Содержание к диссертации
Введение
1. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения жетыбай 4
1.1. Общие сведения о месторождении 4
1.2. Стратиграфия 4
1.3. Тектоника 6
1.4. Свойства пород-коллекторов 9
1.5. Нефтегазоносность 12
1.6. Свойства дегазированной нефти 12
1.7. Запасы нефти и газа. 13
1.7.1. Запасы по VIII горизонту 14
1.8. Геологическое строение и характеристика VIII-го горизонта 15
1.8.1. Подгоризонт VIIIa+б 16
1.8.2. Подгоризонт VIIIB 17
1.9. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов VIII горизонта 18
1.9.1. Физико-химический свойства пластовых нефти и газа 21
1.9.2. Физико-химические свойства воды 23
2. Ретроспективный анализ состояния выработки запасов горизонта месторождения жетыбай 25
2.1. Анализ основных технологических показателей разработки 27"
2.2. Анализ энергетического состояния VIII горизонта 37
2.2.1. Методика расчета эффективности закачиваемой в залежь воды при ППД 42
2.2.2. Численная оценка эффективности закачки воды 44
2.2.3. Основные причины низкой энергетической эффективности выработки запасов VIII горизонта 45
2.3. Состояние системы контроля за разработкой VIII горизонта. 48
2.3.1'. Контроль за режимом эксплуатации скважин 49
2.3.2. Состояние контроля гидродинамическими методами 50
2.3.3. Контроль за разработкой геофизическими методами 50
2.4. Осложнения в процессе эксплуатации скважин 52
3. Анализ эксплуатационного фонда скважин и основные причины, осложняющие его эффективную работу 56
3.1. Общая характеристика эксплуатационного фонда скважин и его динамика 56
3.2. Анализ фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин 66
3.3. Анализ эксплуатации скважин штанговыми насосными установками 70
3.4. Реальная ситуация с малодебитным фондом скважин 71
3.5. Анализ состояния бездействующего фонда скважин 76
117
4.. Исследование основных особенностей выработки запасов при эксплуатации добывающих скважин с забойныими давлениями ниже давления насыщения 80
4.1. Эмпирическая методика расчета газонасыщенности, давления насыщения и плотности газонасыщенной нефти 80
4.2. Полуэмпирическая методика расчета основных свойств частично дегазированной пластовой нефти 85
4.3. Оценка радиуса зоны двухфазной фильтрации нефти и газа при эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения. 89
4.4. Влияние изменения проницаемости (проводимости) призабойных зон скважин на эффективность выработки запасов при двухфазной фильтрации 102
Основные выводы 113
Литература 115
Содержание 117
- Геологическое строение и характеристика VIII-го горизонта
- Основные причины низкой энергетической эффективности выработки запасов VIII горизонта
- Реальная ситуация с малодебитным фондом скважин
- Эмпирическая методика расчета газонасыщенности, давления насыщения и плотности газонасыщенной нефти
Введение к работе
Крупное многопластовое нефтегазовое месторождение Жетыбай открыто в 1961 году, промышленная добыча нефти и газа начата в 1969 году.
Первым проектным документом стала технологическая схема разработки, составленная в 1974 г. ВНИИ для V, VI и VTII горизонтов, предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды в нефтяные и нефтегазовые зоны.
За время, прошедшее после утверждения технологической схемы, выявлен ряд факторов, осложняющих разработку залежей и эксплуатацию скважин. Кроме того, изменилось представление о характере насыщения пластов углеводородами.
К 1982 г. были уточнены запасы нефти и газа, обоснованы коэффициенты нефтеотдачи пластов на базе новых представлений о геологическом строении месторождения.
В 1982 г. институтом «КазНИПИнефть» составлен «Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай», который был утвержден центральной комиссией по разработке в 1984 г.
К сожалению, и этот проект обладает определенными недостатками, осложнившими выработку запасов.
В диссертации рассмотрен один из крупных эксплуатационных объектов - VIII горизонт месторождения Жетыбай, балансовые запасы которого составляют почти 15% от балансовых запасов всего месторождения.
Сложное как по геологическому строению, так и по свойствам насыщающих флюидов, месторождение Жетыбай представляет несомненный научный интерес и анализ реализации принятых решений на стадии составления технологической схемы и проекта разработки позволит оценить их обоснованность и адекватность реальным условиям. Еще больший, но уже практический интерес представляет реализация выработки запасов и отклонения принятых решений.
Очевидно, что некоторые принятые решения не являются достаточно обоснованными, в частности, давление на устье нагнетательных скважин в 14,5-17,0 МПа, но еще менее обоснованными являются забойные давления в добывающих скважинах: в начале разработки 15,0-15,5 МПа (при давлении насыщения 18,9 МПа), в настоящее время 12,0-12,5 МПа (при давлении насыщения 14,6 МПа). Как показала практика разработки месторождений в юрских отложениях, снижение забойного давления в добывающих скважинах ниже давления насыщения является недопустимым [7], приводя к трансформации напорного режима в режим растворенного газа, что сегодня наблюдается примерно на 80% всей площади VIII горизонта месторождения Жетыбай.
Этап пробной эксплуатации (1967-1974 годы) реализован на естественном режиме (т.к. поддержание пластового давления закачкой воды отсутствовало). Уже на этом этапе начальное пластовое давление (к началу 1975 г.) упало до 18,5 МПа и стало в дренируемом объеме меньше давления насыщения-18,9 МПа.-Приэтом,этап,пробной эксплуатации не дал серьезной информации о разрабатываемом объекте.
Этап промышленной эксплуатации (с 1975 г. по настоящее время) показал несоответствие между фондом эксплуатационных скважин, добычей нефти и закачкой воды в сравнении с проектными показателями и выявление причин этого является бесспорно актуальным.
Геологическое строение и характеристика VIII-го горизонта
Рассматриваемый VIII горизонт по всей площади месторождения характеризуется значительной геологической неоднородностью и литолого-фациальной изменчивостью. Общая толщина горизонта изменяется от 48 до 70 м, составляя, в среднем, 60 м.
В 1969 году в разрезе горизонта было выделено три подгоризонта - Villa, VIII6, VIIIB, заключающих самостоятельные залежи, по которым и был проведен раздельный подсчет запасов, утвержденных ГКЗ.
В настоящее время VIII горизонт подразделяется на два пордгоризонта VIIIa+б и VIIIB. В связи с установленными многочисленными случаями слияния ранее выделенных подгоризонтов Villa и VHI6 и их совместным опробыванием на газ в 216 скважинах, залежь подгоризонта рассматривается как единая нефтегазовая залежь.
Подгоризонт VIIIa+б расположен по всей площади и представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин, общей толщиной от 11 до 31м, которая, в среднем, составляет 21,5 м.
Степень расчлененности подгоризонта самая различная и не связана с какими-либо определенными участками площади месторождения.Так, имеются скважины, в разрезе которых выделяются до 6 песчано-алевролитовых пластов и есть скважины, где их число сокращается до двух.
Эффективная толщина подгоризонта изменяется в весьма широких пределах от 3,6 до 20 м и, в среднем, равна 8,7 м.
Подгоризонт VIIIa+б заключает пластовую, сводовую нефтегазовую залежь с краевой- водой- Присводовая- часть- поднятия, осложнена, тремя-вытянутыми с северо-запада на юго-восток куполами, из которых два приходятся на основной свод.
Детальной корреляцией в районе западной переклинали (скв. № 653) и южного крыла (скв.№ 68) в законтурной области залежи установлены две небольшие зоны слияния подгоризонта VIIIa+б с вышележащим VTI горизонтом. Кроме того, в пределах залежи выявлены две большие зоны замещения коллекторов подгоризонта глинистыми породами (скв.№ 560, 829).
Положение газонефтяного контакта (ГНК) в залежи принято на отметке — 1932 м.
При подсчета запасов (1964г.) положение в залежи ВНК принималось на отметке - 1953 м. В настоящее время положение ВНК несколько уточнилось и принято в среднем на отметке - 1949 м.
Этаж газоносности на залежи составляет - 23 м, нефтеносности -17 м.
Размеры залежи по длинной оси - 16 км, по короткой - 4 км. В наиболее приподнятой части поднятия выявлены две зоны: нефтегазовая зона вместе с двумя газовыми занимает 63% от всей площади залежи (в том числе нефтяная зона 11%), остальные 37% - водонефтяная зона.
Запасы нефти по залежи распределены следующим образом: на подгазовую зону приходится 56%, нефтяную 15% и водонефтяную 29%.
Этот подгоризонт распространен по всей площади и представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин и от вышележащего подгоризонта VIIIa+б он отделяется не всегда достаточно хорошо выдержанным по площади месторождения глинистым разделом, средней толщиной 11м.
Общая толщина подгоризонта изменяется от 28 до 43,6 м, составляя, в среднем, 35,6 м.
Степень расчлененности примерно одинаковая, однако, следует отметить, .что в разрезах подгоризонта.УШвчаще.встречаютсяболеемощные-монолитные пласты-коллекторы.
Эффективная толщина подгоризонта изменяется от 2,4 до 32 м, в среднем — 14,8м.
Подгоризонт VIIIB заключает пластовую, сводовую нефтегазовую залежь с краевой водой.
Положение газонефтяного контакта установлено на отметке - 1960 м.
Этаж газоносности равен 9 м, нефтеносности - 27 м.
Размеры залежи: длина-22 километра, ширина 5 километров.
В пределах залежи выявлены две большие зоны замещения коллекторов подгоризонта глинистыми породами (скв.№560, 829).
Нефтегазовая зона довольно обширная и занимает 58% всей площади залежи (нефтяная зона - 8%) и оставшиеся 42 процента приходятся на водонефтяную. Наиболее широкой является газонефтяная зона, ее ширина колеблется в переделах 1000 - 3000 м. Водонефтяная зона имеет ширину 250 1500 м, а нефтяная - всего 50-250 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет: по газонефтяной зоне -10 м, водонефтяной - 9 м и нефтяной -7 м.
Объем, занятый нефтью в 4,2 раза превышает объем, занятый газом.
В залежи подгоризонта VIIIB запасы нефти распределяются следующим образом: 53% приходится на газонефтяную зону, 41 процент на водонефтную и только 6 процентов на нефтяную.
От нижезалегающих продуктивных отложений ГХ горизонта залежь подгоризонта VIIIB отделена глинистыми разделами средней толщиной 6-10 м.
В табл. 1.4 приведена сводная характеристика объектов разработки месторождения Жетыбай, а в табл. 1.5 - показатели неоднородности подгоризонтов VTIIa+б и VIIIB.
Основные причины низкой энергетической эффективности выработки запасов VIII горизонта
Нефтяные и нефтегазовые месторождения, открытые в юрских отложениях, характеризуются некоторыми факторами, основными из которых являются:
1. Начальное пластовое давление практически равно гидростатическому давлению (РНач.пл.=21,5 МПа, а нормальное гидростатическое на середину интервала перфорации Рге=21-МПа).
2. Высокое давление насыщения: отношение давления насыщения Рнас к начальному пластовому давлению Рпл.н для VIII горизонта составляет 18,9/21,5 = 0,88.
3. Повышенная газонасыщенность нефти G0, равная для VIII горизонта 92 м3/м3.
4. Повышенная пластовая температура, равная 90,9С.
Кроме того, нефть VIII горизонта содержит до 22,9% парафина и 15% асфальто-смолистых веществ, что предопределяет повышенную вязкость нефти в пластовых условиях, равную 1,8 мПа-с. При стандартных условиях вязкость дегазированной нефти достигает 86 мПа-с. Температура застывания нефти равна 33С, а температура насыщения нефти парафином - 51,5С.
Как показал опыт разработки юрских месторождений, в частности, крупнейшего в России Талинского месторождения [7], вышеприведенные факторы играют важную роль и требуют нестандартного подхода к проектным документам. Анализ проектных документов VIII горизонта месторождения Жетыбай показывает, что основные решения приняты по стандартной схеме не только в выборе системы размещения скважин, но и в стратегии самой разработки: применение блокового заводнения со значительной по времени задержкой его реализации в сравнении со временем начала отбора нефти.
В соответствии с проектом разработки [5] эксплуатация добывающих скважин должна была осуществляться при забойных давлениях 12,5- -15,5 МПа, что составляет (0,66- -0,82) Рнас. Фактически, разработка осуществлялась при существенно меньших забойных давлениях, достигающих 10,8 МПа (0,57 Рнас!). В соответствии с [7], забойное критическое давление для VIII горизонта составляет:
P,KPum =3,5 + 68,33-10-3G0 - = 3,5 + 68,33-10-3-92 = 9,3 МПа,
что близко к реальным забойным давлениям, с которыми работали добывающие скважины.
Естественно, при таких режимах работы добывающих скважин в условиях отсутствия закачки воды в период с 1967 по 1975 годы произошло разгазирование нефти в пластовых условиях, начал развиваться режим растворенного газа, который к 2000 г. охватил большую часть дренируемого объема, что наглядно видно из карты изобар, приведенной на рис. 2.5.
Применяемая с 1976 года система закачки воды с целью ППД должна была реализовываться с забойными давлениями в нагнетательных скважинах до 35,3-37,8 МПа.
Оценка бокового горного давления при коэффициенте Пуассона горных пород VIII горизонта, равным 0,375 дает величину порядка 45 МПа. Видно, что проектные забойные давления в нагнетательных скважинах меньше этой величины, а фактически реализуемые забойные давления составляют 30,8 -32,3
МПа. То, что и проектные и фактические забойные давления в нагнетательных скважинах были меньше бокового горного давления является благоприятным фактором, т.к. в процессе закачки воды не происходило образования трещин разрыва и преждевременного обводнения добывающих скважин. Вышесказанное подтверждает динамика обводнения продукции скважин, которая фактически была ниже проектной. В то же самое время, несмотря на значительные объемы закачиваемой воды с 1976 г., которые кратно возрастали год от года не только в сравнении с проектными объемами, но и в сравнении с объемом добываемой продукции, эффективность отбора продукции вплоть до настоящего времени снижается. Основной причиной этого является низкая эффективность системы ППД (см.табл. 2.3) вследствие работы залежи VTII горизонта на режиме растворенного газа. В этих условиях закачка воды является малоэффективной, т.к. давление воды, поступающей в залежь расходуется на сжатие свободного газа в пористой среде [7].
Состояние системы контроля за разработкой VIII горизонта Контроль за системой разработки является основой высокоэффективной выработки запасов и от его состояния зависит принятие необходимых решений. Основными вопросами при этом являются контроль за режимом эксплуатации скважин и контроль за разработкой гидродинамическими и геофизическими методами исследований. Проведем краткий анализ этих работ, используя табл. 2.4.
К основным видам контроля относятся следующие работы:
- замер пластовых и забойных давлений,
- замер дебитов добывающих скважин и приемистости нагнетательных,
- замер устьевых давлений,
- отбор проб продукции и определение ее свойств,
- анализ качества нагнетаемой воды,
- определение коэффициентов продуктивности и приемистости,
- отбивка забоя,
- динамометрирование глубиннонасосных установок и некоторые другие. Как следует из табл.2.4, с 1996 г. по настоящее время процент исследуемых скважин постоянно, но неуклонно снижается. Так, по всему эксплуатационному фонду процент исследований скважин с 1996 г. по 1999 г. снизился в 1,4 раза и составляет всего 22%.
Аналогичная ситуация с контролем за режимом эксплуатации. В соответствии с документом «Руководство по применению геолого-физических, гидродинамический и физико-химических методов для контроля разработки нефтяных месторождений» регламентируется периодичность исследований, в частности, пластового давления один раз в квартал по каждой скважине, что на практике не соблюдается и периодичность замеров существенно ниже. Аналогичная картина и с замерами забойных давлений. Что касается нагнетательных скважин, то периодичность замеров пластового давления составляет 2,9 раза, а забойного - 0,4.
Периодичность замеров соблюдается только по замерам дебитов добывающих скважин, замер же приемистости нагнетательных скважин в два раза ниже регламентной величины. Отбор проб продукции с целью оценки ее свойств практически не осуществляется. Контроль за работой СШНУ путем динамометрирования также ниже регламентных величин в 1,5 раза. Практически не проводятся работы по отбивке забоев, что связано с их загрязнением. Из представленного ясно, что контроль за режимом эксплуатации явно недостаточен, при этом охват фонда скважин исследованиями снижается; периодичность исследований ниже регламентных величин; контроль за разработкой VIII горизонта недостаточен.
Реальная ситуация с малодебитным фондом скважин
Основные показатели малодебитного фонда скважин VIII горизонта месторождения Жетыбай на 01.01.2002 гЛпредставлены в табл. 3.8. Как видно из таблицы, в настоящее время малодебитный фонд составляет 48 скв. или 50% от действующего фонда. С начала разработки этим фондом добыто 1653,7 тыс.т нефти и 2541,1 тыс.т жидкости, что составляет 25% добычи по горизонту. Средняя обводненность составляет 35% (начальная обводненность 20%, текущая - 48%). Малодебитный фонд расположен на дренируемых участках, в которых находятся в настоящее время значительные промышленные запасы невыработанной нефти, в связи с чем эти участки представляют большую значимость.
Рассматриваемый малодебитный фонд скважин по продуктивной характеристике неоднороден и может быть разделен на 2 категории:
1 - скважины, которые по геолого-физическим параметрам дренируемых зон не должны были бы быть малодебитными, т.к. расположены в зонах с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, о чем говорит средний начальный дебит этих скважин по нефти 21,1 т/сут. Анализ МДФ показывает, что таких скважин 20 единиц или 42% МДФ. В накопленной добыче нефти на эти скважины приходится 65%,
2 - скважины с начальными дебитами нефти менее 10 т/сут, что составляет 28 скважин (58% МДФ). Из этого количества скважин 12 единиц (32%) являются действительно низкодебитными, начальные и текущие дебиты которых не превышают 5 т/сут.
Таким образом, большее количество скважин (36 единиц) не являются малодебитными изначально, а стали таковыми в процессе выработки запасов. Можно выделить следующие причины существования малодебитного фонда скважин:
- геологического характера,
- технологического характера,
- организационно-технического характера.
Проанализируем каждую из причин более подробно. К причинам геологического характера относятся: попадание скважин в низкопроницаемые зоны, а также в зоны с прерывистым строением коллектора, что изначально предопределяет низкие дебиты этих скважин. Таких скважин 10 или 21% фонда малодебитных скважин. Наибольшая группа малодебитных скважин связана с причинами технологического характера, к которым относятся:
- несоблюдение технологии бурения и некачественное вскрытие пласта,
- нарушения в процессе опробования и освоения,
- недостаточность или отсутствие обработок призабойных зон скважин с целью сохранения или повышения начальной продуктивности.
Как правило, снижение начальной продуктивности скважин связано с обводнением продукции и отложением солей в ПЗС, с отложением парафина. Однако одной из наиболее существенных причин снижения продуктивности скважин является эксплуатация скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения. Эта причина в конечном итоге приводит к ситуации, когда весь добывающий фонд скважин становится малодебитным.
Реализуемая система ППД закачкой воды играет важнейшую роль не только в повышении эффективности выработки запасов, но и в недопущении перехода нормальных скважин в малодебитные. При разработке VIII горизонта месторождения Жетыбай была изначально принята не лучшая система ППД, которая не создала единой, стабильно и надежно действующей системы заводнения с характеристиками, существенно отличными от проектных: фактическое давление на устье нагнетательных скважин составляет порядка 10 МПа в сравнении с 17 МПа по проекту; система заводнения была введена в действие после длительной разработки объекта, в процессе которой начал формироваться режим растворенного газа; фактически из всего нагнетательного фонта работает только 26% скважин; значительно снизилась приемистость нагнетательных скважин (со 120 до 73 м/сут за период 1991-2001годы).
Доля малодебитных добывающих скважин, связанная с причинами технологического характера, составляет 58% (28 скважин).
Основными причинами организационно-технического характера являются:
- значительные отложения парафина и солей, приводящие к резкому снижению дебита скважин,
- неисправность глубинного оборудования,
- загрязнение забоя скважины вплоть до перекрытия фильтра,
- аварийность со скважиной или глубинным оборудованием, как правило, вследствие коррозии.
При правильной организации добычи нефти и соответствующем материально-техническом обеспечении, контроле w ремонте- скважин эти причины могут быть устранены. Доля таких скважин невелика и составляет всего 8% (4 скважины).
Следует отметить, что свойства добываемой продукции VIII горизонта месторождения Жетыбай благоприятствуют образованию малодебитного фонда скважин.
Распределение малодебитного фонда скважин VIII горизонта на 1.01.2002г. представлено в табл. 3.9.
Резюмируя вышеизложенное, можно отметить, что рост малодебитного фонда скважин связан и с недостаточностью ремонтно-профилактической работы поддержания фонда, исследованием скважин и контролем за их состоянием.
Практически отсутствуют геолого-технические мероприятия по регулярной очистке забоев скважин и по обработке ПЗС с целью сохранения продуктивности, особенно в период обводнения, что особенно важно для скважин такого месторождения, как Жетыбай, характеризующегося низкими дебитами, большой глубиной, высокопарафинистой нефтью и другими осложняющими процесс выработки запасов факторами.
Эмпирическая методика расчета газонасыщенности, давления насыщения и плотности газонасыщенной нефти
Как уже отмечалось, эксплуатация скважин VIII горизонта месторождения Жетыбай ведется при забойных давлениях ниже давления насыщения. При этом со временем изменяются как текущая газонасыщенность, давление насыщения, так и другие параметры нефти. Контроль за состоянием выработки запасов в условиях недостаточного исследования глубинных проб нефти существенно осложняется. Незнание текущей газонасыщенности пластовой нефти, давления насыщения и других параметров осложняет эксплуатацию скважин в связи с невозможностью проведения расчетов по подбору необходимого глубиннонасосного оборудования и установления оптимальных режимов его работы. Отбор поверхностных проб продукции скважин позволяет с достаточной точностью определять только некоторые параметры нефти, в частности, плотность дегазированной нефти.
На основании- исследований, проведенных в- МИЮС И- ЕП- им.- И.М._ Губкина [10], можно построить методики расчета текущих газонасыщенности пластовой нефти, ее плотности и давления насыщения, используя при этом единственный достоверно и точно определяемый параметр — плотность дегазиованной нефти. В процессе разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай не только забойные давления в добывающих скважинах снижались ниже давления насыщения, но в отдельные периоды это снижение касалось и пластового давления. До настоящего времени среди специалистов нет единого мнения относительно пределов снижения забойного давления для нефтяных или нефтегазовых залежей с различными физико-химическими свойствами нефти и газа, а также относительно продолжительности эксплуатации скважин на- таких режимах без отрицательных последствий для- энергетического. состояния системы и конечного коэффициента нефтеотдачи [12- -22]. Известно, что при определенном соотношении фаз фазовая проницаемость снижается, приводя, во-первых, к увеличению фильтрационных сопротивлений и, во-, вторых, к снижению дебита. Совершенно очевидно, что снижение указанных параметров зависит от той части дренируемого объема, в которой реализуется двухфазная фильтрация.
Представим зону дренирования в виде двух окружностей (рис. 4.1): первая окружность с радиусом RK, вторая - с радиусом Rd(p (7 - радиус зоны двухфазной фильтрации, давление на котором равно давлению насыщения Рнас)- Давление на контуре питания радиусом RK равно пластовому Рт; давление на забое добывающей скважины радиусом гс равно Рза$, при этом
Таким образом, во всех случаях радиус зоны двухфазной фильтрации при эксплуатации скважин VIII горизонта месторождения Жетыбай с забойным давлением ниже давления насыщения (Рзаб = 15 МПа Рнас = 18,9 МПа) составляет более 8 м.
В соответствии с уточненным проектом разработки месторождения Жетыбай (1984 г.) забойные давления в добывающих скважинах рекомендовалось снижать до 12 МПа. В этом случае зона двухфазной фильтрации увеличивается до более, чем 20 м.
Учитывая, что с начала промышленной разработки VIII горизонта (1974 г.) не только забойное давление в добывающих скважинах, но и пластовое давление снижалось до величин, меньших давления насыщения, разработка горизонта велась практически на режиме растворенного газа, что естественно сказалось на физико-химических свойствах нефти и газа: газонасыщенность нефти снизилась до 81 м /т (начальная газонасыщенность 105 м /т), а давление насыщения до 14,6 МПа (начальное давление насыщения 18,9 МПа). При этом изменились и другие свойства нефти: ее плотность, вязкость ит.д. Исходя из изложенного, практический интерес представляет вопрос: каким образом снижение пластового давления в сравнении с первоначальным влияет на размер зоны двухфазной фильтрации?
На рис.4.3 представлена зависимость Ядф = f (Рда) для следующих условий:
гс = 0,1 м; RK = 150 м; Рзаб =12 МПа; Рнас = 18,9 МПа, построенная с использованием выражения (4.32).
Как видно из представленной зависимости, даже небольшое снижение пластового давления ниже начального, приводит к существенному росту зоны двухфазной фильтрации со всеми вытекающими отсюда последствиями, снижающими эффективность выработки запасов.
Несомненный практический интерес представляет влияние соотношения проводимостей различных зон ej єґ, є3/ є} и е2І є3 (см. рис.4.2) на радиус зоны двухфазной фильтрации Ядф. На рис. 4.4, 4.5 и 4.6 представлены указанные зависимости, построенные соответственно по выражениям (4.32), (4.36) и (4.39). Зависимости построены для VIII горизонта месторождения Жетыбай при следующих параметрах: rc = 0,1 м; Рт = 21,5 МПа; Рнас = 18,9 МПа; Рзаб = 12 МПа; RK= 150 м.
Анализ зависимости рис.4.4 показывает, что увеличение проводимости призабойной зоны скважины Є2 по отношению к проводимости всей дренируемой зоны Є] приводит к увеличению радиуса зоны двухфазной фильтрации, что является отрицательным с позиций эффективности выработки запасов.
Анализ зависимости, представленной на рис.4.5, говорит о том, что увеличение проводимости зоны однофазной фильтрации є3 по отношению к проводимости всей дренируемой зоны Єї, приводит к соответствующему снижению радиуса зоны двухфазной фильтрации.
И, наконец, зависимость на рис.4.6 показывает, что увеличение проводимости призабойной зоны скважины 2 по отношению к проводимости зоны однофазной- фильтрации єз- также приводит к существенному росту радиуса двухфазной фильтрации.
На основании всего вышеизложенного вытекает, что при эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения проводимости призабойной и удаленной зон оказывают существенное влияние на эффективность выработки запасов, а к обработкам призабойных зон таких скважин с целью увеличения их проницаемости (проводимости) следует подходить чрезвычайно осторожно. Кроме того, даже небольшое снижение пластового давления в процессе выработки запасов крайне отрицательно сказывается на эффективности этого процесса.
Рассмотрим более подробно влияние изменения проницаемости призабойной зоны скважины на размеры зоны двухфазной фильтрации, т.к. при разработке VIII горизонта месторождения Жетыбай искусственному
Размер зоны двухфазной фильтрации зависит не только от RK и гс, пластового, забойного давления и давления насыщения, как это следует из выражений (4.32), (4.36) и (4.39), но и от проницаемости (проводимости) призабойной зоны.
Рассмотрим влияние обработки призабойной зоны скважины (ПЗС) любым из известных способов с целью увеличения ее проницаемости. На рис. 4.7 представлены параметры исследуемых зон до обработки ПЗС (рис. 4.7а) и после обработки (рис. 4.76).
При решении данной задачи примем:
- радиус контура питания RK=const,
- пластовое давление Рт= const,
- давление насыщения Рнас= const,
- забойное давление Рзаб= const,
- коэффициент гидропроводности удаленной зоны єі= const,
- коэффициент гидропроводности призабойной зоны є 2 (до обработки ПЗС) и Б2 (после обработки ПЗС).
