Фильтрационные свойства пласта

 

Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр зависит от технологических процессов, протекающих в ПЗП с момента вскрытия пласта бурением и до завершения разработки месторождения. Призабойная зона – это область сопряжения пласта и скважины. Ее фильтрационные характеристики (гидропроводность, пьезопроводность) обусловлены как природными свойствами (параметрами) коллектора, так и техногенными процессами. Поэтому как при вскрытии продуктивного пласта, так и на всех стадиях разработки месторождения необходимо сохранять, восстанавливать или повышать естественную проницаемость ПЗП.

Оценка размеров ПЗП может быть проведена на основании закона Дарси и принятого для описания течения флюидов в ней уравнения Дюпюи. В этом случае распределение давления вокруг работающей скважины соответствует логарифмическому закону (рис.3.1). В однородном пласте приток жидкости обусловлен создаваемой депрессией D р = р _пл – р _з. При изменении коллекторских свойств пласта в призабойной зоне для сохранения притока необходимо создать иную по величине разность давления. При снижении проницаемости ПЗП для поддержания того же по величине притока q необходима дополнительная затрата пластовой энергии: > р _з и > D р, а при повышении проницаемости ПЗП по сравнению с проницаемостью пласта заданный приток q обеспечивается при меньших значениях депрессии: > р _з и > D р.

Рис.3.1. Распределение давления в пласте при работе добывающей скважины

После завершения работ в скважине (установки обсадной колонны, перфорации и освоения) проводят гидродинамические исследования и вновь оценивают гидропроводимость . Отношение характеризует изменение гидропроводимости ПЗП.

Изменение фильтрационных свойств ПЗП после вызова притока, освоения и выхода на режим можно оценить по результатам гидродинамических исследований по коэффициенту гидродинамического совершенства скважины:

,

где – радиус скважины по долоту; – приведенный радиус скважины.

Существенную информацию о ПЗП можно получить по скин-эффекту. Основное понятие скин-эффекта (скин-фактора) было введено в 1953 г. ван Эвердингеном и Херстом. По их определению, скин-фактор характеризуется разностью давлений при установившемся режиме фильтрации вокруг скважины, призабойная зона которой имеет проницаемость, не соответствующую проницаемости удаленной зоны пласта. В настоящее время под скин-фактором понимается численное значение безразмерной величины S со знаком плюс или минус, характеризующее соответственно улучшение или ухудшение проницаемости в ПЗП или степень ее ухудшения или улучшения. Скин-фактор, равный нулю, характеризует отсутствие дополнительных потерь давления, т.е. однородность по проницаемости пласта и ПЗП.

Дополнительные потери давления в ПЗП могут определяться по кривым восстановления давления. Несовершенство скважины и изменение проницаемости в ПЗП сказывается только на начальных участках кривых восстановления давления, практически в течение 1 ч (3600 с) после закрытия скважины. Количественно влияние скин-эффекта определяется введением в уравнение пьезопроводности величины, которая после преобразований приводится к виду

,

где i – угол наклона касательной к оси ln t, ; m – вязкость флюида; b – объемный коэффициент нефтеотдачи; c – пьезопроводность пласта, , мкм²; т – пористость породы; b^* – ее упругоемкость.

Дополнительные потери в ПЗП, обусловленные скин-эффектом,

p _доп = 0,87 Si.

Фактический коэффициент продуктивности скважины оценивают по отношению дебита и депрессии

.

Если из фактической депрессии вычесть дополнительные потери давления, то получится идеальный коэффициент продуктивности скважины:

.

Относительная продуктивность скважины

.

Эта величина характеризует степень загрязнения ПЗП, и по ней оценивают как необходимость проведения работ по интенсификации добычи нефти, так и эффективность применяемых методов воздействия.

В зависимости от способов интенсификации притока нефти основные технологические методы повышения продуктивности скважин можно классифицировать как химические, физические и механические. Комплексное сочетание указанных методов наиболее полно проявляется в распространенном термогазохимическом воздействии. Выбор метода определяется геолого-физической характеристикой пласта и причинами снижения продуктивности скважин. В последние годы повсеместно стало применяться комплексное сочетание различных методов.