Эксплуатация скважин с низкими забойными давлениями (как правило, ниже давления насыщения) приводит к формированию зон разгазирования в призабойной зоне пласта. Время формирования и размеры этих зон зависят от типа месторождения, фильтрационных характеристик пласта и режима эксплуатации скважин. При снижении забойного и пластового давлений и сам размер этих зон, и степень газонасыщенности в них увеличивается. Максимально негативные процессы с точки зрения изменения условий движения нефти к стволу скважины происходят в призабойной зоне, формируя зоны с максимальным сопротивлением движению нефти [3]. Эти процессы становятся очевидными при росте газового фактора (ГФ), снижении дебита скважины по нефти [5, 7]. При достижении газовым фактором некоторого предельного значения дальнейшая разработка становится нерентабельной. Используя базовый подход к разработке низкопроницаемых коллекторов, пластов, насыщенных нефтью с высоким газосодержанием и характеризующихся невысоким энергетическим потенциалом, возможно создать более благоприятные условия для реализации режима растворенного газа (РРГ). Формирование локальных зон разгазирования возможно при последовательном создании областей действия режима растворенного газа по длине горизонтальной скважины. Длина горизонтального участка скважины и количество интервалов перфорации определяется в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств пласта и степени его неоднородности. Работа была выполнена на базе гидродинамического симулятора тНавигатор (РФД) и направленна на разработку и оценку технологической эффективности подключения и закрытия интервалов перфорации горизонтальной скважины с возможным подключением всех интервалов на заключительном этапе ее работы. В работе была рассмотрена последовательность формирования зон от более удаленной части ствола к «пятке» [6]. Такой подход позволил продлить срок работы скважины с пяти месяцев до трех лет за счет поддержания динамики дебита скважины по нефти на уровне 43–15 м3/сут. Каждый интервал отключался в момент начала роста дебита скважины по газу. Последующим этапом работы скважины стало подключение всех интервалов перфорации, что позволило продлить работу скважины еще на 2,8 года с изменением дебита по нефти с 43 до 7 м3/сут (рисунок 1).
Весь объем выделившегося газа можно условно разделить на две части: 1 – газ, движущийся к стволу скважины; 2 – газ, движущийся к кровле пласта и формирующий зону высокой газонасыщенности (вторичную газовую шапку). Первоначально величина газового фактора определялась объемом поступающего газа к стволу скважины, а затем начинал сказываться объем газа, который поступал из вторичной газовой шапки (рисунок 2) [4]. В зависимости от характера разгазирования и принятого критического значения ГФ скважина может быть закрыта как на первом, так и на втором этапе.
В данной работе приведены результаты исследований по определению характера и степени влияния геолого-физических параметров пласта на возможность создания зон разгазирования и эффективность их работы. В качестве основных изменяемых параметров были приняты проницаемость и нефтенасыщенная толщина пласта. Объектом исследования был принят нефтяной пласт, насыщенный маловязкой нефтью с пластовым давлением близким к давлению насыщения. В базовых вариантах с различными значениями характеристик пласта длина горизонтального ствола скважины принята равной 1100 м с притоком флюидов по всей длине скважины и одинаковым условием закрытия скважины 2500 м3/м3. Для проведения первоначальных расчетов использовалась однородная модель пласта с проницаемостью 0,010 мкм2 и толщиной 10 м.
Во втором варианте рассмотрена работа скважины с последовательным подключением интервалов перфорации в соответствии с их расположением – от более удаленных участков к «пятке», локальные зоны разгазирования также формировались последовательно, но с рядом некоторых особенностей. При работе первого интервала происходило снижение пластового давление в некотором объеме пласта, определяемом величиной пьезопроводности. Затем в работу подключался второй интервал и т.д. Очевидно, что работа каждого из интервалов начиналась при различных значениях пластового давления. Во время открытия второго интервала вблизи него уже сформирована область, насыщенная свободным газом, в результате чего менялось соотношение объемов выделившегося газа, поступающего в скважину и формирующего газовую шапку. Изменившиеся пластовые условия влияли на работу и третьего интервала перфорации: он начинал работать также с большим значением газонасыщенности, способствуя более быстрому поступлению газа из газовой шапки [1, 2]. Каждый интервал закрывался при первых признаках роста дебита скважины по газу, не допуская притока газа из газовой шапки.
Сравнение эффективности проводилось по накопленной добыче нефти в конце работы скважины каждого из вариантов. Необходимо обратить внимание, что в базовом варианте из-за большей скорости снижения пластового давления продолжительность работы значительно меньше, чем в варианте с последовательным подключением перфораций. Для более объективной оценки проводились дополнительные расчеты: у скважины отсутствовали какие-либо ограничения по значению ГФ или минимального дебита и изменялись режимы работы за счет изменения забойного давления. В этом случае возможно сравнение эффективности за одно и то же время эксплуатации. Накопленная добыча нефти для скважины с открытым стволом оставалась на 60–84 % меньше, чем у скважины с последовательным подключением интервалов перфорации. В результате эффективность применения рассматриваемой технологии не зависела от режима работы скважины.
При последовательном подключении снижалось негативное влияние выделяющегося растворенного газа, происходило перераспределение давления в пласте так, что некоторый объем газа области разгазирования первого интервала не оказывал влияния на образующуюся в это время область разгазирования вблизи второго интервала. Такой же процесс происходил и при открытии третьего интервала (рисунок 3).
После отключения последнего интервала в рассмотренных вариантах предусмотрено подключение всех трех интервалов перфорации для использования эффекта «открытия кингстонов», т.е. добыть остатки при возможно допустимом снижении давления. В таблице 1 приведено сравнение добычи нефти и газа за время работы каждого из интервалов.
При последовательном подключении интервалов перфорации увеличился объем пласта, вовлеченного в процесс разработки, прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) по сравнению с базовым вариантом составил 62 % при снижении накопленной добычи газа на 27 % за счет уменьшения объема газа, поступающего из вторичной газовой шапки.
Для оценки влияния фильтрационно-емкостных характеристик пласта на эффективность реализации РРГ при различных условиях работы скважины были рассмотрены варианты со значениями абсолютной проницаемости коллектора от 0,001 до 0,030 мкм2 с нефтенасыщенной толщиной 10 м. Для условий притока флюидов влияние проницаемости на работу скважины совершенно очевидно: при увеличении проницаемости увеличивается скорость перераспределения пластового давления, уменьшается время эксплуатации за счет более быстрого процесса разгазирования и соответственного увеличения объема пласта, неохваченного процессом разработки. При увеличении проницаемости до 0,030 мкм2 эффективность последовательного подключения снижалась (таблицы 2, 3). Такой характер изменения КИН объясняется ростом величины пьезопроводности пласта и более быстрым перераспределением пластового давления.
Для оценки влияния толщины пласта на эффективность применения технологии последовательного подключения интервалов перфорации горизонтальной скважины были проведены расчеты, в которых приняты значения от 3 до 20 м нефтенасыщенной толщины и значения проницаемости – 0,001–0,025 мкм2.
По результатам расчетов было отмечено закономерное увеличение КИН при различных сочетаниях изменяемых параметров от 45 % при k = 0,010 мкм2 и h = 20 м до 82,3 % при k = 0,015 мкм2 и h = 3 м при работе скважин с последовательным подключением интервалов по сравнению с базовыми вариантами. Очевидно, что прирост КИН связан со значительным увеличением времени работы скважины от 18 мес. до 5,6 года соответственно за счет создания более благоприятных условий для работы скважины. При сочетании ФЕС k = 0,001 мкм2 и h = 20 м последовательное подключение интервалов оказалось неэффективным.
При различных значениях толщины пласта объем подвижных запасов нефти различен, поэтому сравнение накопленной добычи нефти для пластов с разной толщиной некорректно. Было проведено сравнение прироста КИН (рисунок 4).
Выводы:
- Применение технологии последовательного подключения интервалов перфорации создает более благоприятные условия работы скважины на РРГ и обеспечивает не только прирост коэффициента извлечения нефти, но и снижение добычи растворенного газа.
- На эффективность последовательного подключения интервалов оказывает влияние сочетание ФЕС, при этом эффективность по приросту КИН составила от 45 до 82 % (в рассмотренном диапазоне значений) по сравнению с базовыми вариантами.
- Увеличение проницаемости и нефтенасыщенной толщины снижает эффективность рассматриваемой технологии реализации РРГ за счет более быстрого перераспределения пластового давления и формирования «общей» зоны свободного газа по всему стволу горизонтальной скважины.
Литература
1. Карпов В.Б. Экспериментальное исследование гистерезиса фазовых проницаемостей при водогазовом воздействии в условиях Восточно-Перевального месторождения / В.Б. Карпов, В.И. Дарищев, И.А. Ахмадейшин, В.А. Дедечко, А.М. Полищук, Е.В. Шеляго, И.В. Язынина // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С. 100–103.
2. Kokorev V.I. Hysteresis of Relative Permeabilities in Water-Gas Stimulation of Oil Reservoirs. / V.I. Kokorev, V.B. Karpov, V.I. Darishchev, I.A. Akhmadeyshin, K.A. Bugaev, K.A. Shchekoldin, V.A. Dedechko, A.M. Polischuk, E.V. Shelyago, I.V. Yazynina // Paper presented at the SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, October 2014. doi: https://doi.org/10.2118/171224-MS.
3. Колбиков С.В. Оценка факторов, влияющих на разработку нефтяных оторочек // Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных и газовых месторождений: Сборник материалов по итогам 4-й научно-практической конференции, посвященной памяти Н.Н. Лисовского. Москва, 22–23 апреля 2014 г. – М.: НИИЦ «Недра-XXI», 2015. – С. 36–48.
4. Мищенко И.Т. Система добычи нефти из истощенных залежей с использованием природной энергии. / И.Т. Мищенко, Т.Б. Бравичева, П.В. Пятибратов // Добыча и бурение. – 2003. – № 9. – С. 14–17.
5. Назарова Л.Н. Влияние технологических режимов эксплуатации скважин на степень выработки запасов / Л.Н. Назарова, Е.В. Нечаева // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 8. – С. 96–97.
6. Назарова Л.Н. Формирование локальных зон дренирования пласта при режиме растворенного газа / Л.Н. Назарова, М.В. Чукарина // Нефтепромысловое дело. – 2023 – № 7 (655). – С. 5–8.
7. Пятибратов П.В. Повышение нефтеотдачи низкопроницаемых пластов на основе одновременно-раздельной добычи и закачки газа / П.В. Пятибратов, Д.С. Калинин, Л.Н. Назарова // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 58–61.
