научная статья по теме Продуктивность скважин после кислотных гидроразрывов пласта на Гагаринском и озерном месторождениях Геофизика

Текст научной статьи на тему «Продуктивность скважин после кислотных гидроразрывов пласта на Гагаринском и озерном месторождениях»

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.66 КГ

© Коллектив авторов, 2013

Продуктивность скважин после кислотных гидроразрывов пласта на Гагаринском и Озерном месторождениях1

В.А. Мордвинов, к.т.н., В.В. Поплыгин, к.т.н., Д.Д. Сидоренко, А.Р. Шаймарданов

(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Адрес для связи: poplygin@bk.ru

Ключевые слова: залежь нефти, коэффициент продуктивности, скважина, кислотный гидроразрыв пласта (КГРП), забойное давление.

Гагаринское и Озерное нефтяные месторождения находятся на севере Пермского края. Продуктивные пласты относятся к карбонатным и терригенным отложениям среднего и нижнего карбона, карбонатным отложениям верхнего девона (фаменский ярус).

В 2008-2011 гг. в 26 добывающих скважинах, эксплуатирующих турнейско-фаменские и фаменские объекты (табл. 1), проведены кислотные гидроразрывы пластов (КГРП) с использованием 22%-ной соляной кислоты объемом до 100 м3 на одну скважину. Для разрыва использовались полимер - геллант жидкий, стабилизатор глин, сшиватель, жидкий буфер - деструктор, персульфатный деструктор, бактерицид, деэмульгатор. Средняя скорость закачки составляла 3-4 м3/мин.

В программе №е1Шгас выполнена оценка размеров создаваемых трещин: их длина изменяется от 40 до 50 м; средняя гидравлическая ширина составляет 0,7-3,5 мм, объем растворенной породы равен 8-10 м3. Основные средние показатели работы скважин до проведения мероприятий и в первый месяц после КГРП представлены в табл. 2. Следует отметить,

Таблица 1

Параметры Месторождение

Гагаринское Озерное

Средняя глубина залегания, м 2075 1770

Средняя нефтенасыщенная толщина, м 8,3 11,7

Пористость, % 10,4 11

Проницаемость по керну, мкм2 0,024 0,007

Начальная пластовая температура, оС 33 29,8

Начальное пластовое давление, МПа 20,7 18,2

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с 1,16 1,02

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,71 0,727

Давление насыщения нефти газом, МПа 14,02 10,28

Газосодержание, м3/т 180 136,7

Wells productivity after acid fracturing in the Gagarinskoye and Ozernoye oilfields

V.A. Mordvinov, V.V. Poplygin, D.D. Sidorenko, A.R. Shajmardanov (Perm National Research Polytechnic University, RF, Perm)

E-mail: poplygin@bk.ru

Key words: oil reservoir, productivity factor, well, acid fracturing, bottomhole pressure.

The authors consider changing of well production and productivity factor after the acid fracturing in the Gagarinskoye and Ozernoye oilfields. It is shown that pressure decrease greatly reduces the technological effect of bottomhole acid fracturing. Acid fracturing operation should be conducted with maximum face pressure reduction taking into account the effects of gas and reservoir strain on the producing wells productivity.

что при высокой газонасыщенности пластовой нефти эксплуатация скважин осуществлялась при средних значениях пластового давления несколько ниже давления насыщения нефти газом рнас. Отношение забойного давления рзаб после КГРП к рнас составляло 0,3-0,83 по Гагаринскому и 0,42-0,73 по Озерному месторождениям. Удельное газосодержание нефти у стенок скважин при наиболее низких забойных давлениях достигало 0,5-0,6 (рис. 1). При таких значениях газосодержания относительная проницаемость горных пород для нефти может уменьшаться в несколько раз [1, 2].

По Гагаринскому месторождению коэффициент продуктивности скважин по жидкости Кпрод после КГРП увеличился в 3,3 раза. Обводненность семи низкообводненных до мероприятия скважин возросла от 2,6 до 6 %, по трем скважинам с высокой (более 70 %) до КГРП обводненностью она снизилась в 1,7 раза. По Озерному месторождению Кпрод скважин после КГРП увеличилась в 9,5 раза. По одной скважине из 15 обводненность уменьшилась с 47 до 29 %, по 14 низкообводненным до КГРП скважинам - возросла в среднем от 2 до 14 %. Динамика Кпрод скважин после КГРП существенно зависит от рзаб [3]. При его снижении и повышении депрессии на пласт дебиты жидкости не увеличивались или увеличивались незначительно (непропорционально росту депрессии), продуктивность снижа-

Таблица 2

Показатели Месторождение

Гагаринское Озерное

Дебит жидкости, м3/сут 9,6/31,6 2,62/24,12

Дебит нефти, т/сут 4,0/19,7 2,16/16,93

Обводненность, % 27,9/22,5 4,1/15,12

Пластовое давление, МПа 13,1/13,6 9,25/9,13

Забойное давление, МПа 7,3/7,9 6,21/6,19

Депрессия на пласт, МПа 5,8/5,7 3,04/2,94

Продуктивность, м3/(МПа-сут) 1,66/5,54 0,86/8,2

Примечание. В числителе приведены показатели до КГРП, в знаменателе - после него.

1 Исследование выполнено при поддержке Министерства образования и науки РФ (соглашение 14.В37.21.0600).

04'2013

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

44

Рис. 1. Зависимость удельного газосодержания нефти от забойного давления рза6

&

С

30 25 30 15 S '0

A

A А л ♦ *

4 j b ■

0,2

0,4

0,6 ^даб^н;

0,8

"Ж"

♦ ♦ I

■ I

Депрессия, МПа

Скважина: ♦ 417

I 456

- 405

Рис. 2. Зависимость Кпрод от соотношения рзаб/рнас (а) и депрессии (б)

В скв. 456 Озерного месторождения после 3 мес эксплуатации после КГРП рзаб с целью увеличения депрессии и дебита было снижено с 6,2 до 4,4 МПа при пластовом давлении 10 МПа. В результате дебит скважины не увеличился, а уменьшился в 1,1 раза, продуктивность снизилась в 1,4 раза. В скв. 417 Озерного месторождения при постоянном пластовом давлении 10 МПа продуктивность достигла максимального значения 19,9 м3/(сут-МПа) при рзаб = 8 МПа (депрессия составила 2 МПа) и снизилась до 10 м3/(сут-МПа) при рзаб = 5 МПа.

Изменение продуктивности указанных скважин в зависимости от отношения рзаб/рнас приведено на рис. 2, а. Увеличение депрессии на пласт при уменьшении рзаб существенно уменьшает продуктивность (см. рис. 2, б). Наибольший темп снижения продуктивности наблюдается при депрессии более 3 МПа.

Выполнена также оценка изменения Кпрод в зависимости от рзаб/рнас для скважин без проведения КГРП (рис. 3). Для этого выбраны скважины, в которых забойное давление первоначально превышало давление насыщения. Рассмотрены периоды их работы до проведения в них геолого-технических мероприятий с целью повышения деби-тов. Из сопоставления динамики Кпрод по рис. 2, а и 3 видно, что темп снижения продуктивности скважин без КГРП на 10-15 % больше, чем скважин после КГРП. Это можно объяснить меньшей степенью смыкания обработанных кислотой трещин.

Из представленных данных о работе скважин после КГРП следует, что при высокой газонасыщенности пластовой нефти снижение забойных давлений ниже давления насыщения и увеличение депрессии на пласт существенно уменьшают продуктивность из-за снижения относительной проницаемости коллектора для жидкости и деформации образованных и обработанных кислотным составом трещин.

Список литературы

1. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. Изменение продуктивности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений// Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 8. -С. 120-122.

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

3. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Ерофеев А.А. Влияние газа и деформаций коллектора на показатели работы скважин после гидроразрыва пласта//Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 10. - С. 102-103.

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

Рис. 3. Зависимость ^р0д от Рзаб/Рнас

лась. Повышение рзаб и снижение депрессии сопровождались увеличением Кпрод [4].

По скв. 405 Гагаринского месторождения при снижении депрессии в 3 раза за счет увеличения рзаб в течение 4 мес после КГРП Кпрод возрос в 4,5 раза, дебит практически не изменился. Последующее снижение рзаб не увеличило дебит скважины, а К уменьшился на 15 %.

References

1. Mordvinov V.A., Poplygin VV., Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 2011, no. 8, pp. 120-122.

2. Mordvinov V.A., Poplygin VV., Chalov S.V, Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 2010, no. 8, pp. 104-106.

3. Mordvinov VA., Poplygin V.V, Erofeev A.A., Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 2012, no. 10, pp. 102-103.

4. Poplygin VV, Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 2011, no. 10, pp. 28-29.

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

04'2013 45

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком