Основные проблемы качественного вскрытия продуктивных пластов

Эффективность строительства скважин напрямую связана с их продуктивностью, а последняя с сохранением максимально возможной проницаемости коллекторов и длительности высокопродуктивной работы скважин.

Поэтому одна из основных проблем при разработке нефтяных и газовых месторождений – сохранение естественных фильтрационных свойств продуктивных пластов на разных этапах строительства и эксплуатации скважин: первичное вскрытие пород-коллекторов бурением, перфорационные работы, глушение и последующее освоение скважин, капитальный ремонт и т.п.

За последние годы актуальность проблемы сохранения потенциальной продуктивности скважин существенно возросла, в том числе и в связи с вовлечением в разработку месторождений со сложно-построенными залежами и низкопроницаемыми продуктивными пластами, к качеству вскрытия которых предъявляются более высокие требования.

Результаты исследований и промысловый опыт показывают, что существующая технология вскрытия пластов значительно снижает продуктивность коллекторов. Достигается лишь 50-70% потенциальной продуктивности, а зачастую и меньше, особенно для низкопроницаемых коллекторов (К< 0, 01мкм²).

Однако, несмотря на это, проблеме заканчивания скважин (особенно газовых) не уделяется должного внимания. Более того, сложилось неправильное мнение, что буровые растворы и технологические жидкости (перфорации, глушения, консервации) оказывают незначительное влияние на газопроницаемость коллекторов.

Накопленный материал показывает, что хотя вязкость газа на 2, 5 порядка меньше вязкости нефти, тем не менее проницаемость коллектора, например, (К=0, 43мкм²) по газу с содержанием конденсата 230см³/см³ в зоне обводнения его жидкостью глушения (раствор СаС1₂) снижается на 70-80%, а продуктивность скважины после 10-15 суточного воздействия СаС1₂ снижается на 60-65%. В связи с чем совершенствование техники и технологии заканчивания газовых и газоконденсатных скважин с целью обеспечения их длительной, надежной и высокопродуктивной работы приобретает особую значимость и актуальность.

Существующая теория и практика заканчивания скважин не позволяет достаточно четко объяснить причины снижения продуктивности скважин, называя суммарный эффект от этих причин «скин-эффектом».

Понятие «скин-эффекта», введенное в 1949 году Ван Эвердингеном трактовалось как причина возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений. В дальнейшем были установлены лишь полуаналитические зависимости (Каракас, Тарик, Щуров), учитывающие влияние следующих основных факторов: плотности перфорации, глубины перфорационных каналов, фазового расположения перфорационных каналов, а также коэффициента анизотропии проницаемости пласта (К₀) – отношение проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях и характеризующих гидродинамическое несовершенство скважин. Иными словами «скин-эффект» должен был отражать наличие сопротивлений в призабойной зонет пласта геометрически совершенной скважины, появившихся в связи с изменением естественной проницаемости пласта во время вскрытия его бурением и перфорацией.

Методика определения величины скин-эффекта достаточно детально изложена в работах В.Ф.Калинина, который рассматривает его как влияние призабойной зоны (т.е. влияние проницаемости пласта в ближайшей окрестности к стенке скважины) на величину понижения забойного давления и, в конечном счете, на величину депрессии на пласт. Скин-эффект (скин-фактор) – безразмерный параметр, характеризующий количественно относительные гидравлические потери при движении пластового флюида в призабойной зоне пласта. Он возникает в результате изменения проницаемости пласта в призабойной зоне вследствие загрязняющего воздействия бурового раствора или других кольматирующих технологических жидкостей, а также в процессе перфораций пласта и глушения скважин, и тогда величина скин-эффекта имеет положительное значение.

Чем выше степень гидродинамического несовершенства скважин и чем интенсивнее кольматация призабойной зоны, тем выше величина скин-эффекта.

В тех случаях, когда технологические жидкости способствуют увеличению проницаемости пласта в призабойной зоне, а стимулирующие методы воздействия на призабойную зону способствуют росту продуктивности скважины, скин-эффект имеет отрицательное значение.

Если скважина гидродинамически несовершенна, а пласт вскрыт с сохранением его естественной проницаемости, - скин-эффект равен нулю.

Зная величину скин-эффекта, выраженную в виде дополнительного перепада давления DР_s, расходуемого на преодоление гидравлических сопротивлений в ПЗП, обусловленных ее загрязнением, можно определить коэффициент совершенства скважины h по формуле:

 

где Рпл, Рзаб – соответственно пластовое и забойное давления;

DР - величина фактически действующей депрессии на пласт.

По известной величине скин-эффекта S можно определить приведенный радиус скважины r_с.пр. в совокупности учитывающий и несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия, и по методу его вскрытия

Преобразовав соотношение к виду: R_с.пр.= R_с.е^-s, где R_с – радиус скважины; е – основание натуральных логарифмов, непосредственно определяется величина приведенного радиуса скважины.

Использу величину параметра S (скин-эффекта) можно определить величину параметра ОП (отношение продуктивностей) по формуле:

Параметра ОП дает количественную оценку снижения продуктивности скважины (S> 0) в случае кольматации пласта, гидродинамического несовершенства скважины, или увеличения продуктивности скважины (S< 0) вследствие декольматации пласта и улучшения гидродинамического несовершенства скважины.

Приведенный радиус скважины R_с.пр является интегральной величиной, отражающей влияние гидродинамического несовершенства скважин по степени, характеру и методу вскрытия пласта, т.е. повторяясь: R_с.пр.= R_с.е^-s, где:

S= S₁+ S₂+ S₃, а S₁, S₂, S₃ – соответственно величины скин-эффекта, обусловленные степенью вскрытия пласта, характером его вскрытия и методом вскрытия пласта.

Дифференциальное влияние каждого из факторов: степени вскрытия пласта, характера вскрытия пласта и метода его вскрытия на величину параметра ОП скважины, исходя из соответствующих величин параметра скин-эффекта производится следующим образом:

 

 

(по степени вскрытия пласта);

 

 

 

(по характеру вскрытия пласта);

 

 

 

 

(по методу вскрытия пласта – главным образом

действие бурового раствора)

 

 

В качестве иллюстрирующего материала предлагаются результаты гидродинамических исследований скважин Разумовского и Тепловского месторождений (ОАО”Саратовнефтегаз” по определению величины параметра ОП и величины скин-эффекта.

Отрицательная величина скин-эффекта по скв.№4 Разумовская (ардатовские отложения – известняки) обусловлена влиянием солянокислотной обработки (14%-ный раствор НС1), проведенной в октябре 1992г. после окончания скважины бурением, вследствие чего проницаемость пласта в ПЗП увеличилась более чем в 4 раза по сравнению с проницаемостью в удаленной зоне пласта, приведя таким образом к росту продуктивности скважины и к снижению фильтрационных сопротивлений в ПЗП.

Положительная величина скин-эффекта по скв.№2 Разумовская обусловлена ухудшенной проницаемостью ПЗП после проведения работ по глинокислотной обработке (14%-ный раствор НС1+4%-ный раствор НF) ардатовских терригенных отложений. По причине выпадения продуктов реакции в пласте в процессе глинокислотной обработки проницаемость пласта в ПЗП ухудшилась по сравнению с проницаемостью пласта в удаленной зоне, что привело к снижению продуктивности скважины и к росту фильтрационных сопротивлений в ПЗП.

В общем случае, главными причинами ухудшения проницаемости пласта в ПЗП и снижения продуктивности скважин являются:

- кольматация пласта твердой фазой бурового раствора;

- гидрофилизация и гидратация (набухание) породы-коллектора при проникновении в нее фильтратов бурового и цементного растворов и других технологических жидкостей на водной основе;

- образование вязких водонефтяных эмульсий в пласте в зоне проникновения технологических жидкостей на водной основе;

- образование нерастворимых или малорастворимых соединений в призабойной зоне пласта при физико-химической несовместимости технологических жидкостей и пластовых флюидов;

- деформация породы-коллектора и снижение еепроницаемости при перфорации скважины и ее освоении;

- несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия пласта.

Необходимо отметить, что показатель продуктивности пласта, рассчитанный с учетом

скин-эффекта имеет статистическую природу, объективные факторы которой: неоднозначность объекта и неточность измерений и интерпретации данных гидродинамических исследований, делают экспериментальные методы оценки эффективности мероприятий по обеспечению качества вскрытия продуктивных пластов ограниченными и малонадежными. Это обусловливает необходимость развития аналитических методов оценки, отличающихся большей оперативностью и возможностью учета варьирования более широкого числа факторов.

Механизм перемещения флюидов в пласте во многом определяется молекулярно-поверхностными явлениями, происходящими на границе раздела фаз, при этом характеристика смачиваемости играет решающую роль в предопределении гидродинамической подвижности углеводородов.

Физико-химический подход позволяет связать коэффициент переноса со структурными особенностями пористых тел, физическими свойствами жидкостей и силами их взаимодействия с поверхностью пор. Это создает возможность теоретического расчета коэффициента восстановления проницаемости (b), как на стадии первичного, так и вторичного вскрытия.

Аналитические исследования показали, что степень повреждаемости пласта, характеризуемая коэффициентом b, зависит от петрофизических характеристик пласта (пористости, проницаемости, глинистости) и физико-химических свойств фильтрата или жидкости перфорации -–величины межфазного натяжения (s), краевого угла смачивания (q⁰), уровня ингибирующего действия (По), структурно-механических свойств (t₀), а также от величины депрессии (DР) при освоении скважины.

Аналогичные закономерности характерны и для проницаемости по газу.

Конечная же продуктивность скважины, характеризуемая ОП, зависит от степени повреждаемости пласта (b) и величины зоны поражения (R_ф), которая в свою очередь зависит от времени контакта пласта с буровым раствором (Т), величины репрессии на пласт (DР) при вскрытии и величины забойной фильтрации (Ф_ВТВД).

Таким образом, объективным критерием качества вскрытия продуктивного пласта является величина ОП (отношение продуктивностей приствольной и удаленной зоны пласта), а интегральным критерием качества бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта – коэффициент восстановления проницаемости - b.

Коэффициент восстановления проницаемости пласта (b):

(формула Пенькова А.И. НПО «Бурение»)

где А, а, в – коэффициенты;

s - межфазное натяжение на границе фильтрат – нефть, мН/м;

q - краевой угол смачивания, градусы;

R_ф, r_с – радиус зоны проникновения фильтрата в пласт и радиус скважины, м;

r_ф – эффективный гидродинамический радиус поровых каналов пласта, мкм;

DР – депрессия, МПа;

t₀ – динамическое напряжение сдвига, дПа;

К – проницаемость пласта, мкм².

Коэффициент гидродинамического совершенства скважин (ОП):

где R_к, R_ф, r_с - радиусы контура питания, зоны проникновения фильтрата в пласт и скважины, м.

Более подробно проблемы нарушения продуктивности пластов, а также их инженерные решения представлены в разделе: ”Основные проблемы промывки скважин с горизонтальными участками ствола”.

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: