Doslidjenya

відкриває продуктивний пласт не на всю його товщину; б) за характером відкриття пласта, коли зв'язок пласта з

свердловиною здійснюється не через відкритий вибій, а через перфораційні канали;

в) за якістю відкриття пласта, коли проникність перового середовища в привибійній зоні є меншою по відношенню до природної проникності пласта.

Відомо, що в загальному випадку в пласті навколо свердловини утворюються дві зони з зміненою проникністю

- зона проникнення фільтрату радіусом Rзп ізонакольматації радіусом rк (рис. 11.2). Таку свердловину називають недосконалою за якістю відкриття пласта.

1 – стінка свердловини; 2 – глиниста кірка; 3 – зона кольматації; 4 – зона проникнення фільтрату промивальної рідини

Рисунок 11.2 – Схема привибійної зони свердловини після первинного відкриття продуктивного пласта бурінням

Допустимо, позначивши тиск на радіусі Rзп через Р2 , а

193

на радіусі зони кольматації rк через Р1 і можна висловити припущення, що приплив пластового флюїду йде від контура живлення Rк.ж до свердловини з уявним радіусом. Тоді згідно

Підсумовуючи вище сказане, а також враховуючи умову

194

Доречно проаналізуємо ситуацію, припустивши що

стверджувати, шо ці співвідношення показують, на скільки проникності зон проникнення кольматації погіршені в порівнянні з природною зоною. В нафтогазовій практиці додаткові фільтраційні опори за рахунок зміни проникності породи в привибійній зоні прийнято хактеризувати скінефектом S .

Доречно проаналізувати формулу (11.6), звівши її до такого вигляду:

свердловини складається з суми скін-ефектів в обох привибійних зонах – кольматації і проникнення фільтрату.

З формул (11.6) і (11.7) виходить, що

195

В цій формулі чисельник характеризує величину основних фільтраційних опорів, які виникають при плоскорадіальній фільтрації від радіуса контура живлення свердловини до її вибою. При рівномірній сітці розміщення свердловинзвіддалюміжними600 міприрадіусісвердловини по долоту 0,1 м, значення чисельника дорівнює 8. На рис. 11.3 і 11.4 зображено, як змінюється коефіцієнт гідродинамічної досконалості свердловини в залежності від параметрів зони кольматації і зони проникнення.

Рисунок 11.3 – Вплив параметрів зони кольматації на коефіцієнт гідродинамічної досконалості свердловини при

1 1

197

чергу обумовлено тим, що зменшилась площа поверхні свердловини, яка межує з пластом, в порівнянні з випадком відкритого вибою свердловини, який відкрив би продуктивний

пласт на всю його товщину.

Відтак, можна стверджувати, що недосконалість за ступенем і характером відкриття продуктивного пласта характеризується коефіцієнтом гідродинамічної недосконалості

де C1 - безрозмірний коефіцієнт, який враховує додаткові

фільтраційні опори через недосконалість свердловини за ступенем відкриття продуктивного пласта;

C2 - безрозмірний коефіцієнт, який враховує додаткові

фільтраційні опори через недосконалість свердловини за характером відкриття продуктивного пласта.

Коефіцієнт C1 визначається ступенем відкриття

продуктивного пласта, а коефіцієнт залежить від довжини і діаметра перфораційних каналів і щільності перфорації. Ці коефіцієнти знаходяться за відомими графіками В.І.Щурова, побудованими за результатами експериментів на електролітичних моделях. При цьому передбачається, що перфораційні канали є ідеальними в геометричному і гідродинамічному відношенні, тобто мають правильну циліндричну форму, є чисті по всій своїй довжині і що навколо нихнемазонизпониженоюпроникністю. Длятакоїідеалізованої картини графіки В.І. Щурова, як показали порівняння з

199

математичним рішенням числовим методом М. Харріса задачі про приток рідини до геометрично недосконалої свердловини, дають досить точний результат в межах досліджуваних значень параметрів перфорації. В роботі І.М. Гайворонського дана оцінка якісного впливу параметрів перфорації на коефіцієнт гідродинамічної досконалості свердловини за формулою (11.12), прийнявши, що продуктивний пласт відкрито бурінням на всю його товщину, тобто, що = 0. Результати розрахунків ілюструються графічно на рис. 11.5, 11.6, 11.7.

200

На вище приведених рисунках 11.5 і 11.6 Rк.ж 400м,

Зрис. 11.5 видно, щоприщільностіперфорації10 ібільше отворів на метр збільшення глибини перфораційних каналів не приводить до значного росту коефіцієнта досконалості свердловини. Придужевеликихзначенняхщільностіперфорації і довжини каналів на цьому рисунку з'являється зона, де значення коефіцієнта досконалості більше одиниці, тобто геометрично недосконала свердловина має в цій зоні більш високу продуктивну характеристику, ніж якби вона була досконалою. Теоретично це пояснюється на основі закону розподілу тиску в пласті навколо працюючої свердловини. В промислових умовах таких випадків практично немає.

Криві на рис. 11.6 вказують на неістотний вплив поперечного розміру каналів перфорації на ступінь досконалості свердловин. А це означає, що нема необхідності створювати канали великого діаметра.

Рисунок 11.7 – Залежність коефіцієнта гідродинамічної досконалості від щільності перфорації

( Rк.ж 400м, rc 0,1м, dк 12мм )

З рис. 11.7 видно, що збільшення щільності перфорації

201

вище 20 отв/м може бути виправданим лише в випадках дуже низької пробивної здатності перфораторів.

Аналіз розглянутих малюнків дозволяє зробити такі висновки:

1)при довжині перфораційних каналів не менше 150 мм оптимальною щільністю перфорації необхідно вважати щільність не більше 12-16 отв/м;

2)при щільності перфорації 12-16 отв/м і довжині перфораційних каналів 150 мм збільшення діаметра каналу вище 6-8 мм практично не приводить до росту ступеня досконалості свердловин.

Зроблені висновки справедливі лише для ідеальних умов притоку в свердловину, коли порове середовище в усіх точках пластамає однакову проникність, а циліндричні канали чисті по всій своїй довжині. Реальна ж картина далека від ідеалізованої. Схематичне зображення дривибійної зони перфорованої свердловини показано на рис. 11.8.

Рисунок 11.8 – Схематичне зображення привибійної зони і вибою перфорованої свердловини

З цього рисунка виходить, що в формулу для визначення

202