|
УДК 622.276:553.55 |
|
|
|
© H. П. Лебединец, 1991 |
Влияние снижения давления в карбонатных коллекторах на продуктивность скважин
Н.П. ЛЕБЕДИНЕЦ (ВНИИ)
В настоящее время интерес к этому вопросу резко возрастает в связи с обсуждением проблем разработки месторождения Тенгиз с трещиноватыми карбонатными коллекторами, характеризующегося очень большим превышением начального пластового давления над давлением насыщения нефти газом. По поводу использования упругого запаса этого месторождения для добычи нефти высказываются опасения, что при падении пластового давления могут возникнуть серьезные осложнения, в том числе частичная или даже полная потеря продуктивности скважин в результате смыкания трещин.
Для изучения возможного изменения продуктивности скважин проанализируем фактические данные по ряду верхнемеловых залежей нефти с трещиноватыми коллекторами грозненских месторождений, во многом сходных с месторождением Тенгиз. Для рассмотрения выбраны верхнемеловые залежи месторождений Эльдарово, Брагуны и Старогрозненское, открытые в 1963-1966 гг. и характеризующиеся наиболее значительным снижением пластового давления в процессе эксплуатации (на 31-41 МПа в своде структур к 1973-1976 гг.). В последующем происходил некоторый подъем давления (на 10-20 МПа) в результате сокращения отборов нефти и развития закачки воды.
Естественно, сопоставлялись индикаторные диаграммы (ИД), снятые по скважинам этих залежей в период падения пластового давления. В подавляющем большинстве рассмотренные ИД в условиях движения в пласте однородной жидкости искривлены к оси понижений забойного давления ввиду особенностей фильтрации жидкости в трещиноватых коллекторах указанных залежей.
Наиболее значительный материал проанализирован по месторождению Эльдарово. По 17 скважинам (интервалам) сопоставлено 68 ИД, снятых в условиях падения пластового давления. По отдельным скважинам сравнивалось от 2 до 8 ИД при падении пластового давления в залежи от 4 до 28 МПа (табл. 1). Причем во всех рассмотренных случаях не только пластовые, но и забойные давления оставались выше давления насыщения нефти газом.
В результате указанные 17 скважин по динамике продуктивности можно подразделить на две группы. Группу I составляют 10 скважин: 49,51 (интервал 4060-4085 м), 54, 56, 59, 62, 64, 69, 76, 79. По ним продуктивность вскрытых интервалов оставалась неизменной или даже увеличивалась в период наблюдений, несмотря на довольно интенсивное снижение пластового давления в залежи в процессе ее эксплуатации. Увеличение продуктивности, обычно весьма значительное, происходило, как правило, после проведения солянокислотных обработок (СКО) забоев скважин.
В качестве примера на рисунке (а, б) и в табл. 2 приведено сопоставление ИД по скв. 49 и 59, относящимся к I группе, с указанием времени снятия ИД, проведения СКО, снижения пластового давления в залежи (Dр) за периоды между исследованиями и характеристикой динамики продуктивности.
Первые 4 ИД, снятые по скв. 49 за февраль 1967 г.- сентябрь 1968 г., показывают примерно одинаковый уровень продуктивности скв. 49 или даже некоторый рост ее, хотя снижение пластового давления в залежи в указанный период составило около 7 МПа. Затем, после проведения СКО в сентябре 1969 г. и мае 1970 г., продуктивность скв. 49 резко возросла и в течение длительного времени оставалась на очень высоком уровне, несмотря на продолжающееся интенсивное падение пластового давления в залежи, составившее около 20 МПа за период снятия в октябре 1969 г.- январе 1973 г. еще 4 ИД, приведенных на рисунке (а).
Таким образом, по скв. 49, несмотря на очень большое снижение пластового давления в залежи почти за 6-летний период исследований (около 27 МПа), сколько-нибудь значительного уменьшения ее продуктивности не наблюдалось. Наоборот, произошло многократное (в десятки раз) увеличение продуктивности скважины после проведения СКО.
По скв. 59 (см. рисунок, б) после проведения СКО резко увеличилась продуктивность, которая затем удерживалась примерно постоянной в течение очень длительного времени. Падение пластового давления в залежи за период наблюдений по этой скважине (апрель 1968 г.- июнь 1973 г.) составило более 22 МПа.
Группу II составили остальные семь скважин: 46, 48, 50, 51 (интервал 4204-4230 м), 53, 65, 67 месторождения Эльдарово, по которым по сопоставлению ИД наблюдалось и некоторое уменьшение продуктивности во времени. Однако далеко не всегда, на наш взгляд, эти материалы могут расцениваться как безусловное подтверждение происходящих существенных деформаций пласта и смыкания трещин по мере снижения пластового давления в залежи.
По трем скважинам (46, 48, 50) после снятия ИД, показавших уменьшение продуктивности, и проведения затем СКО были получены в последующем ИД, свидетельствующие, несмотря на продолжающееся падение пластового давления в залежи, о полном восстановлении их продуктивности и даже превышении того уровня, который был при наиболее ранних исследованиях.
Надо полагать, что если бы предыдущая потеря продуктивности по этим скважинам была обусловлена деформацией пород и смыканием трещин по пласту в целом в результате снижения пластового давления, то вряд ли при СКО призабойной зоны скважин можно было бы добиться затем восстановления продуктивности и даже ее увеличения по сравнению с исходной. Вероятно, при строительстве скважин и их эксплуатации могли происходить засорение забоев скважин (тем более в условиях борьбы с поглощениями промывочной жидкости при частично открытых фораминиферовых отложениях, менее устойчивых, чем верхнемеловые известняки), отложение солей, смол (в том числе в насосно-компрессорных трубах) и другие осложнения, которые затем сравнительно легко устранялись при проведении СКО. Отдельные исследования показали существенное увеличение продуктивности скважин после простой прокачки нефти в затрубное пространство и шаблонирования лифта.
Можно, конечно, предположить, что на стенках скважин и в прискважинной зоне происходили существенные деформации пород и смыкание трещин, снижавшие их продуктивность, которые затем исправлялись СКО. Однако тут же встает вопрос, почему в таком случае по многим другим скважинам этого не наблюдалось?
По сравнительно высокопродуктивной скв. 65 (II группа) по снятым ИД тоже зафиксировано некоторое уменьшение продуктивности, а затем ее значительное возрастание (сведения о проведении СКО отсутствуют). При дебите нефти 300 т/сут понижение забойного давления сначала увеличилось от 0,8 до 1,2 МПа, а затем уменьшилось примерно до 0,3. Возможно, произошло самоочищение скважины.
Не исключается, конечно, и определенное искажающее влияние неточностей в замерах, особенно по высокодебитным скважинам. Тем более, что нередко спустить глубинные манометры до самого забоя не удавалось и приходилось экстраполировать замеряемые величины на необходимую глубину.
В скв. 53 этой группы по результатам исследований тоже зафиксировано лишь относительно небольшое уменьшение продуктивности (при дебите нефти 260 т/сут забойная депрессия давления возросла от 13 до 15 МПа), как и по сравнительно высокопродуктивной скв. 67 (в период падения пластового давления в залежи). По скв. 51 (интервал 4204-4230 м) отмечено очень резкое ухудшение продуктивности за период менее одного года при падении пластового давления в залежи на 3,8 МПа. Возможно, что осложнения в работе скважины вовсе не связаны с деформацией трещиноватой системы.
В качестве примера на рисунке (в, г) и в табл. 2 приведено сопоставление ИД по скв. 48 и 50, отнесенным нами ко II группе. Первые 3 ИД, снятые по скв. 48 в августе 1966 г.- январе 1969 г., показали неизменную продуктивность скважины, несмотря на падение давления в залежи за этот период почти на 10 МПа. Затем в марте 1970 г. было отмечено существенное уменьшение продуктивности скважины (см. кривую 4, рисунок, в).
Однако в последующем, после проведения СКО, снятые еще 3 ИД (сентябрь 1970 г.- ноябрь 1972 г.) показали не только восстановление, но и значительное превышение первоначальной продуктивности скважины, несмотря на падение пластового давления в залежи почти на 12 МПа. Эти последние 3 ИД, как и первые три, оказались близкими друг другу по показателям продуктивности скважины (см. рисунок, в).
Таким образом, в скв. 48 за более чем 6-летний период наблюдений отмечено одно эпизодическое уменьшение продуктивности, но в конечном итоге благодаря проведенным СКО произошло многократное ее увеличение по сравнению с первоначальной, несмотря на большое падение давления в залежи за период наблюдений (более 27 МПа).
По скв. 50 (см. рисунок, г) из сопоставления ИД следует, что сначала происходило закономерное уменьшение продуктивности, но затем, после проведения СКО, она почти полностью восстановилась.
По месторождению Эльдарово на основании рассмотренного довольно большого фактического материала можно заключить об отсутствии вполне определенных данных, которые свидетельствовали бы о существенной потере продуктивности скважин в результате смыкания трещин при падении пластового давления. Зафиксированные по результатам исследований отдельные случаи снижения продуктивности скважин чаще всего вполне могут быть объяснены встречающимися на практике осложнениями, связанными с засорением забоя, отложениями солей, смол и т. п. и легко исправляемыми с помощью СКО и других мероприятий.
Аналогичные материалы, только в меньшем объеме, были проанализированы также по верхнемеловым залежам месторождений Брагуны и Старогрозненское. В качестве примера на рисунке (д, е) и в табл. 2 приведено сопоставление ИД по скв. 40-Б и 665-С. В скв. 40-Б с февраля 1969 г. по март 1972 г., по данным исследований, происходило непрерывное увеличение продуктивности, несмотря на падение пластового давления в залежи за это время на величину более 16 МПа. Заметим, что в указанный период по этой скважине проводилась СКО. По скв. 665-С за сентябрь 1968 г.- август 1970 г. тоже зафиксировано существенное возрастание продуктивности при падении пластового давления в залежи на величину более 11 МПа.
В общем по Брагунскому и Старогрозненскому месторождениям получены примерно такие же, как и по Эльдарово, выводы об отсутствии существенного влияния возможной деформации трещиноватых известняков на продуктивность скважин. Во всяком случае ни о какой катастрофической ее потере на рассмотренных трех объектах по причине смыкания трещин при падении пластового давления в процессе разработки не может быть и речи. Ранее аналогичные заключения были сделаны нами также по верхнемеловой залежи нефти месторождения Малгобек-Вознесенка-Алиюрт, правда, на основе анализа более ограниченного фактического материала. Такие результаты анализа фактических данных хорошо согласуются с общими представлениями об условиях деформации реальных трещиновато-кавернозных каналов с многочисленными рассредоточенными опорными контактами стенок, препятствующими их смыканию.
Можно предположить, что на месторождении Тенгиз тем более не должно наблюдаться значительной потери продуктивности скважин по причине деформации пород (смыкания трещин) при снижении пластового давления в процессе эксплуатации залежи. Дело в том, что, с одной стороны, продуктивные известняки Тенгиза характеризуются еще более высокими карбонатностью (до 97 %) и прочностью, чем более глинистые известняки верхнемеловых залежей грозненских месторождений. С другой стороны, если грозненские коллекторы в основном трещиновато-кавернозного типа, то тенгизские в значительной части представлены породами, обеспечивающими не только их полезную емкость, но и эффективную проницаемость. К изменениям проницаемости от давления такие кавернозные образования должны быть еще менее чувствительны, чем трещиновато-кавернозные породы верхнемеловых грозненских залежей.
On the basis of the correlation of indicated diagrams for wells drilled in Upper Cretaceous oil pools of the El'darovo, Braguny, and Starogroznenskoye fields being at a late stage of exploitation, a conclusion has been drawn regarding the absence of the substantial loss of well productivity when pressure is decreased considerably (tens of MPa).
Таблица 1. Данные сопоставления ИД по скважинам месторождения Эльдарово
|
Скважина |
Вскрытый интервал, м |
Период наблюдений |
Падение пластового давления, МПа |
Число снятых ИД |
Динамика продуктивности по сравнению с первой ИД (с учетом СКО) |
Группа скважин |
|
46 |
3677-3732 |
11.1970-12.1972 |
8,4 |
4 |
- СКО + |
II |
|
48 |
3647-3727 |
08.1966-11.1974 |
27,8 |
7 |
- СКО + |
II |
|
49 |
3879-3901 |
02.1967-01.1973 |
26,6 |
8 |
= СКО + |
I |
|
50 |
4146-4159 |
05.1967-03.1970 |
13,2 |
5 |
- СКО+ |
II |
|
51 |
4060-4085 |
11.1970-06.1971 |
2,7 |
2 |
СКО + |
I |
|
51 |
4204-4230 |
05.1968-03.1969 |
3,8 |
2 |
- |
II |
|
53 |
4126-4144 |
10.1967-08.1968 |
3,6 |
2 |
- |
II |
|
54 |
3969-3976 |
12.1968-04.1974 |
19,6 |
5 |
= СКО + |
I |
|
56 |
3798-3805 |
11.1968-07.1973 |
20,0 |
6 |
= |
I |
|
59 |
3955-3973 |
04.1968-06.1973 |
22,3 |
6 |
= СКО + |
I |
|
62 |
3963-3978 |
02.1970-05.1975 |
11,7 |
3 |
СКО + |
I |
|
64 |
3894-3902 |
12.1971-06.1973 |
4,3 |
2 |
= |
I |
|
65 |
3650-3817 |
01.1970-05.1973 |
13,7 |
4 |
-+ |
II |
|
67 |
3657-3664 |
09.1970-05.1974 |
10,2 |
5 |
- |
II |
|
69 |
3662-3897 |
08.1971-03.1974 |
6,1 |
3 |
= |
I |
|
76 |
3884-3886 |
05.1971-12.1973 |
7,6 |
2 |
= |
I |
|
79 |
3930-4109 |
11.1971-03.1973 |
4,3 |
2 |
+ |
I |
Примечание: =,+, - соответственно стабильный уровень, увеличение, уменьшение продуктивности скважины.
Таблица 2. Сопоставление ИД по отдельным скважинам
|
Скважина |
ИД |
Дата снятия ИД |
Дата проведения СКО |
Dр, МПа |
Динамика продуктивности по сравнению с |
|
|
предыдущей ИД |
Первой ИД |
|||||
|
49 |
1 |
02.1967 |
|
- |
|
|
|
2 |
03.1967 |
|
0,4 |
= |
= |
|
|
3 |
03.1968 |
|
4,3 |
+ |
+ |
|
|
4 |
09.1968 |
09.1969 05.1970 |
2,1 |
- |
= |
|
|
5 |
10.1969 |
5,3 |
+ |
+ |
||
|
6 |
03.1971 |
7,6 |
= |
+ |
||
|
7 |
01.1972 |
|
3,6 |
= |
+ |
|
|
8 |
01.1973 |
|
3,3 |
= |
+ |
|
|
59 |
1 |
04.1968 |
|
- |
|
|
|
2 |
11.1968 |
06.1969 |
2,5 |
= |
= |
|
|
3 |
12.1969 |
5,4 |
+ |
+ |
||
|
4 |
03.1971 |
|
6,8 |
+ |
+ |
|
|
5 |
02.1972 |
|
3,9 |
= |
+ |
|
|
6 |
06.1973 |
|
3,7 |
= |
+ |
|
|
48 |
1 |
08.1966 |
|
- |
|
|
|
2 |
05.1967 |
|
2,3 |
+ |
+ |
|
|
3 |
01.1969 |
|
7,2 |
- |
- |
|
|
4 |
03.1970 |
05.1970 |
6,0 |
- |
- |
|
|
5 |
09.1970 |
2,9 |
+ |
+ |
||
|
6 |
08.1971 |
08.1972 |
4,3 |
- |
+ |
|
|
7 |
11.1972 |
4,7 |
+ |
+ |
||
|
50 |
1 |
05.1967 |
|
- |
|
|
|
2 |
11.1967 |
|
2,1 |
- |
|
|
|
3 |
05.1968 |
|
2,2 |
- |
- |
|
|
4 |
02.1969 |
09.1969 |
3,3 |
- |
- |
|
|
5 |
03.1970 |
5,6 |
+ |
- |
||
|
40-Б |
1 |
06.1969 |
|
- |
|
|
|
2 |
05.1971 |
11.1971 |
10,5 |
+ |
+ |
|
|
3 |
03.1972 |
5,8 |
+ |
+ |
||
|
665-С |
1 |
09.1968 |
|
- |
|
|
|
2 |
08.1970 |
|
11,3 |
+ |
+ |
|
Примечание. Усл. обозн. см. в табл. 1.
Рисунок Сопоставление ИД по скв. 49 (а), 59 (б), 48 (в) и 50 (г) месторождения Эльдарово и по скв. 40-Б (д) и 665-С (е) месторождений Брагуны и Старогрозненское
