Факторы, влияющие на производительность

Скважин

В системе комплексного контроля за разработкой месторождения наблюдение за состоянием призабойной зоны пласта занимает одно из первых мест. Известно, что дебит скважины и ее продуктивность зависят от гидродинамических параметров пласта, размеров зоны дренирования, а также от состояния эффективности гидравлической связи скважины с пластом. Эффективность гидравлической связи скважины с пластом зависит в основном от первичного и вторичного вскрытия пласта, в результате проведении которых при дальнейшей эксплуатации большинство скважин становятся несовершенными в силу чего фактическая их продуктивность становится меньше потенциальной. Кроме того, в процессе разработки гидродинамические параметры призабойной зоны пласта, такие как проницаемость и гидропроводность постоянно изменяются и, как показывает практика, чаще ухудшаются.

Факторами, влияющими на снижение продуктивности скважин, являются:

- физико-литологические;

- физико-химические;

- термобарические;

- механические.

Коллекторские свойства нефтеносных пород определяются их минералогическим составом и структурой порового пространства. Одной из важных физико-литологических причин снижения проницаемости при первичном вскрытии пласта с применением бурового раствора на водной основе, а также последующее заводнение с целью поддержания пластового давления является разбухание глинистого материала и повышение водосодержания, что приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти.

К физико-химическим факторам снижения продуктивности скважин относятся - эмульсеобразования, отложения парафина, солей и асфальто-смолистых веществ на поверхности скелета пород. К термобарическим факторам снижения продуктивности скважин относятся изменение температуры пласта и давления, что приводит к активизации физико-химических факторов изменения фильтрационно-емкостных свойств пород и флюидов. Снижение температуры вызывает резкое увеличение вязкости нефти, уменьшение ее подвижности, снижение производительности скважин. Как известно, пластовое давление – важный фактор, определяющий энергетические возможности пласта. При снижении пластового давления ниже давления насыщения уменьшается проницаемость по нефти. Кроме того, снижение давления приводит к уменьшению проницаемости пласта вследствие упругих и упругопластических деформаций пористой среды.

При вскрытии пласта за счет больших репрессий в пласт проникает как фильтрат, так и твердая фаза бурового раствора. В зависимости от величины репрессии и времени ее воздействия глубина проникновения компонентов раствора может достигать до нескольких метров. Таким образом, основными факторами снижения проницаемости ПЗП и продуктивности скважин являются:

1. Разбухание цементирующего материала пород-коллекторов
за счет проникновения фильтрата бурового раствора, технологических жидкостей при ремонте скважин и воды, закачиваемой для поддержания пластового давления;

2. Увеличение водонасыщенности пород с образованием эмульсии;

3. Снижение пластового давления и температуры, приводящие к выпадению парафина и асфальто-смолистых веществ на скелете породы и к его необратимым изменениям за счет уплотнения упаковки и изменения структуры перового пространства;

4. Выпадение солей в поровом пространстве вследствие несовместимости закачиваемых и пластовых вод;

5. Механическое засорение ПЗП глинистым материалом, осадками механических примесей с последующим их уплотнением и образованием непроницаемой корки (кольматация).

Все описанные изменения проницаемости ПЗП значительно
снижают потенциальные возможности скважин и проявляются как
совместно, так и по отдельности. Следовательно, для успешной стабильной добычи нефти необходимо планировать и проводить мероприятия по восстановлению и улучшению ухудшенных фильтрационных свойств ПЗП нагнетательных и добывающих скважин с целью увеличения охвата пласта вытеснением нефти водой.

 

Классификация гидродинамического

Несовершенства скважин

 

Как указывалось выше, эффективность гидродинамической
связи пласта и скважин зависит от величины дополнительных
фильтрационных сопротивлений в ПЗП, от ее гидродинамического
несовершенства. Различают следующие виды гидродинамического несовершенства скважин:

1. По степени вскрытия С₁, когда пласт вскрывают не на всю нефтенасыщенную толщину;

2. По характеру вскрытия С₂, когда связь со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные
каналы;

3. По характеру движения жидкости в рабочей части интервала ствола С_З, вызываемое образованием пробок из песка и глины, формированием столба воды выше перфорационных каналов и отложением солей;

4. По качеству вскрытия , когда проницаемость ПЗП снижена (или увеличена) по отношению к естественной проницаемости
породы до вскрытия пласта.

Первые два вида несовершенства называют геометрическим несовершенством, т.к. вблизи стенки скважины нарушается геометрия потока в виде искривления и сгущения линии токов жидкости, что ведет к возникновению дополнительных затрат пластовой энергии на продвижение жидкости к забою скважины.

Качество вскрытия пласта определяется так называемым показателем "скин-эффекта" или эффекта повреждения пласта .

Обозначим через суммарное сопротивление, вызываемое
вскрытием пласта и эксплуатацией скважины

 

 

Отметим, что применяемый в иностранной литературе термин
"скин-эффект" по смыслу равнозначен коэффициенту .

 

 

С учетом вышеприведенных коэффициентов несовершенства выражение для установившегося и неустановившегося движения жидкости примет вид:

 

(9.1)

 

(9.2)

 

где - гидропроводность пласта, мкм²·см/МПа·с;

- установившееся, текущее давление соответственно, МПа;

- радиус скважины по долоту,м;

- радиус дренирования, м;

- приведенный радиус скважины, м.

 

; (9.3)

(9.4)

 

где

здесь - диаметр скважины, м;

- соответственно глубина и диаметр перфорационных отверстий, м;

- толщина пласта, вскрытая перфорацией, м;

- толщина пласта,м;

- среднее число перфорационных отверстий на 1 м вскрытой толщины пласта.

Определение представляют определенную сложность.

Гидродинамическое несовершенство, вызванное изменением
проницаемости призабойной зоны пласта, или так назваемый скин-эффект, который на сегодняшний день может быть определен, в основном, по данным исследования скважин в открытом стволе.
При этом можно воспользоваться следующими формулами:

, (9.5)

 

(9.6)

 

где - проницаемость ПЗП радиуса , м;

- проницаемость пласта, мкм²;

- соответственно депрессия и угол наклона КВД в координатах «» в скважине с открытым забоем радиуса .

При работе скважины сопротивления, входящие в формулы (9.1) и (9.2), действуют комплексно и одновременно, поэтому по данным исследования скважин трудно оценить каждое из них. Общим недостатком формул (9.3) и (9.4) является и то, что они не учитывают изменения сопротивлений во времени.

Необходимо отметить, что многолетняя практика оценки
составляющих общего сопротивления по различным методикам показывает, что большая часть общего сопротивления приходится на
скин-эффект. Применяемый на месторождениях принцип вскрытия
всей эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и достаточная
плотность и глубина перфорации позволяет до минимума уменьшить
величины фильтрационных сопротивлений по степени и характеру вскрытия соответственно. Некоторую часть общего фильтрационного сопротивления занимает сопротивление в стволе скважины. Для оценки качества вскрытия пласта и изменения состояния ПЗП во времени в нефтепромысловой практике используют гидродинамические методы.