Мои Конспекты
Главная | Обратная связь

...

Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

Оцінювання якісного розкриття продуктивного пласта





Помощь в ✍️ написании работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Будь-яку свердловину, пробурену в продуктивному пласті, не можна вважати досконалою, оскільки при цьому змінюються фільтраційні властивості порід-колекторів та створюються штучні опори руху флюїду із пласта до свердловини.

Гідродинамічно досконалою вважають таку свердловину, яка розміщена в центрі кругового пласта з радіусом , а природні фільтраційні властивості порід пласта не зазнали змін та є ізотропними в усіх напрямках, його товщина є сталою, флюїд однорідний і нестискуваний. На рис. 1.13 подано схему гідродинамічно досконалої свердловини та гідродинамічно недосконалих свердловин з різних причин.

Для оцінювання якості розкриття продуктивних пластів використовують методи, які ґрунтуються на аналізі результатів промислових даних. До них належать методи порівняння питомого дебіту чи питомої продуктивності свердловин, пробурених з використанням різних типів промивальних рідин.

 

а) гідродинамічно досконала свердловина, k =const; б) гідродинамічно недосконала свердловина за якістю розкриття, k =const; в) гідродинамічно недосконала свердловина за ступенем розкриття, k 1 > k 2; г) гідродинамічно недосконала свердловина за характером розкриття.

 

Рисунк 1.13 – Схеми гідродинамічно досконалої та гідродинамічно недосконалих свердловин

 

За питомий дебіт прийнята кількість флюїду, що видобувається на один метр ефективної товщини пласта:

, (1.11)

 

де − дебіт свердловини, ;

− ефективна товщина пласта, м.

Під питомою продуктивністю розуміють питомий дебіт свердловини на 1 Па перепаду між пластовим та вибійним тисками:

. (1.12)

 

Ці методи дозволяють у певній мірі оцінити якість розкриття продуктивного пласта з використанням конкретного типу промивальної рідини. Однак вони мають досить суттєві вади, які можуть призвести у кінцевому підсумку до помилкових висновків. Вказане є наслідком того, що ці параметри не відображають безпосередньо стан привибійної зони продуктивного пласта, і не дають однозначного оцінювання тому, що є причиною зниження чи підвищення питомої продуктивності свердловини. Адже це може бути не тільки наслідком використання певного типу промивальної рідини, але й результатом впливу природної проникності порід-колекторів привибійної частини свердловини. Крім цього, на переважній більшості родовищ проникність порід-колекторів характеризується значною неоднорідністю як за площею, так і за товщиною пласта. Має значення також якість робіт, пов’язаних із закінчуванням свердловини (спуск та тампонування експлуатаційної колони, вибір інтервалу перфорації та ефективності її проведення, освоєння свердловини), що створює додатковий вплив на стан продуктивного пласта і в кінцевому рахунку на досконалість свердловини. Деколи невдалість цих операцій може звести нанівець переваги тієї промивальної рідини, яка використовувалась для розкриття продуктивного пласта. Можуть бути випадки, коли на одному родовищі для розкриття продуктивних пластів використовували декілька типів промивальних рідин, які вважаються ефективними. Такі результати не дадуть відповіді на питання про те, яка частка від максимально можливої продуктивності отримана у кожному конкретному випадку. Тому оцінювання якості розкриття продуктивних пластів повинно ґрунтуватись на методах, які дозволяють отримати об’єктивну інформацію про вплив промивальної рідини на породи-колектори. Ця необхідність випливає з такого. Радіальна фільтрація флюїду з пласта у свердловину при однорідній проникності порід-колекторів визначається рівнянням Дюпуї:

 

, (1.13)

де − проникність порід-колекторів, ;

− товщина продуктивного пласта, ;

− відповідно, величини тисків на контурі живлення свердловини та її вибої, ;

µ − динамічна в’язкість флюїду у пластових умовах, ;

− відповідно радіус контуру живлення свердловини та радіус свердловини, м.

Внаслідок негативного впливу дисперсійної фази та фільтрату промивальної рідини на породи-колектори їх проникність погіршується з утворенням зон змінених проникностей (рис. 1.14).

 

k 1, k 2, k 3 – відповідно проникність порід-колекторів у незабрудненій частині пласта, зоні кольматації та зоні проникнення фільтрату промивальної рідини;

rk, Rзрадіус зони кольматації та зони проникнення фільтрату відповідно.

 

Рисунок 1.14 – Схема до розрахунку величини “скін-ефекту”

У результаті змін фільтраційних властивостей порід-колекторів фільтрація пластового флюїду зменшиться, величина якої оцінюється виразом:

 

, (1.14)

 

де S – ”скін-ефект”, який характеризує наявність додаткових фільтраційних опорів, що виникли завдяки змін у приствольній частині продуктивного пласта.

За відомими значеннями проникностей різних зон величину ”скін-ефекту” розраховують так:

 

, (1.15)

Співвідношення і показують, у скільки разів проникність порід-колекторів у зоні дії фільтрату промивальної рідини та у зоні кольматації відповідно гірші від природної проникності. Чим більші ці співвідношення та більші радіуси зон погіршення проникності порід-колекторів, тим більша величина ”скін-ефекту”.

Дебіт свердловини може бути також визначений і за середнім значенням проникності порід-колекторів при фільтрації флюїду із пласта у свердловину:

 

, (1.16)

 

де – середнє значення проникності порід-колекторів. Якщо вважати, що , то середнє значення проникності визначають так:

. (1.17)

Ступінь зниження дебіту свердловини в результаті зменшення проникності привибійної ділянки пласта визначають співвідношенням дебіту свердловини з порушеною проникністю до дебіту свердловини з природною проникністю.

Отже:

. (1.18)

 

Аналізуючи це рівняння, В. М. Щелкачов зробив такі важливі висновки:

1) Найбільший вплив на дебіт свердловини має зміна проникності в зоні, яка залягає у безпосередній близькості до стінок свердловини, і цей вплив швидко зменшується в міру збільшення віддалі від її стінок.

2) Зменшення проникності в деякій круговій області свердловини в будь-яку кількість разів значно більше впливає на зниження її дебіту, ніж наступне збільшення проникності в цій області в цю ж кількість разів – на збільшення дебіту. Отже позитивний ефект від штучного збільшення проникності порід-колекторів (кислотна обробка, гідророзрив і т.п.) може бути набагато менший, ніж негативна дія промивальної рідини на їх проникність.

Таким чином, для визначення реального впливу промивальної рідини на якість розкриття продуктивних пластів необхідно знати проникність порід-колекторів як поза межами дії цієї рідини, так і в межах її дії, а також розміри цих меж.

Значення проникності порід-колекторів у межах впливу промивальної рідини kз можна оцінити за величиною коефіцієнта відновлення проникності ( ):

 

. (1.19)

 

Значення коефіцієнта оцінюють у лабораторних умовах, на чому було наголошено раніше. Величину радіуса зони з порушеною проникністю порід-колекторів визначають за даними геофізичних вимірювань.

Однак, вказана методика не вважається достатньо точною в силу того, що величина коефіцієнта відновлення проникності порід у лабораторних умовах відрізняється від такого ж коефіцієнта в пластових умовах. Крім цього, за дослідженнями Ф. І. Котяхова, навіть використання для відбору керну розчинів на нафтовій основі призводить до зменшення проникності колекторів у декілька разів у порівнянні з даними, отриманими шляхом геофізичних вимірів.

У практиці буріння свердловин провідними світовими компаніями, для визначення ступеня зменшення продуктивності свердловин внаслідок забруднення привибійної зони, найчастіше застосовують метод гідродинамічних досліджень. Ступінь зниження потенційної продуктивності визначають за відношенням продуктивностей (ВП), або за коефіцієнтом привибійної закупорки (кпз). Коефіцієнт привибійної закупорки, який є безрозмірною величиною, характеризує погіршення колекторських властивостей порід у привибійній частині незакріпленої ділянки свердловини, а також недосконалість закріпленої. Насамкінець, він, будучи величиною оберненою до параметра ВП, характеризує відношення теоретичної продуктивності свердловини, яка була б за відсутності зони зміненої проникності, до її дійсної проникності. Якщо кпз = 1, то проникність порід-колекторів у приствольній частині не зменшилась; якщо кпз > 1, то теоретична продуктивність повинна бути у стільки ж разів більша за дійсну продуктивність. І якщо кпз < 1, то проникність у приствольній частині продуктивного пласта більша, ніж у віддаленій його частині.

Величину кпз визначають за кривими відновлення тиску, які отримані під час проведення гідродинамічних досліджень як у свердловинах, що вводять в експлуатацію, так і безпосередньо в незакріпленому стволі щойно розкритого продуктивного пласта.

Параметр ВП оцінюють із співвідношення:

 

, (1.20)

 

а коефіцієнт привибійної закупорки за виразом:

, (1.21)

де і – кутовий коефіцієнт, який чисельно дорівнює тангенсу нахилу прямолінійної ділянки кривої відновлення тиску до осі абсцис.

Детальне викладання методики визначення цих параметрів та інших характеристик пласта на підставі результатів випробувань подається в 2 розділі. Проведені дослідження показують, що при діаметрі свердловини 100 мм, глибині зони кольматації 50 мм і погіршенні проникності порід-колекторів на 20 % від природної, продуктивність свердловини складає 50 % від можливої. Тому проведення гідродинамічних досліджень з метою оцінювання якості розкриття продуктивних пластів для прийняття подальших рішень вважається актуальним завданням.

Оцінювання якості розкриття продуктивних відкладів на площах Передкарпаття (Ольхівська, Росільнянська, Битків-Пасічнянська та Рожнятівська) за результатами геофізичних досліджень, промисло­вих та інших даних дозволила встановити, що їх розкрили із знач­ною репресією на пласт, яка досягала в окремих випадках 15 – 20 МПа, у результаті чого у пласти, розміщені нижче зон АВПТ, задавлювали буровий розчин. Радіус зони проникнення бурового розчину у пласти-колектори, розрахований за формулою К. Ф. Пауса, у більшості випадків був 0,4 – 0,8 м. Для вторинного розкриття пластів вико­ристовували кумулятивні перфоратори ПКС-106, ПКС-80, ПКС-65, ПКО-69.

У таблиці 1.12 подано дані про довжину перфораційних каналів, які створюються у породі, для кумулятивних перфораторів різних типів у випадку перфорації при тиску 30 МПа та міцності скелету породи 45 МПа.

 

Таблиця 1.12 – Дані про довжину перфораційних каналів, які

ство­рюються у породі, для кумулятивних перфораторів

 

Тип пер- форатора Діаметр об-садної колони, мм Максимальна маса заряду, кг Довжина перфораційного заряду, м
ПКС-105Т 146-178 0,05 0,24
ПКС-80Т 114-146 0,021 0,13
ПКС-65Т 89-114 0,019 0,08
ПКО-89 127-178 0,05 0,21

 

 

Порівняння розрахункового радіусу зон проникнення бурового розчину у пласти з довжиною перфораційних каналів, які створюють­ся у породі, показує, що довжина їх на 0,2 – 0,7 м менше цього радіуса, тобто якість вторинного розкриття продуктивних відкла­дів на цих площах, як і первинного, низька. Створення великої репресії на продуктивні пласти і мала вирішальна здатність пер­фораторів, що використовуються, стала причиною відсутності або малої інтенсивності припливу флюїдів із пластів, про газонафтонасиченість яких був позитивний висновок. Як приклад можна навести свердловину № 2 – Космач-Покутську, яка розкрила на глибині 3070 –3143 м газоносний, за геофізичними даними, пласт. При випробовуванні цієї свердловини одержали непромисловий приплив газу. Не одержано припливу із свердловини № 1 – Лопушна, № 9 – Сливки, № 903 – Пасічна, хоча за даними випробування за допомогою ОПТ та КИИ-146 ці свердловини розкрили нафтоносні відклади. Порівняння градієн­тів тисків стовпа бурового розчину та порового тиску для вказаних свердловин показало, що при розкритті продуктивних відкладів репресія на пласт становила 7,0 – 11,5 МПа при радіусі зони про­никнення 0,6 – 0,9 м, тобто якість розкриття пластів була низькою [63].

Причиною низької якості розкриття продуктивних відкладів на площах Передкарпаття є відсутність даних з прогнозування зон АВПТ при бурінні свердловин.

На площах Передкарпаття при розкритті порід-покришок градієн­ти порового тиску значно вищі градієнтів тиску стовпа бурового розчину. Для запобігання ускладнень, які виникають при розбурюван­ні таких порід, буровий розчин обважнювали, а продуктивні відклади, які залягають нижче, розкривали без зміни його показників, що зумовило проникнення розчину в пласт на велику глибину, особливо в інтервалах залягання тріщинуватих колекторів.

Наприклад, при порівнянні градієнтів порового тиску та тиску стовпа бурового розчину на свердловинах № 1, 2, 3 та 5 Рожнятівської площі встановлено, що максимальні значення порового тиску характерні для порід-покришок поляницької та бистрицької свит. У сверд­ловині № 5 градієнт порового тиску становив МПа/м, для ін­ших свердловин був у межах МПа/м. Під час розбурювання цих відкладів часто виникали ускладнення (осипи, обвали порід, які складають стінки свердловини, прихвати бурової колони, газування бурового розчину). Як правило, ці ускладнення виникали у зонах перевищення гідростатичного тиску над поровим. Зони АВПТ проміжною колоною повністю не перекривались. Повсякчасне газування бурового розчину примушувало обважнювати його, через що продук­тивні відклади розкривали з репресією на пласт, яка досягала 18 – 20 МПа. У результаті значного перепаду між тиском у свердлови­ні та продуктивних пластах утворилась зона глибокого проникнення бурового розчину, радіус якого досягав 1 м. Низька якість розкрит­тя продуктивних відкладів на цій площі призвела до того, що, не дивлячись на повсякчасні газопрояви, при випробуванні свердловин промислового припливу не одержано.

Таким чином, прогнозування зон АВПТ, порівняння градієнтів тиску стовпа бурового розчину і порового тиску, визначення радіу­са зони проникнення бурового розчину у пласт-колектор з врахуван­ням його колекторських властивостей дозволяють стверджувати, що якість розкриття продуктивних відкладів на більшості свердловинах Передкарпаття є низькою. На підставі одержаних даних рекомендується у пробурених свердловинах (площі Ольхівка, Рожнятів) розбурювати цементний міст та провести повторне дослідження продуктив­них пластів. Для підвищення ефективності пошуково-розвідувального буріння в умовах Передкарпаття необхідно проводити геофізичні та лабораторні дослідження з метою прогнозування та виявлення зон АВПТ, враховуючи результати цих досліджень при спуску проміжної колони.

 

Доверь свою работу ✍️ кандидату наук!
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой



Поиск по сайту:







©2015-2020 mykonspekts.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.