 а
 б
Рисунок 1.1 – Изменение величин коэффициента восстановления проницаемости (а) и отношения продуктивности (б) от проницаемости пласта и сроков воздействия промывочной жидкости на пласт (3 суток, 2-8 суток) по Уренгойскому месторождению
 а
 б
Рисунок 1.2 – Изменение величин коэффициента восстановления проницаемости (а) и отношения продуктивности (б) от проницаемости пласта и сроков воздействия промывочной жидкости на пласт (3 суток, 2-8 суток) по Ямбургскому месторождению
Таблица 1.8 - Результаты первичного вскрытия продуктивных пластов скважинами с открытым забоем на Уренгойском месторождении
Номер скв., пласт
|
Прони-цаемость,
10-3мкм2
|
Пористость, доли
|
Глинистость, доли
|
Фильт-рация,
см3
|
Депрес-сия,
МПа
|
Rф
|
β,
%
|
ОП, доли
|
20623
БУ10,11
|
5
5
20
20
|
0,16
0,16
0,16
0,16
|
0,10
0,20
0,10
0,20
|
3
3
3
3
|
10
10
10
10
|
0,339
0,339
0,339
0,339
|
0
0
14,7
0
|
0
0
0,574
0
|
20660
БУ10,11
|
5
5
20
20
|
0,16
0,16
0,16
0,16
|
0,10
0,20
0,10
0,20
|
3
3
3
3
|
10
10
10
10
|
0,339
0,339
0,339
0,339
|
0
0
19,7
0
|
0
0
0,574
0
|
20626
БУ12-1
|
50
50
70
70
|
0,16
0,16
0,16
0,16
|
0,10
0,20
0,10
0,20
|
3
3
3
3
|
10
10
10
10
|
0,339
0,339
0,339
0,339
|
46,0
26,2
54,0
39,7
|
0,824
0,661
0,866
0,783
|
Экспериментальные данные показывают, что из трех скважин одна обладает достаточным для работы отношением продуктивностей, а две имеют только один вариант работы, если в пласте имеется пропласток с проницаемостью 2010-3мкм2 и глинистостью 0,10 или меньше. Участки пластов с большой глинистостью или меньшей проницаемостью в этих скважинах не работают.
Для значимых оценок и прогнозов продуктивности испытываемых объектов необходимо располагать информацией, во-первых, о фильтрационно-емкостных характеристиках пласта, и, во-вторых, об уровне степени совершенства его вскрытия.
На сегодняшний день фильтрационные параметры коллектора принято определять, в основном, тремя методами: по данным гидродинамических исследований, по результатам анализа кернового материала, по данным интерпретации геофизических исследований [10].
Привлечение для этой цели результатов лабораторных исследований по керновому материалу не может решить вопроса. Во-первых, несоответствие полей физико-химико-механических параметров исследуемой среды в естественных и лабораторных условиях, т.е. отсутствие надежных критериев подобия. Во-вторых, трудности привязки отобранных образцов керна к фактическим интервалам испытания. Указанные обстоятельства существенно снижают значимость таких определений.
Данные геофизических исследований скважин не решают задачу получения информации о фильтрационно-емкостных свойствах пластов, т.к. они получены на основе корреляционной зависимости между показаниями геофизических приборов и параметров полученных по данным исследования кернов в лабораторных условиях. Такой подход заведомо не может дать достоверной информации, поскольку не в полной мере учитывает условия залегания продуктивных горизонтов и их изменения возникающих вследствие протекания процессов обусловленных технологиями заканчивания и освоения скважин.
Наиболее приемлемым для данных целей будет использование результатов газогидродинамических исследований (ГДИС). Преимуществом определения фильтрационных свойств по результатам ГДИС является то, что они дают осредненную характеристику по толщине пласта с учетом неоднородностей пластов коллекторов [10].
Как правило, на газовых и газоконденсатных месторождениях используют два вида гидродинамических исследований скважин [11].
Метод установившихся отборов включают в себя регистрацию дебита (Qi) и забойного давления (Рзаб.i) в фонтанирующей скважине при разных диаметрах штуцеров dшт.i. Через точки i (в различных координатах) проводится и анализируется линия, которая называется индикаторной кривой (или, что одно и тоже, индикаторной линией).
Форма индикаторных кривых позволяет предпочтительно оценить существование и влияние различных факторов на результаты испытания газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин при стационарных режимах фильтрации в том числе, можно установить качество испытания, достоверность использованных параметров и причину, вызвавшую отклонение полученной линии от стандартной. Стандартная индикаторная линия, не искаженная влиянием различных факторов, описывается уравнением [12]
  .
|
(1.2)
|
Коэффициенты пропорциональности между ΔР2 и Q, т.е. коэффициенты фильтрационного сопротивления a и b, имеют постоянные значения. На эти коэффициенты оказывают влияние свойства пористой среды и насыщающих ее жидкостей и газов. При плоскорадиальной стационарной фильтрации газа к совершенной скважине
 ,
|
(1.3)
|
где μ - вязкость газа в пластовых условиях, мПа·с;
z - коэффициент сверхзжимаемости газа;
Рат - атмосферное давление, кгс/м2;
Тпл - пластовая температура, К;
k - проницаемость пласта, Д;
h - эффективная толщина пласта, м;
Тст - температура при стандартных условиях определения параметров газа, К;
R - радиус зоны дренирования, м;
rс - радиус скважины по долоту, см,
 ,
|
(1.4)
|
где ρст - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3;
l - коэффициент макрошероховатости;
Если скважина не совершенна по степени и характеру вскрытия, то rс в формулах (1.2) и (1.3) необходимо заменить приведенным радиусом скважины
 ,
|
(1.5)
|
что эквивалентно замене несовершенной скважины совершенной с радиусом rс.пр, меньшим, чем rс.
Кривая восстановления давления (КВД) регистрирует изменение забойного давления (Рзаб) в некотором интервале времени (0-Т) после перекрытия ствола скважины выше манометра.
В результате обработки данных ГДИС получают следующие основные гидродинамические параметры пласта: дебит (Q), продуктивность (η), гидропроводность (ε).
Учитывая, что по результатам интерпретации КВД определяются параметры удаленной зоны пласта, в которой не сказывается влияние процессов, происходящих при строительстве скважин, поэтому имеется возможность определить так называемую потенциальную производительность, под которой понимается производительность идеальной скважины. То есть скважины с открытым стволом или обсаженной скважины с полноценной перфорацией при неизмененной прискважинной зоной пласта, в которой величина проницаемости ближней зоны совпадает с проницаемостью удаленной зоны пласта. По определению, потенциальная продуктивность соответствует условию, что скин-эффект равен нулю.
Параметр ОП – отношение фактического к расчетному дебиту скважины, определенному по результатам исследований при нестационарных режимах фильтрации. При этом для расчета потенциального дебита скважины используются коэффициенты фильтрационного сопротивления (а и b). Найденные коэффициенты подставляются в уравнение стандартной индикаторной кривой (1), решение которого дает два корня. Из двух корней один всегда будет являться нелогичным, а второй будет искомой величиной для расчета потенциального дебита. В качестве фактического дебита и разницы квадратов пластового и забойного давлений используются значения, определенные при исследованиях на стационарных режимах.
Следует учитывать, что коэффициенты фильтрационных сопротивлений, рассчитанные по результатам обработки кривых восстановления давлений, дают потенциальный дебит для вертикальных скважин. Таким образом, необходимо вводить поправку на фактическую протяженность ствола скважины в продуктивном пласте.
Для расчета значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений используют методику [11], согласно которой, уравнение, описывающее работу газового пласта, записывается в виде
 ,
|
(1.6)
|
где Т - характерное время переходного процесса в пласте.
Определим коэффициенты a и b и время Т из уравнения (1.6). Для этого проинтегрируем уравнение (1.6) по t и разделим обе части уравнения на ΔР2(t):
 ,
|
(1.7)
|
где
|
(1.8)
|
В случае дискретности измерений имеем при i = 
|
(1.9)
|
Решив уравнение (1.6) и используя опытные данные, находим a, b и Т. Разделив обе части на L(t), получаем
 .
|
(1.10)
|
Для расчета притока газа в скважину после ее закрытия воспользуемся формулами [12]
 ,
|
(1.11)
|
|
(1.12)
|
где V(t) - объем газа, поступившего в скважину за время t, тыс. м3;
Ωскв - геометрический объем скважины, м3;
Рз(t) и Ру(t) -давление на забое и устье скважины в момент времени t, МПа;
 давление на забое и устье скважины в момент времени t = 0, МПа;
q(t) - приток газа в скважину в момент времени t, тыс. м3/сут.
Построив полученные данные в координатах (Т+φ(t))/L(t) и F(t)/L(t), получим прямую, отсекающую на оси ординат отрезок, равный b, а тангенс угла наклона прямой даст искомый коэффициент а.
Предлагаемая методика естественно имеет свои недостатки, но при этом не требует привлечения большого количества промежуточных показателей, проведения дополнительных исследований.
Проведенный анализ состояния работ по вскрытию и разобщению продуктивных пластов, на примере крупного и единственного в России предприятия, занимающегося непосредственно процессом строительства скважин, ООО «Бургаз», в различных регионах с разными термобарическими условиями позволяет считать:
- проблема обеспечения максимально возможного сохранения естественных коллекторских свойств пород коллекторов нефти и газа на сегодня не решена;
- основным направлением решения данной проблемы, на наш взгляд, является разработка и совершенствование технических средств и технологий, направленных на снижение объема фильтратов технологических жидкостей проникающих в пласт.
На Error: Reference source not found представлены средние значения отношения производительностей скважин распределенные по способам заканчивания и объектам испытания.
 
Рисунок 1.3 – Средние значения отношений фактической производительности к потенциальным по
способам заканчивания скважин и объектам
Из рисунка видно, что среднее значение отношений по всем объектам испытания составило 0,61.
Минимальные значения получены в горизонтальных скважинах, объясняется это тем, что площадь инфильтрации бурового раствора по отношению к толщине продуктивного горизонта в них значительно больше, чем в вертикальных скважинах, а значит и выше степень поражения пласта. Максимальные значения отношений продуктивностей были достигнуты в скважинах после проведения гидравлического разрыва пласта, однако улучшений фильтрационно-емкостных свойств пласта по сравнению с начальными, как этого требует метод интенсификации притока, все равно достигнуто не было. Следует отметить, что значения отношений производительности в скважинах с открытым забоем или оборудованных перфорированными хвостовиками-фильтрами несколько больше, чем в скважинах законченных спуском и цементированием эксплуатационной колонны, что говорит об ухудшении, хотя и незначительном, по сравнению с воздействием промывочной жидкости, фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта в процессе цементирования скважин. Ухудшение проницаемости возрастает с глубиной залегания объектов. Объясняется это повышением, как общей глинистости пород коллектора, так и повышением содержания в цементе смешаннослойных образований гидрослюдисто-монтмориллонитового типа.
Таким образом, проведенный анализ результатов вскрытия продуктивных горизонтов Уренгойской группы месторождений показывает на необходимость разработки технологических жидкостей и технологий, обеспечивающих максимально возможное сохранение фильтрационно-емкостных характеристик пласта.
Сведения о свойствах и рецептурах промывочных жидкостей, применяемых и рекомендованных для вскрытия продуктивных терригенных коллекторов нефти и газа представлены в таблице 1.9.
Показано, что в основном для вскрытия продуктивных пластов применяются полимерглинистые растворы, инвертно-эмульсионные (ИЭР), на нефтяной основе (РНО), гидрофобные эмульсионные растворы (ГФЭР) на водной основе, есть опыт применения силикатных и карбонатных ингибированных растворов фирмы MI SWACO (таблица 1.10).
Таблица 1.9 - Тип и технологические параметры бурового раствора
|
Тип бурового раствора
|
Вскрываемый продуктивный пласт
|
Интервал бурения, м
|
Плотность, кг/м3
|
Условная вязкость, c
|
Фильтрация по ВМ-6, см3/30 мин
|
Корка, мм
|
СНС, дПа
1 мин
10 мин
|
рН
|
Пластическая вязкость, мПас
|
ДНС, дПа
|
ТФ, %
|
П, %
|
Полимерглинистый
|
Сеноман
ПК1
|
1100-1200
|
1080-1350
|
25-35
|
5-6
|
1
|
10/20
|
7-8
|
12-15
|
20-25
|
15-16
|
1,0
|
Полимерглинистый
|
Неоком ПК19-21
|
1400-1850
|
1060-1080
|
25-30
|
4-5
|
1
|
5-8/10-15
|
8-9
|
12-15
|
20-25
|
13-27
|
1,0
|
Гидрофобный эмуль-сионный
|
Неоком ПК19-21
|
1400-1850
|
1030
|
200-300
|
0,3-0,5
|
0,3
|
60-120
|
20
|
80-150
|
|
|
1,0
|
Полимерглинистый
|
Валанжин БУ8-10
|
2700-3000
|
1100-1140
|
70-80
|
1,6
|
0,3
|
0-10/ 5-20
|
9
|
10-12
|
15-24
|
12-17
|
1,0
|
Полимерглинистый
|
Валанжин
БУ11-16
|
3000-3500
|
1060
|
30-40
|
3
|
0,5
|
2-4/ 12-19
|
9
|
20-22
|
80-90
|
5-8
|
1,0
|
Инвертно-эмульсионный
|
Валанжин
БУ11-16
|
3000-3500
|
950
|
70-90
|
0
|
0,1
|
20-40/40-80
|
|
|
|
|
1,0
|
Утяжелённый глинистый
|
А ч1-4
|
3550-3850
|
1400-1850
|
30-50
|
3-5
|
0,5
|
30-40/60-90
|
9-10
|
30-45
|
60-70
|
8-12
|
1,0
|
Утяжелённый глинистый
|
Ю2-5
|
3900-4300
|
1900-2150
|
35-60
|
2-3
|
0,5
|
30-40/60-90
|
8,5-9
|
30-45
|
60-70
|
<5 без утяжелителя
|
1,0
|
</5>
|
