ВВЕДЕНИЕ

   В настоящее время, разработка месторождений через длительное не прерывное время всегда приводит к тому что, большая часть месторождений становятся трудно извлекаемым, высокой обводненности скважин, возникновению АСПО внутри скважин а так же в ПЗП ….. И все эти ведут к тому что скважина станутся  мало- продуктивными. При этом добыча остается не рентабельной. Поэтому надо применять новое мероприятие по повышению нефтеотдачи пласта, которое основано на результаты и анализа ГДИСа пласта.

   В данной работе была разработана способы  оценки состояния ПЗП, и так же введено методики разработки получивших данных по ГДИСу.

   В работе были использованы несколько графиков, таблиц данных и результатов, полученных на практической разработке малодебитных скважин на некоторых месторождениях ОАО "Оренбургнефть" 

1. СПОСОБЫ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ  ПЗП

  Из  практических материалов анализа причин снижения производительности скважин видно, что 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.

  В связи с этим обоснование целесообразности эксплуатации скважины при данных технико-экономических  ситуациях следует начинать с выяснения причин ее малодебитности.

  Если  низкий дебит скважины обусловлен эксплуатационными  причинами, то прежде всего необходимо проводить работы по восстановлению коэффициента продуктивности скважины.

  В табл. 6.6 приведены примеры существенного  увеличения дебитов скважин после проведения обработок призабойной зоны пласта.

  Как было показано выше, 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:

• вызов притока жидкости из пласта известными способами с регулярным почасовым замером дебита скважины до выполаживания кривой зависимости дебита во времени, т.е. Q = fit);
• проведение исследований для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины на данный период, принимаемого за характеристику состояния ПЗП после освоения скважины;

Таблица 1.1

Результаты  обработки призабойной  зоны пласта малодебитных скважин на некоторых месторождениях ОАО "Оренбургнефть" 

• длительное  извлечение нефти из пласта (5-30 сут) 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 сут, а также при кратковременном периоде ее эксплуатации, а полная - в течение 10-40 сут;
• 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;
• 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;
• освоение скважины и гидродинамические исследования после принудительной очистки ПЗП.

  Для количественной оценки гидродинамического совершенства скважины при оценке состояния ПЗП принимается формула

где φ - коэффициент гидродинамического совершенства скважины; Q_{H с} и Q_c - дебиты гидродинамический несовершенной и совершенной скважин соответственно; k_n и k_y - коэффициент проницаемости соответственно призабойной и удаленной зон пласта; R_K - радиус контура питания пласта; г_с и г_пр - радиус гидродинамический совершенной скважины и приведенный несовершенной скважины соответственно.

  Проницаемость призабойной зоны k_u отражает ее ухудшение и улучшение при вскрытии пласта, освоении или эксплуатации скважины, а также литологическую неоднородность, различие физико-химических свойств и трещиноватость пород коллектора

Через приведенный радиус скважины оцениваются  аномальные фильтрационные сопротивления от неполноты вскрытия пласта, его литологической неоднородности и трещиноватости. Недостаток метода - трудность определения радиуса контура питания. Нахождение его особенно осложняется в геологоразведочных работах, когда на разведуемой площади имеется только одна скважина. Поэтому радиус контура питания единичной разведочной скважины при ее опробовании условно принимается равным 1000 м. В эксплуатационных скважинах он приравнивается к половине среднего расстояния между исследуемой и соседними скважинами .

  Из  формулы (6.1) видно, что коэффициент гидродинамического несовершенства скважины зависит от двух переменных величин: от коэффициента проницаемости призабойной зоны и приведенного радиуса скважины.

  Если  проницаемость призабойной зоны равна проницаемости удаленной зоны пласта, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет равен единице. Если же во время вскрытия пласта проницаемость призабойной зоны ухудшилась, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет меньше единицы. При образовании в призабойной зоне искусственных трещин проницаемость ее будет улучшена по сравнению с удаленной зоной, и если после вскрытия пласта она не ухудшена, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет больше единицы. С увеличением количества трещин, соединенных со стволом скважины, коэффициент гидродинамического совершенства тоже будет увеличиваться.

  Итак, в трещиноватых, пористо-трещиноватых, а также пористых коллекторах при образовании искусственных трещин в ПЗП коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от степени загрязнения трещин может быть меньше, равен или больше единицы.

При условии  равенства проницаемости в призабойной  зоне и удаленных зонах пласта и литологической неоднородности коллекторов коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет в основном зависеть от значения степени и метода вскрытия пласта. Например, если по степени вскрытия его скважина совершенна, то коэффициент гидродинамического совершенства ее в основном будет зависеть от плотности и качества перфорации, монолитности самого цементного кольца и плотности сцепления его с фильтрационной поверхностью породы. Чем больше плотность перфорации, глубже перфорационные каналы в породе, тем больше будет гидродинамическое  совершенство  скважин.   При  определенной плотности перфорации в условиях высокой трещиноватости породы и кавернозности ствола, а также торпедировании скважины коэффициент гидродинамического совершенства ее может быть равен, а иногда и больше единицы.

  При немонолитном сцеплении цементного кольца с фильтровой поверхностью скважины или отсутствии этого кольца коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть равен или больше единицы. Таким образом, и в этом случае при соответствующем влиянии одной или нескольких причин коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть меньше, равен или больше единицы. В последних двух случаях, когда коэффициент равен или больше единицы, название его не отражает содержания. Поэтому эту величину следует называть коэффициентом гидродинамического совершенства призабойной зоны пласта. В результате применения какого-либо способа самопроизвольной очистки, а также методов воздействия на пласт изменится дебит скважины. Это будет свидетельствовать об изменении коэффициента гидродинамического совершенства призабойной зоны пласта. Допустим, что после обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ дебит несовершенной скважины увеличился с Q_Hс до Q_с- Тогда с учетом уравнения (1.1) эффективность обработки:

  Здесь буквенные обозначения параметров с индексом "1" соответствуют их значениям до обработки, а с индексом "2" -после обработки.

  Если  эффективность обработки вызвана  улучшением только проницаемости пористой среды в призабойной зоне, то приведенный радиус скважины будет постоянной величиной, а уравнение (1.2) примет вид

                                                              (1.3)

Во время  обработки призабойной зоны и  освоения скважины, т.е. при прямом и обратном движении раствора или другой технологической жидкости, по всей толщине пласта может промыться зазор между стенками породы скважины и цементным стаканом. В таких случаях значительно повышается фильтрационная поверхность притока жидкости из пласта, а следовательно, увеличивается и приведенный радиус скважины Если    же    проницаемость    призабойной    зоны    остается    без изменений, то уравнение (1.3) преобразуется, т.е. 

В природе  не существует абсолютно одинаковых скважин по гидродинамическим и технологическим характеристикам. Они отличаются друг от друга геолого-литологическими, физико-химическими, термогидродинамическими, технико-технологическими и другими характеристиками.

  Для оценки состояния призабойной зоны пласта можно использовать кривые восстановления давления в скважине. Обработав их, можно определить значение так называемого скин-фактора, с помощью которого можно найти количественную характеристику гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом. Рассмотрим этот вопрос подробнее.

2. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ  ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ПО КВД

  Давление  в любой точке пласта (в том  числе на забое скважины) после пуска или остановки скважины с постоянным дебитом зависит от множества факторов и параметров: состояния призабойной зоны, радиуса скважины и ее гидродинамического несовершенства, геометрии границ пласта и т.д.

где р_к - давление на контуре питания пласта;Q-дебит скважины на установившемся режиме ее пуска или остановки; µ -динамическая вязкость жидкости; k - коэффициент проницаемости пласта; h - толщина пласта; ръ, r, t…. -безразмерное давление, время и координата точки; S - скин-фактор, введенный Ван-Эвердингером и Херстом (1953 г.); он определяет разность давлений при установившемся режиме фильтрации вокруг скважины, призабойная зона которой имеет проницаемость, отличную от проницаемости удаленной зоны пласта.