Некоторые особенности проявления неньютоновских свойств нефтей в процессе разработки и исследования методом установившихся отборов



В статье изучаются проявления неньютоновских свойств нефти, характеристики пористых сред и работающей мощности продуктивного пласта в процессе разработки и при проведении исследований методом установившихся отборов.

Ключевые слова: неньютоновские свойства, метод установившихся отборов, фильтрация, начальный градиент

The article studies the manifestations of non-Newtonian properties of oil, the characteristics of porous media and the working capacity of the productive formation in the process of development and during the studies by the method of steady selection.

Keywords: non-newtonian properties, the method of steady selection, filtration, initial gradient

В процессе разработки залежей нефти со структурно-механическими свойствами возникает ряд сложных и специфических задач, связанных с изучением физических и гидродинамических основ проявления неньютоновского характера фильтрации в пористой среде.

К настоящему времени выполнено значительное количество теоретических и экспериментальных работ по изучению аномальных свойств нефтей. Установлено, что неньютоновские характеристики более полно проявляются при фильтрации нефтей в пористой среде с низкими коллекторскими свойствами 2, 3, 4. Опыты показывают на наличие двух критических градиентов давления, из которых первый (начальный) соответствует градиенту давления, при котором начинается движение нефти по самым большим поровым каналам и трещинам. По мере увеличения депрессии (Р) в процесс фильтрации вовлекаются все более мелкие поры, и при втором критическом градиенте давления фильтрация уже происходит по всем основным порам 3. Возможно наличие трех критических градиентов давления — трехслойный пласт.

В 2, 3, 5 предложены методы определения величины начального градиента давления , по данным промысловых исследований, методом установившихся отборов и снятием кривых «двустороннего» восстановления давления.

Анализ существующих работ показывает, что исследование методом установившихся отборов является одним из основных источников получения достоверной информации о фильтрации, свойствах продуктивных пластов и проявлениях неньютоновских характеристик нефтей.

Факторы, влияющие на проявление неньютоновских нефтей в процессе разработки, различны и далеко не все установлены.

В связи с этим представляют интерес изменения реальных свойств нефти, характеристик пористых сред и работающей мощности в процессе разработки и при проведении исследований методом установившихся отборов.

В данной работе этим методом изучаются некоторые характеристики пористых сред и структурно-механические свойства насыщающих их флюидов по данным исследования скважин и пластов месторождения Котур-Тепе.

Месторождение разрабатывается с 1958 года. Структура его тектоническими нарушениями разделена на отдельные блоки, условно группирующиеся в три обособленных участка с различными геологоэксплуатационными характеристиками: западный, центральный и восточный. Нефтяные залежи установлены и разрабатываются в апшеронских, акчагыльских отложениях, в верхней и нижней частях красноцветной толщи. Нефти указанных залежей отличаются сравнительно большим содержанием парафина (до 10 %) и смол (2030 %) и, как установлено в 1, обладают структурно-механическими свойствами.

Скв.120 эксплуатирует III горизонт верхнего красноцвета на западном крыле. В скважине с 1964 г. по 1967 год проведены четыре исследования методом установившихся отборов с интервалом в один год. Характерно, что первые три исследования выполнены на четырех режимах при одинаковых штуцерах. Результаты исследования приведены в табл.1.

Таблица 1

№ № пп		Дата исследования	dшт, мм		Рзаб., МПа	∆Р, МПа		, т/сут	/∆P, т/сут.МПа
1		2631.03 1964	4		19,62	0,47		52,0	111
2			7		19,30	0,79		152,5	193
3			10		19,02	1,07		361,0	337
4			13		18,82	1,27		595,6	469
1		1619.02 1965	4		19,13	0,23		39,2	170
2			7		19,03	0,38		137,0	361
3			10		18,90	0,51		310,0	608
4			13		18,78	0,63		499,4	793
1		0310.03 1966	4		18,75	0,17		49,0	280
2			8		18,58	0,34		197,6	581
3			10		18,48	0,44		328,2	746
4			13		18,26	0,66		629,1	953
1		03–13,02 1967	8		18,34	0,40		190,0	475
2			9		18,25	0,49		230,0	469
3			10		17,97	0,77		360,0	468
4			12		17,90	0,84		519,0	618

Как видно из таблицы, за период 19641967 гг. значения забойных давлений уменьшаются, а дебиты нефти практически остаются без изменения. Коэффициент продуктивности (/∆P) от режима к режиму при каждом исследовании увеличивается. Происходит его общее увеличение в течение 1964–1966 гг.

Графический вид полученных данных в координатах от ∆P и /∆P от ∆P показан на рис. 1 и 2.

Первые исследования проведены в марте 1964 года. По результатам исследования построена индикаторная кривая в координатах от ∆P (кривая 1, рис 1). По ее форме можно было предположить, что она проходит через начало координат. Однако, как было сказано выше, нефти данного месторождения имеют структурно-механические свойства. Значит, здесь должен быть начальный градиент (∆P_о), и на самом деле индикаторная кривая не будет проходить через начало координат.

В 5 предложена методика для определения ∆Р_о в случае криволинейных индикаторных кривых. Однако и при ее использовании не все индикаторные кривые приводятся к прямой линии, по которой можно было определять ∆Р_о. Как видно из рис. 2, (кривая 1) график по результатам обработки данных кривой 1 в координатах /∆P от ∆P тоже является криволинейным и состоит из двух прямолинейных участков. Каждый из них отсекается линией ∆P в разных точках (0,11 и 0,56 МПа), значит, для ∆Р_о имеются два значения. Это возможно в результате подключения дополнительной мощности, что требует своего дальнейшего изучения.

График, построенный по результатам обработки второго исследования в координатах от ∆P, также является криволинейным (рис.1, кривая 2), но в координатах _/∆Р от ∆P он приводит к прямолинейному виду (рис 2, кривая 2). Она отсекает линию ∆Р в точке 0,13 МПа, что является в этом случае значением ∆Р_о. Она совпадает с найденным значением начального градиента давления по первой части кривой 1 рис. 2 и подтверждает наличие структурно-механических свойств у добываемой нефти. Характерно, что по результатам третьего исследования наличие ∆Р₀ не устанавливается. В четвертом опять появляется начальный градиент, что, по всей вероятности, еще раз связано с подключением новой мощности. Здесь следует отметить, что в скв.120 ствол перфорирован в интервале 15881635 м, раздельно в интервалах 15881596 м,15991604 м,16061610 м, 16111619 м, 16221629 м, 16311635 м. Как видно, эксплуатационный объект является слоистым. В нефтепромысловой практике установить различие в свойствах нефти отдельных слоев единого объекта, тем более в небольших интервалах (в данном случае 47 м) невозможно. Значит, наличие второго значения начального градиента связано с неоднородностью эксплуатационного объекта. В данном случае объект является двухслойным. Однако, по результатам четвертого исследования, можно предположить, что еще не вся мощность дренируется.

Индикаторные кривые (рис.1) со временем постепенно выпрямляются и в четвертом исследовании по результатам трех точек становятся прямолинейными, причем, проходящими через начало координат. Теперь выясним, какие физические процессы могут привести к такому изменению. Будем считать, что за период I, II, III исследования и при трех точках четвертого исследования работающая мощность продуктивного пласта не меняется. Забойные давления (Р_заб) однако в одних и тех же условиях уменьшаются (табл. 1). В период исследования (19641966 гг.) скважина эксплуатировалась через 10 или 13 мм штуцер. Р_заб между первым и третьим исследованиями в указанных режимах эксплуатации снизилось соответственно на 0,54 и 0.56 МПа. При этом дебит нефти увеличился на 30 т/сут., рабочее давление (Р_б) на устье скважин изменилось на 0,30 МПа (стало 6,2 МПа). Если исходить из выражения

,

где Р_заб давление на забое скважин, средний удельный вес смеси в стволе, Н — средняя глубина фильтра, средний удельный вес соответственно будет 764,5 и 748,4 кг/м³. Уменьшение удельного веса происходит в результате увеличения объемного коэффициента и уменьшения вязкости нефти в процессе разработки. Таким образом, уменьшение вязкости в итоге приводит к уменьшению Р_заб, увеличению коэффициента продуктивности и постепенному уменьшению искривления индикаторной кривой.

Скв.124 также эксплуатирует III горизонт на западном крыле, только в противоположной стороне тектонического нарушения. Эксплуатационный объект, как и в скв.120, перфорирован поинтервально, что связано со слоистостью и, возможно, с неоднородностью коллектора.

В скважине за период 1962–1966 гг. проведены четыре исследования. Результаты исследования приведены в табл. 2. Их графический вид в координатах от ∆Р и /∆P от ∆Р представлен соответственно на рис.3 и 4. Как видно из таблицы 2, Р_заб, как в табл.1, в процессе разработки снижается. Однако поведение ∆Р и /∆P резко отличается от характера их изменения в скв.120. В скв.124 более искривленная индикаторная кривая получена при третьем исследовании, т. е. через три года после вступления скважин в эксплуатацию. Причем форма и характер изменения аналогичны кривой 1 (рис.1), схож и характер изменения коэффициентов продуктивности, что подтверждает вероятность подключения дополнительной мощности. Здесь характерны результаты обработки I и II исследований. Они проводились соответственно в 1962 и 1964 гг. (табл.2). Несмотря на то, что пластовое и забойное давления снижаются, индикаторные кривые (рис. 3, кривые 1 и 2) по форме и характеру изменения одинаковы и практически прямолинейны. Получается, что в отличие от скв.120, здесь реальные свойства нефти (вязкость и объемный коэффициент) в зависимости от давления, не меняются.

Таблица 2

№ № пп		Дата исследования		dшт, мм	Pзаб, Мпа	∆ Р, МПа		, т/сут	/∆P, т/сут.атм.
1. 2. 3. 4.		2529.12 1962		4 7 10 13	20,14 19,97 19,84 19,70	0,30 0,47 0,60 0,74		50,0 152,4 324,7 492,7	167 324 541 666
1. 2. 3. 4.		14.0521.04 1964		4 7,3 10 13	19,60 19,42 19,26 19,06	0,27 0,45 0,61 0,81		51,4 164,0 335,0 505,0	189 364 549 627
1. 2. 3. 4.		10.0502.04 1965		4 7,3 10 13	18.93 18,10 17,74 17,46	0,46 1,29 1,65 1,93		49,2 153,5 299,5 499,5	107 119 181 259
1. 2. 3. 4.		0427.04 1986		7 9 10 13	18,34 18,15 18,04 17,34	0,42 0,61 0,72 1,42		130,0 232,0 280,0 510,0	310 380 389 359

Однако по результатам III и IV исследований видно, что это не так. Тогда совпадение результатов I и II исследований следует объяснить постепенным увеличением работающей мощности. При этом, с одной стороны, из-за изменения реальных свойств от давления фильтрационные свойства добываемой нефти улучшаются, а с другой стороны (с подключением новой мощности), ухудшаются. Таким образом, эти факторы компенсируют друг друга, и свойства добываемой нефти в итоге остаются без изменения. Уменьшение темпа роста коэффициента продуктивности в конце второго исследования показывает, что работающая мощность больше не увеличивается, и фильтрационные свойства стабилизируются. Это подтверждается результатами обработки данных третьего исследования. Как видно из рис.4 (кривая 3), в первой половине исследований коэффициент продуктивности остается постоянным, после чего начинает расти. При четвертом исследовании /∆P вначале растет, а потом начинает уменьшаться. В результате получаются две ломаные линии, точка пересечения которых соответствует динамическому значению давления насыщения. Таким образом, начиная со второй половины второго исследования и кончая половиной четвертого исследования, все ломаные линии являются логическим продолжением друг друга и подчиняются законам фильтрации обычных нефтей. Наличие начального градиента давления установлено по результатам I и П исследований и второй части третьего исследования.

Таким образом, устанавливается закономерность изменения структурно-механических характеристик аномальных нефтей в процессе разработки. На конкретных примерах показано наличие нескольких значений начального градиента давлений, что, вероятнее всего, обусловлено изменением коллекторских свойств пористой среды в результате подключения дополнительной мощности. Подключение в скважинах происходит разновременно в зависимости от зональной неоднородности коллектора и характера изменения пластового давления.

Первое значение начального градиента давления соответствует началу притока жидкости в скважину. Второе значение указывает на подключение дополнительной мощности. Увеличение работающей мощности может происходить неявно по-разному, как плавно, постепенно, так и резко скачкообразно. Это определяется по характеру изменения индикаторной кривой, как, например, в скв.120 (рис.3, кривые 1 и 2).

Структурно-механические свойства нефтей меняются в процессе разработки и в последующем превращаются в обычные ньютоновские. По всей вероятности, эти изменения происходят и в процессе фильтрации однофазной нефти при незначительном изменении пластового давления.

Таким образом, можно сделать следующие выводы:

1. Анализ обработки результатов многочисленных исследований методом установившихся отборов, особенно трех-четырех исследований в одной скважине устанавливает многослойность эксплуатационного объекта.

2. Установлено влияние пористой среды на неньютоновские характеристики нефтей. Показано, что с ухудшением коллекторских свойств, начало движения нефти запаздывает.

3. По изучению формы и характера изменения индикаторных кривых установлено, что в процессе разработки со снижением пластового давления структурно-механические свойства нефтей исчезают.

Литература:

1. Ч.Атабаев, Р.Аллахвердиев. О структурно-механических свойствах нефтей месторождения Котур-Тепе. / Изв.вуз.: Нефть и газ, № 11, 1969.
2. Ф. Х. Мирзаджанзаде, А. Г. Ковалев, Ю. В. Зайцев. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972, с. 200.
3. Горбунов А. Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981, с. 240.
4. К. С. Басниев., А. М. Власов и др. Подземная гидравлика, М.: Недра, 1986, с.303.
5. М. Т. Абасов., Ч. Т. Атабаев и др. Методика определения нелинейного эффекта по кривым изменения коэффициента продуктивности скважин от депрессии. Изв. АН Азерб.ССР, № 1, 1977, с.7.