На правах рукописи КОРОТЕНКО ВАЛЕНТИН АЛЕКСЕЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ НЕФТЯНЫХ
advertisement
На правах рукописи КОРОТЕНКО ВАЛЕНТИН АЛЕКСЕЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ СЛОИСТЫЙ КОЛЛЕКТОР Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Тюмень – 2007 2 Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Научный руководитель: - доктор технических наук, профессор Медведский Родион Иванович Официальные оппоненты: - доктор физико-математических наук, профессор Федоров Константин Михайлович - кандидат технических наук Кряквин Александр Борисович Ведущая организация: - Открытое акционерное общество «Сибирский научно- исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП») Защита состоится 28 апреля 2007 г. в 900 на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38 С диссертацией можно ознакомится в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте 72 каб.32 Автореферат разослан 28 марта 2007 г. Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. В настоящее время на территории Западной Сибири разрабатывается большое количество месторождений, продуктивные пласты, которых неоднородны Высокопроницаемые как по пропластки разрезу, чередуются так с и по низко простиранию. проницаемыми, составляющими большую часть эффективных нефтенасыщенных толщин, переслаиваются слабопроницаемыми породами: аргиллитами, битуминозными, глинистыми породами, карбонатами. К таким сложно построенным разрезам относятся отложения ачимовской толщи, баженовской и тюменской свит, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) которых изменяются по разрезу скважины. Запасы в таких залежах относятся к трудноизвлекаемым. Физическое и математическое моделирование процессов фильтрации в сложно построенных коллекторах связано с определением их ФЕС. Для выбора оптимального режима работы нефтяных скважин актуальным является разработка методов интерпретации лабораторных и гидродинамических исследований, учитывающих особенности строения пластов. Цель работы Повышение добывных возможностей нефтяных скважин, вскрывших сложно построенный коллектор, путем разработки и внедрения методики выбора оптимальных дебитов и депрессий. Основные задачи исследования 1. Установление влияния условий отбора керна на сохранение его естественных, первоначальных фильтрационно-емкостных свойств. 2. Определение коэффициентов пористости, сжимаемости пласта и пустотного пространства по результатам экспериментов на физических моделях и гидродинамических исследований сложно построенных коллекторов. 3. Построение нелинейных четырех параметрических зависимостей между фильтрационно-емкостными характеристиками сложно построенных коллекторов. Определение фильтрационно-емкостных параметров низко проницаемых разностей по результатам гидродинамических испытаний скважин. 4 4.Обоснование выбора оптимального режима эксплуатации нефтяной скважины, вскрывшей трещинно-пористый слоистый сложно построенный коллектор, для повышения добывных возможностей скважин. Научная новизна 1. Установлено, что коэффициент объемной сжимаемости пород баженовской свиты на порядок превышает величины коэффициентов объемной сжимаемости песчаников и алевролитов. Определены модули линейного и объемного деформирования, модуль сдвига для пород баженовской свиты. В зависимости от литологического состава и содержания ОВ выделены три модели пласта: упругое тело с уплотнением, упруго-пластическое тело, упругопластическое тело с дилатансией. Установлено влияние техногенных факторов на физические свойства отобранного керна. 2. Впервые построены нелинейные регрессионные зависимости между коэффициентами открытой пористости, остаточной водонасыщенности, проницаемости и объемной плотности для неокомских, ачимовских и юрских отложений пластов Когалымского, Тевлинско-Русскинского, Каменного и Уренгойского месторорождений.. 3. Разработан метод определения фильтрационно-емкостных параметров слоистого сложнопостроенного коллектора по результатам обработки КВД. 4. Установлено что, условием оптимального режима эксплуатации скважины является соответствие отбираемого скважиной флюида количеству (объему) жидкости, перетекающей из низко проницаемой части коллектора в высокопроницаемую. Рациональный режим работы скважины в сложно построенном коллекторе зависит от фильтрационно-емкостных свойств низко проницаемой части питания. пласта и не зависит граничных условий на контуре 5 Практическая ценность исследования 1) Для снижении затрат при поведении работ по гидроразрыву и составления проектных документов опытно-промышленной эксплуатации пласта Ю0. Салымского месторождения используются полученные модули деформирования, пределы текучести и коэффициенты сжимаемости. 2) Регрессионные нелинейные зависимости между фильтрационноемкостными параметрами позволяют сократить количество лабораторных исследований образцов керна неокомских, ачимовских и юрских отложений. 3) Определение фильтрационно-емкостных параметров высоко- и низко проницаемых частей сложно построенного коллектора используются для оценки добывных возможностей нефтяных скважин. 4) Повышение добывных возможностей нефтяных скважин, эксплуатирующий коллектор с двойной средой, обеспечивается выбором оптимального режима работы, при котором дебит будет медленно изменяться с течением времени и соответствовать количеству нефти, поступающей из низко проницаемой части пласта, обеспечивая тем самым наибольший отбор. Опробовано на скважинах Салымского месторождения. Апробация работы Исследования, приведенные в диссертационной работе, выполнялись по темам, утвержденным Ученым Советом ЗапСибНИГНИ в 1982-1993 г. Результаты исследований были доложены и приняты в качестве рекомендаций к внедрению на НТС производственными объединениями “Хантымансийскнефтегазгеология”, “Когалымнефтегаз”, “Уренгойгазпром” в 1987-1993 годах. Основные положения и результаты исследований докладывались на VI Всесоюзном совещании “Повышение достоверности определения параметров сложных коллекторов” (Львов, 1987), на VI годичной конференции “Геология и минерально-сырьевые ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления” (Тюмень, 1987), на конференции “Проблемы локального прогноза и разведки залежей нефти и газа Западной 6 Сибири” (Тюмень ,1987), на “10 Всесоюзном семинаре по исследованию горного давления” (Кемерово, 1986), на Международной научно-технической конференции (Тюмень, 2005), на заседании кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»(2006). Публикации По результататам исследований, вошедших в диссертационную работу, опубликовано 11 статей, сделано 2 докладов на научных конференциях и семинарах, получено одно авторское свидетельство. Структура и объем работы Работа состоит из: введения, четырех разделов и заключения, содержит 110 страниц машинописного текста, 13 рисунков, 14 таблиц, библиографический список использованной литературы содержит 101 наименование. Автор выражает признателен научному руководителю профессору, д.т.н. Медведскому Р.И. и безвременно ушедшему к.г-м.н. Стасюку М.Е. за консультации, обсуждения и рекомендации, работы в течение 14 лет совместной в ЗапСибНИГНИ, в результате которых сформировались и были решены ряд основные задачи, представленные в диссертационной работе. Автор благодарит заведующего кафедрой РЭНМ д.т.н., профессора Грачева С.И и сотрудников кафедры за ценные советы, поддержку и помощь, оказанные при подготовке данной работы. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновывается актуальность работы и цели исследования, обосновывается научная новизна и практическая ценность работы. В первом разделе рассмотрены основные типы и особенности геологического строения сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи, баженовской и тюменской свит. Приводятся физико-литологические характеристики коллекторов ачимовской толщи Ачимовского, Равенского, Южно-Тарасовского, Суторминского, Кальчинского месторождений, свойства коллекторов тюменской свиты Красноленинского свода, Равенской площади, 7 Южно-Приобского месторождения. Представлены краткие сведения об изученности баженовской свиты месторождения Большой Салым, разделяемой по терминологии Нестерова И.И. на рыхлые (высокопроницаемые) и плотные (низко проницаемые) бажениты. Расчленение вышеупомянутых коллекторов по разрезу легко обнаруживается как по лабораторным анализам керна, так и по данным геофизических исследований скважин. Изучены процессы фильтрации флюидов, методы разработки и особенности эксплуатации скважин, вскрывших трещиновато-пористые, слоистые, сложно построенные коллектора, которые рассматриваются в работах отечественных и иностранных авторов: Баренблатта Г.И., Батурина Ю.Е., Буевича Ю.А., Бузинова С.П., Горбунова А.Т., Грачева С.И., Ентова В.М., Желтова, Ю.П., Крылова А.П., Лысенко В.Д., Медведского Р.И., Нестерова И.И., Николаевского В.Н., Рыжика В.М., Смехова Е.М., Телкова А.П., Умрихина И.Д., Щелкачева В.Н., Голф-Рахта Т.Д., Бурде Д., Каземи Х., Полларда П., Уоррена Ж., Рута П. и других. Выполнен анализ физических фильтрационно-емкостных наиболее подходящих параметров для описания моделей и методов определения трещиновато-пористых сложно построенных сред, как залежей, разработанных отечественными и иностранными авторами, в том числе, наиболее известных: модель Баренблатта Г.И.-Желтова Ю.П., метод сечений Медведского Р.И., модель Буевича Ю.А., модели Уоррена-Рута, Бурде, Полларда, методы Телкова А.П.-Грачева С.И., Бузинова С.П.-Умрихина И.Д., двухслойные и многослойные модели пласта. Для подбора оптимального режима работы эксплутационной скважины, вскрывшей сложно построенный коллектор, автором выбрана двухслойная модель, в которой пласт-коллектор представляется в виде двух пропластков: высокопроницаемого (ВП) и низко проницаемого (НП). По ВП происходит приток жидкости в скважину, в то время как НП подпитывает ВП. Во втором разделе рассматривается влияние изменения напряженно- деформируемого состояния (НДС) призабойной зоны пласта (ПЗП) на фильтрационно-емкостные свойства сложно построенных коллекторов. Как 8 известно, породы, составляющие пласт-коллектор, в начале разработки месторождения ведут себя как упругие тела. С падением пластового и забойного давлений происходит рост эффективных напряжений. В зависимости от литологического состава породы в пласте могут возникнуть остаточные деформации, произойти переупаковка зерен пород за счет деформаций сдвига, дилатансия. Превышение эффективных напряжений предела прочности приводит к образованию новых или развитию старых микротрещин. Изменение напряженно-деформируемого состояния пласта-коллектора ведет к изменению коэффициентов пористости, проницаемости, которые зависит от физико-механических характеристик пласта: модулей объемного (K) и линейного деформирования (E), модуля сдвига (G), коэффициентов объемной сжимаемости пласта ( 0 ) и сжимаемости пустотного пространства ( ). В этой связи для количественной оценки модулей деформирования, коэффициентов сжимаемости, определения зависимостей между параметрами пласта, важное значение приобретают лабораторные исследования керна в условиях моделирующих пластовые. Как известно, технологии отбора керна из скважины должны обеспечить получение экспериментальных результатов близких к фактическим значениям изучаемых характеристик. Управляемыми параметрами являются плотность бурового раствора (q1), нагрузка на долото (P0) , внутренний диаметр керноотборного устройства (d). Продуктивный пласт моделировался бесконечной круглой упругой пластинкой, опирающейся на упругое винклеровское основание. Воспользуемся известным решением С.П. Тимошенко. Для относительных прогибов ŵ при малом безразмерном x (вблизи оси скважины) имеем kw Q ( ) 2x ( 2 2 2x ( ) 2x 2 )( 2x ) w 2 1 2 1 1 2 2 1 P0 P0 8 (1) - относительный прогиб пластины; P - = P -удельная нагрузка на где w 0 бурильную головку; – коэффициент, учитывающий забойные условия (0,33 1,59 ); P=10 МПа - твердость породы по штампу; r – расстояние от 9 r оси скважины до произвольной точки пласта, x= , l 4 l E=1,75 *103 МПа к=2200 D Eh 3 12(1 ) - модуль Юнга; ν=0,33 – коэффициент Пуассона; МПа -коэффициент постели; параметр Q равен м Q ( q q 1 )(1 где q D | , k 2 ), 2 ber и q1 равномерно-распределенные нагрузки, соответствующие весу вышележащих пород и плотности бурового раствора; ber – функция Кельвина; a , а= 9,7 см – радиус скважины; l 1 b1 b , 2 2 - безразмерные параметры, l l b1 диаметр керна, b2 – внешний радиус керноотборного устройства. Результаты расчетов показывают, что величины относительных прогибов уменьшаются с увеличением плотности бурового раствора. Прогиб на оси керна больше чем на периферии, причем от диаметра керна практически не зависят. Отбор керна на облегченных буровых растворах при снижении гидростатического давления приводит к увеличению прогиба, следовательно, к увеличению изгибающего момента, под воздействием которого возможно образование микротрещин, переуплотнение зерен породы, разрушение керна. Поэтому последующие лабораторные исследования керна дадут искаженное представление о коэффициентах объемной сжимаемости и пустотного пространства и модулях деформирования. По разработанному совместно с Р.И. Медведским и М.Е Стасюком техническому заданию и по предложенной методике на установке, созданной на кафедре физики Горного института (г. Екатеринбург) были проведены испытания образцов керна баженовской свиты. Измерялись продольные, перпендикулярные напластованию (∥) и поперечные, вдоль напластования, () деформации при ступенчатом нагружении образца всесторонним давлением до 50МПа с выдержкой на каждой ступени до 5 минут при температуре 25-50 С. Затем нагрузки сбрасывались и проводился замер 10 остаточных деформаций. Обработка результатов испытаний образцов скв.124 Салымского месторождения показала, что продольные деформации плотных баженитов в 4-5 раз больше, выраженной анизотропии продольным и пород, слагающих поперечным деформация, с учетом поперечных, что свидетельствует о резко деформациям баженовскую свиту. рассчитывалась По объемная начальной открытой пористости, определялась пористость как функция давления. На рисунке 1 приведены результаты изменения коэффициента открытой пористости пяти образцов керна скв.124.. 0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0 m0 0 10 20 30 40 50 Р, МПа m1 m4 m3 m2 m5 Рисунок 1 Зависимость открытой пористости от всестороннего давления, m1, m2, m3, m4, m5 - номера образцов. Коэффициент сжимаемости открытых пор (пустотного пространства) и коэффициент объемной сжимаемости в зависимости от давления определяются соотношениями n 1 2 n 1 n m от 1 m от 0 m от p n 1 p n (2) , 0 n 1 n p n 1 p n (3) , где - объемная деформация. Полагая βc = 0,277*10-4МПа-1, ßн=18*10-4 МПа-1 , из (2),(3) получим зависимость изменения коэффициентов сжимаемости от давления, рисунки 2 и 3. Границы изменения значения характеризуют ß от 1,12*10-2 до 1,72*10-2 МПа-1. Полученные емкостные параметры баженитов с 11 низкопроницаемыми коллекторскими свойствами. С ростом давления значения коэффициента объемной сжимаемости убывают от 1,38*10-3 МПа-1 до 0,35*10-3 МПа-1, что на порядок превышает коэффициенты объемной сжимаемости песчаников и алевролитов по данным Ф.И. Котяхова . 0.04 1.6 1 Коэфф. объемного сжатия породы, *10-3 Коэфф. сжимаемости, МПа-1 3 1.4 0.035 2 0.03 0.025 3 0.02 5 4 0.015 0.01 4 1.2 2 1.0 0.8 1 0.6 0.4 0.2 0.005 0.0 0 0 10 20 Р, МПа 30 40 50 0 10 20 30 40 50 Р, МПа Рисунок 3. Зависимость коэффициентов объемной сжимаемости пород от давления при всестороннем сжатии образцов. 1, 2, 3, 4 - номера образцов Рисунок 2. Зависимость коэффициентов сжимаемости пустотного пространства от давления 1, 2, 3, 4, 5 - номера образцов Для определения модулей деформирования и типа деформаций в зависимости от литологического состава образцов проведены испытания 18 образцов скв.304,315 Салымского месторождения. Моделировались пластовые условия: Т=125 оС, давление изменялось от 0,1 до 80 МПа, 16 образцов нагружались дважды, после первой разгрузки фиксировались остаточные деформации, два образца разрушились после первого нагружения. Изучение напряженно-деформируемого состояния в условиях разгрузки, бокового давления при постоянном осевом давлении и нагружение при постоянном соотношении ступенчатое между боковой и осевой нагрузками Рб =0,25Рz проводилось на образцах керна скв.315, что соответствует простому нагружению (по А.А. Ильюшину) и может быть описано уравнениями Генки-Ильюшина, учитывающими упрочнение материала при упруго-пластических деформациях. Модули деформирования, соответствующие модулю сдвига G, модулю объемной деформации К и модулю линейного деформирования Е, зависящие от деформируемого состояния тела, определяются соотношениями: напряженно- 12 G= 1 i , 3 i K= 1 ср , 3 ср E= 9 KG 3K G (4), где σ i и εi – интенсивности напряжений и деформаций, σср и εср=θ/3 – средние напряжение и деформация. По измерянной деформации при известных нагрузках, по известным формулам определяются σ i , εi, σср и εср.. и строятся зависимости σср-εср , σ - εi i (рисунки 4,5). Из (4) определялись модули деформирования G, K, Е. 80 70 Средние напряжения, МПа 60 Интенсивность напряжений, МПа 50 40 30 20 60 40 20 10 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Интенсивность деформации*10-3 Рисунок 4. Зависимость между интенсивностями напряжений и деформаций 4-х образцов 22 24 26 -10 -8 0 -6 -4 -2 0 2 4 Средние деформации*10-3 6 Рисунок 5. Зависимости между средними напряжениями и средними деформациями 1-315/36-253 2-315/29-205 3-315/27-192 4-304/61-315 1-315/36-253 2-315/29-205 3-315/27-192 4-304/61-395 По результатам испытаний выделено три модели: упруго-пластическое тело с дилатансией, соответствующее глинистым или глинисто-известковым силицитам (ОВ<15%), среднее значение предела текучести 35,7 МПа; упругопластическое тело, соответствующее известково-глинистым битуминозным силицитам (ОВ>15%) среднее значение предела текучести 16 МПа; упругое тело с уплотнением, соответствующее мергелю глинистому, битуминозному Для определения зависимостей между фильтрационно-емкостными параметрами сложнопостроенных коллекторов по данным исследования керна посредством программы MGUA были построены нелинейные зависимости. Пусть Sp-объемная плотность породы (г/см3); lnPr – логарифм абсолютной проницаемости( мД); Кbo - коэффициент остаточной водонасыщенности (%) , 13 Ко –коэффициент открытой пористости (%). Полагая три параметра известными, четвертый определяется. Такие соотношения были построены отдельно для неокомских, ачимовских и юрских отложений. Sp f1 (ln Pr, Ko, Kbo), ln(Pr) f 2 ( Ko, Kbo, Sp), (5) Ko f 3 ( Kbo, Sp, ln Pr), Kbo f 4 (Sp, ln Pr, Ko) Для проверки полученных соотношений были взяты 60 точек (замеров) образцов керна ачимовской свиты, не вошедших в первоначальную выборку. Коэффициент регрессии равен 0,91-,89. В третьем разделе рассматриваются задачи определения ФЕС сложно построенных коллекторов по данным гидродинамических исследований скважин. по результатам гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации. Для определения коэффициента сжимаемости пустотного пространства (открытых пор) использовалась формула Медведского Р.И., н 3 (6) где (p) - параметр, характеризующий зависимость коэффициента проницаемости от депрессии; βн–коэффициент сжимаемости нефти (2*10-3 Мпа1 ). При постоянных значениях толщины пласта и динамической вязкости , определялся коэффициент гидропроводности как i2 a ( p 2 ) ( p1 ) i1 ( p) ( p) * p , ( p ) , i p 2 p1 p 2 p1 ln 0e ( p ) (7) где ε0- начальное значение коэффициента гидропроводности, Δp – депрессия, где , a –const, i- тангенс угла наклона касательной, проведенной к КВД или КПД, построенных в координатах ln t - Δp. Используя метод обработки КВД без учета притока, предложенный А.Т. Горбуновым и В.Н. Николаевским, получим p 2 (1 f ( z 2 )) p c ()d p 1 (1 f ( z 1 )) I( t ) 0 , f (z ) p 2 p 1 pt pt t ln ( p) (8) 14 Для определения параметра (p) с учетом притока жидкости в ствол скважины используется зависимость, полученная В.Е. Пешковым, В.Н. Нестеровым и другими, посредством параметра α1 –определяемого из графического построения КПД в координатах lnt-I(t)/V(t) и lni –I(t)/V(t), где V(t) приток жидкости в скважину после остановки. ln i ln i 0 1 I( t ) V( t ) ( p) Из (7) получим 1 I( t ) p V( t ) После дифференцирования по lnt из (9) (9), находим две формулы для определения (p) (10) и приближенную (11) ( p) I( t ) t d( p) 1 2 p t p dt (10), ( p) I( t ) p 2 t (11) Для определения коэффициентов сжимаемости по полученным формулам воспользуемся проведенными промысловыми исследованиями скважин Салымского месторождения, вскрывших баженовскую свиту. Скважины 42,25 обрабатывались с учетом притока, скв.125 - без учета притока. Результаты обработки приведены в таблице 1. Значения, полученные обработкой графоаналитическим методом (7), отличаются от значений, полученных аналитически (10),(11) в среднем на 16,%. Таблица 1 Определение коэффициента сжимаемости пустотного пространства β № скв. β *10-2 МПа-1 по(6) (9) 42 β *10-2 МПа-1 по(6) (10) (11) 1,18 – 1,82 1,55-1,65 25 1,45 параметра β, (8) (11) 7,9-22,1 3,0-21,0 3,1-4,5 1,40-1,53 1,72 125 Значения (7) полученные обработкой гидродинамических исследований по (10),(11), хорошо согласуются с результатами, полученными по лабораторным исследованиям керна. Тем самым разработан метод определения коэффициента сжимаемости пустотного пространства обработкой результатов гидродинамических испытаний скважин. 15 В соответствие с изложенным в первом разделе, рассмотрено определение фильтрационо-емкостных параметров коллектора, моделируемого в виде двух пропластков: высокопроницаемого и низкопроницаемого. Предполагается, что приток флюида в скважину поступает только из ВП. НП подпитывает ВП по всей площади контакта. Индекс 1 соответствует параметрам ВП, 2 – параметрам НП. Дифференциальные уравнения (С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин), начальные и граничные условия примут вид: p1 1 p1 (r ) v1 1 t r r r 1 p1(0,r)=p2(0,z)=p0 p 2 z=0=0 z (12), (14) v p 2 2 p2 2 t z 2 p1(t,)=p0 ; r k 2 p 2 z 0<=z<=h2 (13) p1 Q r=0 = r 21 (15) z=h2 (16), где p1, p2 – давления в ВП и НП; v- скорость перетока из НП в ВП; χ1, χ2 ,ε1, ε2коэффициенты пьезо-и гидропроводности ВП и НП соответственно; h2толщина НП; Q- дебит скважины; μ – динамическая вязкость жидкости; p0начальное пластовое давление. Введем дополнительное условие, связывающее давление в ВП и p2(t,h2)=p1(r,t)+F(t,r)*p0 . НП на границе контакта пропластков. Функция F(t,r) отражает процессы перетока между пропластками и должна удовлетворять начальному и граничным условиям. Интегрируя (13) с учетом условий (16) и применяя теорему о среднем, получим приближенное значение скорости перетока v. Подставляя v в которое после подстановки в (12) и после интегрирования последнего при r=rc , получим выражения для определения давления на забое. Применяя принцип суперпозиций, найдем давление после остановки скважины на КВД при условии, что время работы скважины больше времени восстановления. p1 ( rc , t ) p c Q 2,25t e v v u ln p ue F ( u )dudv 0 41 1 v 0 rc2 rc2 , pc – давление на забое в момент остановки; 4t (17) 16 Промысловыми исследованиями установлено, что КВД скважины вскрывшей сложнопостроенный коллектор, в координатах lnt -p, является кривой, состоящей из трех участков. Первый пологий, соответствует притоку жидкости только из ВП, второй участок отражает переток флюида из НП в ВП, на третьем участке, пологом, процесс взаимодействия между пропластками стабилизируется. Кривая имеет точку перегиба на втором участке, следовательно, вторая производная от (17) по lnt равна нулю. После преобразований получим: 1 1 1 2 0,1 0,1e x1 ; 2 22 ; 1 ; 1 2 ; 2 h 2 2 ; 2 h2 t1 1 2 1 1 1 h 2 (1 ) (18) где x1=lnt1; x1 – точка перегиба КВД на втором участке; i1 –тангенс угла наклона касательной на третьем участке КВД ; i2 –тангенс угла наклона касательной, проведенной в точке перегиба; Δp0=p10-pc , p10-отрезок, отсекаемый касательной третьего участка, на оси ординат. Параметры (18) характеризуют ФЕС низкопроницаемой части коллектора, β2-коэффициент объемной упругости НП. Параметры высокопроницаемого пропластка определяются обычным способом по третьему участку КВД. r2 1 Q 1 ; c e 4i1 1 2,25 Для примера p0 i1 рассмотрим (19) КВД скв.Р-58 Верхне-Колик-Еганского месторождения, вскрывшей ачимовскую толщу в интервале 2380-2390 и 23462374м, имевшей дебит перед остановкой Q=14,4м3/сут, p0=23,3МПа; pc=12,7МПа, rc=0,1м; i1=1,66МПа , i2=3,57МПа, Δp0=8,4МПа (рисунок 6). В результате расчета по формулам (18),(19) получим м /МПа*с=0,79(мкм2 см)/(мПА*с) , χ1=5,39 м2/с λ1=1,2*10-5 1/с; 6 3 1 =7,9*10- λ2=1,18*10-10 МПа*с, β2h2=1,01*10-5м/МПа. При известном значении h2 можно определить коэффициенты пьезо- и гидропроводности и коэффициент объемной упругости НП. dP. МПа 17 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 i1 i2 I x1 0 2 4 6 8 10 12 x=ln t Рисунок 6. КВД скважины Р-58 Верхне-Колик-Еганского месторождения, ачимовская толща В четвертом разделе формулируются условия, обеспечивающие оптимальный режим работы нефтяной скважины, при котором предотвращается разрушение ПЗП и обеспечивается эффективное совместное дренирование высоко- и низко проницаемых разностей для обеспечения продолжительной работы скважины при давлении на забое выше давления насыщения. В соответствии с принятой моделью флюид, отбираемый из скважины, притекает по высокопроницаемой части коллектора, из низко проницаемых пропластков флюид перетекает в высокопроницаемую по всей площади контакта НП и ВП. Критерием оптимального, рационального режима работы скважины будет соответствие отбираемого флюида из ВП к флюиду перетекаемому из НП в ВП. Рассматривается установившаяся плоскорадиальная фильтрация по ВП. Низко проницаемый пропласток подпитывает ВП по всей площади контакта. В этом случае в уравнении (12) левая часть равна нулю, выполняются граничные условия (16). Введем вместо давления депрессию Δp=p0-p1 и условие на контуре питания R Δp=0.Функцию перетока определим из условия размерности и условия, что при r→0 v→0. Одним из возможных значений функции v будет v(r ) rR (20) 18 Здесь α параметр, зависящий от ФЕС сложнопостроенного коллектора. Решая (12) методом интегральных соотношений Г.И. Баренблатта, получим величину депрессии на забое скважины p c r r Q R Q R ln (1 c ln c ) ln 21 rc 1 R R 2 rc 1 Откуда 1 ( (21) Q R ln p) 21 rc (22) Оптимальный дебит определяется из условия R Q 0 2 rv ( r )dr 2 (23) rc Для определения выбора оптимального режима работы скважины необходимо провести исследования на установившихся режимах фильтрации, начиная отработку с малых штуцеров и, соответственно, с минимальных дебитов и депрессий. С увеличением диаметра штуцера возрастают дебиты и депрессии. Индикаторная кривая, как правило, становится выпуклой к оси дебитов. Для расчета воспользуемся методом итерации. По известным дебитам Q и депрессии Δp, ε1 из (21)(22)(23) определяются α и Q0. С целью проектирования опытно-промышленной разработки пласта Ю0 проведены расчеты для скв. 107 Салымского месторождения, вскрывшей баженовскую свиту, известно R=200м, rc=0,1м, ε1=12,5(мкм2 см)/(мПас). Данные исследований на установившихся режимах фильтрации приведены в таблице 2. Значения рациональных параметров Q0=41,8м3/сут Δp=4,06 МПа. Таблица 2 Замеренные дебиты и депрессии скв. 107 Салымского месторождения № Q, м3/сут Δp, МПа k, α м3/сут Qi0, м3/сут м3/сутМПа 1 27 2,4 11,25 6,75 42,39 2 50 5,0 10,0 6,51 40,88 3 67 9,2 7,28 -18,28 ---- 19 Далее рассматривается выбор рационального скважины при неустановившейся фильтрации. перетока v воспользуемся режима работы Для определения скорости дифференциальным уравнением (13), начальным условием(14) и следующими граничными условиями p 2 ( t, l( t )) p 0 , p 2 z z l ( t ) 0 и p 2 ( t, h 2 ) p 0 , p 2 z zh2 0 (24) где l(t) длина зоны возмущения. 0≤z≤l(t)≤h2. Решение ищем методом интегральных соотношений. Время достижения t* границы НП l(t*)=h2 определяется t * h 22 / 12 2 откуда 1 2 0,083 * h 22 t что практически совпадает с первым соотношением (18). Таким образом, время достижения границы НП, соответствует времени t1 –точке перегиба на втором участке КВД, которое было получено при помощи функции F(t,r). Следовательно, выбор функции действительно отражает процессы перетока из НП в ВП. Решая предыдущую задачу методом интегральных соотношений при l(t*)=h2, получим выражение для скорости перетока v(t). Применяя теорему о среднем к интегральному слагаемому, получим два приближенных выражения для функции перетока, ограничивающие ее значения сверху и снизу Искомое значение функции перетока находится в интервале 2 2 [p0 p1 ( t, r )]e 31 ( t t ) v( t ) 3 2 [p0 p1 ( t, r )]e 31 ( t t ) * * (25) Для определения давления p1(t,r) в высокопроницаемом пропластке воспользуемся уравнением (12), начальным условием (14), граничными условиями (15) и условиями на контуре питания для двух случаев: а) p1(t,R)=p0, б) p1 r r R 0 для замкнутой залежи. Применяя метод интегральных соотношений, получим распределение давления в ВП для ρ(t)≤R и для ( t ) R . Оптимальный дебит определим соотношением R Q 0 2 rv ( r )dr p 0 rc (26) 20 Если взять наименьшее значение скорости перетока из соотношения (25) , то при t получим для а) 31 2 1 , б) 21 0,671 R R (1 ) ln 1,5 ln 1,16 2 2R rc rc 2R 2 (27) Если взять наибольшее значение из (25), то для а) 21 , 2 1 2 R ( )( n 1 rc 2R2 3 б) 21 R ln 2 1 1.167 rc R 2 (28) Для скв107 Салымского месторождения (таб.2) индикаторная кривая выпукла к оси дебитов, поэтому ее можно интерпретировать зависимостью p aQ bQ 2 , p Q0 где а и b определяются методом наименьших квадратов Q0 1 a b Для R=200м, rс=0,1м, λ2=10-14(м/Па с), h2=10м. Возьмем наибольшее значение скорости перетока из условия (27). Применяя метод итераций, получим оптимальные параметры Q0=49,3м3/сут, p 0 5,2МПа . Полученные результаты превышают значения соответствующих параметров, полученных при исследовании на стационарных режимах фильтрации. Q0 и Δp0 зависят от характеристик низкопроницаемой составляющей пласта. Следовательно, для выбора оптимального режима работы скважины необходимо знать ФЕС низкопроницаемого пропластка. Для незамкнутой залежи с поддержанием давления на контуре питания, повторяя предыдущие вычисления, получим Q0=47,6 м3/сут, Δp0=5,1МПа. Полученные значения близки к параметрам для замкнутой залежи, следовательно, выбор рационального режима работы нефтяной скважины не зависит от граничных условий на контуре питания, а определяется фильтрационно-емкостными свойствами низко проницаемой части коллектора. 21 Приведенные выше результаты легли в основу авторского свидетельства № 1343007 « Способ определения оптимального режима дебита нефтяной скважины». Основные выводы и рекомендации 1. Установлено, что коэффициент объемной сжимаемости образцов баженовской свиты на порядок превышает величины коэффициентов объемной сжимаемости песчаников и алевролитов. Определены модули линейного и объемного деформирования, модуль сдвига для условий, моделирующих пластовые. В зависимости от литологического состава и содержания ОВ выделены три модели пласта: упругое тело с уплотнением, упругопластическое тело (ОВ>15%), упруго-пластическое тело с дилатансией (ОВ<15%), для которых определены пределы текучести, что позволяет использовать полученные данные при подготовке гидроразрыва пласта. 2. Получены зависимости для определения коэффициентов сжимаемости пустотного пространства по результатам гидродинамических исследований скважин с учетом притока жидкости к стволу скважины и без учета притока жидкости после остановки, которые могут быть использованы для анализа изменения емкостных свойств ПЗП. 3. Для определения фильтрационно-емкостных параметров сложно построенного, слоистого соотношения, пропластков, коллектора обработкой данных КВД получены характеризующие необходимые для ФЕС выбора низко- и высокопроницаемых оптимального режима работы скважины. 4.Обоснован способ выбора оптимального режима работы нефтяной эксплутационной скважины. Установлено, что условием рационального режима эксплуатации является соответствие отбираемого скважиной флюида количеству (объему) жидкости, перетекающей из низко проницаемой части коллектора в высокопроницаемую. Выявлено, что рациональный режим работы скважины в сложно построенном коллекторе не зависит от граничных условий на контуре и определяется фильтрационно-емкостными свойствами высоко- и 22 низко проницаемых частей пласта. Полученные результаты рекомендуются для выбора режима работы эксплутационных скважин при опытно- промышленной эксплуатации, для подготовки работ по гидравлическому разрыву пласта Ю0 . Содержание диссертационной работы отражено в следующих печатных работах: 1. Стасюк М.Е. Определение коэффициента сжимаемости плотных баженитов по результатам лабораторных исследований керна/ М.Е.Стасюк, Ф.Я. Боркун, В.А.Коротенко, Б.Н. Тарасов, В.В. Щеткин. //Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири: Труды ЗапСибНИГНИ №134 – Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ, 1985, -С. 149-157. 2. Стасюк М.Е. Определение модулей деформирования по результатам плотных баженитов / М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко, В.В. Щеткин, Б.Н. Тарасов, А.А Старостин // Исследования залежей углеводородов в условиях научнотехнического прогресса: Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ.- Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ-1988, - С. 19-26. 3. Стасюк М.Е. Экспериментальные исследования деформационных свойств коллектора нефти в баженовской свите/ М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко, Б.Н. Тарасов, В.В. Щеткин // Повышение достоверности определения параметров сложных коллекторов: Материалы VI Всесоюзного совещания, г. Львов, 1987. - С. 22 -24.09. 4. Сторожев А.Д. Управление деформационными процессами при вскрытии коллекторов баженовского типа./ А.Д. Сторожев, Коротенко В.А.// Основные проблемы геологии Западной Сибири: Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ.- Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ-1985. - С. 110-115. 5. Сторожев А.Д Влияние технологических факторов на сохранение физических свойств керна продуктивных пластов./А.Д. Сторожев, В.А. Коротенко// Математические методы прогнозирования нефтегазоносности в Западной Сибири: Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ – Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ - 1988.- С.148-152. 23 6. Коротенко В.А. Определение коэффициента сжимаемости пустотного пространства коллектора по данным исследований на неустановившихся режимах фильтрации./ В.А. Коротенко, М.Е.Стасюк // Геология нефти и газа – 1988.-№ 4.- Недра. - С. 57-59. 7. Коротенко В.А. Определение гидродинамических параметров пласта в сложнопостроенных коллекторах /В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк М.Е.//Физикохимическая гидромеханика: Сб. науч. трудов УрГУ. – Свердловск: изд-во УрГУ.-1986. - С. 66-71. 8. А.с. 134007 СССР, МКИ3 Е 21 В 47/10, 43/00. Способ определения оптимального дебита нефтяной скважины / М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко (СССР).- № 4013969/22-03; Заявлено 30.01.86; Опубл.07.10.87, Бюл. № 37. 9. Стасюк М.Е.. Выбор оптимального режима эксплуатации скважин в сложно построенном коллекторе./ М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко //Известия вузов. Нефть и газ. –2001 - №6. С. 88-94. 10. Стасюк М.Е. Основные факторы, определяющие выбор оптимального режима работы скважины в коллекторах баженовского типа./ М. Е. Стасюк, В.А Коротенко, М.Я. Мареев // Комплексное освоение минеральносырьевых ресурсов Западной Сибири: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. – Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ.- 1985.-С. 19-22. 11. Коротенко В.А /Построение зависимостей между фильтрационноемкостными параметрами для сложнопостроенных коллекторов// В.А. Коротенко, А.А. Николаев, В.В., Попов, Е.П. Матвеев// Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Межвуз. сб. науч. тр. - Тюмень: ТюмГНГУ. -2003, С. 3-6. 12. Стасюк М.Е. Исследование деформационных свойств глинистых коллекторов/ М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко// Известия вузов. Нефть и газ. – Тюмень:ТюмГНГУ-2004. - №2 - С. 43-50. 13. Коротенко В.А. Определение оптимального дебита скважин. / В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк// Нефть и газ Западной Сибири: Тез. докл. международной науч-техн конф.- Тюмень: ТюмГНГУ.-2005. С. 76. 24 14. Коротенко В.А Определение фильтрационных параметров и оптимального дебита в сложнопостроенной залежи/ В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк М.Е.// Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб.науч. тр. регион. науч.-практ. конф., посвященной 5-летию ИНиГ.- Тюмень- 2005.- С.178-183. Соискатель В.А. Коротенко Подписано к печати Бум. писч. № 1 Заказ № Усл. изд. л. 1,2 Формат 60x84 1/16 Усл. печ. л. 1,2 Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз. Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52