Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини

16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони

Вибір свердловини для обробки привибійної зони здійснюється на основі даних досліджень з побудовою індикаторної кривої і кривої відновлення тиску. Визначають відношення коефіцієнтів продуктивності привибійної зони до віддаленої від свердловини зо­ни пласта-параметра (ВП) і радіус зниження проникності в привибійній зоні. Маючи такі дані, можна зробити надійний висновок про доцільність обробки привибійної зони (ОПЗ) пласта. Вважається, що в свердловинах з сильним зниженням проникності в при­вибійній зоні і малих -можна одержати значне збільшення дебіту, застосовуючи методи з невеликим радіусом впливу, наприклад, кислотні обробки, теплові обробки. Навпаки, в свердловинах з невеликим зниженням проникності в привибійній зоні і великих добре застосовувати великооб'ємні обробки міцелярними розчинами (МР), а також кислотні і звичайні розриви пласта.

У свердловинах з низькопроникними колекторами ( < 0,05 мкм²) незалежно від рівня зниження продуктивності, а також у всіх випадках, якщо застосовувані раніше мето­ди ОПЗ були неефективні, корисний гідророзрив пласта.

Якщо гідродинамічні дослідження в свердловині не проводились, але потрібно зробити висновок про застосування методів інтенсифікації припливу в ній, тоді використовують такі непрямі ознаки доцільності ОПЗ: дебіт свердловини менший від очікуваного; коефіцієнт продуктивності менший, ніж у сусідніх свердловинах; питомий коефіцієнт продуктивності (який визначається діленням його на перфоровану товщину пласта) менший, ніж у сусідніх свердловинах; продукує або приймає невелика (< 50%) частина перфорованої товщини пласта.

З метою вибору свердловин для ОПЗ розроблені також статистичні методи, засновані на ув'язуванні умов обробки свердловин, параметрів процесу і економічної доцільності його за­стосування з врахуванням вартості обробки й одержаної додаткової нафти. Статистичні ме­тоди застосовують, якщо немає прямих гідродинамічних досліджень свердловин, а є досвід проведення ОПЗ в 30-40 свердловинах.

Доцільність ОПЗ визначають, виходячи з оцінки очікуваного додаткового ви-добутку пластових флюїдів або оцінюючи економічну доцільність їх застосування.

Додатковий видобуток нафти після ОПЗ на основі нагромадженого досвіду прогно­зується, застосовуючи функцію прогнозування продуктивності. Для цього визначають ко­ефіцієнт кратності збільшення дебіту після ОПЗ в кожній свердловині шляхом ділення се­редньодобового дебіту рідини після обробки на вхідний дебіт її перед обробкою. Середньодо­бовий дебіт свердловини після ОПЗ є сумою вхідного дебіту і середньодобового приросту його після обробки, причому останній визначають як частку від ділення додаткового видо­бутку рідини після ОПЗ на час роботи свердловини зі збільшеним дебітом. Чим більше за­бруднення привибійної зони, тим менший вхідний дебіт і тим більший коефіцієнт зростання дебіту в ній. Нагромадивши досвід проведення певного методу ОПЗ хоча б в 10 — 15 сверд­ловинах продуктивного покладу, знаходять кореляційну залежність зміни коефіцієнтів кратності збільшення дебіту від величини дебіту рідини — , яка названа функцією про­гнозування продуктивності після ОПЗ —

(16.1)

434

де а і — коефіцієнти, що знаходяться із нагромадженої статистики. Форма пропонованої залежності відповідає фізичній суті процесів, що відбуваються при відновленні та збільшенні дебіту свердловин. Застосування дає добрі результати, якщо індекс коре­ляції знайденої залежності перевищує 0,7.

Маючи залежність (16.1), визначають очікувану кратність збільшення дебіту рідини в свердловині, де планується ОПЗ, а далі відповідно розраховують очікувану кількість додат­кової нафти,

(16.2)

де — середня тривалість роботи свердловин даного покладу з підвищеним дебітом після застосування ОПЗ, доб.; — вміст води в нафті, %; — густина нафти, т/м³. Еко­номічну доцільність застосування ОПЗ у даній свердловині знаходимо за формулою Е = , де і — відповідно ціна нафти і її собівартість, крб./т; — витрати на ОПЗ, крб.

Виклик припливу з пласта досягається лише після зниження тиску на вибої свердлови­ни. Гранична величина депресії на пласт під час виклику вибирається з врахуванням міцності цементної оболонки в кільцевому просторі; міцності обсадної колони; стійкості ко­лектора і умови попередження змикання тріщин (для тріщинних колекторів).

Граничну депресію, виходячи з умов збереження міцності цементної оболонки, визна­чають за формулою , де — тиск в продуктивному пласті, МПа; — тиск у водоносному пласті або в підошві нижче водонафтового контакту (ВНК), МПа; — допустимий градієнт тиску на цементну оболонку за обсадною колоною, МПа/м (рекомендується не більше 2,5 МПа/м); —висота якісної цементної оболонки між водо­носним горизонтом або ВНК та найближчим перфораційним отвором,м.

Перепад тиску на експлуатаційну колону під час виклику припливу не повинен переви­щувати граничної величини, одержаної з розрахунку обсадних колон на їх зминання.

Гранична депресія, виходячи з умов стійкості привибійної зони пласта

(16.3)

де — гранична міцність породи на стиск з врахуванням її зміни при насиченні породи фільтратом бурового розчину, МПа; — коефіцієнт бокового розпирання; — верти­кальний гірничий тиск, МПа, який обчислюють як добуток середньої густини вищезаляга-ючих порід з врахуванням вміщених в них рідин = 2,3 -2,5 т/м³ на глибину залягання пласта Н, = 0,01 Я МПа, а коефіцієнт бокового розпирання обчислюють за форму­лою де =0,25-0,35.

Оскільки формула (16.3) наближена, а точність визначення незначна, тому граничне зниження депресії рекомендується перевіряти експериментально для кожного родовища.

Гранична депресія, виходячи з умов попередження змикання тріщин для трі-щинних ко­лекторів, дорівнює де — розкриття тріщин, мм; - довжина тріщин, мм; Е -модуль пружності (Юнга) породи пласта (3 -7)•10^-4, МПа.

З розрахованих граничних величин вибирають найменшу. Мінімальна депресія на пласт повинна забезпечити такий перепад тиску, який необхідний для подолання сил опору руху рідини в привибійній зоні Значення залежать від колекторських властивостей пласта та ступеня його забрудненості в привибійній зоні при розкритті. Як правило, воно становить 2...5 МПа і визначається на практиці.Для не досить зцементованих пластів депресію слід створити плавно, знижуючи тиск на вибої, щоб не допустити руйнування привибійної зони. Тиск на вибої знижують до появи припливу або до граничної депресії на пласт. Для свердловин, перфорація яких здійснюється з депресією, у випадку відсутності

435

припливу після перфорації тиск на вибої знижують до граничної депресії на пласт згідно з технологічним регламентом.

Застосовують такі методи зниження тиску на вибої: зменшення густини флюїду шляхом заміни рідини в свердловині на рідину меншої густини (розчин на воду, вода на нафту або піну); розгазування рідини в свердловині природним газом, азотом, повітрям, а також за ра­хунок реакції в самогенеруючих пінних системах; зниження рівня в свердловині шляхом свабування або за допомогою глибинних насосів; заміна рідини в стовбурі на легшу з даль­шим зниженням рівня з допомогою глибинних ежекторних апаратів.