9 Выбор Дизайна обработки призабойных зон добывающих скважин

Дизайн ОПЗ проводится с целью адаптации технологии в зависимости от геолого-технологических особенностей объектов воздействия. В Приложении 1 приводятся подходы к оптимизации обработок призабойных зон пласта наиболее распространенными составами на основе кислот и нефтяных растворителей в терригенных и карбонатных коллекторах.

Правила и алгоритмы по выбору дизайна ОПЗ, приведенные в дереве принятия решений формализованы в «КАТАЛОГЕ БАЗОВЫХ ДИЗАЙНОВ» (Приложение 4).

Каталог базовых дизайнов основан на алгоритмах и правилах, содержащихся в дереве принятия решений, и количественно трансформирует (преобразует) алгоритмы и правила в стадии дизайна ОПЗ для конкретных геолого-технических условий скважины.

Каталог базовых дизайнов реализован как экспертная система и позволяет по исходным данным - геологическим и техническим условиям проведения ОПЗ, компонентному составу кольматантов, определить оптимальные параметры дизайна ОПЗ - последовательность стадий обработки призабойной зоны пласта, количество и концентрации применяемых реагентов, время выдержки на реакцию, способ освоения.

Эффективное извлечение плохо растворимых кольматантов и продуктов реакции после обработки достигается созданием депрессии на пласт, в частности, при использовании аэрированных водных растворов ПАВ.

10 Методика прогноза технологической эффективности

10.1 Расчет технологических показателей по снижению значения скин-фактора

Одним из вариантов оценки влияния раскольматации ПЗП на технологические показатели работы скважины является использование классического уравнения Дюпюи для установившегося радиального притока нефти к забою скважины с учетом фильтрационных сопротивлений в ПЗП:

где Q – дебит скважины, м³/сут; k –проницаемость продуктивного пласта, мД; h – вскрытая толщина пласта, м; Р_пл и Р_заб – давление пластовое и забойное давление в стволе скважины, соответственно, атм; B_н – объемный коэффициент нефти, м³/м³; _н – вязкость нефти, сПз; R_к и r_с – радиус контура питания и ствола скважины соответственно, м; S  скин-фактор.

Второй вариант вычисления значений S состоит в знании величин коэффициента нарушенной (пониженной) проницаемости k_s радиусом R_s от ствола скважины и естественной проницаемости k в удаленной зоне пласта:

Прирост дебита скважины прогнозируется при снижении скин-фактора до 0 при обработках с удалением кольматирующего вещества (восстановление продуктивности) и до -5 при кислотных обработках карбонатных коллекторов (стимуляция матрицы).

10.2 Расчет технологических показателей с учетом изменения проницаемости

1. Расчет максимально возможного значения коэффициента продуктивности (для «незагрязненного» пласта):

где k – проницаемость «незагрязненного» пласта, h – толщина пласта, _пл –вязкость пластовой продукции, R_к – радиус контура питания, r_с - радиус скважины.

2. Коэффициент продуктивности скважины до обработки:

где k_s – проницаемость поврежденной скин-зоны, R_s – радиус скин-зоны.

3. Максимально возможная степень восстановления продуктивности скважины:

4. Целевое значение уровня восстановления продуктивности (расчет требуемого восстановления продуктивности по экономической целесообразности или экспертно):

где n_экс – коэффициент снижения прироста добычи, рассчитываемый по экономическим показателям или экспертно.

5. Целевое значение коэффициента продуктивности ПЗП (после обработки):

6. Дебит скважины до обработки:

Р_пл – пластовое давление на последнюю дату, МПа, Р_заб – забойное давление на последнюю дату, МПа.

7. Дебит скважины после обработки

8. Дополнительная добыча за N месяцев длительности эффекта: