Сафонов В.Г. (НАЦ РН ХМАО)

Одним из наиболее важных показателей эффективности геологоразведочных работ наряду с величиной запасов является способность скважин при оптимальных условиях эксплуатации давать то или иное количество полезной продукции в единицу времени. В связи с этим в последнее время все большее внимание уделяется прогнозу начальных дебитов нефти. Чтобы сгладить большой разброс абсолютных значений дебитов, их необходимо рассматривать с позиции коэффициента продуктивности.

Коэффициент продуктивности зависит как от проницаемости удалённой части пласта, так и от проницаемости пласта непосредственно вокруг забоя скважины. Проницаемость пласта определяется палеогеографическими условиями осадконакопления, характером породообразования и вторичными изменениями пород, слагающих объект. На состояние проницаемости пласта вокруг забоя скважины влияют методы вскрытия пласта бурением, спуска, цементажа и перфорации эксплуатационной колонны. Схематично призабойную зону можно представить в виде кольцевой неоднородности вокруг ствола скважины, параметры которой могут быть улучшены или ухудшены по сравнению с параметрами пласта. Именно изменение фильтрационных свойств пласта в этой зоне, неравномерное распределение потока жидкости по всей его эффективной мощности являются причинами возникновения дополнительных сопротивлений, снижающих продуктивность.

 

Рис.1

Изучение состояния призабойной зоны как кольцевой неоднородности основано на теории поверхностного натяжения — скин-эффекта. Положительные значения скин-эффекта указывают на то, что зона неоднородности имеет ухудшенные коллекторские свойства, отрицательные — на то, что проницаемость призабойной зоны выше, чем у пласта, или что дополнительные сопротивления отсутствуют. Для объектов, где коллекторские свойства вокруг забоя и в пласте одинаковы, скин-эффект изменяется от -0,5 до 0,5. Чтобы определить потенциал пласта (потенциальную продуктивность), необходимо знать величину его проницаемости. Это возможно только при наличии полной и качественной информации по испытанию и, прежде всего, по кривой восстановления давления. Тогда расчет проницаемостей пласта, призабойной зоны и скин-эффекта не составляет труда. При получении непереливающего притока современные методы обработки кривой восстановления уровня (КВУ) дают возможность рассчитать с той или иной степенью достоверности фактическую продуктивность скважины и проницаемость призабойной зоны. Метод прослеживания уровня, используемый для изучения непереливающихся притоков, основан на последовательной смене стационарных состояний. Предполагается, что радиус влияния скважины постоянен, жидкость несжимаема, и возмущение у стенки скважины мгновенно распространяется на расстояние постоянного радиуса, равного радиусу влияния скважины. Если считать приток установившимся в момент времени t, то гидропроводность призабойной зоны будет определяться по формуле:

 

(1)

где r_с - радиус скважины, м; R_k - контур питания скважины, м; η — продуктивность, μ — вязкость (ср); k_пз -проницаемость призабойной зоны, мД; h — эффективная мощность пласта, см.

Для определения пластовой гидропроводности необходимо учесть скин-эффект:

 

(2)

 

 

(3)

где r_о - приведенный радиус скважины, эквивалентный дебиту скважины, r_с - радиус скважины, м; R_k - контур питания скважины, м , S — безразмерный параметр, определяющий дополнительные потери давления, μ — вязкость (ср); k — проницаемость, мД; h — эффективная мощность пласта, см.

Тогда, на основании уравнения Дюпии, фактический дебит будет равен:

 

(4)

а потенциальный:

 

(5)

Наиболее часто расчет скин-эффекта производится методом Джойерса и Смита [2], который основан на решении уравнения Ван-Эвердингенса и Херста, учитывающего дополнительные потери давления при записи кривой восстановления давления (КВД):

 

(6)

где χ — пьезопроводность, см²/с; t — время, необходимое для восстановления давления до пластового, с; Q — установившийся дебит скважины перед остановкой, м³/сут.

При отсутствии сведений о КВД Кутасовым Н.М. разработана методика [1], исходными величинами расчетов которой являются время испытания t и суммарный отбор нефти Q_c из пласта. Скин-эффект рассчитывается по формуле:

 

(7)

где m_о - коэффициент открытой пористости; β_с - сжимаемость, b — объемный коэффициент; t — время работы на режиме, ч.

Необходимые условия решения приведенных выше уравнений — установившаяся фильтрация пластовой жидкости к стволу скважины и известное значение коэффициента проницаемости пласта, которое определяется по КВД. Кутасов Н.М. указывает на возможность применения своего уравнения для анализа неустановившегося опробования на ограниченном промежутке времени, для которого Q и Р принимаются условно постоянными. Тогда для решения уравнений (7) и (4), при анализе неустановившихся притоков, нам не хватает лишь коэффициента проницаемости пласта.

Поскольку надежного способа определения пластовой гидропроводности по КВУ не существует, предлагается подобрать этот коэффициент аналитическим путём, используя для проверки уравнение (4).

Зная объем притока за время t, произвольно выбираем значение коэффициента гидропроводности, близкое по значению к рассчитанному по КВУ коэффициенту гидропроводности призабойной зоны, и находим величину скин-эффект методом Кутасова. Выбранную пластовую гидропроводность и рассчитанный скин-эффект вводим в уравнение (4), сравниваем полученный расчетный дебит с фактическим. Методом подбора находим такое значение гидропроводности, при котором величина скин-эффекта удовлетворяет требованию равенства фактического и расчетного дебитов скважины при данных условиях. Потенциальные возможности пласта определяются при условии равенства r_о и r_с, т.е. при скин-эффекте, равном 0.

 

Рис.2

В качестве примера подробно рассмотрен пласт АС₁₁ в скв. 412 Приобской площади. В процессе испытания объекта была записана КВУ, а после выхода скважины на фонтанирование — КВД (рис.1). По КВУ методом, описанным выше, получена величина гидропроводности 3.79 Дсм/сп и рассчитан скин-эффект – 0.59. Те же вычисления проведены для установившегося притока. Гидропроводность в этом случае равна 3.68 Дсм/сп, а скин-эффект -0.76 (рис.2). Пластовая гидропроводность, полученная в результате обработки КВД для контроля, составляет 3.76 Дсм/сп, скин-эффект -0.32.

 

Таблица 1. Данные определенных гидропроводностей, скин-эффектов и потенциальных продуктивностей

В табл.1 приведены данные определённых гидропроводностей, скин-эффектов и потенциальных продуктивностей по 15 объектам, на которых были записаны КВУ и КВД. Запись КВД осуществлялась как после отработки скважины на установившихся режимах, так и при помощи комплексного испытателя пластов (КИИ). На 6-ти объектах в процессе испытания проводились работы по интенсификации притока. Поэтому расчёт скин-эффектов на установившемся режиме по методу Кутасова проведен с коэффициентом гидропроводности, определенном по КВД, для сравнения с величиной скин-эффекта, полученного методом Джойерса и Смита. Существенные различия скин-эффектов по КВУ и КВД в ряде случаев связаны с применением интенсификации притоков и очистки призабойной зоны. При этом отличия в определении потенциальных возможностей пласта незначительны (рис.3).

 

Рис.3

Литература

1. Кутасов Н.М. Новый метод определения совершенства вскрытия пласта.– MultiSpectrum Technologics Santa Monica, Calif.
2. Чернов Б.С., Базлов М.Н. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. — М.- Гостоптехиздат. — 1960 . — 319 с.