книги / Управление продуктивностью скважин

в) для пласта в целом:

где РПЗП – давление на расстоянии rПЗП (границе призабойной зоны);

С – безразмерная величина, учитывающая гидродинамическое несовершенство скважины по степени и по характеру вскрытия пласта.

Формулы (51), (52) и (53) перепишем относительно разницы давлений:

Сумма выражений (54) и (55) представляет собой депрессию на пласт ∆Рпл = Рпл – Рзаб, поэтому

101

При С = 0 (гидродинамически совершенная скважина)

Результаты оценки скин-фактора зависят от интерпретации данных геологических, геофизических и гидродинамических исследований скважин. Возникает необходимость в разделении общего понятия скин-фактора на его составляющие, число которых зависит от возможности определения причины возникновения дополнительного фильтрационного сопротивления [43].

На практике разделение на составляющие затруднено тем, что применяемые методики позволяют найти только обобщенный скин-фактор, который будет одновременно характеризовать гидродинамическое совершенство скважины и изменение состояния призабойной зоны.

Методика оценки гидродинамического состояния ПЗП основана, в первую очередь, на анализе данных гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах. Получаемые при исследованиях данные в виде кривых восстановления давления – КВД или уровня (КВУ) обрабатываются

сприменением тех или иных методик.

Вработе [26] приведена следующая методика оценки состояния ПЗП:

1.Оценивается возможность обработки КВД методом касательной.

2.При обработке КВД методом касательной определяются фильтрационные параметры УЗП (проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность).

3.Определяется величина Аt – отрезка, отсекаемого на оси ординат теоретической КВД, построенной без учета влияния послепритока в скважину после ее остановки для проведения исследований и для условий однородного пласта

102

4. По найденному значению Аt и определенному при обработке КВД методом касательной уклону прямолинейного участка строится теоретическая КВД.

5. По взаимному расположению теоретической КВД и выделенного прямолинейного участка на фактической КВД оценивается состояние ПЗП:

а) ухудшенное по отношению к УЗП, если теоретическая КВД проходит ниже прямолинейного участка,

б) улучшенное – если теоретическая КВД проходит выше этого участка,

в) однородный по проницаемости пласт – при совпадении теоретической КВД и прямолинейного участка.

6. С применением метода детерминированных моментов давления выполняется диагностическая процедура, включающая:

а) аппроксимацию недовосстановленной части КВД экспонентой,

б) определение диагностического признака, в) оценку состояния ПЗП с определением коэффициента

неоднородности свойств ПЗП и УЗП и времени прохождения волны возмущения через ПЗП,

г) определение размеров ПЗП.

4. УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ СКВАЖИН. МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ

Управлением называют совокупность действий, основанных на определенной информации и направленных на поддержание или улучшение функционирования объекта. Система управления включает управляющие элементы (управляющие

103

воздействия) и объекты управления. Она должна строиться на определенных принципах: 1) необходимо знать цель управления; 2) необходимо, чтобы принимались в расчет не только кратковременные (текущие) результаты функционирования объекта, но и результаты, которые будут получены в перспективе; 3) система управления должна быть адаптивной, способной к изменению своей структуры и способов воздействия на объект в соответствии с накопленным опытом и изменениями в системе, включающей объект управления.

При управлении продуктивностью объектом управления являются добывающая скважина и часть продуктивного пласта, дренируемая этой скважиной (разрабатываемая с помощью данной скважины). Дренируемая часть продуктивного пласта и добывающая скважина являются элементами общей системы, называемой геолого-техническим комплексом (ГТК). Система управления отдельным объектом должна вписываться в общую систему управления, объектом которой являются продуктивный пласт в целом и совокупность всех скважин и других технических элементов, объединяемых в ГТК для реализации определенной цели. Продуктивный пласт, включающий участки, дренируемые отдельными скважинами, а также участки, по тем или иным причинам не вовлеченные на данном этапе в процесс разработки, представляет собой единую гидродинамическую систему. При изменении условий (давление, температура и др.) в одной части пласта такая система перестраивается, в результате происходят изменения в структуре и свойствах ее отдельных элементов (участков), дренируемых отдельными скважинами. Следовательно, управление продуктивностью отдельной скважины с дренируемым участком пласта должно быть частью управления геолого-техническим комплексом в целом.

Формулу притока жидкости в скважину (формулу Дюпюи), по аналогии с законом Ома в теории электричества, можно записать в следующем виде:

104

где ∆Рпл – разность давлений между линией, ограничивающей зону дренирования пласта скважиной, т.е. внешней границей пласта или его участка и стенкой скважины (по аналогии с разностью потенциалов в электричестве);

Rг – гидравлическое (фильтрационное) сопротивление пласта или его участка – зоны дренирования (по аналогии

сэлектрическим сопротивлением проводника).

Сучетом формул (32) и (61) для коэффициента продуктивности получаем

Из выражения (62) следует, что коэффициент продуктивности есть величина, обратная гидравлическому (фильтрационному) сопротивлению пласта.

Из формул (31), (61) и (62) следует, что

Величина Кпрод зависит от проницаемости, толщины пласта, вязкости притекающей в скважину жидкости, размеров зоны дренирования пласта скважиной, радиуса скважины, условий на границах зоны дренирования (Рпл и Рзаб). Проницаемость пласта k – свойство, проявляющееся в процессе фильтрации жидкости, притекающей из пласта в скважину; динамическая вязкость µ – свойство, проявляющееся при движении жидкости в поровом пространстве пласта; приток жидкости q – показатель, характеризующий интенсивность этого процесса; Рпл и Рзаб – параметры, определяющие условия, в которых протекает процесс фильтрации. Из этого следует, что понятие про-

105

дуктивности применимо только при осуществлении процесса притока жидкости из пласта в работающую скважину, а коэффициент продуктивности является интегральным показателем, характеризующим этот процесс. Коэффициент продуктивности определяет интенсивность притока жидкости в скважину и является удельным показателем этой интенсивности.

Формула Дюпюи для притока жидкости в скважину справедлива при соблюдении закона Дарси, поэтому все сказанное выше в отношении зависимости Кпрод от проницаемости и других параметров и показателей также имеет место при соблюдении этого закона.

В соответствии с формулой (63) и данными подразд. 2.3, управление продуктивностью может осуществляться путем воздействия на геолого-физические (проницаемость, вязкость, работающая толщина пласта), технические (радиус скважины) и технологические (забойное давление) характеристики системы «пласт – скважина». Величина пластового давления, размеры зоны дренирования (радиус контура rк) определяются действием естественных факторов (активность водонапорной системы) и принятыми системой и технологией разработки (схема размещения скважин, поддержание пластового давления). Степень управляемости системой «пласт – скважина» (объект управления) посредством воздействия на перечисленные характеристики и факторы зависит от того, в какой мере возможно их изменение, необходимость которого обоснована путем анализа получаемой информации о функционировании системы ГТК в целом и отдельных ее элементов.

Таким образом, продуктивность добывающих скважин определяется совокупностью ряда факторов. Часть из них относится к естественным, определенным природой геологического образования, к которому приурочена нефтяная залежь. Другая часть относится к искусственным факторам, проявляющимся в процессе разработки залежи, т.е. в процессе изменения естественного состояния природного объекта. Управле-

106

нием характером и интенсивностью проявления второй группы факторов создаются условия, при которых снижается их негативное влияние на продуктивность скважин, или действие таких факторов направляется на увеличение продуктивности. Основные задачи при этом сводятся, с одной стороны, к полному и объективному учету естественной геолого-физической характеристики природного объекта при выборе мероприятий на скважинах, с другой – к обоснованию оптимальных техни- ко-технологических параметров этих мероприятий. Сложность проблемы заключается в том, что естественные характеристики пластовых систем в процессе разработки залежей претерпевают определенные изменения, часть которых по тем или иным причинам остается неустановленной и не учитывается при планировании и реализации мероприятий по управлению продуктивностью скважин.

Мероприятия, повышающие продуктивность скважин и эффективность извлечения нефти из продуктивных пластов, объединяются общим понятием «методы увеличения нефтеотдачи пластов» [20]. Согласно источнику [20], принципиально эти методы делятся на две группы. К первой относятся методы, реализация которых приводит к искусственному воздействию на залежь в целом (интегральное воздействие, воздействие на залежь). Ко второй группе относятся методы, реализация которых приводит только к воздействию на призабойную зону пласта в зоне дренирования его той или иной скважиной (локальное воздействие, воздействие на ПЗП). Мероприятия по изменению продуктивности скважин путем воздействия на ПЗП в нефтедобыче относят к геолого-техническим мероприятиям

(ГТМ).

В отдельную группу можно выделить методы воздействия на призабойные зоны добывающих скважин, направленные на снижение их обводненности. Сущность этих методов заключается в изоляции обводнившихся пропластков и ограничении поступления воды в добывающие скважины.

107

Эффективность управления продуктивностью можно оценить отношением фактического коэффициента продуктивности к его наилучшему (оптимальному) значению. Определение такого значения – сложная задача, решение которой зависит от совокупности многих геолого-физических, технических и технологических факторов, степень проявления которых зависит от состояния геолого-технической системы.

На нефтяных месторождениях Пермского края применяются различные методы увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, такие как кислотные обработки, гидравлический разрыв пласта и др.

4.1. Кислотные обработки скважин

Основным способом химического воздействия на призабойные зоны продуктивных пластов с целью увеличения продуктивности скважин является воздействие с применением кислот. Оно основано на способности некоторых кислот растворять горные породы или цементирующий материал. Кислотные растворы на водной или иной основе применяются для обработки ПЗП с карбонатными или терригенными коллекторами, для растворения и удаления частиц различной минеральной природы, кольматирующих (засоряющих) поровое пространство горных пород в призабойных зонах пластов в процессе бурения, цементирования скважин и их эксплуатации.

Основными реакциями, определяющими полезный эффект от кислотных обработок ПЗП в карбонатных коллекторах, являются реакции растворения соляной или другого вида кислотой карбонатных пород и различных частиц, засоряющих забой и призабойную зону пласта. Основные реакции составляют химическую сущность процесса кислотной обработки и обеспечивают конечную цель этого процесса – повышение производительности скважин [23]. В обработке карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота,

108

а в обработке терригенных коллекторов – смесь соляной и плавиковой кислот (глинокислота).

Основные реакции, определяющие полезный эффект от кислотной обработки, протекают следующим образом [22]:

а) растворение известняка:

СаСО3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2,

б) растворение доломита:

СаСО3 + MgСО3 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2,

в) растворение пород терригенного коллектора: H4Al2SiO9 + 12HF = 2 AlF3 + Si(OH)4 + H2SiF6 + 5H2O.

Различают несколько видов кислотных обработок (КО):

1.Обычная КО.

2.Кислотная ванна.

3.КО под давлением.

4.Поинтервальная, или ступенчатая КО.

5.Пенокислотная обработка.

При проведении обычной кислотной обработки сначала осуществляют промывку скважины. В процессе этой операции скважина очищается от грязи, отложений смол, парафинов и асфальтенов. В качестве жидкости промывки используют керосин, дизельное топливо, конденсат и другие растворители, воду с ПАВ. Далее закачивают в скважину расчетный объем кислотного раствора и продавливают его нефтью или водой в призабойную зону пласта. В пласте происходит нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с породой. После нейтрализации раствора проводят освоение скважины (вызов притока).

Кислотные ванны проводятся, как правило, в скважинах с открытым забоем после бурения в процессе освоения. Основной целью кислотных ванн является очистка ПЗП от остатков глинистой корки, глинистых и других механических частиц, отложений солей и др. Объем кислотного раствора равен объему скважины от подошвы до кровли коллектора. Процесс ведется в статическом и динамическом режимах при давлении,

109

не превышающем пластового, чтобы не происходило задавливания раствора в ПЗП.

Кислотные обработки под давлением предназначены для повышения эффективности кислотного воздействия на призабойные зоны неоднородного по проницаемости коллектора. При обычной КО кислотный раствор проникает в хорошо проницаемые разности, а зоны пониженной проницаемости практически остаются необработанными. Перед обработкой под давлением проводят гидродинамические исследования с определением зон повышенной проницаемости и поглощающих трещин. После этого скважина обычным путем готовится к обработке. Колонна насосно-компрессорных труб пакеруется и заякоривается во избежание повреждения обсадной колонны выше кровли продуктивного пласта. Далее проводят закупорку высокопроницаемых разностей закачкой в них высоковязких нефтекислотных эмульсий. Затем в ПЗП нагнетается кислотный раствор.

Кислотные обработки карбонатных коллекторов по обычной технологии по ряду причин могут быть неэффективными. Наряду с основными реакциями при кислотных обработках имеют место процессы и превращения, действие которых направлено против конечной цели обработки и может привести к снижению ее эффективности. В первую очередь это относится к образованию гидроокиси железа. Окисные соединения железа (Fe2O3, Fe(OH)3), присутствующие в трубах, на забоях скважин, в емкостях для хранения и транспортировки соляной кислоты, растворяются в ней с образованием хлорного железа FeCl3. При нейтрализации кислоты в пласте хлорид железа гидролизуется и выпадает в осадок в виде гидроокиси, кольматируя поры и каналы фильтрации в горной породе.

Повышение эффективности кислотного воздействия на пласт ведется в направлении подбора оптимальных кислотных составов и совмещения КО с другими методами управления продуктивностью.

110