Полный текст

Введение С увеличением продолжительности эксплуатации добывающих скважин, дренирующих продуктивный пласт на нефтяных месторождениях, непременно изменяется состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) как объекта, выполняющего роль фильтра для дренажной системы скважин. Разнонаправленное движение различных флюидов в этой зоне в процессе эксплуатации сопровождается либо засорением, либо очисткой ее свободного пространства, что в значительной степени сказывается на производительности скважин. Поэтому оценка реального состояния ПЗП является одной из важнейших задач, определяющих направление работ по повышению эффективности эксплуатации скважин, включая выбор технологии методов воздействия на нее (ГТМ) для конкретных условий каждой скважины. В настоящее время повсеместно основным параметром для оценки состояния ПЗП является величина скин-фактора S, введенного в практику нефтедобычи в 1949 г. американским ученым Ван Эвердингеном [1]. Он назвал его безразмерным фактором, отражающим свойства некой оболочки, виртуально уложенной на фильтрующую (инфильтрующую) поверхность скважины, которая препятствует свободному перемещению флюидов между скважиной и пластом. Размерность этого параметра и физическая сущность были определены следующим выражением: S = (k - k*) / k* x ln(ra/rc), (1) где k, k* - проницаемости основного пласта и ПЗП; ra, rc - радиусы ПЗП и скважины соответственно. Очевидно, получение больших отрицательных значений S << -1 по условию не предполагалось. Позднее [2] был предложен практический способ определения этой величины по кривой восстановления давления (КВД), снятой в остановленной скважине при проведении промыслово-гидродинамических исследований. S = (b/i) - ln(2,25ǽ/rc2), (2) где b, i и ǽ - параметры, рассчитанные по КВД, перестроенной в полулогарифмических координатах. Данный безразмерный параметр широко [3-11] использовался в нашей и зарубежной практике нефтедобычи в качестве универсального для оценки состояния ПЗП. Однако в процессе накопления информации по исследованию скважин выяснилось, что в достаточно большом количестве случаев величина параметра становится отрицательной и большой. По существу, это означает, что при S = 0 виртуальная оболочка со стенки скважин смывается, а при дальнейшем снижении величины S появляется вновь уже в образе виртуального физического нонсенса, реальную физическую сущность которого каждый специалист интерпретирует по-своему, вплоть до последующего включения собственной интерпретации в руководящие документы. Текущее состояние проблемы оценки реальных параметров ПЗП В американской практике с целью устранения неопределенности с 1953 г. для оценки состояния ПЗП стал использоваться еще один безразмерный параметр - фактор повреждения пласта (1 - PR), введенный Томасом [12] как коэффициент зонального ущерба, где PR = k*/k - соотношение, равное коэффициенту совершенства скважины Q*/Q при идентичности остальных величин, определяющих дебиты (реальный/расчетный). Положительная величина фактора от 0 до +1 свидетельствует о повреждении (ухудшении) ПЗП, а отрицательная от 0 до -∞, наоборот, о ее улучшении. Числовое значение параметра, отличное от нуля, определяет степень отклонения фильтрационной характеристики ПЗП от естественного состояния основного пласта-коллектора. Недостатком данного параметра является асимметрия его граничных оценок, поэтому практическое применение получила только положительная их часть, хотя возможное использование вместо единицы величины 1/PR могло бы обеспечить необходимое ему свойство. В отечественной практике с этой же целью с 1953 г. [13-20] стал использоваться более содержательный по физической сущности параметр - приведенный радиус скважины, т.е. виртуальный, в интервале продуктивного пласта, радиус некоторой совершенной скважины, работающей с дебитом реальной скважины. Этот радиус rпр = rс · е-с рассчитывается с помощью коэффициентов С = С1 + С2, снимаемых с графиков Щурова [20], отражающих зависимости С1 и С2 от способа перфорации обсадной колонны и степени вскрытия продуктивного пласта. С 1985 г. официальными документами [22, 23] предписывалось rпр вычислять через b/i и ǽ - параметры, определенные по полулогарифмической анаморфозе КВД, а вместо коэффициента Щурова использовать скин-фактор S = ln(rc/rпр), численно не равный рассчитанному по формуле (2), но адекватный по виртуальной физической сущности. Эти изменения были подтверждены более поздними [24] отечественными руководящими документами. К сожалению, и этот вариант параметра, характеризующего состояние ПЗП, вскоре тоже обнаружил свою физическую несостоятельность. Действительно, при его расчетных значениях, варьирующихся в интервале 0-0,01 см, фактическая пропускная способность трубопровода, в том числе и любой скважины, для пластовой жидкости обнуляется. При этом приведенный радиус rпр вместе с виртуальной скважиной становятся бессмысленными объектами. В противоположном случае, когда расчетный приведенный радиус исследованных скважин приближается к величине радиуса зоны их питания, а иногда и превышает ее, опять из виртуальных получаем бессмысленные объекты. Снова выходим за рамки общеизвестного - виртуальные, как и реальные физические объекты, бессмысленными (нонсенсами) быть не могут. Несмотря на это, в отчетной технической документации и банках данных по контролю разработки нефтяных месторождений до сих пор продолжают фигурировать невероятные значения скин-фактора и приведенного радиуса добывающих скважин, ставящие в тупик инженерно-технический персонал нефтяных промыслов. В последнее время в некоторых публикациях [25, 26] в качестве способа решения все еще актуальной проблемы предлагаются новые вычислительные операции, повышающие точность определения вышеуказанных параметров оценки состояния ПЗП. Однако этот путь не может привести к повышению эффективности эксплуатации скважин, так как виртуальная сущность параметров в таких работах оставляется неизменной, тогда как практическое значение в данном случае представляет динамика сравнительных оценок реальных физических объектов. Совершенствование методики определения состояния ПЗП Возникшую проблему можно решить при более тщательном анализе современных теоретических основ разработки нефтяных месторождений. Например, из объективных факторов, характеризующих конструкцию скважин и осложняющих перемещение жидкости между продуктивным пластом и дренирующей его горной выработкой, производственники признают два основных - величину площади поверхности дренажной системы (т.е. в идеале радиус скважины) и величину гидродинамического сопротивления ПЗП как пластового фильтра [27]. В то же время современные руководящие документы рекомендуют использовать только обобщенные характеристики интересующего всех объекта. Следовательно, для более правильного и понятного представления о строении ПЗП целесообразно использовать вполне корректные параметры, физическая сущность которых соответствует реальной конструкции скважин и свойствам продуктивного пласта. К таким параметрам, очевидно, следует отнести: удельную поверхность дренажной системы (УПДС) скважины и S - безразмерное гидродинамическое сопротивление ее пластово-дренажного фильтра (ПДФ). В состав S, помимо величин, введенных в формулу (1), входит ещё ряд параметров, характеризующих постоянно изменяющиеся свойства пластового континуума, включая скорость движения флюидов, их состав, свойства, давление в ПЗП и т.д. От их величины зависит постоянно изменяющиеся размер и пропускные свойства фильтра. При положительных значениях параметра Sгд сопротивление ПДФ увеличивается по сравнению с пластовым, равным ln(R/), а при отрицательных, наоборот, уменьшается. Способ определения параметра не требует особых разъяснений, так как он задан соответствующими руководящими документами [11], а наиболее вероятный размер фильтра рассчитывают согласно рекомендациям [28-30]. Идеальное представление о физической сущности и величине первого параметра можно получить, рассмотрев результаты первоначального полного вскрытия продуктивного пласта. В данном случае часть реального ствола скважины, расположенная в продуктивном пласте, является его дреной. Часть боковой поверхности дрены, т.е. площади ствола скважины, приходящаяся на единицу длины дрены, и есть искомая величина. Полученная УПДС, см, соответствует приведенному радиусу скважины , который является условной, уменьшенной в 6,28 раза, количественной характеристикой этого параметра. Физическая сущность параметра не изменится и при других способах вскрытия продуктивного пласта для его дренирования, варьируется только его величина. В основу операций по определению величины УПДС можно положить общеизвестную формулу Дюпюи, если в качестве функции принять не дебит скважины, а коэффициент ее продуктивности K =2πέ / ln(R/). (3) Все составляющие параметры этой формулы, за исключением приведенного радиуса скважины , определены экспериментально: K - по результатам исследования скважины методом установившихся отборов (МУО) перед ее остановкой на КВД; έ (гидропроводность пласта) методом КВД, а параметр R согласно руководящим документам определяется равным половине расстояния между скважинами в сетке, т.е. зоне влияния скважины. Решив уравнение относительно неизвестной величины, вычислим . Аналогичный параметр rпр был определен ранее и по КВД. Для найденных приведенных радиусов в соответствии с требованиями РД 153-39.0-109-01 [12] вычисляются соответствующие параметры S* и S. Такие расчеты были выполнены по результатам исследования 20 скважин на 11 месторождениях Пермского края. На рис. 1, а показан график зависимости между полученными результатами. Рис. 1. Зависимости между: а - величинами S, определенными различными методами исследования скважин; б - продуктивностью и приведенным радиусом скважин по КВД; в - продуктивностью и истинным приведенным радиусом скважин График показывает, что в среднем параметр S* во всем диапазоне величин имеет системно более высокие значения. Подобное может быть следствием влияния на результаты расчетов различных пластовых условий, доминирующих при различных методах исследования скважин. Параметр S* определялся по результатам исследования работающих скважин, т.е. при условии скоростного движения флюидов в ПЗП, а параметр S - в остановленных скважинах, т.е. при отсутствии аналогичного движения флюидов в ПЗП. Отсюда, руководствуясь теорией Щурова, можно записать равенство S* = S + С, где параметр С отражает величину дополнительных гидродинамических сопротивлений, появляющихся в ПЗП при движении флюида. Очевидно, что эти сопротивления располагаются в области ПЗП, максимально приближенной к стенке дрены, где концентрируются наибольшие скорости фильтрации. Внутри дрены гидродинамические сопротивления ничтожны. Кроме того, следует учесть, что данная область по временному признаку выпадает из информационного поля КВД. Теперь, используя полученные значения С в соответствии с руководящими документами, можно определять (истинный приведенный радиус скважин) - величину, пропорциональную УПДС. При С = 0 = rc. Для оценки степени влияния двух приведенных радиусов на продуктивность скважин используем в качестве функции его безразмерный аналог - удельный коэффициент продуктивности, т.е. часть рассчитанного по МУО коэффициента, приходящуюся на единицу определенной по КВД гидропроводности пласта. Неотфильтрованные результаты расчетов, выполненные по 15 скважинам, 7 залежам и 13 месторождениям Пермского края, приведены на рис. 1, б, в. Графики показывают наличие логических связей между исследуемыми параметрами, однако характер этих связей не идентичен. Так, с ростом значений параметров на начальных участках графиков наблюдается аналогичная динамика их продуктивности, что соответствует требованиям теоретической основы (3). При дальнейшем их увеличении во втором варианте (см. рис. 1, в) данная тенденция сохраняется, тогда как в первом варианте (см. рис. 1, б) фиксируется обратный процесс, что противоречит (3). Другой отрицательной характеристикой этого варианта является нулевое значение параметров. Продуктивность скважин при этом в соответствии с формулой (3) должна быть тоже нулевой, но в случае, показанном на рис. 1, б, это не фиксируется. Третий отрицательный признак для первой выборки виден на оси Х графиков. При действительном радиусе скважины, равном примерно 10 см, эти значения, представленные на рис. 1, б, маловероятны, более реальными кажутся цифры, приведенные на рис. 1, в. Представленный анализ позволяет предложить для использования в практических целях приведенный радиус скважин, названный истинным (фактическим). Он кратно соответствует величине УПДС и может в разумных пределах отклоняться от действительного радиуса скважин, отражая либо засорение их дренажных систем, либо образование новых фильтрующих (инфильтрующих) поверхностей. Что же касается внутреннего безразмерного гидродинамического сопротивления ПДФ скважины, то здесь ничего, кроме ухода от виртуальной оболочки, не изменяется, величина S просто прибавляется к аналогичному сопротивлению дренажной системы скважины. Для проверки работоспособности предложенных уточнений необходимо было провести расчеты дебитов скважин по формуле Дюпюи с подстановкой в неё вышеназванных параметров и сравнить их с фактическими дебитами. При этом в первом случае при проведении расчетов в знаменателе (3) используем параметр lnR/rпр, а во втором случае вместо него (lnR/ + S). На рис. 2 приведены результаты сравнения дебитов, рассчитанных по первому варианту для 15 исследованных скважин. Рис. 2. Соотношение дебитов скважин измеренных и расчетных Дебиты этих же скважин, рассчитанные по второму варианту формулы Дюпюи, графически не представлены, поскольку они идентичны тем, что получены в результате измерений. Очевидно, что данный вариант вычислительных операций имеет реальные преимущества. Пример практического использования выделенных характеристик ПЗП С целью практического использования рекомендуемых параметров ПЗП предлагается оценить степень влияния каждого из них на продуктивность скважин. Ниже на рис. 3 приводится такая оценка на примере шестикратно исследованной скважины 182 Аряжского месторождения, дающей в процессе эксплуатации практически безводную продукцию. Рис. 3. Динамика: а - УПДС; б - S; в - гидропроводности; г - продуктивности скважины Данные на рис. 3, г свидетельствуют о 5%-ном увеличении коэффициента продуктивности скважины в первый период ее эксплуатации. Однако гидропроводность пласта (см. рис. 3, в), от которой напрямую зависит величина этого коэффициента, в это же время снижается примерно на 65 %. Одновременно на 60 % увеличивается степень очистки ПДФ (см. рис. 3, б), а также в 3 раза увеличивается УПДС скважины (см. рис. 3, а). Как видим, положительная динамика последних двух факторов нейтрализовала отрицательное влияние на продуктивность скважины снизившихся флюидопроводящих свойств основного продуктивного пласта. Анализируя подобным же образом предпоследний период эксплуатации скважины, нетрудно заметить, что на данном этапе к снижению продуктивности скважины в основном привело уменьшение площади ее дренажной системы, т.е. засорение стенок призабойной части ствола виртуальной скважины. Другой пример представлен на рис. 4, где можно увидеть результаты использования ГТМ на пяти случайно выбранных скважинах. В первых двух вскрыт терригенный коллектор, в остальных карбонатный, скважины расположены на четырех месторождениях Пермского края. Из анализа графиков, построенных по результатам исследовании скважин до и после ГТМ, следует, что наиболее успешной является технология ГТМ, использованная при обработке второй скважины, нагнетательной, и четвертой, добывающей. В первой добывающей скважине довольно интенсивное воздействие на удаленную зону коллектора испорчено засорением пластового фильтра. Отрицательный результат в третьей добывающей скважине получен в основном за счет закупорки поверхности дренажной системы скважины, при незначительной степени очистки ее фильтра. В пятой, тоже добывающей, скважине, получен скромный положительный эффект, в основном за счет очистки пластово-дренажного фильтра, при этом была изрядно испорчена удаленная зона коллектора и частично закупорена дренажная система скважины. При отсутствии данных о параметрах технологии реализованных ГТМ невозможно дать рекомендации, касающиеся нарушений, снизивших эффективность мероприятий. С целью более детального представления об изменениях, произошедших в зоне пластово-дренажного фильтра скважин в результате проведения ГТМ, используем графоаналитический метод исследования формулы (1) с подстановкой в нее ранее найденных величин. Наиболее вероятные изменения экстремальных числовых значений физических параметров, определяющих величину S, представлены на рис. 5. Рисунок показывает, что в данном случае, т.е. при отрицательных начальных значениях параметра S, изменение внешних размеров ПДФ после ГТМ более существенным образом влияет на изменение его гидродинамического сопротивления, нежели динамика пропускной способности. Рис. 4. Степень влияния свойств УЗП и ПЗП на результаты использования ГТМ в пяти скважинах: а - относительное увеличение коэффициента продуктивности скважин; б - влияние гидропроводности пласта, %; в - влияние УПДС скважин, %; г - влияние гидродинамического сопротивления ПДФ, % Рис. 5. Относительное изменение характеристик, определяющих величину S после применения ГТМ в скважинах: а - гидропроводности ПДФ, %; б - размеров ПДФ, % Таким образом, получив в свое распоряжение пакет предлагаемой информации о состоянии ПЗП, включая УПДС - удельную поверхность дренажной системы скважины и характеристику S - гидродинамическое сопротивление ее ПДФ, технологическая служба промысла легко сможет выбрать наиболее подходящий режим ГТМ с расчетом ожидаемой степени увеличения продуктивности скважин. Выбранная технология будет определять вид реагента, его количество, место размещения в ПЗ скважины, режимы закачки, выдержки и удаления и будет направлена либо на очистку или искусственное увеличение площади поверхности дренажной системы скважины, либо на снижение гидродинамического сопротивления ее пластово-дренажного фильтра, либо на комбинированное воздействие. В любом случае повторные гидродинамические исследования скважины покажут, какие реальные, а не виртуальные параметры скважины удалось изменить и на какую величину. Выводы 1. Установлено, что единая обобщенная характеристика состояния призабойной зоны пласта в каждой скважине затрудняет процесс выбора параметров технологии воздействия на ПЗП с целью повышения эффективности эксплуатации скважины. 2. Предложена методика дифференцированной оценки состояния ПЗП, включая определение величины удельной поверхности дренажной системы скважин и величины безразмерного гидродинамического сопротивления пластово-дренажного фильтра. 3. На примере результатов проведения систематических гидродинамических исследований показаны возможности использования предложенных характеристик ПЗП для выявления причин изменения продуктивности длительно эксплуатирующейся скважины. 4. На примере гидродинамических исследований, проведенных до и после ГТМ, показаны возможности использования вышеуказанных параметров для определения причин снижения эффективности реализованных технологий. 5. Указаны основные направления дифференцированного подхода к планированию технологии ГТМ для конкретных призабойных условий каждой скважины.

Об авторах

Анатолий Иванович Дзюбенко

Автор, ответственный за переписку.
Email: idd3011@yandex.ru
614070, Россия, г. Пермь, бульвар Гагарина, 39

горный инженер, старший геолог-интерпретатор

Андрей Николаевич Никонов

Email: Anikonov@usvc.pnsh.ru
614000, Россия, г. Пермь, ул. Петропавловская, 54

инженер-геофизик, директор

Михаил Эдуардович Мерсон

Email: idd3011@yandex.ru
7075001, Израиль, г. Гедера, ул. Гаярок, 20

консультант

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 286

PDF (Russian) - 59

PDF (English) - 53

Ссылки

• Ссылки не определены.