Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении (стр. 11 из 13)
(4.3)где: КИ - коэффициент использования вскрытой мощности пласта; МР - работающая мощность пласта; МВ - вскрытая мощность пласта;
Коэффициент использования вскрытой мощности продуктивного пласта является одним из важнейших показателей качества вскрытия пласта, повышение степени извлечения нефти и газа из недр. Этот коэффициент должен служить определяющим показателем возможности объединения нескольких пластов и прослоев в один эксплуатационный объект.
Величина Ки не постоянна во времени и зависит от периода эксплуатации залежи и способа вскрытия пласта. По мере извлечения пластового Р условия работы залежи будут отличаться от условий начального периода эксплуатаций. В связи с этим при необходимости бурение новых скважин для доразработки залежи следует вскрывать пласт с учетом изменившихся условий.
Состояние ПЗП.
Наиболее приемлемым способом определения состояния ПЗП является определение величины ОП - отношение продуктивностей, показывающей, во сколько раз реальный дебит скважины отличается от теоретического. В связи с тем, что различие между продуктивностями определяется только проницаемостью пород, например, ОП рассматривают <Амиян>, как отношение:
, (4.3)где
Qф - фактический дебит скважины;
Qт - теоретический дебит скважины (вскрытие пласта без ухудшения его фильтрационных свойств);
Параметр ОП показывает, какую долю теоретически возможного дебита в случае идеального вскрытия пласта имеет скважина при реальных условиях вскрытия.
Методы повышения качества вскрытия.
Под высоким качеством вскрытия продуктивного пласта следует понимать выполнение комплекса операции по завершению скважины с применением таких технологических приемов которые обеспечивают сохранение естественной проницаемости ПЗП
К основным задачам решение которых может обеспечить достижение этой цели, можно отнести:
выбор типа бурового раствора для вскрытия пласта;
выбор конструкции скважины и способа цементирования колонны;
определение интервала перфорации;
определение раствора глушения;
определение типа и вида перфорации;
определение плотности перфорации;
воздействие на пласт после перфорации;
способ вызова притока.
Рассмотрим технику и технологию вторичного вскрытия пласта с использованием пенных систем, представленные в следующем разделе.
5.3 Вскрытие продуктивного пласта перфорацией с применением пенных систем
Как известно, продуктивный пласт вскрывают перфорацией после заполнения скважины той жидкостью, которую применяли при вскрытии пласта бурением. Так как процесс перфорации часто происходит длительное время, в призабойную зону проникает вода или фильтрат промывочной жидкости (глинистого раствора), что существенно ухудшает фильтрационные свойства коллектора. Как правило, при перфорации применяют глинистый раствор низкого качества с высокой водоотдачей, поэтому количество проникшего в пласт фильтрата бывает значительным. После перфорации глинистый раствор заменяют водой. В процессе этих работ в пласт дополнительно проникает как фильтрат глинистого раствора, так и вода. Если после полной замены глинистого раствора в стволе скважины водой отсутствует приток жидкости (газа) из пласта, то начинают снижать уровень воды в скважине путем закачки сжатого воздуха (компрессором), газа высокого давления (из газопровода высокого давления) или азота с помощью специальных установок. В процессе этих работ в пласт вновь проникает некоторое количество воды.
Таким образом, от начала перфорации до получения притока жидкости (газа) из пласта в призабойную зону проникает большое количество фильтрата промывочной жидкости и воды, что ведет к существенному снижению естественной проницаемости коллектора.
Для частичного устранения этих недостатков иногда до начала иногда до начала перфорации в нижней части эксплуатационной колонны помещают раствор на углеводной основе или водный раствор ПАВ.
Оба способа до некоторой степени отвечают условиям сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия перфорацией. Однако при пластовом давлении намного ниже гидростатического применение водного раствора ПАВ может привести к отрицательным результатам вследствие того, что по мере проникновения водного раствора ПАВ в глубь пласта содержание ПАВ в воде резко уменьшится из-за адсорбации его на поверхности породы, и в связи с этим проницаемость удаленной зоны продуктивного пласта ухудшится. Отрицательное влияние водного раствора ПАВ будет тем интенсивнее, чем больше глинистых веществ содержится в продуктивном пласте и чем ниже пластовое давление по сравнению с гидростатическим.
Наиболее прогрессивным техническим решением является применение растворов на углеводородной основе. Однако, при пластовом давлении намного ниже гидростатического (0,7 и ниже) применение растворов на углеводородной основе также может привести к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта вследствие проникновения в него вместе с раствором на углеводной основе большого количества воды. Если даже весь ствол скважины перед перфорацией будет заполнен раствором на углеводной основе, то при пластовом давлении, равном 0,7 и ниже гидростатического, вследствие проникновения в пласт этого раствора в большом количестве трудно будет вызвать приток жидкости и газа из пласта из-за высокой вязкости системы и ее структурно-механических свойств. В указанных условиях наиболее целесообразным является применение пен.
Сущность рекомендуемого способа состоит в том, что в нижней части эксплуатационной колонны до проведения процесса вскрытия пласта перфорацией помещают столб пены, поверх которого должна находиться пенообразующая жидкость. Поскольку пена в нижней части колонны находится довольно длительное время, то может произойти частичное разделение фаз. Однако газовая фаза будет двигаться вверх и, встретив на своем пути пенообразующую жидкость, вновь образует пену. Таким образом, предотвращается разрушение пены, помещенной в нижней части эксплуатационной колонны на период вскрытия пласта перфорацией. Разрушению пены препятствует также давление столба жидкости в стволе скважины, находящейся над столбом пены.
Объем пены определяют с учетом следующих условий:
Объем пены, помещаемой в нижней части колонны, не должен вызывать притока жидкости (газа) из пласта в процессе перфорации;
Объем пены должен препятствовать проникновению в пласт жидкости (воды, глинистого раствора), находящейся в стволе скважины;
Гидростатическое давление столба жидкости (воды, глинистого раствора) с добавкой ПАВ, находящейся над столбом пены в скважине, должно быть выше величины упругой энергии пены.
Для выполнения этих условий рекомендуется образовать двухфазную пену следующего компонентного состава: поверхностно-активное вещество, стабилизатор, хлористый кальций.
Указанные компоненты предварительно растворяются в воде, а затем перед закачкой в скважину приготовленный водный раствор вспенивают.
Результаты лабораторных исследований устойчивости пены, приготовленной на основе водных растворов ОП -10, стабилизатора КМЦ - 600 и хлористого кальция, Предоставлены в таблице - 5.4
Таблица 5.4-компонентный состав пен
| КонцентрацияХлористогоКальция,% | КонцентрацияКМЦ-600,% | Устойчивость пены (с/см3) при концентрацииОП - 10,% | |||
| 0,5 | 0,8 | 1,0 | 1,5 | ||
| 20 | 00,51,01,5 | 5,19,121,547,6 | 5.012,521,237,0 | 4,812,120,632,4 | 4,012,719,224,7 |
| 30 | 00,51,01,5 | 6,318,935,059,4 | 8,515,830,252,6 | 7,621,330,049,1 | 8,0117,329,441,9 |
| 40 | 00,51,01,5 | 13,317,438,758,0 | 12,118,050,087,5 | 10,018,543,563,1 | 16,617,040,066,4 |
Устойчивость пены определяли по методике ВНИИ.
При концентрациях хлористого кальция наибольшая устойчивость пены получается при 0,5 - 0,8% -ой концентрации ОП - 10 и 1,0 - 1,5% -ной стабилизатора КМЦ - 600.
В связи с этим пену можно создать как при 20% -ной концентрации хлористого кальция, так и при 30 - 40% -ной в зависимости от величины пластового давления.
Если пласт давление составляет 0,8 и ниже гидростатического, двухфазную пену можно образовать с концентрацией хлористого кальция 20%. При пластовом давлении 0,8 - 1,0 гидростатического концентрацию хлористого кальция можно принять равной 30 - 40%.
При степени аэрации 30 - 40 в нормальных условиях можно образовать двухфазную пену плотностью 1,0 г/см3. Приготовленная таким образом двухфазная пена, заполняющая нижнюю часть колонны, предохранит призабойную зону пласта от попадания в ней воды в процессе всего периода перфорации.
Частично проникающая в пласт двухфазная пена не оказывает отрицательного влияния на проницаемость коллектора, пена указанного компонентного состава будет содействовать частичной очистке призабойной зоны в процессе вызова притока жидкости (газа) из пласта.
Рекомендуемый способ перфорации эксплуатационной колонны имеет следующие преимущества:
возможность регулирования давления на забое скважины в широком диапозоне; достигается это путем изменения степени аэрации и объеьма пены, помещаемой в нижней части эксплуатационной колонны;
предотвращение попадания в призабойную зону пласта жидкости (глинистого раствора, воды) в процессе перфорации колонны.
Скважина имеет глубину 2500 м, пластовое давление составляет 0,8 гидростатического, коллектор песчано-алевритовый с содержанием набухающих глинистых веществ. Пласт вскрывали бурением с применением глинистого раствора. По соседним скважинам установлено, что приток жидкости из пласта начинается только после замены столба глинистого раствора водой и снижения уровня воды в скважине на 800 - 1000м.