5. Методы повышения продуктивности скважин

5.1. Классификация методов воздействия на прискважинную зону

пластов

Все методы воздействия на прискважинную зону основаны на знании физико-химических процессов, происходящих в пластах при вскрытии их бурением и при разработке залежей [3,5,6,7,13,24,36].

В зависимости от доминирующих концепций и эффективности применения методов в различных регионах разработано значительное количество классификаций.

Для примера излагается классификация методов (с некоторыми изменениями), предложенная Л.Х. Ибрагимовым, И.Т. Мищенко и Д.К. Челоянцем (2000 г.).

Авторы разделяют существующие методы на три большие группы:

1. Методы воздействия на прискважинную зону в процессе строительства скважин и вскрытия продуктивных пластов, приводящие к ухудшению их ФЕС.

2. Методы воздействия по интенсификации притока или увеличения приёмистости скважин.

3. Методы воздействия с целью ограничения и изоляции водопритоков.

В таблицах 5.1 и 5.2 приведены классификации методов интенсификации притоков и водоизоляционных работ.

5.2 Критерии выбора объектов интенсификации притоков нефти и

газа

Основным критерием при выборе объектов интенсификации притоков является наличие достоверной геолого-промысловой информации, полученной в процессе их испытания, как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине, а также их сопоставляемость с результатами интерпретации материалов геофизических исследований скважин.

Анализ геолого-промысловых условий вскрытия и возбуждения пластов, физико-литологических свойств коллекторов, а также свойств объекта испытания по материалам ГИС позволил выделить основные факторы при планировании работ по интенсификации притоков нефти из продуктивных отложений неокома на месторождениях Западной Сибири:

1. Значение геофизического параметра α_пс.

2. Степень нефтенасыщенности коллекторов – К_н.

3. Наличие скин-эффекта (зоны проникновения) в прискважинной зоне пласта – S.

4. Объем карбонатно-глинистого цемента – V_ц.

5. Минералогический состав глинистого материала.

6. Начальная продуктивность скважины.

Анализ результатов гидродинамических методов исследований разведочных скважин месторождений Среднеобской нефтегазоносной области показал наличие скин-эффекта в прискважинной зоне пласта. При испытании малодебитных непереливающих скважин скин-эффект можно обнаружить в процессе опробования пласта пластоиспытателями на трубах. При сопоставлении результатов испытания объектов в открытом стволе и в обсаженной скважине видно, что значения параметров пласта, найденные по результатам испытания объекта в колонне, ниже, чем параметры, определенные при испытании в открытом стволе.

Учитывая такое снижение связи пласта со скважиной, можно предположить: если во время его испытания при помощи КИИ приток незначителен, то при испытании данного объекта в обсаженной скважине можно не получить притока пластового флюида без дополнительных затрат и времени при условии, что объект в открытом стволе испытывался при соблюдении технологического режима, необходимого для данного типа коллектора.

На объекты с прискважинной зоной пласта с повышенной проницаемостью необходимо планировать методы интенсификации, способствующие увеличению первоначальной проницаемости пласта. При отсутствии таких данных скин-эффект рекомендуется выявить по результатам ГИС (наличие зоны проникновения).

Значение геофизического параметра EMBED Equation.DSMT4 определяется по материалам ГИС.

Коэффициент нефтенасыщенности определяется также по материалам геофизических исследований по вышеприведенной методике.

Объем глинистого цемента можно определить из корреляционных зависимостей, выявленных Е.И. Леонтьевым (1975 г.) и В.Х. Ахияровым (1981 г.), а его минералогический состав - по данным рентгеноструктурного анализа.

Для выяснения наиболее тесно связанных факторов, оказывающих максимальное влияние на выбор объектов для интенсификации притоков, проводится ранговая классификация (Мирзаджанзаде А.Х., 1977).

Выяснилось, что максимальное влияние на выбор объекта и способа интенсификации притоков будут иметь параметры в совокупности (по степени убывания): К_н – S; α_пс – S; К_с – V_ц; α_пс – К_н (таблица 5.1).

Таблица 5.1 - Применение ранговой классификации для оценки влияния совокупностей факторов на выбор объектов для интенсификации притоков

Совокупность критериев	Коэффициент Чупрова, Т	Х2, квадратическая сопряженность
αпс – Кн	0.67	134.01
αпс – S	0.73	159.39
αпс – Vц	0.65	127.37
Кн – S	0.74	166.18
Кн – Vц	0.72	154.15
S – Vц	0.27	80.22