Диссертация (1173023), страница 9

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 9)

При этом состав и свойства этих жидкостей, а также режимные параметры технологическихопераций в скважине должны обеспечивать минимально возможные размеры зоних проникновения. С другой стороны, с целью сохранения коллекторских свойствпродуктивных пластов рецептура буровых растворов для первичного вскрытияпродуктивных горизонтов должна быть разработана на основе разрушающихся илирастворимых агентов определенного гранулометрического состава, которые ограничивают фильтрацию в пласт и гарантированно могут быть из него удалены [70].Чтобы оценить влияние КЭ на гидропроводность ПЗП на гранулярный коллектор с высокой проницаемостью, характерной для продуктивных отложений месторождений Арыскум и Арысское Южно-Тургайской впадины, и оценить рассмотрены следующие гипотетические ситуации в ПЗП.1.Естественная проницаемость до вскрытия бурением составляла 2 мД (низкаятолщина корки и зоны кольматации, но по проникновению фильтрата могут бытьдва варианта: а – небольшая глубина, б - за счёт капиллярной пропитки большаяглубина проникновения фильтрата).2.Естественная проницаемость до вскрытия бурением составляла 20 мД.

(умеренная толщина корки и небольшая зона кольматации, глубина проникновения может быть высокой за счёт продолжительности процесса вскрытия).3. Естественная проницаемость до вскрытия бурением составляла 200 мД (толщина корки в пределах нормы, зона кольматации и проникновения фильтрата может регулироваться).54Используя формулу (3.5), можно оценить роль каждого из слоев системы, затрудняющих приток к скважине, результаты расчета приведены в таблице 3.1.r4, мk3, мДk*, мДk**, мДS*S**Скин-эффектk2, мДестественнаяпроницаемостьпородыУсредненнаяпроницаемостьr3, м3Зона проникновенияk1, мД2Зона кольматацииr1, м1Фильтрационная коркаk4, мДвариантыТаблица 3.1 - Результаты расчетов20,1880,010,2050,50,50510,4680,9283,21,120,1860,10,2050,50,70510,8330,9451,91,420,1860,10,340,50,8410,6610,7193,12,620,1860,10,2050,51,20510,8750,9602,42,0200,1880,010,21510,46550,6783,22125,84,7200,1880,010,21511,21551,2213,94828,77,5200,1860,10,340,50,6950,8640,98829,124,8200,1860,10,340,51,3451,1961,35831,026,8200,1860,10,340,50,6910,6290,68940,436,1200,1860,10,490,50,8450,6810,74242,838,5200,18210,440,20,9410,3280,32298,4200,18210,440,21,4410,3810,376106,52000,1880,010,21550,465500,82422,291218,897,5105,67,12000,1880,010,21550,715501,20727,182220,18,42000,1880,010,21550,465250,81316,104221,910,22000,1880,010,2950,54500,91310,768230,018,32000,1860,10,3450,74504,00610,30567,625,02000,1860,10,3451,14505,13112,74568,926,32000,1860,10,3450,74253,8339,21870,728,12000,1860,10,4950,89503,7807,66781,338,72000,18210,44251,9410025,87947,97815,97,32000,18210,44253,4410030,24853,48016,57,92000,18210,441,945022,26636,72618,910,32000,18210,442512,51,9410018,92628,32922,614,0На основании расчетов зависимости скин-фактора от проницаемости показывается (смотреть рисунок 3.1), что влияние ФК на скин-фактор возрастает с увеличением проницаемости пород.55230,0220,0210,0200,0190,0180,0170,0Скин - эффект S*,S**160,0150,0140,0130,0120,0110,0100,090,080,070,060,050,040,030,020,010,00,0220200Проницаемость пород, мДS*-до удаление фильтрационной коркиS**-после удаление фильтрационной коркиРисунок 3.1 - Зависимость скин-фактора от проницаемости коллектора (полулогарифмическая шкала)Удаление ФК с поверхности высокопроницаемого коллектора дает возможность существенно улучшить фильтрационные характеристики.Усредненная проницаемость k* ЗП, с учётом её трёхслойности (фильтрационная корка, слой с кольматирующей фазой и слой с фильтратом бурового раствора вПЗП), определяется по формулеlnkr4.r1r2lnlnr1r3lnr2k1(3.6)r4r3k2k3Без фильтрационной корки усредненная проницаемость k** ЗП определяетсяпо формулеlnk**r4r2lnr3r2k2,ln(3.7)r4r3k3где r1 – радиус скважины по корке; k1 – проницаемость корки; r2 – номинальный радиус скважины; k2 – проницаемость слоя кольматации; r3 – радиус участка кольматации; k3– проницаемость слоя проникновении; r4 – радиус проникновения фильтрата.56Численные расчёты по формулам (3.6) и (3.7.2) при различных значениях β, k иr дают возможность сопоставить вклад каждого из участков ПЗП в общее загрязнение пласта при различных комбинациях исходной проницаемости пласта и параметров ФК, ЗК и УФ.

Расчёты Sк и Sк* показывают, что наибольшее влияние на«скин-фактор» для высокопроницаемых пород оказывает β ФК, которые имеютпроницаемость по сравнению с породой на 2-3 порядка ниже (смотреть рисунок3.2).Б) для низкопроницаемых породОтношения проницаемости β1Отношения проницаемости β1А) для высокопроницаемых пород500450400350300250-0,3989-1,0421y = 444,13xR2 = 0,9009200y = 9505,6xR2 = 0,8922150100500010203040506070809050454035-1,9883-0,51530y = 301,91xR2 = 0,9526y = 16,645x2R = 0,941225201510500123456Скин - факторСкин - фактордо удаления фильтрацонной коркидо удаления фильтрационной коркиПосле удаления фильтрационной корки78после удаления фильтрационной коркиРисунок 3.2 - Влияние β1 на скин-фактор ПЗП «открытого» забоя скважиныСтепень влияния ФК, ЗК и УФ на Sk ПЗП зависит от исходной проницаемостиколлектора.

Для низкопроницаемого коллектора определяющим является влияниеФК и УФ. Для высокопроницаемых коллекторов определяю щим является влияниеФК и ЗКВ многочисленных публикациях свойства слоёв зоны загрязнения пласта достаточно глубоко исследованы [84-86, 95, 100, 118, 129 и др.], что даёт возможностьсопоставить степень влияния каждого из них на гидродинамическое совершенствоскважины. В качестве параметра, характеризующего гидродинамическое совершенство ПЗП, используем скин-фактор Sk (3.5) [128].Для оценки значимости каждого из слоёв КЭ необходимо из общего скин-фактора ПЗС Sk, вычленить скин-фактор ЗП Sk*, который с учётом многослойностизоны проникновения в ПЗС (3.5) имеет вид57Sk*  1 lnr2r1  2 lnr3r2  3 lnr4r4 lnr3r1,(3.8)где β1 , β2 , β3 -соответственно k4/ k1; k4/ k2; k4/ k3; k4 – исходная проницаемость ЗП.Скин-фактор КЭ без фильтрационной корки Sk** определяется по формулеSk**  2 lnr3r2  3 lnr4 lnr3r4r2.

(3.9)Анализ формул (3.8) и (3.9) даёт возможность оценить зависимость параметров Sk* и Sk** от каждого из слоёв КЭ.Наименьшей проницаемостью обладает ФК, которая в зависимости от свойствраствора и условий фильтрации на существенно ниже проницаемости коллектораи в большей степени зависит от свойств бурового раствора, чем от свойств коллектора [128]. Величина β1 изменяется в диапазоне от нескольких десятков (для «рыхлых» корок) до сотен тысяч.

Толщина фильтрационной корки изменяется в зависимости от свойств раствора и условий фильтрации от 0,002 м до 0,03 м, что соответствует значениям ln r2/ r1 от 0,01 до 0,17 .Наличие качественной ФК на стенках коллектора соответствует высокому значению Sk* (смотреть рисунок 3.3) и, как результат, существенному гидродинамическому барьеру на стенке ПЗП, а следовательно, высоким потерям давления приперемещении флюидов.5Варианты4Ряд 23Ряд 12101020304050Скин-фактор - ряд 1; Ln отношения проницаемостей -ряд 2.Рисунок 3.3 - Влияние отношения исходной проницаемости коллектора к проницаемости фильтрационной корки на скин-фактор58r1- 0,186 м; r2 -0,19 м; β2- 4: r3-0,205 м; β3 -2; r4-0,505 м.вариантыβ1k**,мкм2k*,мкм2Sk*Sk**1200,00080,00091,51,122000,00310,00935,41,1310000,00430,046422,41,1415000,00440,069633,01,1520000,00450,092743,71,1Для высокопроницаемых пород величина Sk* может достигать значений нескольких сотен.

Низкопроницаемая ФК является существенным барьером, препятствующим проникновению кольматирующей фазы и фильтрата бурового растворав ЗП при вскрытии бурением (при оптимальном содержании коркообразующихфракций [128]. Так как при этом β2 и β3 существенно ниже β1 и значения ln r3/r2 иln r4/ r3 не высокие, то удаление такой корки со стенки скважины [52] в процессевызова притока обеспечивает приемлемое значение скин-фактора зоны проникновения Sk**.Участок проникновения твёрдой фазы в ПЗП с заметным (от 2 до 40 раз) снижением природной проницаемости коллектора в зависимости от свойств раствораи условий фильтрации имеет протяженность до нескольких сантиметров.

Произведение β2 ·ln r3/r2 изменяется в диапазоне от долей единицы (при незначительнойкольматации) до нескольких десятков (при принудительной кольматации). Наличие слоя кольматации (естественной или интенсифицированной за счёт использования специальных технологий) увеличивает скин-фактор Sk**.Таким образом, исходная проницаемость ПЗП, по существу, определяет характер влияния слоёв ПЗП на величину Sk* и Sk** (значения β1, β2, β3 в формулах(3.8) и (3.9)).Для высокопроницаемой породы, для которой β1 принимает значения десяткии сотни тысяч, отмечаются очень высокие значения Sk* при вскрытии бурениемпродуктивного пласта высококачественным буровым раствором, не смотря на не59значительную толщину корки относительно других слоёв.

Если эта корка имеет поверхностный характер без заметного проникновения кольматирующей фазы, то физическое (механическое, гидравлическое) или химическое (кислотные ванны, брейкеры и т.п. [60]) удаление фильтрационной корки может обеспечить приемлемыеSk** при вызове притока (смотреть рисунок 3.2 Варианты 4 и 5).Для низкопроницаемых коллекторов (k4 ≤ 0,001 мкм2) проникновение кольматирующей фазы и фильтрата бурового раствора более заметно сказывается на величине Sk* и требует значительных усилий для восстановления гидропроводностЗП.Таким образом, стратегия формирования забоя с «открытым» стволом должнаучитывать особенности слоистой структуры ПЗП и использовать технологическиеприёмы, либо щадящие коллектор (например, бурение на «равновесии»), либообеспечивающие качественное восстановление гидропроводности ПЗП в процессевызова притока.Восстановление первоначальных гидродинамических характеристик коллектора в ПЗП может быть обеспечено эффективным разрушением фильтрационнойкорки и выносом продуктов реакции циркулирующим потоком раствора.При высоких значениях Sk** кроме удаления фильтрационной корки необходимо принимать меры по очистке ЗП (например, созданием массопереноса из пласта в скважину под действием гидродинамических, капиллярных и диффузионныхградиентов давления [95]).Очистке ПЗП (вытеснение твёрдой и жидкой фаз, проникших в ПЗП) при вызове притока благоприятствует наличие в буровом растворе твёрдой фазы с низкойадгезионной активностью (мел, сидерит, целестин и др.) и фильтратов скважинныхжидкостей, разрыхляющих гидратные и сорбционные плёнки на поверхности проницаемых каналов.Таким образом, при вскрытии продуктивного горизонта с проницаемостьюколлектора 200 мд и более необходимо использовать буровой раствор, фильтрационные характеристики которого позволят создать на стенке ствола скважины60непроницаемую и относительно небольшую по величине (до 1-2 мм) ФК.

Это позволит минимизировать негативное влияние фильтрата и твёрдой фазы раствора напродуктивный пласт в процессе его вскрытия. Использование растворов, обладающих подобными фильтрационными свойствами, заметно увеличивает скин-эффектфильтрационной корки, препятствуя проникновению в пласт и тем самым заметноснижая протяжённость зоны кольматации и проникновения, при этом практическине изменив исходной проницаемости коллектора.При использовании бурового раствора указанного типа с заданными фильтрационными характеристиками необходимо учитывать необходимость удаления ФК,представляющей низкопроницаемый барьер на пути движения флюида в околоствольном пространстве скважины.Для восстановления проницаемости ПЗП необходимо в процессе освоенияскважины удалять ФК и вымывать из ЗК внедрившиеся фазы.

Характеристики

Список файлов диссертации