Фильтрационная характеристика призабойной зоны пласта


При плоскорадиальном движении жидкости в пласте по мере приближения к забою скважины площадь фильтрации уменьшается, а скорость увеличивается, что приводит к росту фильтрационного сопротивления. Определенное влияние на фильтрационное сопротивление оказывает степень совершенства скважин по характеру вскрытия, которая зависит в обсаженных скважинах от количества перфорационных отверстий, их суммарной площади и глубины проникновения каналов в пласт. Наиболее существенную роль в увеличении фильтрационного сопротивления играет загрязнение призабойной зоны пласта в процессе вскрытия и бурения продуктивной толщи при строительстве скважин.

Дебит гидродинамически несовершенной скважины по характеру вскрытия можно выразить следующей формулой:

где q - дебит скважины, см3/с; kпл - естественная проницаемость пласта, мкм2; h - толщина пласта, м; рп - давление на контуре питания, МПа; рз - забойное давление, МПа; Rk - радиус влияния скважины, м; rскв -радиус скважины, м; b - объемный коэффициент жидкости; u - динамическая вязкость жидкости в пластовых условиях, мПас; С - коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия.

Выражение (1) можно представить в виде классической формулы притока жидкости к забою скважины, если rскв заменить приведенным радиусом скважины rпр, определяемым из соотношения rпр = rскв/ес, когда С больше 0, rпр < rскв. Таким образом, дебит гидродинамически несовершенной скважины равен дебиту гидродинамически совершенной скважины меньшего диаметра. В то же время гидродинамически несовершенную скважину по характеру вскрытия, какой бы величине ни равнялся коэффициент С, можно сделать совершенной путем увеличения диаметра скважины.

Оценивая влияние коэффициента несовершенства скважины, следует остановиться на результатах обобщения исследований в этой области по месторождениям Урало-Поволжья. По этим данным добывающие скважины при существующей плотности перфорации эксплуатационных колонн в основном гидродинамически совершенны по характеру вскрытия пластов независимо от вида перфорации. P.X. Муслимов, Р.Г. Габдуллин на основании специальных исследований, проведенных на скважинах того же региона, отметили, что увеличение числа перфорационных отверстий более пяти на один метр незначительно повышает гидродинамическое совершенство скважины. При справедливости сделанных выводов и с учетом того обстоятельства, что исследования проводились на достаточно высокодебитных скважинах (50 и 150 т/сут.), достоверность таких суждений для низкодебитных скважин еще более возрастает. Очевидно, что при общепринятой в промысловой практике плотности перфорации (10-20 отверстий на 1 м) степень совершенства по характеру вскрытия не оказывает существенного влияния на фильтрационное сопротивление призабойной зоны.

Преобладающая роль в увеличении фильтрационного сопротивления отводится загрязнению призабойной зоны пласта. Приток жидкости в этом случае будет иметь следующий вид:

где kз - проницаемость призабойной зоны, мкм2; Rз - радиус призабойной зоны с проницаемостью kз, м. Задаваясь реально существующими в нефтепромысловой практике значениями kз и Rз, можно вывести зависимость снижения продуктивности скважины вследствие загрязнения призабойной зоны пласта.

На рис. 3.16 представлена зависимость относительной продуктивности для широкого диапазона значений радиуса загрязнения призабойной зоны скважины от абсолютных значений степени загрязнения. Зависимости, полученные расчетным путем, по существу, повторяют данные работы, несмотря на различные методики расчетов. Анализируя полученные результаты, нужно отметить значительное влияние загрязнения прифильтровой зоны на продуктивность скважин.

Загрязнение призабойной зоны пласта, происходящее в результате кольматации во время бурения скважин и последующей их эксплуатации, играет существенную роль в процессе всего периода добычи нефти. Это требует пристального внимания исследователей к изучению процесса кольматации, определению глубины и прочности закрепления кольматационного материала, а также к разработке превентивных мер и способов очистки продуктивного пласта.

На основании анализа литературных источников нельзя сделать определенного вывода ни по глубине кольматации призабойной зоны, ни по влиянию ее на продуктивность скважин. Очевидно, это объясняется сложностью процесса кольматации, глубина и степень загрязнения при котором зависят от целого ряда факторов, определяющих как коллекторские свойства пласта, так и физико-химическую характеристику кольматационного материала. По этой причине ряд исследователей, давая количественную оценку кольматации, как правило, приводит описание пород и условий, в которых изучался процесс. Так, на основании проведенных ВНИИБТ исследований сделано заключение о том, что глубина кольматации твердой фазы бурового раствора для пород с высокой проницаемостью составляет в среднем 5-6 мм, а с низкой проницаемостью - 1,5-2,0 мм, что способно снизить проницаемость продуктивного пласта на 30-50 %. Исследованиями А.Ф. Боярчука и В.П. Keреселидзе установлено, что при размерах поровых каналов и трещин в 100 мкм глубина проникновения известково-битумного раствора в пласт составила 20-60 см, а при 250 мкм - 130-150 см. Гидродинамические исследования, проведенные на скважинах после ввода их в эксплуатацию из бурения, указывают на еще более глубокое и существенное проникновение фильтрата и бурового раствора, особенно при проходке трещиноватых пород. Для условий карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии нами проведена оценка возможной глубины проникновения фильтрата бурового раствора в ПЗП (Rпр). При этом была использована методика ВНИИКРнефть, представленная в работе Н.Р. Рабиновича, Н.В. Смирнова, А.П. Крезуба.

В общем случае Rпр (проникновения) в любой момент t определяется по формуле

где h, m - соответственно толщина и пористость пласта; t - заданный промежуток времени; Q(t) - расход жидкости в момент времени t, который зависит от градиента давления, геометрических характеристик пористой среды и свойств жидкости. Для постоянной репрессии на пласт Ар и равенства вязкостной фильтрации u' и u, используя в формуле (3) известное квазистационарное решение для Q(t), получили следующее приближенное решение:

где а = 1,77*k*Ap/m*x*u; х - пьезопроводность пласта; t = 2,25*х*t/rскв; s = (k/k'-1)*ln(1+h/rскв) - скин-эффект; k' - проницаемость зоны кольматации. Проведя расчеты при следующих значениях, входящих в формулу параметров: rскв = 0,11 м; Ар = 6МПа; k = 1,5*10в-13; х = 0,1 м2/с; m = 0,17; u = 1*10в-3 мПас; s = 10; t = 10 ч, мы получили результаты, позволяющие

сделать вывод о том, что при проведении ремонтных работ и геологотехнических мероприятий проникновение фильтрата бурового раствора, а надо полагать и другой жидкости, загрязняющей ПЗП, распространяется на достаточно большую глубину (3-5 м). Причем если при бурении степень проникновения фильтрата зависит от качественных показателей образующейся при этом глинистой корки, т. е. значения s (скин-эффекта), то во время проведения ремонтных работ или ГТМ, после кислотных обработок проникновению жидкости в пласт могут препятствовать лишь естественная проницаемость пород и загрязнение ПЗП, произошедшее в результате кольматационных процессов во время эксплуатации скважины.

Величина дополнительного гидравлического сопротивления притоку жидкости, обусловленного влиянием кольматационных процессов, может оцениваться по известной формуле:

где qп - удельный дебит нефти, приходящийся на каждое перфорационное отверстие:

где Qп - дебит скважины; n - количество работающих перфорационных отверстий; П - коэффициент Пуассона; d - диаметр скважины; bг - суммарная величина толщины глинистой корки и зоны интенсивной коль-матации; hп - интервал перфорации. По данной формуле были проведены расчеты для наиболее характерных параметров работающих скважин месторождений Удмуртии, а именно: диаметра скважин 216 мм; диаметра обсадной колонны 146 мм; плотности перфорации 20 отверстий на 1 м (ПК-80); дебита скважины 20 м3/сут при q = 0,08 см3/с; работающего интервала пласта 200 см; коэффициента проницаемости зоны кольматации 0,005 мкм2; толщины зоны интенсивной кольматации 2 см и коэффициента Пуассона 0,18. Подставляя значения принятых параметров в формулу (5), получим Apq = 3,6 МПа. Столь значительные потери давления не только снижают продуктивность пласта, но и улучшают условия для разрушения прифильтровой зоны пласта. Восстановление номинальной продуктивности при этом возможно повышением пластового давления на 3,6 МПа или растворением материала кольматации в ПЗП.

На рис. 3.17 представлены выведенные нами зависимости возможного увеличения дебита скважины от величины растворенной низкопроницаемой прифильтровой части пласта. Рассматривая полученные зависимости, нетрудно убедиться в том, что при значительной степени загрязнения призабойной зоны даже небольшое увеличение диаметра скважины существенно влияет на повышение ее дебита. Подтверждением этому явились результаты промысловых испытаний, полученных нами, проведенных на ряде скважин Мишкинского месторождения. Промышленное внедрение разработанной нами технологии увеличения диаметра скважины (УДС) в зоне продуктивного пласта позволило кратно повысить дебит (сущность технологии будет изложена ниже). Для получения зависимости Aq от rскв и коэффициента проницаемости загрязненной зоны пласта необходимо прежде всего определить диаметр скважины после применения технологии. Отсутствие инструментальных способов измерения диаметра скважин за обсадной колонной предопределило косвенный метод. Сущность способа заключается в том, что по данным геофизических исследований методами АКЦ и СГДТ после увеличения диаметра скважины оценивали толщину пласта, охваченную обработкой, а на заключительном этапе обработки, во время вымыва продуктов реакции кислотного раствора с породой из скважины, последовательно отбирали пробы жидкости на химический анализ. При этом определяли количество растворенного кальция и хлора, а также количество нерастворенных а кислоте твердых частиц минерального и органического происхождения. По объему промывочной жидкости находили общее количество выносимой породы из призабойной зоны и затем расчетным путем определяли диаметр скважины. При определении последнего принимали допущение о равномерном растворении пород в интервале воздействия на них кислоты. Проведенный по такой методике расчет показал, что в обрабатываемых скважинах 1314, 1319, 1355, 2063 увеличение диаметра произошло не более чем на 25-35 см. Производительность скважин возросла в несколько раз. Это свидетельствует о том, что растворенная часть породы обладала очень низкой проницаемостью вследствие ее загрязнения, а толщина породы существенно ухудшенной проницаемости, очевидно, не превышала в данных скважинах размеров растворенной части породы. Подтверждение результатов экспериментальных исследований было получено и путем несложных расчетов по данным промышленного внедрения на скважинах месторождений Татарстана. Зная количество израсходованной кислоты для образования каверн-накопителей, определили массу карбонатных пород (СаСО3), растворенных в кислоте, по которой было подсчитано увеличение диаметра скважины в зоне обработки. Было установлено, что при условии полной нейтрализации кислотного раствора в ПЗП и расходе 12 %-го раствора соляной кислоты в количествах от 1,5 до 5,5 м3/м диаметр скважины будет меняться соответственно на величину 20-53 см. Значительное повышение дебита при сравнительно небольшом увеличении диаметра скважин (площади фильтрации) говорит о том, что порода прифильтровой части пласта, растворенная кислотой, обладала очень низкой проницаемостью, что блокировало нефтяной пласт от забоя скважины.

Объясняя причины существенного повышения дебита после увеличения диаметра скважины, следует иметь в виду возможное подключение к работе выше- и нижележащих интервалов продуктивного пласта. Локальное увеличение диаметра скважины (образование каверны) приводит к изменению напряженного состояния пород призабойной зоны. В результате разгрузки горных пород в прифильтровой зоне скважины вертикальные напряжения значительно снижаются и могут быть меньше радиальных напряжений, что создает условия для раскрытия существующих и образования новых горизонтальных трещин по плоскостям напластования пород. Реальность трещинообразования и подключения в работу смежных интервалов пласта подтверждена путем исследования пластов глубинными расходомерами до и после проведения щелевой пескоструйной перфорации, а также путем увеличения диаметра ствола скважин месторождений Удмуртии. Отмечая положительные стороны способа увеличения диаметра как метода повышения производительности скважин, следует обратить внимание и на то, что он способствует уменьшению разрушения призабойной зоны при эксплуатации скважин и повышению надежности конструкции открытого забоя.

Увеличение площади фильтрации флюида и уменьшение градиента давления при истечении жидкости приводит к повышению устойчивости разрушения призабойной зоны.

Таким образом, знание причин, приводящих к повышению дебита скважин, а также зависимостей, отображенных на рис. 2.1, 2.2, дает возможность не только количественно определить влияние загрязнения призабойной зоны пласта на продуктивность скважины, но и позволяет прогнозировать эффект от проведенных мероприятий по снижению фильтрационного сопротивления. Высокая степень загрязнения призабойной зоны пласта в процессе первичного и вторичного вскрытия, недоосвоенность скважин во время ввода их в работу после бурения создают неблагоприятные условия при последующей эксплуатации скважин, такие как, например, необходимость создания больших депрессий для вызова притока нефти.

Для улучшения гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной имеется целый ряд способов. К ним можно отнести кумулятивную перфорацию, перфорацию взрывными снарядами, разгрузку пород призабойной зоны путем щелевой пескоструйной перфорации, кислотные ванны, расширение ствола скважин высоконапорными струями жидкости, создание кратковременных высоких депрессий. Наиболее эффективным, на наш взгляд, для карбонатного коллектора и коллектора с карбонатным цементом является способ удаления загрязнений при-фильтровой части пласта с породой. Это способ, который дает возможность увеличить гидродинамическую связь пласта со скважиной по всей вскрытой толщине независимо от послойной неоднородности пород, что в значительной степени выравнивает скорость фильтрации потока в призабойной зоне, а следовательно, снижает вероятность обводнения продукции по отдельным пропласткам. Кроме того, разблокирование пласта за счет удаления загрязняющего его экрана позволяет эксплуатировать скважины при значительно меньших депрессиях на пласт, что является немаловажным с точки зрения снижения темпов обводнения скважин при наличии подошвенных вод, а также разрушения слабосцементированного коллектора в ПЗП. Учитывая исключительную важность данных вопросов, ниже приводим результаты исследований в этом направлении.

Технология рекомендована и успешно освоена в вертикальных скважинах при наличии газовых шапок и подошвенных вод, которыми характеризуются многие месторождения, в том числе и в Удмуртии (Чутырско-Киенгопское, Восточно-Красногорское, Мишкинское, Лиственское и др.). Так, черепетский горизонт Мишкинского месторождения, на котором пробурено 126 скважин, полностью подстилается подошвенной водой. Нефтяная часть пласта отделена от водоносной слабоглинистой перемычкой небольшой толщины. В связи с этим после бурения нижнюю часть нефтяного пласта не вскрывают перфорацией. Однако и при данных условиях в процессе эксплуатации скважины быстро обводняются. Одной из причин, очевидно, служит порово-трещиноватый карбонатный коллектор. Проведение обычных соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта сокращает срок обводнения скважин, поэтому выполнение их в дальнейшем было прекращено. В результате дебит скважин стал падать, и часть их перевели на периодическую насосную откачку.

Для повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта нами предложен простой, но, как показали промысловые испытания, результативный метод декольматации прифильтровой части обсаженного продуктивного пласта, а при необходимости и увеличения диаметра скважин (УДС). Сущность его заключается в декольматации, а затем и растворении карбонатных пород соляной кислотой в динамическом режиме, что многократно уменьшает время ОПЗ. Весь процесс обработки проходит практически без перепада давления на пласт, что исключает возможность образования каналов растворения, сообщающихся с подошвенной водой.

Считаем, что данный способ может быть с успехом применен и в горизонтальных скважинах для исключения вышеизложенных проблем с одновременным повышением производительности скважин.

Технологический процесс осуществляется по следующей методике. В зону обрабатываемого пласта на гибкой колонне HKT спускают шлипсовый, гидравлический пакер или пакер другой конструкции. Скважинную жидкость в HKT и призабойной зоне до места установки пакера замещают 12-24 %-й ингибированной соляной кислотой (см. верхний рисунок). Призабойную зону предварительно очищают от загрязнений промывкой водой. Затем проводят запакеровку, разделяя интервал перфорации две части. В HKT создается небольшое избыточное давление, под действием которого кислота, огибая пакер, через перфорационные отверстия и породу пласта выходит в заколонное пространство выше пакера (см. средний рисунок). Прокачав таким образом 1-1,5 м раствора кислоты, переключают насос на затрубное пространство и этот же объем кислоты вновь прокачивают в подпакерную зону и НКТ. В последующем операции повторяют.

После каждого цикла давление прокачки кислоты снижается, а после двух-трех циклов оно уменьшается до 0,5-1,5 МПа. Это свидетельствует о начале увеличения диаметра скважины. После полной нейтрализации первой порции кислотного раствора за пять-шесть полных циклов прокачки на первой скорости агрегата ЦА-320 нейтрализованный раствор вытесняют свежей порцией кислоты выше по затрубному пространству, обеспечивая условия интенсивной реакции кислоты с породой в зоне установки пакера. Циклическую перекачку последующих порций кислоты проводят, как правило, на второй и третьей скоростях. Продавку первой порции солянокислотного раствора можно начинать и по обратной схеме - из затрубного пространства в HКТ. При этом перед запакеровкой раствор кислоты поднимается по затрубному пространству выше пакера. В этом случае вероятность прорыва кислоты в водоносный пласт еще более снижается.

Для расширения зоны воздействия после завершения работ по декольматации или увеличению диаметра скважины в одном месте пакер переставляют на 2-3 метра по зоне обработки в ту или иную сторону закольматированного участка продуктивного пласта и процесс повторяют.

Количество требуемого раствора кислоты q различной концентрации на 1 м толщины пласта для увеличения диаметра скважины d на определенную величину определяют расчётным путём (рис. 3.18).

Эти результаты получены расчетным путем для условий полного растворения карбонатной породы в кислоте. В действительности же количество требуемого раствора для достижения того же результата будет меньше, так как при ослаблении связей структуры породы она разрушается за счет суффозионных процессов и гидромеханического воздействия струй кислотного раствора.


Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru ©
При цитировании информации ссылка на сайт обязательна.
Копирование материалов сайта ЗАПРЕЩЕНО!