенный объем закачки су-

хого

газа на промысле. В условиях реального пласта Вуктыльского ГКМ с

учетом коэффициента охвата, определяемого неоднородностью пористой

среды по разрезу и по площади, а также размещением сетки эксплуатаци-

онных

скважин, приведенный объем закачиваемого газа не должен пре-

вышать 1,5 объемов пор обрабатываемой зоны.

Результаты аналитического исследования процесса доизвлечения плас-

товых углеводородов при закачке

сухого

газа использованы при оценке

технологических и технико-экономических показателей эксплуатации

опытного участка Вуктыльского месторождения.

224

Повышение

эффективности

эксплуатации

скважин

Автор

совместно с Н.А. Гужовым, В.А. Николаевым, А.Н. Шандрыгиным

исследовал причины снижения продуктивности эксплуатационных скважин

при

разработке газоконденсатных месторождений, используя многочис-

ленные опубликованные данные по этой проблеме, а также собственный

опыт. Итогом этой работы стало то, что предложены и нашли внедрение

методы повышения продуктивности скважин. Соответствующие результа-

ты теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследо-

ваний

составляют содержание настоящего раздела.

3.1

Особенности

эксплуатации

газоконденсатных

скважин.

Основные

причины

ухудшения

их

продуктивности

Опыт разработки газоконденсатных месторождений указывает на сущест-

венное

изменение продуктивности скважин в процессе эксплуатации мес-

торождений. В практике нефтегазодобычи понятие продуктивности сква-

жин

в общем

случае

включает в себя характеристику добывных возможно-

стей скважин, связанных как с коллекторскими свойствами продуктивных

горизонтов, вскрытых скважиной, так и с ее техническим состоянием. За-

частую

вместо этого термина используют аналогичный — производитель-

ность скважин. Более узкое понятие продуктивности скважин обычно оп-

ределяют интенсивностью отбора скважиной пластовых флюидов при со-

здании

на ее забое определенных условий. В этом

случае

продуктивность

скважин

количественно характеризуется коэффициентами продуктивности,

которые представляются в виде отношения дебитов скважин и соответст-

225

вующей им разности пластового и забойного давлений (депрессии на забое

скважин) или, для газовых скважин, разности квадратов этих давлений.

Несмотря на то, что в

ходе

эксплуатации газоконденсатных месторожде-

ний

коэффициенты продуктивности скважин иногда изменяются в сторону

их увеличения, в подавляющем большинстве

случаев

разработка месторож-

дений сопровождается значительным уменьшением коэффициентов про-

дуктивности. Снижение продуктивности скважин вызывает не только це-

лый комплекс проблем при их эксплуатации, но и значительные осложне-

ния

в управлении разработкой залежей и в конечном

счете

снижение тех-

нико-экономических показателей этого процесса. И, наконец, уменьшение

продуктивности газоконденсатных скважин

зачастую

является одной из

основных причин их полной остановки и выбытия из эксплуатации.

3.1.1

Основные причины снижения

продуктивности скважин. Понятие скин-эффекта

Снижение продуктивности скважин в процессе разработки газоконденсат-

ных месторождений связано с проявлением различных геолого-промысло-

вых факторов. Основными из них являются:

изменение состояния призабойных зон этих скважин

(ПЗС),

а имен-

но,

ухудшение

фильтрационно-емкостных свойств коллектора в этой обла-

сти пласта;

осложнение в эксплуатации скважин из-за

ухудшения

технического

состояния ствола скважин;

накопление жидкости в стволе скважины вследствие изменения фазо-

вого состояния углеводородной смеси или прорыва к скважине воды.

Проявление каждого из перечисленных факторов может быть обус-

ловлено различными физико-химическими процессами, происходящими в

пласте и в скважине. Различными оказываются и последствия от их воз-

действия. Наиболее значительное изменение продуктивности вызывают из-

менения

состояния призабойных (прискважинных) зон пласта. Проблеме

снижения

продуктивности скважин вследствие изменения фильтрационных

параметров коллектора в призабойной зоне скважин

следует

уделять

осо-

бое внимание.

Прискважинные зоны — это особая часть пласта, не только

определяющая дебиты скважин, но и во многом влияющая в целом на

извлечение из залежи газа и конденсата. В зоне нескольких метров вокруг

скважины возникают основные фильтрационные сопротивления при

притоке к ней флюидов. Поэтому

даже

незначительное

ухудшение

фильтрационных свойств коллектора в этой зоне сопровождается

существенным уменьшением продуктивности скважин. Фильтрационные

процессы в прискважинной зоне осложняются проявляющимися в этой

области пласта различными локальными эффектами, связанными с

особенностями распределения полей давления, температуры, напряжений и

насыщенности коллектора жидкостью и газом.

Изменение

продуктивности скважин из-за

ухудшения

фильтрацион-

ных параметров прискважинной зоны пласта обычно отражается в

поня-

226

тии

скин-эффекта. Впервые оно было введено в нефтегазодобыче Van

Everdingen и Hurst, которые отметили несоответствие замеряемых на

скважине депрессий вычисленным их значениям. Примечательно, что Van

Everdingen и Hurst использовали понятие скин-эффекта только для случая

ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта. Параметр

скин-эффекта

(скин-фактор) в случае притока жидкости к скважине они

представили как

5 = *Л(Др)

С1ШН

/(141,2<7Мо). (3-1)

где к — проницаемость пласта; h — толщина пласта; (Лр)

С1ШН

— депрессия

на

скважине при проявлении скин-эффекта; q — дебит скважины; До —

вязкость жидкости; В

— объемный коэффициент жидкости. Формула 3.1

представлена в системе единиц SPE и поэтому содержит переводной

коэф-

фициент

141,2.

Несколько

позже Hawkins ввел понятие отрицательного скин-фактора

для описания притбка к скважине с улучшенными характеристиками кол-

лектора в прискважинной зоне. Для скважины радиусом R

, вокруг кото-

рой

имеется зона радиусом Я

скин

с проницаемостью

СКИН

большей прони-

цаемости пласта к, он записал скин-фактор в виде

s = (k/k

ami

-l)ln(R

caat

). (3.2)

Проявление скин-эффекта в

работе

газовых

скважин в несколько уп-

рощенном

виде

можно показать с

помощью

уравнения

установившегося

притока

газа

к скважине.

Уравнение

притока

газа

при нелинейном дву-

членном законе фильтрации к скважине

имеет

вид

pi-pi

= АО

+ВО

(3.3)

где А и В — коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие

от

несовершенства

скважины,

геометрии

зоны дренирования,

параметров

свойств

газа.

Они

определяются

по

следующим

формулам:

X(lnR

+ С, +

(3.4)

где

= ц(р, 1)Z(p,

Т)р„Т

/(*к\р)КГ

);

В =

aJl/^-l/^

+ Ca + CJ, (3.5)

где

a =

PaT

Z(p,

Т)р„Т

/(2теП1Т

Здесь Рпд, р

— пластовое и забойное давления; С

— коэффициен-

ты несовершенства по степени вскрытия пласта; С

, С

— коэффициенты

несовершенства по степени и характеру вскрытия пласта; ц(р, Т) — вяз-

кость газа; Z(p, T) — коэффициент сверхсжимаемости газа; р

ат

— плот-

ность газа при атмосферном давлении; р

ат

— атмосферное давление; Г^,

— температура пластовая и стандартная; к(р) — коэффициент проница-

емости пласта; Л — толщина пласта; L — коэффициент макрошероховато-

сти;

— радиус контура.

Изменение

фильтрационного сопротивления за счет скин-эффекта

можно выразить в виде изменения коэффициента фильтрационного сопро-

тивления

А на величину, определяемую некоторым коэффициентом С

сиш

X[lnRJR

+ С, + С

СН1Н

(3.6)

227

В несколько иной форме проявление скин-эффекта можно выразить

для скважины, совершенной по степени и

характеру

вскрытия. В этом слу-

чае коэффициент фильтрационного сопротивления

= Ц\

скин

1пД

С1СИН

/Д

UklnR

ctMH

(3.7)

где

сквн

к — коэффициенты проницаемости коллектора в зоне вокруг

скважины с измененными фильтрационными свойствами (т.е. в зоне про-

явления

скин-эффекта) и по всему пласту в целом; Д

скин

—

радиус

зоны с

измененными

фильтрационными свойствами.

Как

правило, значения скин-фактора превышают единицу и

могут

до-

стигать больших значений (до десятков и сотен единиц). Как видно из

уравнений (3.1) —(3.7),

ухудшение

фильтрационных свойств коллектора в

узкой зоне вокруг скважины, вызывающее изменение проницаемости, мо-

жет оказать существенное влияние на продуктивность скважины. Для ил-

люстрации на рис. 3.1 представлена относительная продуктивность сква-

жины

случае

существования у забоя скважины зоны с ухудшенными

фильтрационными

свойствами (зоны поражения) различного

радиуса

и с

различными соотношениями проницаемости в этой зоне и средней по пла-

сту проницаемости. Относительная продуктивность рассматривалась как

соотношение продуктивности скважины в

двух

случаях:

при наличии у ее

забоя зоны поражения и без нее. Как видно из рис. 3.1, уменьшение про-

ницаемости в 10 раз в зоне всего нескольких десятков сантиметров вокруг

скважины приводит к уменьшению продуктивности в 2

—

3 раза, а умень-

шение

проницаемости в той же зоне в 100 раз вызывает снижение продук-

тивности уже на порядок и более.

Ухудшение

фильтрационных свойств пласта в призабойной зоне

скважин

может происходить за

счет

снижения как абсолютной, так и от-

носительной фазовой проницаемости коллектора. Абсолютная проницае-

мость коллектора в прискважинной зоне пласта может уменьшаться за

счет

закупоривания порового пространства глинистым раствором и его

фильтратом, а также частицами

других

веществ, осаждающихся у забоя

скважин.

Уменьшение абсолютной проницаемости коллектора связано

также с различными деформационными процессами и разрушением по-

роды.

Существует

несколько причин уменьшения относительной фазовой

проницаемости коллектора в призабойной зоне скважин для фильтрую-

1,0

0,8

0,2\-

-*>•

\ ""•••

12 3 4 5

Радиус

зоны

ухудшенной

проницаемости,

Рис.

3.1.

Значения относительной

продуктивности скважины

при раз-

личных радиусах зоны

ухудшен-

ными фильтрационными свойствами

и разном соотношении проницаемо-

стей

зонах.

Соотношение

проницаемостей:

/ —

0,50;

2 - 0,25; 3 - 0,10; 4 - 0,05; 5 -

0,01

228

щихся жидкостей и газов. Изменение фазовой проницаемости для газа и

углеводородной жидкости (конденсата) происходит за счет увеличения во-

донасыщенности коллектора вследствие проникновения фильтрата бурово-

го раствора и обводнения пласта. Немаловажное влияние на фазовые про-

ницаемости

коллектора оказывает изменение характеристик смачивания

породы под действием инфильтрата бурового раствора (как на водной, так

на углеводородной основе), а также адсорбция смол и асфальтенов из

фильтрующейся газоконденсатной (нефтегазоконденсатной) смеси. Все эти

причины

изменения фазовой проницаемости коллектора так или иначе

входят

в понятие скин-эффекта. В то же время основной фактор умень-

шения

фазовой проницаемости коллектора у забоя газоконденсатной

скважины,

каким является накопление в этой зоне ретроградного конден-

сата, как правило, не включается в определение одной из составляющих

скин-эффекта.

Как показывают результаты многочисленных исследований,

накопление

ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин может

явиться фактором, вполне сопоставимым по воздействию на продуктив-

ность скважин с другими факторами, обусловливающими скин-эффект.

Поэтому проблеме влияния процесса накопления ретроградного конденсата

на

продуктивность газоконденсатных скважин

следует

уделять не меньшее

внимание,

чем другим формам ухудшения фильтрационных свойств пласта

у забоя скважин. Более того, из-за многообразия проявления процессов,

происходящих в призабойных зонах газоконденсатных скважин, очень

важна детальная оценка причин ухудшения их продуктивности. Среди фак-

торов, определяющих продуктивность скважин, особую роль, несомненно,

играет состояние прискважинных зон пласта.

3.1.2

Строение прискважинных зон пласта.

Ухудшение

фильтрационных свойств

коллектора в прискважинной зоне пласта

Изменение

физических свойств пласта в прискважинной зоне определяется

как

свойствами пластовой системы, так и технологическими возмущения-

ми,

вносимыми в пласт в процессе сооружения скважины и ее эксплуата-

ции.

В подавляющем большинстве работ по изучению продуктивности

скважин

ухудшение

фильтрационных свойств прискважинной зоны пласта

связывается с поражением ее глинистым раствором. Это обусловлено тем,

что традиционные технологии вскрытия пластов бурением предусматрива-

ют создание давления в скважине, превышающего пластовое. Чаще всего

при

бурении используются промывочные жидкости на водной основе, и, в

частности, преимущественное применение получили глинистые растворы.

Глинистый раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперс-

ной

фазой которой являются глина и частицы выбуренных горных пород.

Внедрение глинистого раствора в пласт-коллектор происходит в

ходе

буре-

ния

скважины под действием репрессии на него. При этом возникают

сложные многофазные многокомпонентные фильтрационные течения с

компонентным

разделением глинистого раствора по пространству приск-

важинной

зоны. В

результате

у забоя скважины возникают несколько зон

220

с различными физическими свойствами и характером насыщения породы

флюидами. Практически все эти зоны сохраняются в разрезе прискважин-

ной

зоны (рис. 3.2) после завершения бурения скважины, спуска обсадной

колонны,

цементирования и перфорации.

За

обсадной колонной 1 и цементным кольцом 2 (см. рис. 3.2)

сохра-

няется глинистая корка 3, образовавшаяся в

результате

задержки части

дисперсной фазы.

Другая

часть дисперсной фазы, отфильтровавшаяся в

прискважинную область,

образует

зону кольматации 4.

следует

про-

мытая зона 5, появившаяся в процессе вытеснения газа (газоконденсатной

смеси) фильтратом глинистого раствора. Еще одна зона — зона проникно-

вения

5 (зона внедрения фильтрата глинистого раствора), как правило,

расформировывается после обсадки скважины.

В числе причин

ухудшения

абсолютной проницаемости в призабойной

зоне при проникновении в нее

бурового

раствора

могут

быть: механичес-

кое загрязнение ПЗС, а также физико-литологические, физико-химичес-

кие,

термохимические причины. Механические загрязнения ПЗС вызыва-

ются загрязнением пористой среды ПЗС твердой фазой буровой или про-

мывочной жидкости (закупоркой пор частицами), обогащением ПЗС кол-

лоидно-дисперсной системой за

счет

кольматажа и суффозией при враща-

тельно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в про-

цессе бурения, а также кольматацией минеральных частиц, которые при-

носятся жидкостью из отдаленных зон пласта. Из физико-литологических

факторов

ухудшения

проницаемости ПЗС основным является действие во-

ды на цемент и скелет породы и взаимодействие ее с пластовой водой.

Ухудшение

проницаемости при этом может происходить при контакте

в^

Рис. 3.2.

Упрощенная

схема

строения

прискважинной

зоны:

— обсадная колонна скважины; 2 — цементное кольцо; 3 — глинистая корка; 4 — зона

кольматации; 5 — промытая зона; б — зона проникновения; 7 — пласт-коллектор; 8 — пер-

форационные отверстия

230