Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА 2
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПРИЗАБОЙНЫЕ ЗОНЫ СКВАЖИН
21 ОСНОВЫ ИСКУССТВЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ' ' НА ПЛАСТ И ПЗС
Обобщенное уравнение притока однородной жидкости из пласта в скважину записывается в следующем виде:
Q = K(Pnn-P3a6)n, (2.1)
где Q - дебит жидкости; К - коэффициент пропорциональности; Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давление; п - показатель степени, характеризующий режим течения жидкости в пласте.
Для плоскорадиального течения однофазной жидкости при п = 1 уравнение (2.1) будет выглядеть так:
(рпл_Рзаб), (2.2)
где k - проницаемость породы; h - толщина пласта; ц - вязкость жидкости; /?к - радиус контура питания; гпр - приведенный радиус скважины.
Сравнивая (2.1) и (2.2), получаем
- теоретический коэффициент продуктивности скважины Кпр.
Анализ выражений (2.1) и (2.3) показывает, что увеличение дебита жидкости возможно за счет следующих факторов:
1) увеличения проницаемости k;
2) снижения вязкости жидкости;
3) управления радиусом контура питания /?к и приведенным радиусом гпр скважины;
4) повышения пластового давления Рт;
5) снижения забойного давления Рзаб;
6) управления показателем степени п.
Очевидно, что при современном состоянии науки и техники искусст-
енное воздействие на k возможно в основном в пределах призабойной
ны скважины. Воздействие на ji жидкости возможно как в призабой-
43
ной зоне, так и по пласту в целом. Управление RK и гпр хотя и возможно, но эффект от этого может оказаться неадекватным материальным затратам вследствие того, что эти параметры находятся под знаком логарифма. Повышение или поддержание Рпл как метод интенсификации разработки месторождений углеводородов сегодня широко применяется во всем мире. Управление Р3аб осуществляется в каждой конкретной скважине и сказывается главным образом на реакции призабойной зоны. Управление характеристикой режима фильтрации продукции л также связано в основном с призабойной зоной. Таким образом, искусственное воздействие на пласт может быть осуществлено управлением ц, и Рпл либо параметрами, с ними связанными, но, безусловно, должно рассматриваться с учетом возможных отрицательных последствий во всей системе.
Искусственное воздействие на призабойную зону осуществляется путем управления k, ц, гпр, P3ag и л либо другими параметрами (процессами), с ними связанными (например, фазовые относительные проницаемости в функции насыщенности, степень и характер вскрытия продуктивного горизонта скважиной, фильтрация газированной нефти, межфазное натяжение, капиллярные явления, инверсия смачиваемости и др.).
Исходя из изложенного можно построить классификацию методов воздействия на призабойную зону скважин, которые применимы в различные периоды разработки для решения ряда задач регулирования выработки запасов.
2.2. КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ
Все существующие методы могут быть разделены на следующие три группы.
1. Методы воздействия в процессе строительства скважины и вскрытия продуктивного горизонта, приводящие, как правило, к ухудшению свойств призабойной зоны.
2. Методы воздействия на призабойную зону для интенсификации притока или приемистости.
3. Методы воздействия на призабойную зону для ограничения или изоляции притока пластовой воды (на практике их называют ремонтно-изоляционными работами).
Очевидно, что все методы воздействия на ПЗС в процессе строительства скважины ухудшают фильтрационные свойства призабойной зоны, о чем будет сказано ниже. Практика длительного применения различных методов воздействия показала, что наилучшие результаты получают в случае системного подхода, базирующегося на принципе массовости и одновременности обработок призабойных зон взаимодействующих добывающих и нагнетательных скважин в пределах выбранного участка.
Классификация методов воздействия на ПЗС для интенсификации притока или приемистости представлена в табл. 2.1, а для ограничения
44
Таблица 2.А
Методы интенсификации притока жидкости и приемистости скважин
Гидромеханические Физико-химические Термические Комбинированные
1. Гидроразрыв пласта (ГРП)
2. Гидропескоструйная перфорация (ГПП)
3. Создание многократных депрессий (с использованием газов, пен, устройств для очистки скважин (УОС) и др.)
4. Волновое или вибрационное воз -действие
5. Имплозионное воздействие
6. Декомпрессионная обработка
7. Щелевая разгрузка
8. Кавитационно-волновое воздей-
1. Кислотные обработки
соляной кислотой плавиковой кислотой сульфаминовой кислотой и др.
2. Воздействие растворителями
нефтерасгворимыми (гексановая фракция, толуол, бензол, ШФЛУ и др.) водорастворимыми (ацетон, метиловый спирт, этиленгликоль и др.)
3. Обработка растворами ПАВ
водными растворами ОП-10, превоцела N-G-12, неонола АФ9_12, карпатола, сульфанола и др.
растворами на углеводородной основе ОП-4 (АФ9^,), стеарокса-6, композициями типа ИХН-60, ИХН-100 и др.
4. Закачка и продавка ингибиторов солеотложений, включающих комплексоны, сульфосоединения и этиленгликоль
5. Воздействие водо- и нефтерасгворимыми растворителями и их продавка нефтью
6. Обработка глинистых растворов добавками ОЖК и ОЖКМ
1. Электропрогрев
стационарный периодический
2. Паротепловые обработки
3. Импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ)
1. Термокислотная обработка
2. Термогазохимическое воздействие (ТГХВ)
3. Гидрокислотный разрыв пласта
4. Направленное кислотное воздействие в сочетании с ГПП
5. Кислотно-ацетоновое (гликолевое) воздействие
6. Повторное вскрытие перфорацией в специальных растворах кислоты, ПАВ, растворителей и др.
7. Кислотные обработки при повышенных депрессиях
8. ТГХВ в активной среде (кислоты, растворители МЛ-80)
9. Термоакустическое воздействие
10. Электрогидравлическое воздействие
11. Внутрипластовое окисление легких углеводородов
12. Последовательное воздействие пульсатором и управляемыми цикличе -скими депрессиями
13. Одновременная обработка и очистка с применением тандемной установки "пульсатор-забойный эжектор" и введением добавок ПАВ в рабочий агент
14. То же, с одновременным физико-химическим воздействием
Таблица 2.2
Методы ограничения, изоляции водопритоков в добывающих скважинах (1) и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах (2)
1
1. Закачка углеводородных жидкостей высокой вяз - 1. Закачка суспензий гашеной кости (мазута, тяжелой нефти, окисленного битума извести
и др.) 2. Закачка полимерной суспензии
2. Закачка гидрофобизаторов 3. Закачка вязкоупругих систем
3. Закачка цементного раствора на углеводородной (ВУС)
основе под высоким давлением 4. Закачка гелеобразующих
4. Закачка двух- и трехфазных пен составов типа ГОС-1, ГОС-2,
5. Закачка гелевых систем на базе кремнийорганики растворов гипана, силиката
6. Закачка гелеобразующих составов типа ГОС-1, натрия, хлористого кальция ГОС-2, растворов полимеров, гипана, силиката 5. Закачка раствора силиката натрия и др. натрия с раствором хлористого
7. Закачка вязкоупругих систем (ВУС) кальция или биополимеров
8. Закачка водонефтяных эмульсий 6. Поэтапная закачка водоизоли-
9. Закачка суспензий закупоривающего материала рующих материалов
10. Закачка водного раствора облученного полиакриламида (темпоскрина)
или изоляции водопритоков - в табл. 2.2. Отметим, что приведенные таблицы, являясь достаточно полными, содержат только наиболее широко апробированные на практике методы воздействия на пласт или ПЗС. Они не исключают, а, наоборот, предполагают необходимость дополнений как по методам воздействия, так и по используемым материалам. В частности, при нашем участии разработана и внедрена технология повышения качества вскрытия продуктивного пласта путем введения в глинистые растворы смазывающих добавок частично омыленных жирных кислот и омедненных омыленных жирных кислот [236-239]. Управляемое кавитационно-волновое воздействие может быть отнесено к числу гидромеханических методов; закачка и последующая продавка в ПЗС новых высокоэффективных ингибиторов соле-отложений - к числу физико-химических методов. Одновременная обработка ПЗС и очистка забоя скважины, предусматривающая применение тандемной установки "пульсатор-забойный эжектор", введение добавок ПАВ в рабочий агент, а также насосно-эжекторной скважин-ной импульсной установки и установки для реализации этого способа дополняют список комбинированных методов воздействия. Поэтапное ограничение водопритоков в скважины может рассматриваться как метод выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
2.3. ФИЗИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В ПЗС В ПЕРИОДЫ ВСКРЫТИЯ, ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
Установлено [244, 316], что на дебит скважин более сильное влияние оказывает снижение, а не увеличение проницаемости ПЗС по сравнению с проницаемостью невозмущенной (естественной) породы, причем
46
нижение дебита скважин тем больше, чем больше степень снижения проницаемости ПЗС.
Следовательно, как при вскрытии продуктивного пласта, так и на всех стадиях разработки месторождения необходимо сохранять или восстанавливать естественную проницаемость ПЗС. От качества вскрытия продуктивных пластов в значительной мере зависит последующая нормальная эксплуатация скважин.
Вскрытие многих продуктивных пластов бурением на месторождениях Западной Сибири осуществляется с промывкой забоя глинистым раствором плотностью до 1300 кг/м3. При этом создаются гидродинамические репрессии, достигающие 15 МПа. В продуктивные пласты в этих условиях может проникать как фильтрат, так и твердая фаза бурового раствора. На Самотлорском месторождении глубина проникновения фильтрата глинистого раствора намного превышает длину перфорационных каналов, образованных с применением кумулятивных перфораторов, и составляет 6,5-13,5 м [46]. Глубина проникновения глинистых частиц в пористую среду через перфорационные каналы достигает 10-15 мм [92].
Под действием проникшего фильтрата бурового раствора фазовая проницаемость ПЗС для нефти снижается в результате повышения водонасыщенности коллектора, набухания глин, а также из-за возможного образования водонефтяных эмульсий, изменения рН среды, смешения химически несовместимых пластовых (погребенных) вод и фильтрата с образованием солевых осадков.
Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным понимается вскрытие продуктивного горизонта бурением. Вторичное вскрытие - процесс связи внутренней полости обсаженной скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).
Во время первичного и вторичного вскрытия в ПЗС могут происходить различные физические и химические превращения. Остановимся вкратце на физических процессах в ПЗС в периоды первичного и вторичного вскрытия, а также вызова притока и освоения скважины. К основным факторам, определяющим коэффициенты проницаемости и подвижности в ПЗС (продуктивности) в процессе вскрытия и освоения, относятся следующие.
1. Кольматация - загрязнение ПЗС механическими частицами, содержащимися в жидкостях вскрытия и освоения, с возможным последующим их разбуханием. Если в ПЗС попадают только фильтраты различных растворов, то возможно набухание частиц цементирующего вещества терригенной породы или частиц скелета породы.
2. Проникновение в ПЗС фильтратов различных растворов, используемых в период первичного и вторичного вскрытия, а также жидкостей глушения и освоения.
3. Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и ПЗС.
4. "Оплавляемость" в процессе перфорации поверхностей перфорационных каналов, которые пропускают пластовые флюиды только по
47
Основные факторы, определяющие загрязнение ПЗС
Таблица 2 3
Процесс, протекающий в ПЗС
Следствие
Кольматация
Насыщение перового пространства ПЗС частицами Снижение проницаемости ПЗС и
глинистого или цементного материала с последующим их набуханием и возможной адгезией поверхностью фильтрационных каналов Облитерация
коэффициента подвижности Изменение структуры фильтрационных каналов
Закупорка фильтрационных кана -лов механическими частицами Сложность вызова притока при
Проникновение в ПЗС фильтратов бурового и цементного растворов, жидкостей промывки, глушения и освоения
Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности Изменение фильтрационных свойств систем, "неподвижность" одной из жидкостей (например, нефти)
Закупорка фильтрационных каналов и изменение структуры поро-вого пространства Сложность вызова притока при освоении
Набухание цементирующего вещества или скелета горной породы
Изменение свойств поверхности горной породы (гидрофилизация)
Повышение водонасыщенности поверхности горной породы водной фазой, а также порового пространства
Адсорбция химических реагентов из фильтрата бурового раствора
Диффузионное "перемешивание" различных фильтратов и жидкостей с возможным образованием твердых осадков Окисление нефти
Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и ПЗС Изменение свойств дисперсионной среды и дисперс - Снижение проницаемости ПЗС, ной фазы бурового и цементного растворов Изменение свойств жидкостей промывки, глушения и освоения
Изменение свойств пластовых флюидов Фазовые превращения в системе
выделение газов из нефти
растворение газа в фильтратах и жидкостях
выпадение асфальтено-смоло-парафиновых
компонентов нефти в поровом пространстве Образование эмульсий Образование и выпадение солей
"Оплавляемость" поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации Образование сети митротрещин, покрытых фильт- Снижение проницаемости ПЗС рационными и осмотическими корками из тонкодис -персных материалов
"неподвижность" одной из жидкостей (как правило, нефти) Закупорка фильтрационных кана -лов и изменение структуры порового пространства Сложность вызова притока при освоении
образующейся при растрескивании во время остывания породы сети микротрещин (для известняков) или сети микротрещин, покрывающихся фильтрационными или осмотическими корками из тонкодисперсных материалов, в том числе продуктов окисления [230].
В табл. 2.3 на основании литературных данных представлены основные факторы, определяющие загрязнение ПЗС и обусловленные процессами, протекающими в ПЗС, а также следствия этого.
48
Рис. 2.1. Динамика насыщения ПЗС фильтратами растворов и жидкостями
/-/У - фазы / - первичного вскрытия, // — цементирования обсадной колонны, /// - вторичного вскрытия (перфорация), IV — освоения, 1 - глинистая корка, 2 — фильтрат бурового раствора, 3 - обсадная колонна, 4 - цементное кольцо, 5 - фильтрат цементного раствора, 6 - перфорационное отверстие, 7 - жидкость глушения; 8 - жидкость освоения
При бурении на глинистом растворе на стенке скважины образуется глинистая корка. Проникновение в призабойную зону скважины фильтратов через глинистую корку происходит как из-за разности давлений в скважине и пласте (репрессия), так и вследствие капиллярного и осмотического давлений.
Результаты детального анализа процессов ухудшения состояния призабойной зоны пласта в процессе бурения и эксплуатации скважины изложены нами в главе 1. В общем виде динамика насыщения ПЗС фильтратами растворов и жидкостями представлена на рис. 2.1. Очевидно, что представленная картина является схематичной, но тем не менее адекватно отражает возможные процессы при вскрытии продуктивного горизонта.
В процессе бурения скважины горные породы испытывают как сжимающие, так и растягивающие напряжения. Напряженное состояние плоского элемента горной породы (рис. 2.2) под действием сжатия и растяжения во взаимно перпендикулярных плоскостях характеризуется Р зностью относительных деформаций, которая может вызвать сдвиг породы.
49
Рис. 2.2. Напряжения и деформации плоского элемента горной породы
Обозначим
(2.4)
Тогда относительные деформации сжатия и растяжения можно записать в виде
(2.5) (2.6)
(2.7)
Для объема образца горной породы
СТ
-е„=-
Р _
где осж, Ор - напряжение на сжатие и растяжение; ?сж, Ер - модуль Юнга горной породы на сжатие и растяжение; AV - изменение объема образца горной породы (дилатансия); V - первоначальный объем образца горной породы.
Дилатансия характерна для всех пород. Из выражения (2.7) следует, что дилатансия может быть отрицательной (порода уплотняется), положительной (порода разрыхляется) и нулевой. Знак дилатансии зависит от свойств породы, в частности от ее пористости и структуры порового пространства. Оценку дилатансионной способности горных пород можно провести введением понятия критической плотности горной породы [114].
Критическая плотность горной породы — это плотность, при которой дилатансия равна нулю при любом конечном сдвиге породы. При начальной плотности меньше критической порода при сдвиге уплотняется, в противном случае — разрыхляется. При дилатансии породы происходит перестройка структуры порового пространства, что может
50
гдавести к анизотропии проницаемости в ПЗС даже в изотропном ласте. Очевидно, что дилатансия является функцией времени и раз-ается в процессе объемной ползучести горных пород.
Так, с увеличением времени между вскрытием продуктивного горизонта и вызовом притока (освоением скважины) частичное изменение проницаемости в ПЗС в процессе объемной ползучести может привести к снижению коэффициента продуктивности скважины. Дилатансия мо-ясет происходить и в результате изменения адсорбционной способности горных пород. Таким образом, к моменту вторичного вскрытия пласта перфорацией ПЗС может быть уплотненной или разрыхленной, что сказывается на качестве гидродинамической связи пласта со скважиной. Качество этой связи после перфорации зависит также от свойств флюидов, находящихся в ПЗС, и их взаимодействия как между собой, так и с горной породой.
Фильтрация флюидов (даже малой вязкости) в местах резкого сужения фильтрационных каналов может сопровождаться их закупориванием коллоидными частицами или продуктами окисления фильтрующегося флюида - облитерацией. Облитерация зависит от свойств твердой поверхности, по которой фильтруется флюид, от температуры (с ростом температуры склонность к облитерации возрастает), от колебательных процессов в системе (при вибрационном воздействии на систему облитерация не возникает). Таким образом, облитерация может быть одной из причин ухудшения фильтрационных характеристик ПЗС и отсутствия притока.
К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.
1. Для добывающих скважин:
проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе подземного ремонта;
проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках;
набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
образование водонефтяной эмульсии;
выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий;
проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.
2. Для нагнетательных скважин:
набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой в°Дой, а также с растворами определенных химических реагентов;
смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную;
кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при ремонтных или других работах;
повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах
Кважин, которые до перевода под нагнетание работали как добывающие.
51
Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин. До настоящего времени нет каких-либо определенных рекомендаций по оценке размеров ПЗС, что в значительной степени осложняет разработку рациональной технологии первичных обработок ПЗС, но главным образом повторных. Поэтому количественная оценка размеров ПЗС и эффективности работ, следующих за первичным вскрытием, представляет значительный интерес.
2.4. РАЗМЕРЫ ПЗС. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ, СЛЕДУЮЩИХ ЗА ПЕРВИЧНЫМ ВСКРЫТИЕМ
Оценка размеров (радиуса) призабойной зоны скважины может быть проведена исходя из предположения, что течение флюидов в ней подчиняется закону Дарси и описывается формулой Дюпюи. В соответствии с этим распределение давления вокруг работающей скважины является логарифмическим.
Согласно рис. 2.3, депрессия
&Р = ''пл ст — РКП дин > (2-8)
где Рпл ст - статическое пластовое давление, т.е. давление в пласте, когда отбор продукции из него равен нулю (Q - 0); Рпл дин — динамическое пластовое давление (при Q > 0).
Очевидно, что максимальная депрессия действует на стенки скважины, причем резкое снижение депрессии происходит на вполне определенном расстоянии от стенки скважины, что физически понятно.
Для количественной оценки размеров (радиуса) зоны, в которой имеют место существенные потери энергии при движении продукции, воспользуемся кусочно- линейной аппроксимацией ветвей логарифмической зависимости Р =f(r) исходя, например, из того, что разность линейной аппроксимации и фактической логарифмической кривой не превышает ошибки измерения давления. Нижняя аппроксимирующая прямая проводится из точки Р] =/(гс), где гс - радиус скважины по долоту (обычно гс = 0,1 м).
Примем, что точка пересечения этих аппроксимирующих прямых будет численно определять радиус призабойной зоны скважины гпзс-Совершенно очевидно, что данный подход не единственный. Например, можно определять размеры ПЗС по определенной величине потерь энергии вблизи скважины (в ПЗС), сравнивая их с общими потерями энергии при движении продукции:
(2.9)
где Рг - потери энергии в ПЗС, радиус которой гпзс; « - доля потерь энергии в ПЗС от общих потерь АР (1 > и > 0).
При этом численная величина п может быть принята, например, равной 0,5, т.е. радиус ПЗС будет рассчитан исходя из того, что в этой зоне потери энергии составляют 50% общих потерь.
52
'пзс
Рис. 2.3. Логарифмическое распределение давления вокруг работающей скважины
Радиус призабойной зоны нагнетательной скважины может быть определен по результатам гидропрослушивания. При этом за радиус ПЗС может быть принят средний радиус зоны неоднородности (радиус зоны влияния нагнетательной скважины).
Принципиально важно, чтобы при проектировании различных обработок ПЗС была принята единая методология оценки радиуса ПЗС. В настоящее время отсутствие такой методологии не позволяет разработать рациональную технологию воздействия любым методом, особенно при многократных обработках, а также сопоставлять результаты однотипных обработок ПЗС в различных регионах или во времени.
Практический интерес представляет оценка количественных изменений фильтрационных характеристик ПЗС в процессе работ, следующих за первичным вскрытием. После первичного вскрытия в необсаженной скважине проводится исследование с помощью прибора "испытатель пласта", на основе которого количественно рассчитывается коэффициент гидропроводности ПЗС по формуле
271
(2.10)
/1 '-"зам 1
где (fc/г/ц)! - гидропроводность ПЗС после первичного вскрытия; 2зам 1 - дебит скважины, замеренный прибором "испытатель пласта" при Депрессии ДРзам1.
В результате последующих работ в скважине (спуск обсадной °лонны, цементирование, перфорация и освоение) проводимость ПЗС может измениться и стать равной (Щц.)2, причем
(2.11) 53
где а — числовой коэффициент изменения проводимости ПЗС вследствие работ, следующих за первичным вскрытием. При этом а * 1.
Обработка результатов исследования скважины после вызова притока, освоения и вывода на режим может быть проведена с использованием зависимости
2геД/> 2 (kh
— _ JdM.Z I _ 1 (гъ * л-.
- — (2.12)
где Сзам.2 ~ дебит работающей скважины, замеренный при депрессии
Интегральная количественная оценка работ, следующих за первичным вскрытием, может быть выполнена сравнением бзам.2 и б зам i'-Л = езам.2/бзамл или с учетом (2.10) и (2.12):
1п-
(2ЛЗ)
-J^-,
Учитывая, что
' (2.14)
'пр
есть коэффициент гидродинамического совершенства скважины, а также используя выражение (2.11), зависимость (2.13) перепишем в виде
(215)
Таким образом, коэффициент т\ интегрально учитывает и гидродинамическое совершенство скважины (которое, по существу, зависит только от геометрии), и физические явления, протекающие в ПЗС после первичного вскрытия (коэффициент а), и явления при течении
Продукции В ЗаВИСИМОСТИ ОТ СООТНОШеНИЯ ДепреССИЙ (А/'замЛ/^'зам.! )•
Количественную оценку эффективности различных методов воздействия на ПЗС на практике можно проводить с помощью полученного коэффициента т|. Кроме того, по динамике этого коэффициента можно судить о правильности выбора скважин для обработки призабой-ной зоны.
В настоящее время одним из способов оценки эффективности воздействия на ПЗС является анализ соотношения коэффициентов продуктивности скважин до и после воздействия.
54
25 КРАТКИЙ АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ ' ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС*
Обширные исследования, позволившие глубоко изучить состояние и свойства пластовых систем и повысить эффективность дренирования проведены многими специалистами и учеными, такими как М.Т. Аба-сов, Р-А. Аллахвердиев, З.С. Алиев, И.М. Аметов, В.А. Амиян, О.К- Ангелопуло, Ю.В. Антипин, Э.А. Бакиров, П.В. Балицкий, К С. Басниев, С.М. Гадиев, А.Ш. Газизов, Р.Ф. Ганиев, Ш.К. Гимату-динов, С.С. Григорьян, А.И. Гриценко, В.М. Добрынин, В.П. Дыб-ленко, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов, С.Н. Закиров, P.P. Ибатул-лин, М.М. Иванова, Ю.П. Коротаев, В.И. Кудинов, О.П. Кузнецов, А.К. Курбанов, Е.Г. Леонов, Н.П. Лесик, М.Р. Мавлютов, А.Х. Мир-заджанзаде, Н.Н. Михайлов, Р.Х. Муслимов, М.Х. Мусабиров, Г.А. Орлов, В.Г. Подюк, В.Н. Носов, С.А. Рябоконь, Е.М. Соловьев, Э.В. Соколовский, В.М. Подгорнов, А.А. Попов, Н.Р. Рабинович, И.А. Сидоров, В.А. Сидоровский, Б.М. Сучков, P.M. Тер-Саркисов, Э.М. Симкин, П.М. Усачев, P.M. Хачатуров, А.Н. Шандрыгин, Т.Ч. Шейдаев, В.Н. Щелкачев, P.M. Эйгелес, Р.Г. Юсупов, Р.С. Яре-мийчук, A.M. Ясашин. Из зарубежных специалистов можно выделить Дж.Х. Ховарда, Дж.Е. Кинга, М. Хоблера, А. Вовка, И. Риджестика, Дж.М. Хансона, М. Кристиана, Константинеску.
2.5.1. КИСЛОТНЫЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ ПЗС
Кислотные обработки скважин предназначены для очистки фильтров, ПЗС, НКТ от солевых, парафинистых отложений и продуктов коррозии. Под воздействием солянокислотной обработки (СКО) и ее модификаций в ПЗС с карбонатными коллекторами образуются каверны, каналы растворения, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно, и производительность добывающих скважин, и приемистость нагнетательных.
Применяют следующие разновидности СКО: кислотные ванны; простые кислотные обработки; кислотные обработки под давлением; пенокислотные; поинтервальные (ступенчатые); кислотоструйные (гидромониторные); термохимические и термокислотные. Все они предназначены для очистки поверхности открытого интервала забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений пластовых вод, очистки фильтра в интервале продуктивного пласта, освобождения прихваченного карбонатной пробкой подземного оборудования, очистки забоя и фильтровой части после ремонтных работ. Другие виды СКО применяются для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт.
Важный фактор повышения успешности СКО - срок выдержки кислоты в пласте, который зависит от многих факторов. Установлено,
аздел написан совместно с В.Я. Неврюевым, И.В. Цыкиным, Р.Д. Ирипхановым.
55
что длительность СКО колеблется от 8 до 24 ч, не считая сроков экспериментально определенного времени реагирования для каждого конкретного эксплуатационного объекта. Получили распространение также СКО под давлением для увеличения фильтрационных свойств малопроницаемых пластов путем продавки кислоты в пласт. Процесс СКО под давлением проводят с применением пакера, при закрытом затрубном (кольцевом) пространстве.
Пенокислотные обработки (ПКО) применяют при значительной толщине продуктивного пласта и низких пластовых давлениях. Перемешивание жидкости с газом (аэрация) с непременным образованием пены происходит в аэраторе. В ПЗС вводят аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены.
Преимущества ПКО обусловлены следующими факторами,
1. Кислотная пена значительно медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт и приводит к увеличению проницаемости удаленных от скважины зон и их приобщению к дренированию.
2. Кислотная пена, обладая меньшей плотностью (400-800 кг/м3) и повышенной вязкостью, обеспечивает охват воздействием всей продуктивной толщины пласта, что особенно важно при большой его толщине и низких пластовых давлениях,
3. Наличие в составе рабочего агента (пены) ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе контакта с нефтью, и сжатый газ, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки.
Совокупность этих факторов способствует улучшению условий притока нефти в скважину. Поинтервальные обработки проводятся с целью охвата пласта или его отдельных продуктивных пропластков.
Гидромониторная обработка ПЗС способствует механическому разрушению горной породы струей большого напора через сопла; одновременно очищаются стенки скважины от цементной и глинистой корок. При этом непременно должна обеспечиваться максимально возможная для данного сопла скорость выходящей струи.
Термокислотные и термохимические обработки, рассчитанные на комбинированное воздействие на ПЗС за счет теплового и описанных выше процессов, предназначены для очистки ПЗС от асфальтено-смо-листых, парафиновых, солевых и других отложений.
В то же время приведенные методы очистки ПЗС имеют следующие недостатки.
1. Длительность временного цикла производственного процесса.
2. Резкое снижение коррозионной стойкости подземного оборудования и вредное воздействие кислоты на прочностные его характеристики, особенно при термических обработках.
3. Вредные условия труда из-за использования кислоты и работа только в светлое время суток.
4. Увеличение транспортных расходов и номенклатуры применяемой специальной техники и специальных устройств (аэратор, нагревательные элементы и др.).
56
5. Высокая стоимость технологических процессов и материалов. К числу разновидностей кислотных обработок относятся ацето-окислотные (АКО), глинокислотные (ГКО) и пеноглинокислотные (ЦГКО) обработки.
2 5.2. ГИДРОРАЗРЫВ И ГИДРОКИСЛОТНЫЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА
Для расширения и углубления естественных и образования искусственных трещин с одновременной закачкой рабочих агентов в низкопроницаемые продуктивные пласты проводят ГРП и ГКРП путем создания высоких давлений на забоях скважин закачкой в пласт специальных жидкостей при больших расходах. Для предотвращения смыкания образующихся трещин их заполняют наполнителем (песком), который вводят вместе с жидкостью - песконосителем.
Практика показывает, что ГРП (ГКРГТ) в настоящее время является одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин как при обработке ПЗС, так и при глубокопроникающем воздействии на продуктивный пласт для интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов.
В отечественной практике ГРП применяют главным образом в ПЗС для восстановления продуктивности или приемистости скважин с большим радиусом зоны сниженной проницаемости. При этом создают закрепленные трещины протяженностью свыше 10 м, соединяющие забой скважины с незагрязненной частью пласта. ГРП (ГКРП) проводят при капитальном ремонте, реже при освоении скважин, дебит которых ниже потенциального. Особую роль отводят выбору объекта (скважины) на основе тщательной диагностики ПЗС. ГРП применяют не только для восстановления проводимости ПЗС, но и для повышения дебита скважин, вскрывающих низкопроницаемый пласт. В США начали применять ГРП в 1949 г., а к началу 90-х годов было проведено более 800 000 успешных операций. В настоящее время до 40% фонда скважин США обработано методом ГРП с успешностью 90%, что обеспечило прирост добычи нефти в 1,3млрдм3, а также перевод 25-30% запасов нефти и газа из забалансовых в балансовые [149]. Технология ГРП характеризуется созданием в пласте системы каналов с низким фильтрационным сопротивлением (НФС), позволяющих существенно интенсифицировать отбор нефти из низкопроницаемого коллектора. Такой процесс отличается от ГРП в ПЗС образованием более протяженных трещин, а также тем, что его проводят почти во всех скважинах, вскрывающих низкопроницаемый пласт при выводе их из бурения, т.е. ГРП является составной частью комплекса работ по заканчиванию скважин. Все это требует проектирования оптимальной технологии и более высокого уровня материально-технического оснащения. Таким образом, обеспечивается максимальная прибыль за счет Дополнительной добычи путем проектирования оптимальных технологических процессов ГРП, тогда как в отечественной нефтепромысло-ои практике главную роль играет выбор отдельных скважин для про-еДения ГРП [149]. Следует отметить, что, по данным С.Н. Закирова
57
[113], в низкопроницаемых коллекторах проведение ГРП нецелесообразно.
Зарубежные исследования, подтвержденные промысловым опытом, показывают, что оптимальная для интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов длина трещин гидроразрыва находится в обратной зависимости от проницаемости пласта. Согласно этому выводу, для эффективного воздействия на нефтяной пласт необходимо создать и закрепить трещины длиной свыше 50 м, что достигается закачкой в трещины до 30-50 т крупнозернистого песка. В зарубежной литературе принят термин "глубокопроникающий гидроразрыв пласта". В последние годы за рубежом широкое внедрение получила и технология "массированного ГРП".
При глубокопроникающем ГРП воздействию подвергается не только ПЗС, но и удаленная часть пласта. Эффект достигается за счет резкого снижения фильтрационных сопротивлений, изменения характера фильтрационного потока, подключения к скважине практически недренируемых зон.
В отечественной нефтедобыче рост доли балансовых запасов нефти связан с низкопроницаемыми коллекторами. Для решения проблемы интенсификации разработки малопродуктивных залежей нефти существуют два возможных пути: регулирование сетки скважин и повышение продуктивности каждой скважины. Как первый, так и второй путь требует резкого увеличения общих и удельных затрат капитальных вложений.
Как отмечалось выше, одним из современных методов, позволяющих увеличить продуктивность скважин, эксплуатирующих низкопроницаемые коллекторы, является глубокопроникающий ГРП. В настоящее время его рассматривают как наиболее перспективный способ интенсификации добычи нефти, определяющий и комплексную систему разработки месторождений. Необходимость учета ГРП в проекте обусловлена значительным увеличением зон влияния скважин, имеющих трещины от ГРП, в связи с чем можно планировать их более редкую сетку. Так, например, на месторождении Спраберри в США ГРП позволил сократить фонд скважин в 3 раза по сравнению с начальным проектным.
Так как направленность трещин ГРП зависит от напряженного состояния коллектора и трудно поддается управлению, сетку скважин следует согласовывать с предполагаемым направлением развития трещин, которое определяется нормалью к плоскостям наименьших главных напряжений в пласте [99]. Важно учитывать и преждевременный прорыв воды по трещинам от ГРП в добывающие скважины. Во избежание обводнения скважин ограничивают длину трещин, причем при разработке месторождений в режиме истощения длина трещин от ГРП зависит не только от технико-экономических показателей.
Следовательно, технология глубокопроникающего ГРП хотя и служит основой рационального подхода в разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторскими свойствами, но является очень
58
гим мероприятием, а ее широкое внедрение ограничено техниче-средствами. Имеющийся опыт позволяет сделать ряд выводов
[322]:
проведение гидроразрыва пластов, находящихся на поздней стадии
азработки, обычно экономически неэффективно;
для недопущения прорывов по трещинам газа или воды на стадии выбора скважин необходимо наличие естественных барьеров, отделяющих продуктивный пласт от газо- или водонасыщенных разностей, толщиной не менее 4-6 м;
в добывающих скважинах, дающих продукцию с высоким содержанием воды или газа, проводить ГРП нецелесообразно;
в технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт с проницаемостью ниже k = 0,05-0,1 мкм2, может быть проведен ГРП с положительным эффектом при соблюдении его оптимальной технологии;
расчеты показали, что для пластов с проницаемостью k > 10~3 мкм2 требуется создание трещины полудлиной (от ствола скважины до конца трещины) менее 300 м, для пластов сверхнизкой проницаемости k fz 10~7 мкм2 полудлина трещины - 1000-1400 м.
2.5.3. ВИБРОПРОЦЕССЫ
В настоящее время этим вопросом занимается ряд отечественных научно-исследовательских организаций [39, 68, 79, 102, 139, 263], ведутся разработки в этой области и зарубежными фирмами. В работе [263] анализируется и обобщается опыт вибрационного, акустического и сейсмического воздействия на нефтяные пласты.
Виброобработка — процесс воздействия на ПЗС с помощью специальных забойных устройств, создающих колебания давления различной частоты и амплитуды с помощью спущенного в скважину на НКТ вибратора-генератора колебаний давления. Истечение жидкости из него происходит под некоторым углом к касательной, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении - мгновенно останавливается. В процессе прокачки рабочей жидкости через вибратор он генерирует серию гидроударов, воз-Действующих на обрабатываемую ПЗС. При этом возникают большие перепады давлений, изменяющие поверхностные, капиллярные и другие свойства жидкостей и пород и вызывающие в них разрывы с образованием микротрещин. В результате виброобработки призабойной зоны повышаются производительность нефтяных и приемистость нагнетательных скважин.
Вибровоздействие наиболее целесообразно проводить в скважинах: ) с проницаемостью ПЗС ниже средней проницаемости пласта или олее удаленных от скважины зон пласта; 2) с ухудшенными коллек-°рскими свойствами ПЗС в результате проникновения в пласт буро-°го и цементного растворов, утяжелителей, воды и т.д. в процессе разработки или ремонтных работ; 3) эксплуатирующих пласты, сложенные
59
низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые материалы-4) с низкой проницаемостью пород, но с высоким пластовым давлением.
Эффективные результаты от вибровоздействия получают в скважинах, в которых пластовые давления близки к гидростатическому. В этом случае при вскрытии фильтра промывка скважины протекает с восстановлением циркуляции. При этом давление в трубах колеблется в пределах 10-22 МПа, в затрубном пространстве - 8-15 МПа, а подача выходит на уровень 10 л/с, что вполне достаточно для создания отраженных волн, значительных импульсов и резонансных явлений.
В случае скважин с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением, если подача не обеспечивает оптимального режима работы вибратора (менее 10 л/с), обработку ведут, попеременно открывая и закрывая затрубное пространство. В результате давление в затрубном пространстве колеблется в пределах 30-40 МПа. Такое состояние скважины необходимо поддерживать в течение 1 ч. Далее процесс ведется при открытом затрубном пространстве.
Положительные результаты от виброобработки получены в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнением посторонними водами. В таких случаях в результате виброобработки удается восстановить первоначальный дебит.
До начала вибропроцесса исследуют состояние ПЗС, параметры пласта и скважины:
определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ;
рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей и ожидаемых давлений;
определяют потребное число агрегатов, их типы, разрабатывают схему их расстановки;
намечают последовательность операций и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.
В качестве рабочей жидкости при виброобработке скважин применяют нефть, пластовую воду, растворы кислот, керосин, дизельное топливо и смеси этих жидкостей в зависимости от типа продуктивного пласта, его мощности, гидродинамических характеристик и причин, вызвавших применение виброобработки.
2.5.4. ОБРАБОТКА ПЗС ДЕПРЕССИЯМИ-РЕПРЕССИЯМИ
Разработанный в Ивано-Франковском институте нефти и газа способ освоения скважин и восстановления фильтрационных свойств пласта за счет создания многократных мгновенных депрессий—репрессий реализуется с помощью высоконапорных струйных аппаратов различных конструкций в сочетании с располагаемым ниже пакером, обеспечивающих заданное снижение давления на пласт в течение определенного времени [319]. Механизм восстановления или улучшения фильтрационных свойств пород в призабойной зоне состоит в следующем. С помощью мгновенно созданной высокой депрессии на пласт, которая
60
тается постоянной на протяжении заданного времени воздействия, °беспечивается большая скорость движения жидкости из призабойной оны в скважину. В период воздействия существенно интенсифици-тся ОЧИстка призабойной зоны потоком жидкости с выносом твердых частиц. При прекращении циркуляции рабочей жидкости через струйный аппарат в стволе скважины восстанавливается гидростатическое давление, передаваемое на пласт. При этом репрессия на него поддерживается в течение планируемого времени. В результате жидкость движется из ствола в пласт, а твердые породные частицы, закупоривающие его, испытывают противоположно направленные нагрузки. Максимальная депрессия регулируется с учетом известных ограничений, при этом особенно большие депрессии требуются при освоении низкопроницаемых сильно закупоренных коллекторов.
Качественный анализ эффекта механического воздействия на пласт с помощью управляемых циклических сбросов давления на забой скважины проводится на основе решения классических уравнений теории фильтрации и упругости. Закономерности колебания давления при ступенчатом мгновенном его сбросе влекут за собой изменение пределов колебания градиентов давлений по радиусу при мгновенном сбросе давления и его постоянстве.
С точки зрения очистки ПЗС при циклических мгновенных сбросах давления происходит следующее. В возмущенной ПЗС поддерживаются довольно высокие градиенты давлений, значительно превышающие градиенты давлений при однократном его сбросе. Максимальные градиенты давлений развиваются не на стенке скважины, а в относительно близкой к ней ПЗС, убывают при удалении в глубь пласта и практически не зависят от периода сброса давления. Высокий уровень знакопеременных тангенциальных напряжений может влиять на развитие или образование новых трещинных каналов. Максимальные градиенты давлений совпадают по времени с мгновенным снижением давления на забой, вследствие этого уменьшается адгезия дисперсной фазы в поро-вом пространстве к матрице породы, что облегчает ее перемещение из пласта в сторону скважины.
Геофизические и гидродинамические исследования до и после проведения работ по созданию многократных мгновенных депрессий—репрессий на пласт выявили следующее:
после воздействия вводятся в разработку ранее не работавшие участки пласта, при этом интервал продуктивности увеличивается;
фильтрационные параметры призабойной и удаленной зон пласта выравниваются, а иногда становятся выше, чем в природном состоянии.
Применение технологии, основанной на использовании струйных эппаратов, показало ее высокую успешность с точки зрения увеличения Дебитов скважин различных глубин при разной проницаемости вскрытых пород. Длительность этого эффекта по наблюдаемым скважинам со-тавляет не менее 1 года. Возможно повышение эффективности технологии путем совмещения ее с другими видами воздействия, в частности 0 ^слотными обработками.
61
Большое значение имеет выбор скважин для внедрения технологии с учетом известных ограничений, связанных с наличием близлежащих водоносных горизонтов.
Сложность устройства струйных аппаратов требует высокой квалификации обслуживающего персонала, а также выполнения регламентных работ в специализированных подразделениях.
2.5.5. АКУСТИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЗС
Различными исследователями выполнены промысловые работы по акустическому воздействию на ПЗС. Исследования проводили с помощью мощного тиристорного преобразователя частоты и скважинного акустического излучателя, спускаемого на трубах в интервал перфорации нефтяного продуктивного пласта. Объектами воздействия являлись пласты с проницаемостью 0,014—2,9 мкм2, пористостью 15—27%, глубиной залегания 270-2700 м, обводненностью скважин 0-97%. Акустическому воздействию подвергали ПЗС, сложенные песчаниками, алевролитами, глинистыми и туфогенными песчаниками. Продуктивные пласты представлены битуминозными аргиллитами и слабо сцементированными песчаниками.
Конечным критерием успешности акустического воздействия служил получаемый дебит скважин с обязательной фиксацией забойного и устьевого давлений. Причинами уменьшения дебита являлись снижение проницаемости ПЗС вследствие засорения глинистыми частицами и механическими примесями, изменения фазовой проницаемости ПЗС для нефти и др. Применение репрессии-депрессии в этих скважинах эффектов не дало. Изменение дебита после акустического воздействия по различным скважинам разных месторождений было положительным. Установлено, что коэффициент успешности применения акустического воздействия для увеличения продуктивности скважин, дебит которых снизился вследствие изменения свойств ПЗС, составил 40%. В данном случае под успешностью понимается возрастание дебита более чем на 70%.
По некоторым скважинам после акустического воздействия дебит повышался постепенно - от 30 до 80 т/сут. Как правило, дебит возрастал к концу проведения воздействия. Наибольший коэффициент успешности (83%) достигнут при использовании акустического воздействия для вызова притока в процессе начального или повторного освоения простаивающих скважин.
Длительность эффекта от проведения акустической обработки составила не менее 1 года в 60% скважин и менее 0,5 года в 40% скважин. В одной скважине после третьего акустического воздействия наблюдался вынос из ПЗС значительного количества парафина, которым было запарафинено 200 м НКТ.
В результате анализа данных гидродинамических и геофизических исследований, проведенных при акустическом воздействии, выявлены основные процессы, происходящие в ПЗС:
снижение плотности жидкости в стволе вследствие выделения газа
62
нагреве акустического излучателя и интенсификация этого процесса Акустическим полем;
улучшение фазовой проницаемости ПЗС для нефти за счет медленного изменения депрессии на пласт;
очистка ПЗС в интервале перфорации от механических примесей.
Следовательно, акустическое воздействие на ПЗС эффективно для овышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
256 КРАТКИЙ АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИМЕНЕНИЯ ' ' 'ОСНОВНЫХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС
Определение эффективности методов воздействия на ПЗС осложняется тем, что нередко одновременно или последовательно с ними проводят ремонтно-восстановительные работы, изменяют способы эксплуатации скважин, режимы расхода газа при газлифтной эксплуатации, останавливают скважины для регулирования отборов, резко изменяют режимы работы соседних скважин и т.д.
С 1987 г. в ПО "Нижневартовскнефтегаз" проводятся специальные исследования эффективности различных методов воздействия на призабойные зоны скважин, эксплуатирующих пласты групп А, Б и Ю. На рис. 2.4 приведены данные о технологической эффективности следующих традиционных методов обработки призабойных зон скважин.
солянокислотные обработки (СКО);
ацетонокислотные обработки (АКО);
глинокислотные обработки (ГКО);
пеноглинокислотные обработки (111'КО);
обработки методом многократных депрессий-репрессий (УОС);
обработки скважинными генераторами гидравлических колебаний (СГГК);
гидравлический разрыв пласта (ГРП);
термогазохимическое воздействие (ТГХВ).
Наиболее широкое внедрение получили СКО, ГКО и АКО. Дополнительная добыча нефти за счет применения этих методов имеет высокий уровень. Однако удельный прирост добычи нефти, приходящийся на 1 скважину, для всех методов примерно одинаков. Исключение составляет лишь метод ТГХВ, который характеризуется величиной Удельной добычи нефти на 1 скважину, приблизительно в 2 раза превышающей ее среднюю величину при других методах ОПЗ. По коэффициенту успешности обработок лучшими являются методы гидромеханического воздействия и ТГХВ (рис. 2.5).
По данным НижневартовскНИПИнефть, невысокая успешность кислотных обработок (СКО, АКО, ГКО, ПГКО) объясняется нарушением технологических показателей. Так, удельный расход кислоты на м перфорированного интервала меньше требуемого, при повторных Работках не учитываются радиусы воздействия кислотой при пер-ичной обработке, не вводят в раствор ПАВ, ГКО производят в одну
63
сггк
10%
ГРП тгхв
ско
пгко
СГГК
ГРП
тгхв 11%
ско
35%
АКО
10%
тгхв
21%
ско
АКО
13%
ГРП
10%
сггк
10%
УОС
13%
Рис 2 4. Технологическая эффективность использования традиционных методов ОПЗ на месторождениях ПО "Нижневартовскнефтегаз"
а - объем скважино-операций, 6 - дополнительная добыча нефти за счет ОПЗ, в - удельный прирост добычи нефти за счет ОПЗ, приходящийся на 1 скважину
стадию (без первой стадии обработки ПЗС раствором соляной кислоты для удаления карбонатов из породы пласта)
На рис. 2.6 представлена гистограмма распределения объемов применения методов интенсификации притока жидкости в ПО "Нижневартовскнефтегаз" за 1987 г. по интервалам проницаемости пород-коллекторов, а в табл. 2.4 приведены рекомендуемые Нижневартовск-НИПИнефть области эффективного их использования. В качестве основных условий применения приняты геолого-физические характе-
64
СКО АКО ГКО ПГКО УОС СГТК ГРП ТГХВ
Рис 2 5 Коэффициент успешности применения (в %) традиционных методов интенсификации добычи нефти на месторождениях ПО "Нижневартовскнефтегаз" (по данным НижневартовскНИПИнефть)
а зоо |я 250 S | 20° 3s 100 I 50 0 0 и / • з т 4 В 5 z
E =
— =
~ =
g i '
§ — ' Jii i 1
........... Ш I J ^ ,,^aJ
<0,02 0,02-0,05 0,05-0,1 0,1-0,3 >0,3 Проницаемость, мкм2
Рис 2 6 Гистофамма распределения объемов применения методов интенсификации притока в ПО "Нижневартовскнефтегаз" по интервалам проницаемости пород-коллекторов
1 - УОС, 2 - ТГХВ, 3 - ГРП, 4 - СГГК, 5 - СКО
ристики- тип строения коллектора, его состав и проницаемость, энергетическая характеристика объекта (соотношение пластового и гидростатического давлений).
Существенным недостатком проведенных исследований является т°. что не учтены особенности юрских продуктивных отложений, относящихся к залежам с низкопроницаемыми уплотненными коллекторами Они представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами с высокой остаточной водонасыщенностью и глинистостью. Важной их особенностью является то, что при сравнительно небольшом диапазоне изменения пористости пород проницаемость может варьировать в широких пределах, что, возможно, связано с микротрещиноватостью или калвчием отдельных крупных пор.
3 Л X Ибрагимов 65
Области эффективного использования методов интенсификации в ПО "Нижневартовскнефтегаз"
Таблица 2.4
Тип строения пласта и состав коллектора Интервал проницаемости коллектора, мкм 2
<0,02 0,02-0,05 0,05-0,1 0,1-0,2 > 0,2
Пластовое давление выше гидростатического
1. Монолитный ПГД.БК ПГД.БК или СГГК, СКО, ГКО СКО, ГКО
песчаный пласт ТГХВ УВВ
(коэффициент
песчанистости
*п>0,7,
Лэф > Зм )
2. Тонко- ГРП Тоже АГКО+ ГКО + УОС ГКО + У ОС
слоистое чере - + УОС
дование песча -
но-глинистых
пород (ТЧ)
3. Монолитный Перестрел " СГГК СКО, ГКО СКО, ГКО
песчаный пласт с ТЧ и ПГД.БК с ГКО
тонким чере- иАКО,
дованием песча- УВВ
ных пропластков
4. Пласт с высо- Обработки нефте- СГГК,
ким содержа- и водорастворимыми УВВ
нием глинистых растворителями
материалов
Пластовое давление ниже гидростатического
1 . Монолитный Перестрел Перестрел Перестрел ПКО.ПГКО СКО, ГКО
песчаный пласт ПР-54 ПР-54 и ПР-54
(коэффициент (5 отв./м) и ПГД.БК и ПГД.БК
песчанистости ПГД.БК или ТГХВ
Тоже
*„>0,7,
>>эф>3м)
2. Тонкослоистое чере -дование песчано -глинистых пород (ТЧ)
3. Монолитный песчаный пласт с тонким чередованием песчаных пропластков
4. Пласт с высоким содержанием глинистых материалов
Примечание. ПГД.БК - пороховой генератор давления бескорпусный.
ГРП
Перестрел ПР-54
(ТЧ-10отв./м; М-5 отв./м) и ПГД.БК
Тоже
Перестрел ПР-54
(ТЧ-Шот/м; М-5 отв./м) и ПГД.БК
Тоже
ГКО + УОС
СКО, ГКО
Обработка нефте-растворителями
водорастворимыми
66
Лов -«Чш
1,0
0,5
Сгл>15
15>Сга>17
Сга<17
1,0
0,5 О
0,5 1,0 0 0,5 1,0 О Водонасыщенность
0,5 1,0
Рис. 2.7. Зависимости относительных фазовых проницаемостей юрских отложений (ЛГОН, АГОВ) от водонасыщенности (Сгл - глинистость, %)
0,1
20 30
103, МКМ2
50
Рис. 2.8. Зависимость коэффициента вытеснения нефти из коллекторов пласта Ю^ Нивагальского месторождения от проницаемости (по данным ГИС)
В работе [63] приведены результаты исследований особенностей фильтрационных свойств юрских продуктивных отложений. Как видно на рис. 2.7, относительная фазовая проницаемость по Нивагальскому, Ласьеганскому, Покачевскому и Урьевскому месторождениям определяется фильтрационно-емкостными свойствами пород коллектора и гли-носодержанием. Фильтрационно-емкостные свойства также существенно влияют на коэффициент вытеснения. Зависимость коэффициента вытеснения нефти от проницаемости для Нивагальского месторождения представлена на рис. 2.8.
Отмеченные особенности фильтрационных свойств юрских продуктивных отложений существенно влияют на эффективность ОПЗ. Результаты анализа эффективности СКО, перфорации при АКС, ГКО,
з*
67
4 6 8 10 Дебит жидкости, т/сут
О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Обводненность продукции скважин, %
Рис. 2 9. Зависимость эффективности ОПЗ скважин пласта Ю] Нива-гальского месторождения от дебита жидкости (а) и обводненности продукции (б)
промывки забоя, дострела свидетельствуют о малой эффективности ОПЗ в низкопроницаемых коллекторах. С увеличением дебита скважин прирост дебита жидкости от названных технологий ОПЗ снижается (рис. 2.9, а). При обводненности продукции скважин свыше 75% названные технологии ОПЗ неэффективны (см. рис. 2.9, б).
Таким образом, результаты обработок призабойных зон скважин, эксплуатирующих юрские продуктивные отложения, следует рассматривать особо. В настоящее время предпочтительно применение разработанных нами рекомендаций по подбору скважин для проведения ОПЗ
пластов АВ,3 и АВ2_з (табл. 2.5), ибо они получены на основании анализа результатов обширных промысловых наблюдений.
68
Таблица 2.5
Рекомендации по подбору скважин для проведения ОПЗ пластов и АВ2_з
Параметры пласта АВ?
ско ГКО АКО ПГКО УОС тгхв
Нефтенасы -щенность ?„
Проницаемость ?„р Обводненность^ Тип разреза
20-40 40-70 >200 100-300
0-100
ТЧиУТЧ
>0,6
30-40
60-70
0-100
300-400
Б/в
10-60
ТЧиУТЧ
<0,6
>0,6
20-60
60-80
0-300
300-400
Б/в-10
0-20
ТЧиУТЧ
<0,6 >0,6
50-60
100-200 0-20
ТЧ
<0,6
>0,6
20-40
40-60
0-100
200-400
Б/в
0-30
ТЧиМОН
>0,6
Параметры пласта АВ2_3
СКО ГКО АКО ПГКО УОС ТГХВ
Нефтенасы -щенность kH
Проницаемость ^„р
Обводненность, % Тип разреза
20-50 50-80 0-200 >200
0-100
ТЧиУТЧ
>0,6
20-50
50-80
0-300
>200
0-60
>60
ТЧиУТЧ
>0,6
20-60
60-70
0-200
200-400
0-10
10-40
УТЧиТЧ
<0,6
>0,6
40-60
40-80
200-300 100-500
0-50 УТЧ >0,6
0-20
ТЧ
<0,6
>0,6
20-30
60-80
0-100
>100
Б/в
0-30
ТЧиУТЧ >0,6
Примечание. ТЧ - разрез тонкого чередования, УТЧ - разрез усеченного тонкого чере -дования, МОН - монолитный разрез, Б/в - безводная
2.5.7. СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ОБРАБОТКАМ ПЗС. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ
Подробное описание системной технологии содержится в РД-39-0147035. Здесь рассмотрим лишь основные принципы ее применения.
Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабо дренируемых запасов углеводородов в неоднородных коллекторах. Следует отметить, что под термином "слабо дренируемые запасы" понимаются запасы нефти на участках залежей с ухудшенными коллекторскими свойствами, обусловленными геологической характеристикой, а также на участках, где по скважинам возможны какие-либо осложнения при их эксплуатации (засорение приза-бойной зоны механическими примесями, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и т.д.). Слабо дренируемые запасы могут также
69
находиться в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, где по высокопроницаемым зонам происходит замещение нефти нагнетаемой водой при невысоком охвате пласта заводнением.
При решении конкретных задач по вовлечению в разработку слабо дренируемых запасов применяются различные технологии. В случае принятия решения о необходимости вовлечения в разработку запасов нефти на участках залежи с ухудшенными коллекторскими свойствами (естественными или обусловленными процессами разработки) применяют технологии интенсификации.
На участках залежи, где в разрезе имеются промытые высокопроницаемые прослои, обусловливающие невысокий охват пласта заводнением, ведутся работы по ограничению и регулированию водопритоков. Непременным условием системной технологии является одновременность воздействия (в пределах до 2 мес.) на призабойные зоны как добывающих, так и нагнетательных скважин.
Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. Такое деление месторождения осуществляется примерно в соответствии с делением разработки месторождения на стадии, проведенным М.М. Ивановой (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина). Предполагается, что по участку в начальный момент возможно проведение работ по интенсификации, а в последующем при его обводнении, т.е. при переходе в другую стадию, - мероприятий по регулированию водопритоков.
Необходимо отметить, что при выделении участка в залежи с сильно выраженной зональной неоднородностью в первую очередь воздействию подвергаются те скважины, от которых формируются основные направления фильтрационных потоков, что позволяет изменить их в направлениях, необходимых для вовлечения в разработку недренируемых пропластков. При ведении работ возможно применение как одной технологии, так и их комплекса.
Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закачки и отбора, т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны повлечь за собой мероприятия по увеличению приемистости нагнетательных скважин.
Сформулируем основные принципы системной технологии.
1. Принцип одновременности обработки призабойных зон в нагнетательных и добывающих скважинах в пределах выбранного участка.
2. Принцип массовости обработок ПЗС участка.
3. Принцип периодичности обработок ПЗС.
4. Принцип поэтапной обработки призабойных зон, вскрывших неоднородные коллекторы.
5. Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под ОПЗ по ранее заданной программе.
6. Принцип адекватности обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам пласта в призабойной зоне и в целом по участку.
70
26. УЧЕТ ОСОБЕННОСТЕЙ
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СМЕСЕЙ И СИСТЕМ
Исследование термодинамического состояния и физических свойств углеводородных смесей и систем проводилось с использованием специально разработанных и изготовленных пробоотборника [232] и пикнометра. Последний представляет собой малодеформируемый стальной сосуд заданного объема (1700 см3) с двумя запорными вентилями и манометром для измерения внутреннего давления в полости пикнометра при заполнении и в процессе эксперимента (рис. 2.10) [232].
Основная особенность пробоотборника заключается в возможности выполнения исследований с визуальным наблюдением и регистрацией термодинамического состояния углеводородов, отбираемых с устья фонтанирующей скважины. Прибор состоит из толстостенного цилиндра, в котором диаметрально расположены смотровые окна для наблюдения за дифференциальным разгазированием проб и ведения видеосъемки процесса. Освещение полости осуществляется электрическими лампами от аккумуляторной батареи 12В или от электросети через понижающий трансформатор. Температурный режим поддерживается с помощью теплоизоляционного кожуха, а термостатирование производится эжекторным подогревателем беспламенного горения. Пробоотборник и пикнометр имеют устройства для подключения исследовательской оснастки, заполнения пробой и дифференциального ее разгазирова-ния [232].
Промывка (продувка) пробоотборника и его заполнение продолжаются до тех пор, пока состав продукции в нем не станет однородным, а давление и температура - близкими к давлению и температуре перед штуцером фонтанной арматуры. Экспериментальные исследования могут проводиться в автономных условиях непосредственно на скважинах, а также в стационарных лабораторных помещениях. Время эксплуатации скважины на заданном режиме перед отбором пробы должно быть не менее времени, необходимого для замещения двух объемов скважины. Исследование пробы осуществляется непосредственно после ее отбора на установке, которая быстро собирается из блоков.
Исследования термодинамического состояния и физических свойств углеводородных проб производили под руководством Г.Г. Полякова на некоторых нефтяных и газоконденсатных залежах Чечни (Эльдарово, Ханкала, Северная Джалка, Беной, Правобережная, Червленная), Дагестана (Архабаш) и Казахстана (Карачаганак). Каждый эксперимент сопровождался видеосъемкой всего процесса изменения состояния угле-в°Дородов при разгазировании. Одновременно регистрировалось изменение объема жидкости в пробоотборнике и сепараторе. Объем газа дегазации в зависимости от давления определяли по газовому счетчику, остаточный объем жидкости в пробоотборнике или сепараторе - мен-зуркой.
71
После проведения дифференциального разгазирования пробы в про-, отборнике последующую пробу из скважины исследовали с помощью
нометра. дто ПОЗволяло не только контролировать результаты, порченные первым способом (поскольку в обоих случаях проводится пифференциальное разгазирование), но и определять такие важные араметры, как плотность выходящего газа дегазации и смеси (системы) в пикнометре в зависимости от давления. Отобранная проба подвергалась хроматографическому анализу. Физические свойства отобранных углеводородных смесей определяли по специальной методике, разработанной для условий, когда давление на устье скважин выше и ниже давления насыщения или давления начала конденсации (точки росы). Методика позволяет непосредственно на скважине в течение 1 сут определять практически все необходимые параметры исследуемых проб: давление насыщения нефтяной смеси; точку росы газоконден-сатной системы в статических и динамических условиях; газовые факторы в зависимости от давления и температуры; объемные изменения нефти и газа; плотность сырого и стабильного конденсатов; нефти сырой и при стандартных условиях; коэффициент усадки нефти; изменение объема выделяющегося газа из нефти в зависимости от давления и температуры; изменение плотности углеводородной смеси в процессе дифференциального разгазирования; конденсацию и испаряемость углеводородной жидкости во времени при давлении ниже давления насыщения или точки росы при транспорте, сепарации и переработке.
Несмотря на значительную разницу абсолютных значений параметров углеводородов по различным залежам, существует много общего в характере их изменения в зависимости от давления. Некоторые выявленные особенности рассматриваемых смесей и их параметров при разгазировании порой существенно отличаются от общепринятых представлений. Это достаточно наглядно подтверждается рис. 2.11 и 2.12. Наибольший интерес представляют точки Р„ и Рэ на кривых объема выделяющегося газа при разгазировании (см. рис. 2.11) и его плотности в зависимости от давления (см. рис. 2.12).
Точка Рст характеризует область равновесия фаз и количественно соответствует давлению насыщения (точке росы). Она достаточно уверенно выявляется при визуальном наблюдении и регистрации на видеопленку как область резкого падения оптической прозрачности среды до полного ее затемнения.
"ис. 2.10. Устройство для отбора проб и визуального наблюдения за термодинамическим состоянием газожидкостной смеси
' - Цилиндрический корпус; 2 - смотровые окна; 3 - крышки, 4,5- вентили; 6 - манометр; 7 - термометр; 8 - цилиндр большего диаметра; 9 - цилиндрический стержень из птического кварца; 10 — кольцевые канавки для размещения уплотнительных колец;
- ушготнительные термонефтестойкие кольца; 12 - уплотнительная шайба из меди; ~полиР°ванное опорное кольцо; 14 - осветительный блок; 15 - ряд осветительных
фиооров; 16 - светофильтр; 17 - стальная трубка высокого давления; 18, 21 - вентили;
- буферная задвижка фонтанной арматуры; 20 - стальная трубка высокого давления; г/ - выкидная линия
73
Л1 а 30 25 20 15 10 5 0 б 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1а
|РСТ
Ч ''дин
"% Ss4 /•
— ^*-,
--о. — , т>^
441 — •^
20 40 60 80 100 120 140 150 180
0
i P Ч /ст
<^
Рдин»-^
>»w_
РЗ\ h^v_
*^-^
"""---о
50 100 150 200 250 У„ м3/м3
Рис. 2.11. Кривая дифференциального разгазирования пробы нефти
а - скв. 117 месторождения Правобережное: Ра = 24,9 МПа, Рдин = = 23 МПа, Рэ = 14 МПа; б - скв. 2 месторождения Северная Джалка: Ра = 29,4 МПа, />„„„ = 28 МПа, Р3 = 15 МПа
Точка Рэ (см. рис. 2.11), определенная как давление энергетического барьера (ДЭБ), характеризует область, где силы молекулярного взаимодействия (потенциальная энергия молекул) находятся в равновесии с силами энергетического поля, в котором существуют данные молекулы. Нарушение этого равновесия путем снижения давления приводит к крекированию части молекул тяжелых углеводородов с выделением молекул легких углеводородов, а также переходу от энергии потенциального взаимодействия молекул к кинетической энергии их теплового движения [231].
Таким образом, объясняется резкое (почти в 2 раза) увеличение объема выделяющегося газа на единицу снижения давления ниже ДЭБ. Для углеводородов различного состава ДЭБ может различаться, но область колебания его значений (на основе проведенных нами исследований) находится в пределах 14-20 МПа.
74
300 400
500 600 рпик, кг/м3
0,5 1,0
1,5 2,0
Рг, КГ/М3
рис. 2.12. Зависимости р-Р для />, МПа
скв. 177 месторождения Право- а %(j бережное (а) и скв. 2 месторождения Северная Джалка (б)
1 - выделившегося газа рг; 2 -газа по хромотографии; 3 - газожидкостной системы рпюс
Не менее интересные результаты дает анализ кривых изменения плотности газа дегазации в зависимости от давления (см. рис. 2.12). Согласно существующим представлениям о поведении углеводородов в зависимости от давления и температуры, наибольшей испаряемостью обладают их легкие фракции. Первыми при снижении давления после растворения должны испаряться легкие углеводороды с меньшей плотностью. Плотность испаряющихся фракций должна увеличиваться с уменьшением давления. Результаты наших экспериментов не согласуются с указанными положениями.
Как следует из приведенных материалов, в начале разгазирования выделяются более тяжелые углеводородные газы с постепенным уменьшением их плотности (при Р = 2-10 МПа). Затем при последующем снижении давления вновь наблюдается увеличение плотности выделяющихся газов. Аномалии в изменении плотности газов дегазации подтверждаются результатами хроматографических анализов их составов (см. рис. 2.12). Необычное изменение компонентного состава в области давлений 2-10 МПа связано с резким снижением содержания Cj-Cg и ростом содержания С\ и С2 с уменьшением плотности до 0,6 кг/м3. Плотность газа при давлении более 10 и менее 2 МПа всегда выше, чем в пределах 2-10 МПа. Полученные результаты можно объяснить, прибегая к некоторой аналогии с явлениями гистерезиса. В этом случае углеводороды, формирующиеся последними, выделяются в первую очередь, что связано с процессами испарения и кипения при давлении ниже 10 МПа.
Интересные результаты качественного уровня, полученные визуальным наблюдением и видеорегистрацией процессов дифференциального разгазирования, позволяют кратко сформулировать следующие выводы [231].
1. При снижении давления ниже точки росы или давления насыщения не сразу наблюдается свободное агрегатное выделение газа из
75
жидкости. В жидкой углеводородной среде происходят спонтанные процессы, вызывающие испарение углеводородов только с поверхности раздела, но не из объема. Газовые пузырьки в жидкости образуются при давлении ниже 2-10 МПа.
2. Процессы конденсации и испарения жидких углеводородов обычно связаны с образованием в жидкой среде на границе с газом многослойной структуры - верхнего слоя из темных непрозрачных углеводородов, затем прозрачных или серых слабо прозрачных и нижнего слоя из прозрачных углеводородов светло-коричневого цвета. Плотность темных углеводородов верхнего слоя меньше плотности углеводородов нижнего слоя.
3. В зависимости от компонентного состава углеводородов газ при давлениях выше ДЭБ (более 14—20 МПа) имеет вязкую структуру,' аналогичную жидкости, — наблюдаются турбулентный и ламинарный режимы течения.
Как известно [162], существует вполне определенное забойное давление ниже давления насыщения, при котором наблюдается максимальный дебит нефти. Отклонения забойного давления в ту или иную сторону от его рациональной величины приводит к снижению дебита нефти. Приведенные выше результаты экспериментальных исследований позволяют объяснить это явление, — очевидно, таким давлением является ДЭБ.
2.7. ПРИЧИНЫ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ В ПЗС
ПРИ ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
Как отмечалось выше, при вскрытии продуктивного пласта ПЗС может насыщаться фильтратами различных растворов, а также разными по свойствам жидкостями. Возможны следующие причины отложения солей в ПЗС.
1. Химическая несовместимость фильтрата бурового (глинистого) раствора с пластовой или связанной водой.
На практике отмечено, что пластовые воды многих нефтяных месторождений представлены рассолами хлор-кальциевого типа. Вследствие обработки глинистых растворов химическими реагентами и постоянного их контакта со шламом фильтрат глинистых растворов обогащается сульфатами до концентраций 0,5-1,0% [237]. Смешение пластовых вод с фильтратами приводит к образованию и выпадению в осадок труднорастворимых неорганических солей.
2. Изменение рН и химического состава пластовых вод при их смешении с фильтратами, что может привести к снижению растворимости солей в системе и их выпадению в осадок.
Выпавшие в осадок в ПЗС соли служат источником кристаллизации солей из перенасыщенных пластовых вод в процессе нормальной эксплуатации скважин. По-видимому, это и является одной из основных причин наблюдаемого на практике формирования значительного количества солеотложений в ПЗС в процессе эксплуатации [239] с соответствующим снижением дебитов добывающих скважин.
76
В связи с этим практический интерес представляет определение количества солевых осадков в ПЗС в процессе вскрытия продуктивного горизонта. В работе [181] предложен метод расчета количества выпадающих в осадок солей при следующих допущениях:
1) проникновение фильтрата промывочной жидкости (бурового раствора) в ПЗС приводит к снижению пластовой температуры воды на 10°С;
2) минерализация пластовой воды за счет разбавления ее фильтратом снижается в 2 раза.
Суть метода заключается в следующем: изменение концентраций
2+ и SOl~ го равновесия определяется путем решения системы уравнений
Са2+ и SO~ AC 2+ и АС 2_ в растворе при нарушении химическо-
Са S°
___
Ca2+ ~ SO2- ~ SO2"
(2.16)
где K'CaSO ~ произведение растворимости; y^asc ~ средний коэффициент активности CaSO4 в растворе (определяется по специальной диаграмме); С' 2+ , С' 2 - концентрации ионов Са2+ и SO^" , остав-
Са SO4
шихся в растворе при нарушении химического равновесия вследствие выпадения твердого осадка CaSC>4 в ПЗС, мг-экв/л (определяются по специальным графикам и таблицам); С 2+ , С г_ - концентрации
Са SO4
ионов Са + и SO4" в пластовой воде при ненарушенном химическом и термобарическом режимах пласта.
Количество осадка солей, выпавшего из 1 л раствора, определяется следующим образом:
2 -С 2 |[мг]. (2.17)
2- 2- L J \ >
Проведенные расчеты показывают, что за счет смешения фильтрата с пластовой жидкостью в ПЗС из 1 л раствора может выпадать от Ю до 500 мг твердого осадка CaSO4.
Одной из важных причин изменения фильтрационных свойств ПЗС является ее обводнение. В условиях интенсивных систем выработки запасов с поддержанием пластового давления путем закачки воды обводнение ПЗС неизбежно, и оценка этого влияния представляет огромный практический интерес.
2.8. ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН
Классификация основных причин обводнения добывающих скважин приведена на рис. 2.13. Анализ разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой показывает, что образование конусов воды является
77
Основные причины обводнения скважин
П вступление воды по продуктивному горизонту
Поступление воды вследствие нарушения крепления скважин
Затрубная циркуляция вследствие нарушения
I
JL
Нарушение герметичности эксплуатационной колонны
Рис. 2. 1 3. Классификация основных причин обводнения добывающих скважин
нередко основной или единственной причиной обводнения скважин, эксплуатирующих литологически однородные пласты. При этом возникают две важные проблемы:
1) определение оптимального интервала вскрытия нефтенасыщен-ной части пласта;
2) установление предельного безводного дебита скважины и величины критического понижения забойного давления.
Теоретические исследования показали [21, 171, 276, 277, 300], что обводнение несовершенной скважины, вскрывшей литологически однородный пласт с подошвенной водой, наступает очень быстро. Таким образом, в безводный период из пласта можно извлечь лишь незначительную часть нефти.
Соотношение нефти и воды в продукции скважины определяется формулой [306]
бв
(2.18)
где <2Н > QK ~ дебиты нефти и воды; kn, kb - коэффициенты проницаемости нефтяной и водонасыщенной частей пласта, цн, (1В - вязкость нефти и воды в пластовых условиях; hH,hs - толщина нефтенасы-щенной и водонасыщенной частей пласта, Ьп,Ьв- объемные коэффициенты нефти и воды.
78
Как следует из формулы (2.18), обводненность продукции скважин не зависит от степени вскрытия пласта, а определяется соотношением величин нефте- и водонасыщенных частей пласта, их проницаемости, вязкости и объемных коэффициентов жидкостей. При исследовании возможности образования конусов воды различными авторами [155,202, 228, 254] не учитывалась степень влияния разных путей водопритоков в скважины, а также наличие в литологически однородных пластах пропластков различной проницаемости. Это привело к тому, что расчетное время конусообразования воды значительно занижено по сравнению с фактическим [235,254, 277, 206].
Наличие внутренних неоднородностей в литологически однородных пластах нередко служит основной причиной увеличения фактического времени конусообразования воды по сравнению с расчетным, оказывая существенное влияние на длительность продвижения водонефтяного контакта (ВНК) при одинаковых темпах отбора жидкостей из продуктивных пластов [155, 228, 270, 291, 300].
Результаты обширных промысловых наблюдений показывают [148], что для большинства скважин месторождений Западной Сибири характерно скачкообразное (ступенчатое) возрастание обводненности продукции (рис. 2.14). При этом появление и плавное увеличение доли воды сменяется резким ростом обводненности, что свидетельствует о быстром расширении путей притока вод. Как показывают результаты исследований А.Щ. Газизова [72], такая закономерность характерна для обводнения скважин, эксплуатирующих как литологически однородные, так и неоднородные пласты. После скачкообразного резкого роста обводненности продукции скважин может наступить период ее стабилизации.
Стендовые испытания показали [72], что резкое ступенчатое увеличение обводненности может быть обусловлено образованием микроканалов в заколонном пространстве вследствие разрушения контакта цементного камня с породой или в крепежном материале. Кроме того, имеет место подключение новых обводненных пропластков или пластов и формирование каналов НФС в процессе искусственного заводнения. Неравномерная выработка отдельных пластов и пропластков обусловлена тем, что фильтрационные свойства пород в пределах одного и того же пласта обычно изменяются в широких пределах. Темпы обводнения ускоряются при искусственном заводнении с применением высоких давлений нагнетания и существенно зависят от соотношения вязкостен нефти и воды. Установлено [51, 61, 62, 95, 271, 288], что неоднородность пластов по проницаемости является одной из главных причин преждевременного обводнения высокопроницаемых пропластков и скважин при неполной выработке запасов пластов.
На рис. 2.15 и 2.16 показаны гистограммы пористости и проницаемости нефтесодержащих горных пород Талинского нефтяного месторождения [148], свидетельствующие о том, что коллекторы этого месторождения литологически неоднородны и имеют сложную фильтрационную характеристику. Необходимо отметить, что толщины нефте-
79
400 800 1200 1600 2000 2400 2800 Удельная добыча, т/м
Рис 2 14 Зависимость обводненности продукции скважин Талинского месторождения от удельной накопленной добычи нефти, приходящейся на 1 м эффективной толщины пласта Цифры - номера скважин
4 8 12 16 20 Пористость, %
24
Рис 215 Гистограмма распределения пористости (п - число определений)
/ - п = 1518, пласт ЮК(, 2 - п = 839, верхняя пачка, 3 - п = 672, нижняя пачка
80
Плотность распределения, %
— ю u> •?. ^л .. _.
ooooooooooo
Частость
a
1 ю
80 70
50 40 30 20 10
..Л
0,2 0,4 0,6 0,8 Коэффициент использования запасов, д. ед.
Рис. 2.18. Сопоставление характеристик вытеснения по месторождениям
/ - Самотлорское, т0 = 2,2; 2 - Аганское, т0 = 2,2, 3 - Ме-гионское, т0 = 1,9; 4 - Талин-ское, т0 =1,0
насыщенных прослоев этого месторождения в разрезе незначительны (рис. 2.17).
Сложность геологического строения, высокая фильтрационная неоднородность пластов обусловили особенности обводнения добывающих скважин.
Для определения скорости продвижения закачиваемой воды к добывающим скважинам Талинского месторождения выполнены специальные исследования с использованием "меченой" жидкости. Основные результаты приведены в табл. 2.6 [148].
Чрезвычайно высокая скорость продвижения нагнетаемой воды указывает на наличие высокопроницаемых каналов - каналов НФС в продуктивной толще. Приведенные на рис. 2.14 характеристики обводнения скважин свидетельствуют о том, что уже при отборе 400-1200 т нефти на 1 м эффективной толщины обводненность продукции достигает 70% и более.
Геофизическими исследованиями установлено, что с ростом обводненности продукции скважин заводненная толщина пласта увеличивается незначительно.
Таблица 2.6
Скорость продвижения индикатора к исследуемым скважинам
№ скв Расстояние Скорость № скв. Расстояние Скорость
между продвижения между продвижения
скважинами, м индикатора, скважинами, м индикатора,
м/сут м/сут
3754-3624 3754-3366
1650 825
570 344
3754-3665 3754-3625
1000 1425
1100
457
82
Указанные выше особенности Талинской площади - резкая фильтрационная неоднородность разреза, наличие высокопроницаемых включений (каналов НФС) в продуктивной части разреза - объясняют существенное отличие характеристик вытеснения нефти от таковых для других месторождений со сходными свойствами пластовых флюидов (рис. 2.15-2.18).
Таким образом, многообразие причин обводнения добывающих скважин существенно осложняет разработку методов борьбы с ним. Именно поэтому в настоящее время отсутствуют универсальные рекомендации, пригодные для всех (или многих) нефтяных месторождений.
2.9. ВЫБОР СКВАЖИН ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПЗС. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ В ПЗС*
При значительном количестве скважин на залежи в процессе организации работ по обработкам призабойных зон возникает задача не только установления очередности выбора скважин, но и целесообразности обработок в каждом конкретном случае. Это связано с большим разнообразием геолого-физических условий залегания нефти на различных участках залежи, наличием и количеством остаточной нефти в зоне обрабатываемых скважин, а также с их взаимовлиянием. Целесообразно устанавливать такую очередность обработок, при которой обеспечивается их наибольшая технологическая и экономическая эффективность. В большей степени выбор скважин определяется величиной остаточной нефтенасыщенности и близостью остаточных запасов нефти к забою добывающей скважины. Методы промысловой геологии и геофизики позволяют оценивать начальную и остаточную нефте-насыщенность коллекторов и строить карты насыщенности. Существенным дополнением к этим данным служат сведения о текущих показателях эксплуатации скважин и данные о нефтенасыщенности пластов вокруг конкретных скважин, которые могут быть получены в результате гидродинамических исследований скважин и пластов.
Можно, например, предполагать, что форма кривой восстановления давления (КВД) обусловлена величиной остаточной нефтенасыщенности в дренируемом объеме обводняющейся скважины. Обычно изломы КВД в координатах A/Mn t связывают с неоднородным коллектором, но можно предположить, что в данном случае в дренируемом объеме пласта имеются плохо промытые зоны с повышенной нефтена-сыщенностью.
Зная ретроспективу эксплуатации скважин и характер их обводнения во времени, можно также принципиально судить о наличии в дренируемом объеме коллекторов с низкой проницаемостью и повышенной нефтенасыщенностью. Кроме того, при выборе конкретной скважины для воздействия полезным оказывается отношение начальных удельных запасов нефти в объеме, дренируемом данной скважиной, к удель-
Разделы 2.9 и 2.10 написаны совместно с Ш.К. Гиматудиновым|.
83
ному отбору нефти из нее (на момент выбора скважины для осуществления воздействия). Очевидно, чем выше это отношение, тем больше запасы остаточной нефти в объеме пласта, дренируемом данной скважиной.
Более достоверные данные о величине остаточной нефтенасыщен-ности можно получить по результатам гидродинамических исследований скважин, проведенных в начальный (безводный) период ее эксплуатации и в период обводнения [249]. В случае обводнения скважины, эксплуатирующей круговой пласт, картина потоков жидкости может быть представлена в виде схемы (рис 2.19). Язык обводнения условно пред-
Рис. 219 Схема языка обводнения в виде криволинейного сектора
1— нефть и вода, 2 - зона дренирования, 3 - нефть
ставляется как криволинейный сектор с центральным углом а, в котором к скважине движется смесь нефти и воды с коэффициентом подвижности (&/Ц.) . В остальной части пласта движется нефть с коэффициентом подвижности (k/\i)H. Исследованиями ВНИИнефть установлено, что приведенный коэффициент подвижности жидкости (&/ц)ж
в зоне скважины подчиняется правилу аддитивности и зависит от коэффициентов подвижности (&/Ц-)см и (&/ц)н, а также от угла а (т.е. от степени охвата участка заводнением ф = а/2п):
ж прив
(2.19)
Выражение (2.19) может служить основой ряда способов оценки остаточной нефтенасыщенности коллектора вокруг конкретных скважин по результатам их гидродинамических исследований (комбинированный метод; по данным обводненности продукции скважин; по величине относительной подвижности водонефтяной смеси; по относительной пьезопроводности пласта и т.д.) [249].
Комбинированный метод расчета базируется на следующих исходных данных: коэффициенты продуктивности скважины по нефти Кн, по воде KR и по водонефтяной смеси Кси, полученные в процессе гидродинамических исследований скважины на стационарных режимах,
84
также коэффициент продуктивности скважины по нефти в начальный безводный период Кн0. При этом индикаторные диаграммы скважин должны быть линейными. Таким образом,
АР
АР
к -
*"
^см др
^-нО '
(2.20)
АР0
где (2„> QS' Оси' бно~ дебиты скважины по нефти, воде и смеси (Оси =QB+Qn) на момент исследования обводненной скважины при депрессии АР, а также дебит нефти в начальный безводный период эксплуатации скважины при депрессии АР0. Очевидно, что
, „„
н "'
(2.21)
где Q'a, GH - дебиты нефти, поступающие из зоны языка обводнения вместе с водой и из чисто нефтяной (непромытой водой) зоны; К^, К'^ — коэффициенты продуктивности по нефти заводненной и чисто нефтяной зон скважины.
Из схемы на рис. 2.19 с учетом (2.21) можно записать:
^н'^ноО-ф). (2-22)
Используя понятие теоретического коэффициента продуктивности К из формулы Дюпюи, запишем:
K=W>W, (2.24)
пР
где k - абсолютная проницаемость породы; (J. - вязкость флюида; h -толщина насыщенного пласта; RK - радиус контура питания; гпр - приведенный радиус скважины.
Запишем следующие очевидные соотношения:
ц!п-
Ф-
пр
•пр
1-ф=
Ф
85
*в _
ц„ln г"
h ~ f '
— Кн0
откуда
Ф = к k, . (2.26)
где k'n, k'B - относительные фазовые проницаемости по нефти и воде обводненной зоны пласта; k'HO - относительная фазовая проницаемость по нефти обводненной зоны пласта в безводный период эксплуатации; (Jo - относительная вязкость нефти (|J,H /(!„).
Приравнивая правые части (2.25) и (2.26), после необходимых преобразований получим:
" , =---------2-------= ^(SB). (2.27)
*"нО "~ ^н ^о(^нО~^н)
Из соотношения (2.27) следует, что по величине ^(5В) можно оценить водонасыщенность5В, если известны значения Кв, Кн, К„0, |J.0 и зависимость относительных проницаемостей пород по нефти и воде от их водонасыщенности.
Наибольшее затруднение в расчетах вызывает выбор кривых фазовых относительных проницаемостей. С этой проблемой приходится сталкиваться при решении многих задач, связанных с фильтрацией многофазных систем. В каждом случае экспериментальное построение зависимости относительной проницаемости от насыщенности пор флюидами затруднительно из-за необходимости использовать сложную аппаратуру и иметь высококвалифицированный персонал. Поэтому чрезвычайно острой проблемой является нахождение более простых и доступных для широкого круга промысловых инженеров методов построения кривых фазовых относительных проницаемостей. Одним из таких методов является использование кривых капиллярное давление Рк-во-донасыщенность SB, которые сравнительно просто могут быть получены с помощью метода центрифугирования водонасыщенных кернов или метода полупроницаемых перегородок [135].
Сотрудниками Казахского научно-исследовательского геолого-разведочного нефтяного института [135] доказано, что кривые PK-SS являются представительными зависимостями, тесно связанными с фильт-
ационными свойствами пород. Установлено, что они могут быть боснованно использованы для расчетного построения кривых фазовых относительных проницаемостей для случая фильтрации водонефтяных смесей в песчаниках.
Зависимости PK-SB могут быть описаны, по Дж. Томиру, соотношением, которое представляет их в виде гиперболы в логарифмических координатах:
или
1-5
'l-S™.
(2.28)
где SOB - остаточная водонасыщенность; S - водонасыщенность при капиллярном давлении Рк;к — показатель степени гиперболы (структурный коэффициент); /о = 2а cos 6 / гтак — давление начала вытеснения; с - поверхностное натяжение на границе раздела нефть—вода; 9 - краевой угол смачивания; rmax — максимальный радиус пор.
Величина Р0 может быть установлена экспериментально методом полупроницаемых перегородок.
В работе [135] установлено, что показатель к является интегральной характеристикой структуры порового пространства и определяет совокупность микростроения порового пространства пород-коллекторов. Поэтому использование показателя гиперболы (структурного коэффициента) к Дж. Томира для идентификации свойств пористых сред оказывается приемлемым и вполне целесообразным при построении зависимостей фазовых относительных проницаемостей по нефти и воде по кривым P^-S^. Используя такие зависимости [135], мы получили следующие соотношения для расчета фазовых относительных проницаемостей по воде и нефти и нормированных значений S* :
1--
В
1--
1-В
(2.29)
(2.30)
(2x)* "i Jk!(ifc-l)!
+ (1-S )х
(2.31) 87
где ЛГЛ2-\/2х j - модифицированная цилиндрическая функция Макдональдса; 5 = S — SOB11 — SOB — 5ОН - нормированная насыщенность (изменяется от 0 до 1); Л* = kn/kno; k* = kB/kBO; SOK - остаточная нефте-насыщенность.
При S - SOB фазовые относительные проницаемости для нефти и воды составят &н = kHO, ka = 0. При 5=1— SOH значение S* = 1 ц ?н=0, a ks=kao.
Нормированная насыщенность S* изменяется от 0 до 1, &н при этом снижается от 1 до 0, a kB возрастает от 0 до 1.
В соотношениях (2.29) и (2.30) величины А и A i характеризуют коэффициенты извилистости каналов породы и могут быть оценены электрометрическим способом при различной их насыщенности.
Принимается, что
A = (S*)2, A,=(1-S*)2. (2.32)
Рассчитанные фазовые относительные проницаемости по формулам (2.29) и (2.30) с использованием кривых PK-SB хорошо согласуются с экспериментальными данными, приведенными в работе [24].
Из изложенного следует, что рассмотренный метод построения кривых фазовых относительных проницаемостей при двухфазной фильтрации не требует сложной аппаратуры, прост в исполнении и доступен для широкого практического использования. Для расчетов необходимы лишь кривые Рк-$ъ и результаты экспериментальных измерений 5ОВ, PQ и SOH-
Пример. Определим комбинированным методом ВНИИнефть остаточную нефтенасыщенность коллекторов в зоне обводнившейся скважины по данным ее гидродинамических исследований с использованием кривых PK-SV для построения зависимостей фазовых относительных проницаемостей по нефти и воде.
Методом полупроницаемых перегородок получена зависимость капиллярного давления от водонасыщенности керна (при вытеснении воды нефтью), приведенная в табл. 2.7. Давление начала вытеснения воды Р0 = 2 • 103 Па, остаточная водонасыщенность SOB = 0,2, остаточная
Таблица 2.7 Зависимость Рк-5,
Рк 103Па SB Рк 103Па SB
4652 0,25 4,12 0,6
83,5 0,3 3,33 0,7
11,34 0,4 2,86 0,75
5,79 0,5
88
*; 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0
\ /
\ /
V А
к
ч А '1
N <
1,0 0,8 0,6 0,4 0,2
О 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 S*
О 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 ^*
Рис. 2.20. Зависимость фазовых относительных проницаемостей по нефти и воде от нормированной водонасыщенности
Рис. 2.21. Функция e(S*) от нормированной водонасыщенности
нефтенасыщенность SOH = 0,25. Коэффициенты продуктивности по результатам исследования скважины на приток составили: текущий по воде - Къ = 0,25 • 10~6 т/(сут • Па); текущий по нефти - К„ - 0,5 • • 10""6 т/(сут • Па); начальный по нефти - Кно = 1 • IQr6 т/(сут • Па). Величина ц,0=цн/цв=3.
Решение. По зависимости PK-SB находим для нее значение показателя гиперболы х по формуле (2.28). Например, для точки кривой соответствующей насыщенности пор S = 0,5, имеем Рк = 5,79 • 103 Па. Тогда
Относительные фазовые проницаемости керна по нефти и воде, рассчитанные по формулам (2.29) и (2.30) для случая, когда х = +0,5, представлены на рис. 2.20.
Используя эти кривые, строим по соотношению (2.27) зависимость ?(5*) от нормированной насыщенности S* , приведенную на рис. 2.21. При этом вследствие использования нормированной насыщенности соотношение (2.27) принимает вид
(2.33)
и S* = 0,68.
Из определения S* следует, что водонасыщенность пласта в зоне скважины
SB = 5* (1 - 5ОВ - SOH) + Sos s 0,574, (2.34)
т-е. нефтенасыщенность пласта в зоне скважины равна 42,6%.
89
Рассмотренный метод гидродинамического исследования скважин позволяет более обоснованно подходить к выбору объектов для обработки ПЗС с целью получения наилучших технико-экономических результатов, хотя даже при этом неоднородность строения коллекторов оказывает определенное влияние на достигнутые показатели.
2.10. СХЕМАТИЗАЦИЯ СТРОЕНИЯ
И МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
При решении многих задач проектирования разработки и эксплуатации нефтяных месторождений делаются попытки учесть их неоднородное строение. Наиболее часто пласт представляется в виде сочетания двух сообщающихся или разделенных непроницаемыми границами про-пластков с различными коллекторскими и фильтрационными свойствами. Всякий неоднородный коллектор можно представить в виде двойных пористых сред, размещенных одна в другой: в преобладающем пространстве пород с меньшей проницаемостью залегают разности с повышенными емкостными и фильтрационными свойствами. При этом возникает задача определения геометрических и фильтрационных характеристик, схематизирующих реальный коллектор. Они обычно оцениваются на основе методов теории вероятностей и математической статистики в предположении, что все параметры пласта представляют совокупность величин, изменяющихся во всех направлениях в объеме пласта по законам случайных величин или случайных функций. При этом предполагается, что керновый материал, отобранный из изучаемого пласта, или результаты геофизических измерений свойств пород представляют собой выборку, свойства и состав которой в достаточной степени отображают общие статистические показатели исследуемых параметров всей генеральной совокупности пород коллектора. Числовые характеристики неоднородности и осредненных свойств пород про-пластков оцениваются с помощью функций распределения этих свойств. По результатам многочисленных исследований установлено, что распределение свойств пород и параметров коллекторов может описываться различными законами: нормальными, логарифмически-нормальными, гамма-распределением, законом Максвелла и его видоизменениями, предложенными Б.Т. Баишевым [40], М.М. Саттаровым [253], распределением Пирсона и т.д. [50, 52, 83, 85]. Предварительно функция распределения определяется по геометрии гистограммы. По ее виду выбирается вероятностная бумага и на ней проводится подбор теоретической плавной кривой распределения. При правильном выборе закона распределения диаграмма квантилей, построенная на вероятностной бумаге, соответствующей данной функции распределения, совпадает с линейной зависимостью. Степень согласия теоретического и статистического распределений может быть установлена с помощью различных критериев (например, А.Н. Колмогорова).
По диаграмме квантилей находят также и другие числовые характеристики распределения (математическое ожидание, среднее квад-
90
тическое отклонение, дисперсию и др.)- Разделение общей эффектив-я толщины по пропласткам проводится с помощью кривой плотности пределения, являющейся первой производной функции распределения:
Если представить пласт в виде двух различных пропластков одинаковой толщины, то средние значения проницаемостей fcj и &2 каждого из пропластков при этом могут быть найдены как математические ожидания случайных их значений в каждой из обеих групп, границы которых определяются медианой М - абсциссой точки, в которой площадь, ограниченная кривой плотности распределения Дг), делится пополам. Значения k\ и &2 определяются следующими выражениями:
и k6
J kf(K)dk j kf(k)dk
| f(k)dk I f(k)dk
*M M
где k\ ,ki - средние значения проницаемости пропластков соответственно с пониженными и повышенными фильтрационными свойствами; &м , 1% - наименьшее и наибольшее значения проницаемости пород в исследуемом распределении; М - медиана распределения; /(?) - значение функции распределения.
Величина медианы определяется подбором по формуле
м *б
J f(k)dk = I f(k)dk. (2.37)
*м М
В ряде случаев толщину моделируемых пропластков нельзя считать одинаковой. Так, при расчете объема реагента, необходимого для нагнетания в пласт при изоляции обводнившихся прослоев, необходимо знать их суммарную толщину. Последняя может быть найдена, например, по данным геофизических измерений. Распределение общей эффективной толщины пласта между пропластками h\ и /12 может быть произведено по формуле (2.35); при этом значение М = М' на кривой плотности распределения соответствует точке максимального значения проницаемости обводнившихся пропластков. При отсутствии Достаточных геофизических данных значением М' приходится задаваться, исходя из целесообразных в каждом отдельном случае значений проницаемости пород, которые следует закрыть для доступа воды.
Приведенный способ моделирования неоднородного пласта имеет РЯД недостатков, и его следует применять при дефиците информации о "ласте (приходится задаваться значением М', неизвестна степень соот-
91
ветствия полноты свойств выборки свойствам и строению генеральной совокупности и др.).
Наиболее полно свойства и строение пласта освещаются по данным его гидропрослушивания. Один из способов определения характеристик моделей по данным гидропрослушивания коллекторов разработан во ВНИИнефть [56, 110]. Метод позволяет оценить геометрию пропласт-ков двухслойной модели и их фильтрационные свойства, схематизировать на двухслойной модели пласта основные гидродинамические процессы, протекающие в реальном коллекторе при эксплуатации скважины, что увеличивает подобие проектируемых операций и реально протекающих в пласте.
Если толщина пропластков равна h\ и hi при их абсолютной проницаемости k\ и ^2 (&1 > k^), то результаты гидропрослушивания такого двухслойного пласта могут быть представлены в виде соотношения
,„ p ln
In - тг = In - . — , --- , •• , (2.38)
где P(R,tQ), F(t0) - изображение, по Лапласу, функций давления и дебита; Г0 - величина, обратная параметру преобразований Лапласа; X] - пьезопроводность первого (с повышенной проницаемостью) пласта; х - пьезопроводность всего пласта; R — расстояние между реагирующей и возмущающей скважинами; k,h- абсолютная проницаемость и эффективная толщина пласта; А, - параметр, характеризующий соотношение неоднородностей фильтрационных, упругих и емкостных свойств пород пропластков.
Считается, что максимальное значение \^т зависит от соотношения емкостных и упругих характеристик пород пропластков:
*пр
где
Рпр^Рж+Рп+Р*/™; ' (2-40)
рпр - коэффициент сжимаемости жидкости с учетом деформационных свойств пористой среды; Р* - коэффициент упругоемкости пласта; Рж, Рп — коэффициенты сжимаемости жидкости и породы;
Р„=Рс/«; (2.41)
|3С - коэффициент сжимаемости скелета породы; т - пористость.
Как следует из соотношения (2.38), графики гидропрослушивания в координатах 1пР(/?,?0)/ F(t^)-\l -^t^ в слоистом пласте теоретически
92
должны представлять собой линейные зависимости во всем диапазоне исследования. Фактически из-за неоднородности свойств пород начальные и конечные участки графиков гидропрослушивания оказываются криволинейными. Вначале импульс давления достигает реагирующей скважины по трещинам или по пропласткам с повышенной проницаемостью. Поэтому начальный участок кривой гидропрослушивания формируется под влиянием пористых сред с повышенной пьезопро-водностью и характеризует их свойства. Конечные участки кривой относятся к породам с меньшей пьезопроводностью. Следовательно, аппроксимация начальных участков кривых гидропрослушивания позволяет оценить пьезопроводность Х] прежде всего высокопроницаемого пропластка в слоистом пласте или пьезопроводность трещин в трещин-но-пористой среде. В последующем с включением в процесс пропласт-ков с пониженной проницаемостью пьезопроводность пласта в целом сокращается до приведенных ее значений хпр. Также со временем распределяется и гидропроводность пласта kh/\a.
Из соотношения (2.39) следует, что коэффициент А,гаах, характеризующий неоднородность пород пропластков, может быть представлен в виде
. _ X,
лтах ~ •
хпр
Значения X] и хпр и гидропроводность пород с высокой и низкой проницаемостью могут быть найдены стандартными способами обработки (например, интегральным методом) кривых гидропрослушивания - по углу наклона касательных, проведенных к начальному и конечному участкам кривых гидропрослушивания. Кривая гидропрослушивания при интегральном способе обрабатывается по формуле, действительной для однородного пласта:
--- (2-42)
3 V(0= J — , (2.43)
P3(0) f
где R - расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами; q - дебит скважины до остановки; t - время начала возмущения; (X - динамическая вязкость пластовой нефти; Н - эффективная толщина пласта.
Как следует из формулы (2.42), для однородного пласта зависимость 1пф(г)-1/г на всем протяжении представляет прямую, уклон которой i = tg а характеризует средние параметры пласта
Как было упомянуто, из-за неоднородности свойств пород начальные участки зависимости In V|/ = /(1 / 1) получают искривление.
Построив кривую гидропрослушивания в координатах In \|/ = /(1 / 1), проводят касательные к ее начальному и конечному участкам. По углу
93
Таблица 2.8
Результаты обработки кривой гидропрослушивания интегральным методом
t,c АР, lO'/f.c"1 АР' = АР, - 105/tcp,c-' ^1ю'. х|/-103,Па с In у
Па -ДР,_,,Па 'ср
Па-с
25000 _ 4,0 _ _ _ __ _
30000 142 3,33 102 3,64 3,7 3,7 -5,6
32000 142 3,125 40 3,23 1,29 4,99 -5,3
35000 150 2,86 8 2,99 0,26 5,25 -5,25
37000 171 2,7 21 2,78 0,55 5,8 -5,15
50000 331 2,0 160 2,3 3,76 9,56 -4,65
60000 761 1,66 430 1,82 7,84 17,4 -4,05
70000 1371 1,43 610 1,54 9,4 26,8 -3,62
80000 194 1,25 571 1,33 7,6 34,4 -3,37
90000 3247 1,11 1305 1,18 15,4 49,8 -3
100000 4904 1,0 1657 1,053 17,4 67,2 -2,7
наклона касательных tg а, и отрезкам В„ отсекаемым на оси ординат, рассчитывают искомые параметры пласта:
fkh\ дк,
>~J ~7сЯ2ехр(-Д,)'
(2.44)
Гидропроводность первой среды (j = 1) соответствует значению (kh/\i)i, которое находят по отрезку Blt отсекаемому на оси абсцисс касательной к конечному участку кривой распределения гидропровод-ности.
По известным значениям щ, кпр, (&/z/H)i. коэффициентам упруго-емкости пород пропластков можно оценить их проницаемость Jfcj и k2 и распределение толщин h} и /z2. Из смысла понятия пьезопроводности, коэффициента Х^, а также из соотношения (2.39) следует
1
«lP
я = -
пр.1
kh
1
«lP
np.I
** I ! 1 где удельная гидропроводность первой среды
(2.45)
(2.46)
(2.47)
94
Рис. 2.22. Кривая гидропрослушивания в координатах In
"2
(2.48)
k, h - средняя проницаемость и толщина всего пласта.
Пример. Результаты гидропрослушивания наблюдательной скважины, оборудованной пьезографом, представлены в табл. 2.8. Они характеризуют влияние работы нагнетательной скважины, в которую началось нагнетание воды с постоянным расходом На рис. 2.22 и в табл. 2.8 приведены результаты обработки кривой гидропрослушивания интегральным методом по формуле (2.42).
Как и следовало ожидать, зависимость In i|/(/)-l// нельзя аппроксимировать прямой на всем ее протяжении. Касательная к начальному по времени ее участку (правая часть кривой) имеет уклон, равный
'i =-tga, =-0,717-105, который характеризует льезопроводность щ пластов с повышенной проницаемостью /fcj :
= 0,557, м2/с,
ki = xi|a.3*=l,67.1042, м2.
Уклон конечного участка кривой tga2 характеризует приведенную
95
пьезопроводность хпр:
;2=-tga2=-2,25 105,
R2
хпр=- - = 0,18, м2/с. , 4tga2
Коэффициент, характеризующий неоднородность пласта,
=3,1.
*пр
Гидропроводносгь первой среды
= 1,48-10-9, м3/Па с,
*2= — — о* =5.67. м.
V^Ji^i Р
Будем далее считать, что уклон линейной части кривой на рис. 2.22 характеризует среднюю пьезопроводность пласта в целом:
= l,25-105,
Я2
= 0,32, м2/с.
4tga
Проницаемость пород пласта /t = x|ip*=0,96-10~12, м2.
Тогда средняя проницаемость k второго пропластка модели может быть определена из зависимости (2.48):
k= 0,62 мкм2 , *1/*2 = 2,7-
Таким образом, рассмотренная методика может использоваться для описания неоднородных коллекторов нефти и газа и их моделирования, что должно положительным образом сказаться на эффективности воздействия на ПЗС за счет построения более рациональных технологий обработки.
96
2 11 СХЕМАТИЗАЦИЯ СТРОЕНИЯ
ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА*
Пои решении задач разработки нефтяных и газовых месторождений кважины моделируются стоками или источниками, т.е. скважинами нулевого радиуса, что физически вполне приемлемо, поскольку диаметр скважины по сравнению с размерами пласта ничтожно мал. В теории гидродинамических исследований используется понятие приведенной скважины, радиус которой отличается от физического настолько, чтобы обеспечить реальный дебит скважины. Приведенный радиус скважины чаще всего значительно меньше физического, что объясняется влиянием гидродинамического несовершенства скважины как по степени, так и по характеру вскрытия пласта. Как показано выше, главную роль в этом влиянии оказывает загрязнение приствольной части пласта фильтратом глинистого раствора во время бурения скважины, а также несовершенство вскрытия пласта перфорацией.
Вопросам, связанным с загрязнением пласта вокруг перфорационных каналов, через которые жидкости и газы из пласта проникают в скважину, уделяется незаслуженно мало внимания. С развитием новых технологий и техники воздействия на прискважинную зону пласта и очистки ее и ствола от загрязнений чрезвычайно важно детализировать строение и условия формирования околоскважинных зон пласта не только в процессе бурения скважины, но и при ее освоении и эксплуатации.
В течение каждого из периодов и этапов жизни скважины осуществляются технологические операции, существенно различающиеся по воздействию на окружающую пластовую систему. Эксплуатация скважины требует информационного обеспечения, без которого невозможно говорить об оптимальном управлении технологическим процессом. Скважина является не только каналом, по которому пластовые жидкости и газы поднимаются на поверхность, но и источником информации о термобарическом состоянии и свойствах пластовой системы. При этом на протяжении каждого этапа подготовительного и эксплуатационного периодов ее истории реализуются определенные информационные технологии, т.е. на каждом этапе решаются свои технологические и информационные задачи. Конечной целью любой информационной технологии является создание математической модели объекта и процесса, т.е. речь идет о моделировании системы скважина-пласт и притока жидкостей и газов к скважине.
Рассмотрим более подробно процесс формирования зон пласта во-КРУГ скважины. На этапах бурения и заканчивания в пласте формируется околоскважинная зона (ОЗ) с довольно сложным строением. Назовем основные элементы ОЗ начиная с внутренней поверхности эксплуатационной колонны: толща стальной трубы, цементное кольцо, глинистая корка, зона кольматации, промытая зона и зона проникновения. Дальше начинается незагрязненный пласт.
*
аздел написан совместно с В М Зайцевым, И.В Цыкиным, Р Д Ирипхановым. 4 Л X. Ибрагимов 97
Очевидно, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) околосква-жинной зоны существенно отличаются от остальной части пласта. При этом чем ближе к эксплуатационной колонне, тем в большей степени проявляется это отличие. Кроме того, степень ухудшения ФЕС зависит от того, какой жидкостью или газом насыщен пласт и какой смачиваемостью обладает порода. Например, если пласт насыщен природным углеводородным газом и порода гидрофильная, то это отличие наибольшее. Если порода гидрофильная и пласт насыщен водой, то отличие наименьшее. Если пласт первоначально насыщен нефтью и связанной водой, то картина усложняется. Однако очевидно одно: ФЕС околоскважинной зоны существенно хуже остальной части пласта.
После проведения перфорационных работ строение ОЗ существенно усложняется. Появляются перфорационные каналы (ПК), на внутренней поверхности которых образуется глинистая корка, а в околоканальных зонах пласта (ОКЗ) формируются зоны кольматации, промытые зоны и зоны проникновения фильтрата подобно тому, как формируется околоскважинная зона. На рис. 2.23 представлена схема строения ОЗ и ОКЗ пласта.
Таким образом, вокруг перфорационных каналов образуются ОКЗ с ухудшенными ФЕС, что резко снижает приток в скважину. При этом толщина зон зависит от времени воздействия, свойств бурового раствора и перепада между пластовым и забойным давлениями.
При проведении технологических операций по вызову притока ставится задача очистки каналов от бурового раствора и разрушения образовавшейся ОКЗ или по меньшей мере сведения до минимума ее влияния на приток. При этом применяются различные технологии снижения давления на забое скважины, точнее сказать, на выходе ПК в скважину. Пониженное давление распространяется вдоль ПК, вокруг которых образуются локальные депрессионные воронки. Их оси симметрии направлены перпендикулярно оси скважины. Депрессионные воронки каждого ПК, сливаясь, образуют вокруг скважины сложную геометрическую форму - поверхность. На некотором расстоянии от скважины влияние ПК на распределение давления становится несущественным и поток по направлению от оси скважины приобретает плоскорадиальную форму. Зону пласта вокруг скважины до этой границы будем называть активной зоной пласта (АЗП). Здесь поток имеет очень сложную, локализованную у ПК форму, наибольшие градиенты давления и скорости течения флюидов.
Будет ли поток захватывать ОЗ, зависит от протяженности перфорационных каналов. Если каналы в среднем меньше общей толщины ОЗ, то поток проходит через эту зону. В этом случае влияние ОЗ на продуктивность скважины максимально. Если длина ПК больше общей толщины ОЗ, то, по всей вероятности, потоком жидкости эта зона пласта с ухудшенной проницаемостью захватывается частично, а продуктивность скважины определяется протяженностью ПК за пределами ОЗ в чистом пласте. Очевидно, дебит скважины зависит от количества ПК, их длины и диаметра, способа перфорации, толщины и плотности глинистой корки на внутренней поверхности каналов, свойств и толщи-

Рис. 2,3. Схема слоения околоскважиннои •,
Рад^^-эксплуетиою-най^^ корки; й,к -зонь, кольматации; Rm - промытой зоны, Л,„ LnK - диаметр и длина перфорационного канала
„ь, „ЕолоКа„аль»ь,х зон,. также „роя,— капиллярных эффект и
многих других факторов и явлении. Губкина) установлена
В.М. Зайцевым (РГУ нефти и газа ™•???& потенциально из-взаимосвязь между начальным дебитом^и в™ скважину. Функ-влекаемых запасов нефти, приходящихся на данну
99
Две
Рис. 2.24. Схема фильтрационного поля по толщине пласта Радиусы: R ю — активной зоны влияния перфорационных каналов; ного влияния; R ж — влияния скважины
фильтрацион-
ционально эта связь имеет вид прямой линии, угловой коэффициент которой зависит от коллекторских свойств и неоднородности пласта. Следовательно, эффективность всех технологических операций в подготовительный период жизни скважины определяет не только ее будущую продуктивность, но и накопленную добычу нефти за эксплуатационный период. После пуска скважины в эксплуатацию ее дебит начинает снижаться. Немаловажную роль в этом играет загрязнение ПК твердыми частицами, водорослями, углеводородными компонентами. Поверхность колонны также загрязняется в результате отложений тяжелых углеводородов и солей, накопления твердых осадков и пр. В добывающих скважинах каналы загрязняются со стороны пласта, а в нагнетательных - со стороны скважины. Поэтому обработка забоя нагнетательных скважин высоконапорной струей воды даст больший эффект, чем добывающих.
За пределами АЗП градиенты давления небольшие и плавно уменьшаются по мере удаления от скважины. Эта зона пласта простирается теоретически до границ пласта или до пересечения депрессионной воронки с воронками от соседних скважин. На линии пересечения воронок градиент давления равен нулю, и она является нейтральной, т.е. водораздельной. Область пласта от границы АЗП до нейтральной линии будем называть областью влияния скважины (ОВС). Если жидкость в пластовых условиях ньютоновская, то во всей ОВС она фильтруется по
100
оавлению к добывающей скважине, а в случае нагнетательной -
Н3 отивоположном направлении. Если жидкость обладает начальным
В пиентом сдвига, то в некоторой части ОВС, где градиенты давлений
^ ныне начального градиента сдвига, при упругом режиме или режиме
створенного газа формируется застойная зона пласта (ЗЗП), в кото-
Р и жидкость не движется. В остальной части пласта по направлению к
Р жине скорость фильтрации больше нуля, и эту часть пласта будем
азывать областью фильтрационного влияния скважины (ОФВС).
На рис. 2.24 представлена схема расположения зон влияния скважины, где показаны лишь два ПК различной протяженности относительно ОЗ. Поскольку схема выполнена в мезомасштабе, она интересна лишь тем, что отражает принятые нами представления о формировании различных зон в пласте и фильтрационного поля вокруг скважины. Тем не менее эта схема позволяет сделать важный вывод - при математическом моделировании притока жидкости или газа к скважине следует рассматривать не плоскорадиальную геометрию, как это всегда делалось, а более сложную, состоящую из двух областей. Во внешней по отношению к скважине области поток принимается плоскорадиальным, а во внутренней области, где линии тока искривляются при подходе к ПК, необходимо строить модель притока к горизонтальным цилиндрическим трубкам с проницаемой стенкой.
Такое объяснение схемы строения околоскважинной зоны позволило авторам решить ряд задач по интенсификации добычи нефти путем использования фундаментальной теории затопленной струи, бьющей в тупик (перфорационный канал), и разработать основы кавитационно-волновой технологии воздействия на призабойные зоны._____
Авторы отмечают большую роль Ш.К. Гиматудинова | при подготовке и обсуждении материалов, изложенных в главе 3.

На главную страницу