CC BY
50
УДК: 622.276.031:53 Е.Ф. Кутырев1, А.Е. Бортников1, A.A. Каримов2, P.P. Газизова1
'ООО «КогалымНИПИнефтъ», Когалым 2ТПП «Лангепаснефтегаз», Лангепас couteug@nipi.ws.lukoil.com, KarimovAA@lng.ws.lukoil.com, gazizova@nipi.ws.lukoil.com
ОБ ИССЛЕДОВАНИИ ХАРАКТЕРА ТЕЧЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СИСТЕМЕ ПЛАСТ-СКВАЖИНА
С учетом известных данных рассматриваются вопросы влияния свободного и растворенного в жидкости газа на характер ее движения из пласта в скважину и из скважины в пласт. Осуществлен анализ гидродинамических параметров, зафиксированных при исследованиях рассматриваемых систем методом нестационарной фильтрации.
Ключевые слова: кривая восстановления давления (КВД), призабойная зона пласта (ПЗП), удаленная зона пласта (УЗП), газ свободный и сорбированный, проницаемость.
Согласно опыту освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, наблюдаются заметные сложности в процессе добычи нефти. Зачастую не удается оптимизировать режимы работы скважин с учетом возможных осложнений (АСПО, механические примеси, газосодержание на приемной сетке), главными из которых являются обводненность продукции и отрицательное воздействие свободного газа, возникающего вследствие дегазации пластовой газированной нефти (Кутырев и др., 2006; 2008). Кроме того, нефти большинства месторождений Западной Сибири, включая Южно-Сургутское, Усть-Балыкское и др., присущи свойства структурированных жидкостей, характерные для аномально вязких нефтей.
Фактором, существенно влияющим на показатели разработки, является вид сосуществования пластовой нефти и нагнетаемой воды в межскважинном пространстве пласта
Окончание статьи З.Я. Сердюк и др. «Особенности...»
образованных пород можно напрямую сопоставить с объемом УВ-насыщенных пород и потенциалом резервуаров. Кстати, именно в пределах этой части разреза имеются прямые признаки УВ в керне - наличие жидких углеводородов и остаточных битумоидов в трещинах и пустотах.
В заключение следует отметить, что описанный интервал разреза скважины 138 Южно-Покачевского месторождения по характеру постседиментационного преобразования пород и углей типичен для минералого-петрогра-фической и петрофизической аномалий, обусловленных тектонической и гидротермальной деятельностью в условиях воздействия глубинной углекислоты.
Литература
Гинсбург А.И. К вопросу генетической классификации углей. М.: Изв. АН СССР. Сер. геол., № 7. 1964. 94-98.
Гинсбург А.И., Корженевская Е.С., Волкова И.Б., Богданова Л.А. и др. Петрографические типы углей СССР. М: «Недра». 1975. 248.
Жемчужникова Ю.А., Гинсбург А.И. Основыг петрологии углей. М.: Изд-во АН СССР. 1960. 400.
Иванкин П.Ф., Назарова Н.И. Глубинная флюидизация земной корыг и её роль в петрорудогенезе, соле-нефтеобразовании. М.: ЦНИГРИ. 2001. 206.
Микуленко И.К., Шемин Г.Г. Трещиноватость юрских и нижнемеловых пород Обь-Иртышского междуречья. Тектоника неф-тегазоносныых районов Западной Сибири. Новосибирск: СНИИГ-ГиМС. Вып. 132. 1971. 90-100.
Розин А.А., Сердюк З.Я. Преобразование состава подземных вод и пород Западно-Сибирской плиты под воздействием глубинного углекислого газа. Литология и полезныые ископаемыые. № 4. 1970. 102-113.
Сердюк З.Я., Эренбург Б.Г. О составе вторичных карбонатов, развитых в трещинах и порах пород фундамента и осадочного чехла Обь-Иртышского междуречья. Новосибирск: СНИИГГиМС.
(Кутырев и др., 2005). По существу речь идет об образовании в порах этого пространства газированных водонефтя-ныгх эмульсий, характеризующихся в разныгх диапазонах обводненности неодинаковыми значениями эффективной вязкости и, следовательно, подвижности (Кутырев и др., 2008). В одной из статей данного номера НТЖ «Георесурсы» анализируются аномалии вязкости при течении в пористой среде неньютоновской нефти, характеризующейся наличием АСПВ и заметным газосодержанием (Кутырев и др., 2008). Причем, как установлено, неньютоновская нефть характеризуется свойствами структурированной жидкости в диапазонах как малых, так и высоких градиентов (перепадов) давления. В данном исследовании представляется целесообразным выполнить такой же анализ применительно к течению подобных жидкостей из пласта в скважину и обратно по данным метода нестационарной фильтрации.
Вып. 149. 1972. 87-91.
Сердюк З.Я. Главные факторы постседиментационного преобразования пород фанерозоя и влияние их на ФЕС. Тр. III Межд. научно-практ. конф. и выставки «Санкт-Петербург 2008. Науки о Земле. От новыых идей к новыым открыытиям». 2008. 10-13.
Сердюк З.Я., Корсак О.Г. Новые данные о геологии Терсинского района Кузнецкого бассейна. Тр. Лаб. геологии угля, № 1. Мат-лыл 2-го угольного геол. совещания. М.: Изд-во АН СССР. Вып. VI. 1956.
Z.Ya. Serdyuk, G.D. Isaev, , I.K Mikulenko, A.I. Kudamanov, A.R. Saifutdinov. Peculiarities of post-depositional alteration of the Upper Jurassic sediments developed within Werstern Siberia. Areas of profound metasomatic changes (silicification, carbonatization) of productive coal-bearing deposits were revealed. The deposits are confined to the Nizhnevartovsk arch located within the Western-Siberian plate. Areas of metasomatic changes occur in fracture and decompactification zones. Fractures and voids contain liquid hydrocarbons and residual bitumens. Profound metasomatic changes are caused by influence of deep fluids saturated with carbonic acid on organic matter and aluminosilicates. Carbon releases from high-carbon rocks and due to its mobility participates in migration processes occurring in the Earth's crust.
Key words: authigenic pyrite, metasomatic alteration, carbonatization, bitumoids, alumosilicates, coil.
Зоя Яковлевна Сердюк
к.г.-м.н., начальник литолого-петрографической партии ОАО «Центральная геофизическая экспедиция». Научные интересы: литология, геология месторождений нефти и газа, мезозоя и палеозоя, постседиментационные процессы, петрография нефтегазоносных бассейнов.
630099, г. Новосибирск, ул. Советская, 12.
Тел./факс: (383) 223-68-66.
^научно-технический журнал
5 (28) 2008 I еоресурсы
Рис. ¡.Динамикапоступления газированной водонефтяной смеси из скважины в пласт (1) и из пласта в скважину (3) (жидкость не движется - 2).
В результате анализа и обобщения материалов по работе нефтедобывающих скважин в условиях низко-проницаемыгх пластов месторождений Западной Сибири установлены ограничения по их продуктивности вследствие действия следующих факторов:
• отрицательное воздействие свободного газа, возникающего вследствие дегазации пластовой газированной нефти, что инициируется высокими депрессиями на пласт. Происходит существенное снижение фазовой проницаемости по нефти и жидкости, что приводит к резкому уменьшению дебитов скважин и их продуктивности;
• приток газа дегазации пластовой нефти в скважину вызывает повышение температуры кристаллизации парафина, следствием чего является отложение ее высокомолекулярных соединений (АСПО) на поверхности лифта и в дальнейшем - в порах самого пласта, в первую очередь, в его призабойной зоне (ПЗП);
• явление разгазирования пластовой нефти, предшествующее ее дегазации, провоцирует возникновение аномально высокой сжимаемости пор в ПЗП, вследствие чего происходит деформация зерен породы и, в конечном счете, - извлечение вместе с жидкостью заметного количества механических примесей в виде мелких частиц;
• закачиваемая вода, начиная с определенного значения газонасыщенности пластовой нефти, инициирует выход нефтерастворенного газа в свободную фазу с проявлением отмеченных негативных последствий, причем даже в условиях превышения текущих давлений над упругостью растворенного газа. При этом граничное значение газонасыщенности пластовой нефти, при котором из нее начинает выделяться свободный газ, зависит от величины среднего размера пор коллекторов пласта. Так, для более тонкопорово-го коллектора предел по газонасыщенности нефти будет ниже, а по упругости растворенных газов - выше;
Рис. 2. Формирование нежестких газожидко-стныгх пробок в приза-бойной зоне пласта. а -аноморфоза КВД; б -кажущаяся проницаемость ПЗП; в - линейный (асимптота ПЗП); г - линейный (асимптота пласта).
S
• с увеличением скорости фильтрации в пласте газированной жидкости, иначе говоря, с увеличением объемов нагнетания воды в ПЗП и пласте будут иметь место те же негативные последствия;
• при близких концентрациях нефти и воды в продукции (обводненность выше 45 %, но ниже 70 %) и с учетом низкой растворимости газа в воде, нельзя исключить возможность развития в скважине газожидкостной пробки (ГЖП) и последующей ее остановки. Так, понижение уровня жидкости вместо ожидаемого подъема к устью скважины после ее принудительной остановки свидетельствует о наличии заметных гидравлических сопротивлений движению восходящего потока, то есть фактически о развитии в пределах призабойных зон скважины и пласта ГЖП.
В работе Кутырева и др. (2006) приведен пример, иллюстрирующий развитие ГЖП по данным исследования на неустановившемся режиме скважины, пробуренной в промываемой нагнетаемой водой зоне, в режиме дренирования компрессором (Рис. 1). Опыт освоения подобных скважин с применением высоконапорных установок с ЭЦН оказался отрицательным из-за развития упомянутых ГЖП. По нашему мнению, подобная ситуация возникает и на этапе заметного снижения дебита скважин по нефти и жидкости перед прекращением их фонтанирования.
Как отмечается В.Н. Филипповым (1989), важнейшей особенностью российского фонда скважин, оборудованных установками ЭЦН, является «абсолютное преобладание технологических режимов с наличием свободного газа в области входной сетки», что, в первую очередь, относится к месторождениям Западной Сибири.
Рассмотрим более детально результаты нестационарной фильтрации (Рис. 1) по уже приводившейся в качестве примера скв. 403/27 одного из месторождений Западной Сибири (Кутырев и др., 2008). Данная скважина пробурена в зоне продвижения фронта вытеснения. Пластовая нефть обездвижена в ней в пределах ПЗП весом столба скважин-ной жидкости, явно несоответствующим глубине скважины. Аналогичная ситуация имеет место и в фонтанных скважинах, прекращающих работать. Дальнейшее снижение веса столба жидкости путем компрессирования приводит к снижению противодавления на пласт. Однако это происходит при уменьшенном давлении в ПЗП по сравнению с текущим средневзвешенным в пласте, что может иметь место, скажем, при ухудшении фильтрационных параметров в око-лоскважинном пространстве. За счет разницы в давлениях
Рис. 3. Примеры, иллюстрирующие формирование в ПЗП газожидкостных пробок. А - нежесткая ГЖП, Б - жесткая. Обозн. см. Рис. 2.
^mevsv научно-технический журнал
Георесурсы 5 (28) 2008
столба жидкости в скважине и в ПЗП в результате постепенного промывания (очистки) последней наблюдается отток внутрискважинной жидкости в пласт (ветвь кривой «1» на Рис. 1).
Возникает вопрос, какой высоты должен быть столб внутрисква-жинной жидкости, чтобы имел место отток последней в пласт. Оказывается, создаваемое им давление должно превышать таковое в ПЗП на величину, соответствующую уровню фильтрационных сопротивлений, вызванных ГЖП. Если рассматривать пласт и скважину как сообщающиеся сосуды, то разница в уровнях жидкости и характер колебаний последних
Рис. 4. Примеры, иллюстрирующие формирование в ПЗП газожидкос-тныгх пробок. А - нежесткая ГЖП, Б - жесткая. Обозн. см. Рис. 2.
(знак) будет четко модулироваться количеством свободного газа в ПЗП. В свою очередь, размеры ГЖП определяются балансом растворенного в жидкости и сорбированного в ней газов и в целом зависят от текущих давлений в ПЗП и веса столба внутрискважинной жидкости.
При определенных соотношениях параметров: веса столба жидкости (минимально допустимого), текущего давления в ПЗП и создаваемых ГЖП фильтрационных сопротивлений течение жидкости прекращается (ветвь кривой «2» на Рис. 1). К этому времени фильтрационные параметры ПЗП улучшаются, снижается (за счет компрессирования) величина противодавления на пласт, и, поскольку давление в ПЗП превысит вес столба внутрискважин-ной жидкости, начинается обратный процесс - приток флюида из пласта в скважину (ветвь кривой «3» на Рис. 1).
Данный процесс продолжается так долго, насколько позволяют энергетические запасы пласта и фильтрационные параметры зоны, в чем можно убедиться на примерах, иллюстрированных на Рис. 1 - 4.
В случаях, если исследуемая методом нестационарной фильтрации в режиме компрессирования скважина находится на участке с существенно сниженным пластовых давлением, то уровню восстановления давления будет соответствовать ветвь «2» на КВД (Рис. 1). В других случаях, когда в процессе компрессирования происходит улучшение фильтрационных характеристик пласта в его призабойной зоне, прекращение течения жидкости в системе имеет место на более поздних временах исследования (Рис. 3Б, 4Б).
Для выяснения характера течения газожидкостной смеси в рассматриваемой системе пласт-скважина рассчитана так называемая кажущаяся проницаемость с применением известного математического аппарата, справедливая для условий скважины. При этом осуществлена идентификация линейного участка КВД, соответствующего асимптоте ПЗП (Рис. 1 - 4). Путем экстраполяции до пере-
сечения с осью dP определен свободный член уравнения асимптоты ПЗП (на тех же рисунках указано предполагаемое положение асимптоты удаленной зоны пласта). Затем для каждой точки КВД проводился луч с учетом величины свободного члена, угол наклона которого и использовался для расчета кажущейся проницаемости.
По сути, рассчитанная кривая целиком и полностью, хотя и неявно, отражает характер изменения во времени исследования эффективной вязкости движущейся в системе водонефтегазовой смеси.
Очевидно, в пределах начального и конечного участков КВД эффективная вязкость флюида возрастает вследствие десольватирующего действия свободного газа, приводящего к возрастанию в газожидкостной смеси процесса коагуляции частиц асфальтенов. В пределах среднего (линейного) участка КВД, соответствующего области течения с минимальным содержанием свободного газа, описываемого уравнением асимптоты ПЗП, вязкость флюида заметно снижается, а подвижность существенно возрастает. Можно полагать, что фильтрующийся в ПЗП флюид представляет собой переходную (обводненность составляет 45 - 70 %), довольно устойчивую водонефтяную эмульсию, в которой частички асфальтенов флотируются микропузырьками сорбированного в объеме жидкости газа.
Таким образом, в ходе настоящего исследования установлены гидродинамические критерии, позволяющие оценивать характер неустановившихся процессов в фильтрующейся через естественную пористую среду газонефтяной смеси и подвижность последней.
Литература
Кутырев Е.Ф., Газизова P.P., Каримов А.А. О процессах в при-забойной зоне при освоении и эксплуатации нефтяных скважин. Нефтепромысловое дело. № 5. 2008. 55-59.
Кутырев Е.Ф., Кочетов А.В., Козаков С.В., Сайфутдинов А.Р. К вопросу о характере течения неньютоновской жидкости в пористой среде. Георесурсыы. № 5(28). 2008. 4-8.
Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях. Нефтяное хозяйство. № 9, 184-188; № 10, 44-48. 2005.
Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. Особенности влияния свободного газа на показатели эксплуатации добывающих скважин, дренирующих низкопроницаемые пласты с недонасыщен-ной нефтью. Нефтяное хозяйство. 2006. № 3.100-104.
E.F. Koutyrev, A.E. Bortnikov, A.A. Karimov, R.R. Gazizova. A study of the flow of a gas-liquid mixture in a well/reservoir system. Based on data available the problems of the effect of free and fluid-dissolved gas on the pattern of oil movement from a reservoir to a well and from a well to a reservoir are considered. The analysis of the hydrodynamic parameters derived from a study of unsteady filtration is conducted.
Key words: Pressure build-up curve, bottom-hole zone, remote zone of the formation, free gas, retained gas, permeability.
Александр Егорович Бортников
Зам. Генерального директора по добыче нефти
ООО «КогалымНИПИнефть»
625000 г. Тюмень, ул. Республики, 41
Тел.: (3452)-792-199, Факс: (3452)-792-198
Раушания Рафаиловна Газизова
Зав. аспирантурой ООО «КогалымНИПИнефть»
628481, Тюменская обл., ХМАО, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, д. 15. Тел.: (34667) 65-355.
5 (28) 2008
^научно-техническим журнал
Георесурсы
