Оценка состояния ПЗП с применением гидродинамических методов

Снижение производительности скважин и их малодебитность может быть обусловлена естественными факторами (низкая проницаемость пород, Малая толщина пласта и высокая вязкость нефти) и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе бурения и эксплуатации. Если низкий дебит скважины обусловлен эксплуатационными причинами, то прежде всего необходимо проводить работы по восстановлению коэффициента продуктивности скважины.

Состояние ПЗП определяется коэффициентом гидродинамического совершенства скважины при соответствующем техническом вскрытии пласта бурением, перфорацией и изменением ПЗП в процессе эксплуатации.

Методика оценки состояния ПЗП после вскрытия пласта при первичном освоении включает в себя следующие этапы:

1) вызов притока из пласта известными способами с регулярным почасовым замером дебита скважины до стабилизации значений дебита по жидкости во времени, т.е. Q = f(t);

2) проведение исследований для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины на данный период, принимаемого за характеристику состояния ПЗП после освоения скважины;

3) длительное извлечение нефти из пласта (5-30сут) с регулярным отбором проб нефти (5-24 раза в сутки) для анализа содержания в ней фильтрата, глины или бурового раствора. В этот период, как правило, происходят самопроизвольная очистка и улучшение проницаемости ПЗП и, как следствие, увеличение коэффициента продуктивности скважины. Частичная самопроизвольная очистка ПЗП происходит во время освоения или исследования скважины в течение 1 – 3 суток, а также при кратковременном периоде ее эксплуатации, а полная – в течение 10 – 40 суток;

4) гидродинамические исследования для оценки состояния ПЗП, а также анализ и использование результатов ранее выполненных испытаний скважин с целью определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины. Результаты расчетов покажут, какому состоянию соответствует ПЗП – промежуточной или полной самопроизвольной очистке;

5) выбор способа при проведении принудительной очистки ПЗП, в качестве которого могут быть:

- интенсивное гидровоздействие путем периодического создания депрессий и репрессий с использованием пластовой нефти или создания на пласт большой депрессии и др.;

- проведение обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ или растворителями, не разрушающими породу;

- проведение кислотной обработки для растворения веществ, загрязняющих ПЗП;

6) освоение скважины и гидродинамические исследования после принудительной очистки ПЗП.

Для качественной оценки гидродинамического совершенства скважины при оценке состояния ПЗП принимается формула:

, (7.7.1.)

где j - коэффициент гидродинамического совершенства скважины; k_пзп – проницаемость призабойной зоны пласта, определяемая по результатам исследования скважин на установившихся режимах; k_пл – проницаемость пласта в объеме дренирования скважины (в удаленной зоне пласта), определяемая по результатам исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации; R_к – радиус контура питания скважины; r_с – радиус скважины по долоту; r_с.прив. – приведенный радиус скважины, определяемый по исследованию скважин на неустановившихся режимах.

Для количественной оценки ухудшения свойств ПЗП используют понятие "скин-фактор" и определяют фактический радиус загрязненной зоны пласта. Скин-фактор (S) представляет собой часть общей депрессии на пласт, которая расходуется на преодоление дополнительных фильтрационных сопротивлений в зоне с ухудшенными свойствами пласта. Определение скин-фактора (его знака и значения) позволяет решить практические задачи:

- оценить состояние ПЗП скважины в любой момент ее эксплуатации;

- ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;

- планировать ГТМ, направленных на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ);

- судить об эффективности ГТМ по значениям скин-фактора, определенным до и после проведения ГТМ.

Скин-фактор определяют по формуле:

 

, (7.7.2.)

где t = 1 час; T – общее время работы скважины с постоянным дебитом до ее остановки перед снятием КВД.

Радиус загрязненной зоны определяют по формуле:

 

, (7.7.3.)

где q_загр. – время распространения давления в границах загрязненной зоны:

, (7.7.4.)

где с(t) – координация проекции прямолинейного участка графика на ось абсцисс, перестроенного в координатах .

 

 

Рис. 7.7.1 – Кривая восстановления давления, перестроенная в координатах "Р – ln(T+t)/t"

 

Минимальный объем закачки реагента для улучшения свойств ПЗП определяют по формуле:

, (7.7.5.)

где h – эффективная толщина пласта, м; m – коэффициент пористости пласта.