Ключевые слова: коэффициент продуктивности, обводненность, промыслово-геофизические исследования скважин, скин-фактор, призабойная зона, нагнетательная скважина, гидродинамические исследования.
Разработка нефтяных и газовых месторождений ведется во всем мире более полутора веков. В настоящее время специалисты-нефтяники чаще всего сталкиваются с проблемами, которые возникают в процессе добычи УВ, связанные со снижением показателей разработки, ухудшением коллекторских свойств призабойной зоны, коррозией внутрискважинного оборудования [1]. Основной задачей специалистов является изучение фильтрационных потоков, для понимания особенностей течения жидкости в пласте, анализа работы фонда скважин, оценки текущего состояния разработки и выработки запасов. Одной из частых задач, с которыми сталкиваются инженеры при эксплуатации месторождения, является снижение коэффициента продуктивности скважин – одного из важнейших показателей работы скважин. Это является особенно актуальным на зрелых месторождениях, с наличием сложного геологического строения, трудноизвлекаемых запасов, развитой системы пластового давления, снижением дебита и обводненности продукции. Также к факторам снижения продуктивности относят рост скин-эффекта, кольматацию ПЗП, негерметичность эксплуатационной колонны и т.д. [2]. Существует различный спектр инструментов, позволяющих контролировать продуктивность, а именно: применение комплексов промыслово-геофизических, трассерных, гидро и газодинамических исследований, анализ выполнения ремонтов по скважинам, геологическое и гидродинамическое моделирование процессов разработки.
Классификация способов снижения коэффициента продуктивности скважин
В процессе эксплуатации рано или поздно происходит снижение продуктивности скважин по различным причинам. Коэффициент продуктивности играет важнейшую роль в прогнозе добычи УВ и величины коэффициента извлечения нефти (КИН). В совокупности как отечественные, так и зарубежные специалисты выделяют следующие причины падения продуктивности.-
Попадание в призабойную зону нерастворимых компонентов жидкостей глушения скважин и буровых растворов;
-
Выпадение АСПО и образование сольватных оболочек вязкой жидкости;
-
Некачественные работы по вторичному вскрытию пластов (перфорация, дострел);
-
Ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны, обусловленное снижением проницаемости, относительной фазовой проницаемости и образованием твердых осадков.
-
Набухание и разрушение глин при ремонте скважин;
-
Вынос механических примесей (песок, частицы глин, минералов и пород, проппант, ржавчина);
-
Осложнения при эксплуатации скважин из-за ухудшения технического состояния ствола скважин или цементного камня, выпадение солей при смешивании пластовой и закачиваемой воды, образование прямых и обратных эмульсий.
Основываясь на результатах исследований, автор делит причины снижения продуктивности на две основные группы, а именно геологические и технологические, приведенные на рисунке 1.
Каждый из указанных факторов по-разному проявляет себя на месторождениях. Это зависит от геологического строения залежей, фильтрационно-емкостных свойств пород, стадии разработки, степени выработки запасов, способа эксплуатации скважин, назначения скважин, поскольку в основе факторов, приводящих к снижению коэффициента продуктивности, лежит как геологическая, так и технологическая природа.
Так, в работе [3] авторами отражено влияние совместного течения жидкости как в пласте, так и в перфорационном канале. Был предложен математический алгоритм течения жидкости в каналах перфорации, основанный на фильтрации флюидов в пористой среде. На основании исследований В.И. Щурова и др. была составлена система уравнений течения жидкости как в пласте, так и в перфорационном канале следующего вида:
РИСУНОК 1. Классификация причин снижения коэффициента продуктивности нефтяных скважин
, (1)где, vt – осредненная по сечению скорость течения в трубе; ωt(I) – площадь поперечного сечения трубы; l – линейная координата вдоль оси трубы; P1 – осредненное по сечению давление в трубе; ft – удельная сила сопротивления на единицу длины трубы; α – коэффициент учета турбулентно-конвективного переноса (при ламинарном течении в гладких трубах α =1);
– дельта-функция Дирака, сосредоточенная в точке соединения j-го перфорационного канала и скважины. Величины qtj qhj – определяются из условия сохранения массы в местах контакта пористой среды с каналами и скважины с каналами.
Авторами было выявлено, что чистота каналов перфорации может оказывать влияние на продуктивность скважин. Более подробно влияние течения описано в работе [4]. Установлено что на продуктивность скважин отрицательное влияние оказывают степень повреждения каналов, обломки перфорационных зарядов, что ведет к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений. Для исследований было предложено уравнение фильтрационных течений в пласте, основанное на теории линейного потока, опирающегося на закон Дарси, а перфорационный канал представлен как сингулярный линейный сток, сосредоточенный внутри расчетного блока. Уравнение представляется в следующем виде:
, (2)где : ρ – плотность жидкости; m – пористость породы; t – время;
– скорость фильтрации в пористой среде;
приток жидкости на единицу длины j-го перфорационного канала в единицу времени;
дельта-функция Дирака с носителем, сосредоточенным на оси j-го перфорационного канала; Nt – количество перфорационных каналов в рассматриваемой области;
коэффициент приемистости j-го канала;
поровое давление;
– давление в j-ом канале.
Применяя закон Дарси и закон сохранения массы в условиях недеформируемой среды, получаем итоговое уравнение:
(3)
Далее анализировался режим течения жидкости в пласте и увязывался с числом Рейнольдса. Исходя из его значения, авторы получили выражения для определения удельной силы трения в загрязненном и незагрязненном канале перфорации:
(4)
Согласно исследованиям, с ростом числа Рейнольдса в канале снижается пропускная способность перфорационного канала, что ведет к его загрязнению и, как следствие, снижению коэффициента продуктивности. Е.В. Паникаровским и В.В. Паникаровским [5] рассмотрены причины снижения продуктивности в разных типах коллектора. Авторы выделяют причины, к которым относят проникновение фильтрата бурового раствора в ПЗП, снятие напряжений, образование водонефтяных эмульсий, изменение характера распределения трещин в случае сложнопостроенного коллектора. Для оперативного контроля продуктивности предполагается учитывать отношение значения потенциальной продуктивности, к фактической, с опорой на геологические данные. В.Д. Лысенко [6] в своей работе установил, что падение продуктивности провоцируется фактором искусственного или самопроизвольного снижения забойного давления Рc ниже давления насыщения Рнас, что провоцирует снижение Кпрод ниже его начальной величины, описываемое следующими закономерностями:
(5) (6)
где: Рс – забойное давление МПА; Рнас – давление насыщения МПА; η – коэффициент продуктивности м3/сут*МПа; η0 – начальный коэффициент продуктивности м3/сут*МПа.
Интересный подход предложен в работе [7], где рассматривается методика снижения Кпрод, обусловленная засорением призабойной зоны. Так, авторы приводят математическое описание засоренного участка ПЗП с уменьшенной проницаемостью, описываемое следующим выражением:
(7)
где: VΩ – общее увеличение фильтрационного сопротивления зоны дренирования скважины; Δp – доля общей депрессии (Рпл -Рс) приходящаяся на призабойный участок нефтяных пластов и зависящая от v – уменьшения проницаемости на этом участке;
– увеличение части депрессии на участке с радиусами rc и R;
– уменьшение части депрессии на участке с радиусами R и RC; 
p1 – доля депрессии при отсутствии засорения нефтяных пластов на прискважинном участке с радиусами rc и R. Результаты расчетов показали, что наличие фильтрационного сопротивления зоны дренирования снижает общую продуктивность. Сам коэффициент продуктивности рассчитывался с применением выражения:
(8)
В работе [8] одним из факторов снижения продуктивности рассматривается возникновение дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне. Чаще всего данный фактор возникает в гидродинамически несовершенных скважинах. Одним из таких факторов является несовершенство по степени неполноты перфорации. Так, Л.А. Пухляковым исследован данный фактор, опираясь на три области зоны дренирования, а именно: зона влияния отверстий перфорации, зона сужения потока за счет неполноты перфорации и зона возникновения плоскорадиального притока. Так, внутренняя граница зоны представляет собой наружную поверхность цементного кольца скважины, имеющую форму цилиндра, описанного вокруг оси х0:
(9)
где: r – радиус скважины перед спуском обсадной колонны в см; y – глубина (длина) канала при отверстии в см; s – радиус влияния отверстий или половина среднего расстояния между центрами соседних отверстий, считая по поверхности цементного кольца в см.
Далее автор выделяет неполноту перфорации как непроперфорированные в пределах пласта участки, которые примыкают в кровле или подошве пласта. Математическими преобразованиями получено выражение перепада давлений в гидродинамически несовершенной скважине:
(10)
где: Ррл и Рз – забойное и пластовое давление в атм; Qпл – приток в скважину в пластовых условиях в см3/с; µ – вязкость нефти в пластовых условиях в спз; kэф – эффективная проницаемость пласта в дарси, n – число отверстий в фильтре (безразмерная величина); Gs, Gδ, GR – геометрические характеристики зоны влияния отверстий зоны сужения потока, за счет неполноты перфораций и зоны плоскорадиального потока соответственно в 1/см.
Т.Ш. Салаватов [9] объединил понятие скина как фактора повреждения не только ПЗП, но и забоя, вызванного дополнительным сопротивлением. По его мнению, скин-эффект связан с дебитом и продуктивностью, а в процессе эксплуатации скважина терпит изменения, находясь в режиме потока, и описывается следующим выражением:
(11)
где: Q – дебит скважины, м3/сут; К – коэффициент продуктивности, м3/сут*МПА; ΔP – депрессия на пласт, МПА; h – эффективная нефтегазонасыщенная толщина, м; k – проницаемость, мкм2; µ – вязкость, МПА*с; Rk – радиус зоны дренирования, м; rc – радиус скважины, м; S – скин-фактор. Как видно из данного выражения, с увеличением скина наблюдается уменьшение продуктивности. Установлено, что скин-эффект проявляет себя не только в призабойной зоне, но и в самой скважине. Как известно, для поддержания текущего уровня продуктивности применяются геолого-технические мероприятия (ГТМ). Однако на практике встречаются случаи, когда скважина после мероприятия теряет свою продуктивность. Так, авторами [10–11] рассмотрен случай осаждения проппанта при проведении ГРП. Было установлено, что на продуктивность влияют скорость осаждения проппанта, его концентрация и ширина созданной трещины ГРП. Зависимость скин-фактора от концентрации проппанта приводится на рисунке 2.
РИСУНОК 2. Зависимость скин-фактора скважины после ГРП от концентрации проппанта при закачке линейного газа [11]
Опытным путем установлено, что осаждение проппанта и его распределение ведет к снижению Кпрод. Концентрация проппанта рассчитывалась с использованием формулы Ричардсона-Заки:
(12)
где: n – концентрация проппанта, д.ед; С – безразмерная проводимость трещины.
Интересный способ мониторинга продуктивности в работе [12]. Предложен способ мониторинга Кпрод как систематизация данных карт изобар, результатов проведения ГТМ и определения Кпрод по данным ПГИ и ГДИС. Поскольку ухудшение продуктивности может быть связано с проведением ГТМ, а именно РИР, или сменой подземного оборудования. Строилась карта контроля продуктивности с использованием наклонно направленных (ННС) и горизонтальных скважины (ГС) с охватом по ГДИС. Пример показан на рисунке 3.
РИСУНОК 3. Пример графика по скважине для анализа динамики Кпрод [12]
Пример графика по скважине для анализа динамики Кпрод (Qжид – среднемесячный дебит жидкости, м3/сут; Рпл изобар – пластовое давление с карт изобар, бар; Рзаб – среднемесячное забойное давление, бар; Замер Рпл – пластовое давление в скважине, бар; Рпл ГДИС – пластовое давление по результатам ГДИС, бар; Кпрод – расчетный коэффициент продуктивности по картам изобар, м3/сут*бар; Кпрод ГДИС – коэффициент продуктивности по результатам ГДИС, м3/сут*бар)
Так, благодаря методике мониторинга авторы установили, что в условиях применения ГС Кпрод снижается по причинам неуспешной оптимизации, неверного подбора жидкости глушения, увеличения смены частоты ЭЦН без замены подземного оборудования, интенсивного загрязнения ПЗП и некачественного цементирования хвостовиков. Работа [13] посвящена влиянию геомагнитного поля на дебит и продуктивность скважин. Связано это с содержанием в продуктивном пласте магнитных минералов, а именно гетита, а также с возникающими геологическими процессами, связанными с тектоническими эффектами распределения величин механических напряжений и компонент напряженности магнитного поля как в массивах пород, так и в продуктивном резервуаре. Работа [14] посвящена исследованию коэффициента продуктивности на месторождении с боковым стволом Пермского края. С помощью методики корреляционного поля и использованием геологических параметров, а именно толщины пласта hпл, эффективной нефтегазонасыщенной толщины hэф, пористости Кп, проницаемости по ГИС Кпр ГИС, проницаемости по данным ГДИ КпрГДИ и т.д., составлялась корреляционная матрица, позволившая установить, что снижение Кпрод обусловлено зенитным углом α бокового ствола скважины в интервале исследуемого пласта. Это требует регулировать процессы довыработки запасов, с изменением вышеприведенных параметров.
С.А. Рябоконь [15] показывает, что ухудшение продуктивности обусловлено составом технологических жидкостей, ростом репрессии на пласт, а также длительным контактом пласта с фильтратом бурового раствора. И.Н. Алиев [16] установил, что влияние на продуктивность оказывают аномальные свойства нефти и рост скин-фактора. В работе [17] рассматриваются причины снижения продуктивности газовых и газоконденсатных месторождений шельфа. Одним из факторов снижения продуктивности выступают АСПО. Чаще всего они образуются во внутрискважинном оборудовании. АСПО и их негативное влияние отмечено в работах [18–20]. К факторам, провоцирующим образование АСПО, относят высокое содержание парафина в нефти, невысокие температуры газожидкостного потока, охлаждение жидкости при разгазировании нефти в НКТ.
Одним из факторов снижения продуктивности выступает обводненность продукции. Чаще всего рост обводненности связан с наличием негерметичностей эксплуатационных колонн, наличием естественных или техногенных трещин, которые связывают добывающие и нагнетательные скважины, прорывами воды. Но особенно часто на разных этапах и стадиях разработки к причинам относят наличие заколонной циркуляции и перетоков. Чаще всего они образуются по причине плохого технического состояния скважин, связанного с некачественным цементированием обсадных и эксплуатационных колонн и результатами прострелочно-взрывных работ (ПВР). Для оперативного контроля цементирования и выделения интервалов поступления вод применяются современные способы промыслово-геофизических исследований скважин (АК, ГК, МЛМ, АКЦ, АГГЦ, СГДТ) с привязкой к исходному разрезу, а также методы ГИС при контроле за разработкой (термометрия, манометрия, расходометрия, шумометрия). Причины обводнения как фактор снижения продуктивности скважин отражены в работах [21–23], где подробно описываются методы их определения.
В процессе разработки величина эффективного горного давления изменяется в связи с напряженным состоянием массива, что неуклонно ведет к деформации коллектора, постепенному снижению продуктивности и ФЕС. Д.А. Мартюшевым [24] с применением гидродинамических исследований по методике КВД было установлено, что скважины теряют свою продуктивность по причине отключения трещинной составляющей коллектора, при снижении забойного и пластового давления, наличия сложной гидродинамической связи в системе пласт-скважина по системе трещин. Снижение забойного давления провоцирует смыкание естественных трещин, что приводит к почти полному прекращению притока из продуктивного пласта, снижению емкости трещин и увеличению времени перетока жидкости между трещинами и матрицей, что ведет к потере продуктивности. Похожий подход рассматривается в работе [25], где влияние на продуктивность оказывают типы карбонатного коллектора. Геолого-геофизическими исследованиями установлено, что продуктивность быстрее теряется в трещиноватом типе коллектора, нежели в поровом. Это обусловлено интенсивными деформационными процессами в призабойной зоне. По результатам дебитометрии, со снижением забойного давления уменьшается число продуктивных слоев, участвующих в притоке.
Заключение
-
Автором были сгруппированы и классифицированы основные факторы снижения коэффициента продуктивности скважин.
-
Наиболее достоверные результаты для контроля продуктивности и анализа причин падения даются при помощи скважинных методов исследования, а именно промыслово-геофизические при контроле за разработкой, трассерные и гидродинамические исследования скважин.
-
Для оперативного контроля продуктивности требуется применение геолого-технических мероприятий ГТМ, чтобы обнаруживать заколонные перетоки и проводить оценку цементирования колонн, что провоцирует рост обводненности и падение продуктивности.
-
Каждый из существующих методов обнаружения причин снижения продуктивности обладает своими положительными и отрицательными качествами и границами применимости. Отсюда возникает потенциал для исследований совершенствования технологий и оборудования для проведения исследований и поиска новых подходов улучшения существующих методик в данной области, направленных на выявление причин снижения Кпрод.
Литература
1. Ладенко А.А. Теоретические основы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / А.А. Ладенко, О.В. Савенок – Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2020. – 244 с. ил., табл.
2. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. – Москва – Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2004. С. 416.
3. Бочаров О.Б., Кушнир Д.Ю., Анализ численных алгоритмов решения задач о совместном течении в пласте перфорационных каналах и скважине. Вычислительные технологии. Том. 19. № 4. 2014. С. 3–18.
4. Бочаров О.Б. Влияние течений в перфорационных каналах и в скважине на продуктивность системы / О.Б. Бочаров, Д.Ю. Кушнир // Известия вузов. Нефть и газ. – 2014. – № 2. – С. 17–24.
5. Паникаровский, Е.В. Оценка продуктивности нефтяных и газовых скважин / Е.В. Паникаровский, В.В. Паникаровский // Известия вузов. Нефть и газ. – 2012. – № 1. – С. 45–50.
6. Лысенко В.Д. О закономерности снижения коэффициента продуктивности скважин по нефти // Нефтепромысловое дело. 5.2009. С. 8–10.
7. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Снижение продуктивности добывающих скважин при засорении призабойной зоны нефтяных пластов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2001. № 9. С. 51–54.
8. Пухляков Л.А. О гидродинамическом несовершенстве скважин, связанном с неполнотой их перфорации. Известия Томского Ордена Октябрьской революции и Ордена Трудового Красного знамени политехнического института им С.М. Кирова // Том 281. 1976. С. 128–133.
9. Салаватов, Т.Ш. Особенности стабилизации продуктивности скважин регулированием скин-фактора / Т.Ш. Салаватов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2020. – № 7. С. 67–70.
10. Ратникова, Е.А. Влияние скорости осаждения проппанта на продуктивность скважины при проведении гидроразрыва пласта / Е.А. Ратникова, В.П. Телков. // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 12. – С. 46–50.
11. A Concise Review of Experimental Works on Proppant Transport and Slurry Flow / M. Roostaei, A. Nouri, S.A. Hosseini[et al.] // Presented at the SPE International Conference and Exhibition on Formmation Damage Control, Lafayette, Louisiana, 19–21 February 2020. – SPE-199310-MS.
12. Давлетбакова Л.А., Габитова С.И., Климов В.Ю., Шуваев Д.В., Эдельман С.А., Шмит И.Я. Новый подход мониторинга динамики изменения коэффициента продуктивности скважин. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти.
13. Мамеладзе А.М. Салаватов Т.Ш. Кирлода И.И. Влияние геомагнитного поля на дебит скважин // Нефтепромысловое дело. 2012. № 12. С. 40–43.
14. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. № 5. С. 93–99. Щербаков А.А. Хижняк Г.П. Галкин В.И. Прогнозирование коэффициента продуктивности скважин с боковым стволом (на примере Уньвинского месторождения).
15. Рябоконь, Сергей Александрович. Выбор способа восстановления производительности скважин / С.А. Рябоконь, В.И. Бадовская // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. – № 6. – С. 32–37.
16. Алиев, И.Н. Влияние аномальных свойств нефти и скин-фактора на процесс интерференции скважин / И.Н. Алиев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений – 2017. – № 7. – С. 55–57.
17. В.И. Смурыгин, Р.У. Рабаев, Б.Ш. Муслимов, Ш.Х. Султанов Обоснование причин снижения продуктивности скважин газовых и газоконденсатных месторождений на морском шельфе // Экспозиция нефть и газ. 2.2018. С. 46–50.
18. Белкина С.А., Нагаева С.Н. Причины образования асфальтосмолистопарафинистых отложений в НКТ // Вестник Югорского государственного университета. 2016 г. Выпуск 3 (42). С. 7–11.
19. Гумеров, Р.Р. Сравнительный анализ технологий по предупреждению и удалению АСПО и матрица их применения на месторождениях ОАО «Газпром нефть» / Р.Р. Гумеров, М.Н. Рахимов, В.В. Рагулин // Нефтегазовое дело. – 2011. – Т. 9, № 2. – С. 87–90.
20. Шарифуллин, А.В. Состав и структура асфальтено-смоло-парафиновых отложений Татарстана / А.В. Шарифуллин, Л.Р. Байбекова, Р.Ф. Хамидуллин // Технологии нефти и газа. – 2006. – №4 (45). – С. 34–41.
21. Методика определения причины обводнения скважин / Лупшеев В.А. [и др.] // Георесурсы. – 2013. – № 2. – С. 44–47.
22. Куликов А.Н., Магзянов И.Р., Штинов В.А. Графоаналитическая методика диагностики обводнения нефтяных скважин // Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 8. – С. 11–17.
23. Izgec B., Kabir C.S. Real-Time Performance Analysis of Water-Injection Wells// SPE Reservior Evalation & Engineering. – 2009. – Vol. 12, № 1. – Р. 116–123.
24. Мартюшев Д.А. Разработка методики определения коэффициента продуктивности карбонатных коллекторов Соликамской депрессии / Д.А. Мартюшев – (Наука – производству) // Бурение и нефть. – 2016. – № 7/8. – С. 14–17.
25. Мордвинов, В.А. Оценка влияния естественной трещиноватости коллектора на динамику продуктивности добывающих скважин сложнопостроенной нефтяной залежи / В.А. Мордвинов, Д.А. Мартюшев, В.И. Пузиков // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 120-122.
