1.11 Оцінка якості розкриття продуктивних пластів

Будь яка свердловина, пробурена у продуктивному пласті, не може вважатись досконалою, оскільки при цьому змінюються фільтраційні властивості порід-колекторів та створюються штучні опори руху флюїду із пласта до свердловини.

Г

а) гідродинамічно досконала свердловина, k =const; б) гідродинамічно недосконала свердловина за якістю розкриття, k =const; в) гідродинамічно недосконала свердловина за ступенем розкриття, k _{1 } k ₂; г) гідродинамічно недосконала свердловина за характером розкриття.

Рисунок1.5 - Схеми гідродинамічно досконалої

та гідродинамічно недосконалих свердловин

ідродинамічно досконалою вважають таку свердловину, яка розміщена в центрі кругового пласта з радіусом Rк, а природні фільтраційні властивості порід пласта не зазнали змін та ізотропні в усіх напрямках, його товщина є сталою, флюїд однорідний і нестискуваний. На рисунку1.5 подана схема гідродинамічно досконалої свердловини та гідродинамічно недосконалих свердловин з різних причин.

Для оцінки якості розкриття продуктивних пластів використовують методи, які ґрунтуються на аналізі результатів промислових даних. До них належать методи порівняння питомого дебіту чи питомої продуктивності свердловин, пробурених з використанням різних типів промивальних рідин.

За питомий дебіт прийнята кількість флюїду, що видобувається на один метр ефективної товщини пласта:

; (1.1)

де - дебіт свердловини, ;

- ефективна товщина пласта, м.

Під питомою продуктивністю розуміють питомий дебіт свердловини на 1 Па перепаду між пластовим та вибійним тисками:

. (1.2)

Ці методи дозволяють у певній мірі оцінити якість розкриття продуктивного пласта з використанням конкретного типу промивальної рідини. Однак вони мають досить суттєві вади, які можуть призвести у кінцевому підсумку до помилкових висновків. Вказане є наслідком того, що ці параметри не відображають безпосередньо стан привибійної зони продуктивного пласта, і не дають однозначної оцінки тому, що є причиною зниження чи підвищення питомої продуктивності свердловини. Адже це може бути не тільки наслідком використання певного типу промивальної рідини, але й результатом впливу природної проникності порід-колекторів привибійної частини свердловини. Крім цього, на переважній більшості родовищ проникність порід-колекторів характеризується значною неоднорідністю як по площі, так і по товщині пласта. Має значення також якість робіт, пов’язаних із закінчуванням свердловини (спуск та тампонування експлуатаційної колони, вибір інтервалу перфорації та ефективності її проведення, освоєння свердловини), що створює додатковий вплив на стан продуктивного пласта і в кінцевому рахунку на досконалість свердловини. Деколи невдалість цих операцій може звести нанівець переваги тієї промивальної рідини, яка використовувалась для розкриття продуктивного пласта. Можуть бути випадки, коли на одному родовищі для розкриття продуктивних пластів використовувалась декілька типів промивальних рідин, які вважаються ефективними. Такі результати не дадуть відповіді на питання про те, яка частка від максимально можливої продуктивності отримана у кожному конкретному випадку. Тому оцінка якості розкриття продуктивних пластів повинна ґрунтуватись на методах, які дозволяють отримати об’єктивну інформацію про вплив промивальної рідини на породи-колектори. Така необхідність випливає з наступного. Радіальна фільтрація флюїду з пласта у свердловину при однорідній проникності порід колекторів визначається рівнянням Дюпюї:

, (1.3)

де: - проникність порід колекторів, ;

- товщина продуктивного пласта, ;

- відповідно величини тисків на контурі живлення свердловини та її вибої, ;

- динамічна в’язкість флюїду у пластових умовах, ;

- відповідно радіус контуру живлення свердловини та радіус свердловини, м.

Внаслідок негативного впливу дисперсійної фази та фільтрату промивальної рідини на породи-колектори їх проникність погіршується з утворенням зон змінених проникностей (див. рисунок 1.6).

За рахунок змін фільтраційних властивостей порід-колекторів фільтрація пластового флюїду зменшиться, величина якої оцінюється виразом:

, (1.4)

де S – ”скін-ефект”, який характеризує наявність додаткових фільтраційних опорів, що виникли за рахунок змін у приствольній частині продуктивного пласта.

k ₁, k ₂, k ₃ – відповідно проникність порід колекторів у незабрудненій частині пласта, зоні кольматації, та зоні проникнення фільтрату промивальної рідини;

r_k, R_з – радіус зони кольматації та зони проникнення фільтрату відповідно.

Рисунок 1.6-Схема до розрахунку величини “скін-ефекту”

За відомими значеннями проникностей різних зон величину ”скін-ефекту” розраховують так:

, (1.5)

Співвідношення і показують, у скільки разів проникність порід колекторів у зоні дії фільтрату промивальної рідини та у зоні кольматації відповідно гірші від природної проникності. Чим більші ці співвідношення та більші радіуси зон погіршення проникності порід колекторів, тим більша величина ”скін-ефекту”. Інший варіант визначення величин ”скін-ефекту” буде розглянутий в 2 розділі.

Дебіт свердловини може бути також визначений і за середнім значенням проникності порід колекторів при фільтрації флюїду із пласта у свердловину

, (1.6)

де - середнє значення проникності порід колекторів. Якщо прийняти, що , то середнє значення проникності визначається так:

. (1.7)

Ступінь зниження дебіту свердловини за рахунок зменшення проникності привибійної ділянки пласта визначають співвідношенням дебіту свердловини з порушеною проникністю до дебіту свердловини з природною проникністю.

Отже: . (1.8)

Аналізуючи це рівняння, В.М. Щелкачов зробив наступні важливі висновки:

1. Найбільший вплив на дебіт свердловини має зміна проникності в зоні, яка залягає у безпосередній близькості до стінок свердловини, і цей вплив швидко зменшується в міру збільшення віддалі від її стінок.

2. Зменшення проникності в деякій круговій області свердловини в будь-яку кількість разів значно більше впливає на зниження її дебіту, ніж наступне збільшення проникності в цій області в цю ж кількість разів – на збільшення дебіту. Отже позитивний ефект від штучного збільшення проникності порід-колекторів (кислотна обробка, гідророзрив і т.п.) може бути набагато менший, ніж негативна дія промивальної рідини на їх проникність.

Таким чином, для визначення реального впливу промивальної рідини на якість розкриття продуктивних пластів необхідно знати проникність порід-колекторів як поза межами дії цієї рідини, так і в межах її дії, а також розміри цих меж.

Значення проникності порід-колекторів в межах впливу промивальної рідини k_з можна оцінити за величиною коефіцієнта відновлення проникності ( )

. (1.9)

Значення коефіцієнта оцінюють в лабораторних умовах, на чому було наголошено раніше. Величину радіуса зони з порушеною проникністю порід-колекторів визначають за даними геофізичних вимірювань.

Однак, вказана методика не вважається достатньо точною в силу того, що величина коефіцієнта відновлення проникності порід в лабораторних умовах відрізняється від такого ж коефіцієнта в пластових умовах. Крім цього, за дослідженнями Ф.І. Котяхова, навіть використання для відбору керну розчинів на нафтовій основі призводить до зменшення проникності колекторів в декілька разів у порівнянні з даними, отриманими шляхом геофізичних вимірів.

У практиці буріння свердловин провідними світовими компаніями, для визначення ступеня зменшення продуктивності свердловин внаслідок забруднення привибійної зони, найчастіше застосовують метод гідродинамічних досліджень. Ступінь зниження потенційної продуктивності визначають за відношенням продуктивностей (ВП), або за коефіцієнтом привибійної закупорки (к_пз). Коефіцієнт привибійної закупорки, який є безрозмірною величиною, характеризує погіршення колекторських властивостей порід у привибійній частині незакріпленої ділянки свердловини, а також недосконалість закріпленої. Насамкінець, він, будучи величиною оберненою до параметра ВП, характеризує відношення теоретичної продуктивності свердловини, яка мала б місце при відсутності зони зміненої проникності, до її дійсної проникності. Якщо к_пз=1, то проникність порід-колекторів у приствольній частині не зменшилась; якщо к_пз>1, то теоретична продуктивність повинна бути у стільки ж разів більша за дійсну продуктивність. І якщо к_пз<1, то проникність у приствольній частині продуктивного пласта більша, ніж у віддаленій його частині.

Величину к_пз визначають за кривими відновлення тиску, які отримані під час проведення гідродинамічних досліджень як у свердловинах, що вводять в експлуатацію, так і безпосередньо в незакріпленому стволі щойно розкритого продуктивного пласта.

Параметр ВП оцінюють із співвідношення

, (1.10)

а коефіцієнт привибійної закупорки за виразом

, (1.11)

де і – кутовий коефіцієнт, який чисельно дорівнює тангенсу нахилу прямолінійної ділянки кривої відновлення тиску до осі абсцис.

Детальне викладання методики визначення цих параметрів та інших характеристик пласта на підставі результатів випробувань падається в 2 розділі. Проведені дослідження показують, що при діаметрі свердловини 100 мм, глибині зони кольматації 50 мм і погіршенні проникності порід колекторів на 20% від природної, продуктивність свердловини складає 50% від можливої. Тому проведення гідродинамічних досліджень з метою оцінки якості розкриття продуктивних пластів для прийняття подальших рішень вважається актуальним завданням.