Оценка состояния и фильтрационных

Характеристик ПЗП

Исследование гидродинамического состояния прискважинных (призабойных) зон продуктивных пластов проводится с целью определения показателей и характеристик этих зон, необходимых для решения вопроса о необходимости или целесообразности проведения на данной скважине геологотехнических мероприятий, направленных на восстановление или увеличение ее производительности. К таким показателям относятся, в первую очередь, размеры ПЗП и соотношение проницаемостей горных пород в указанной зоне и в более удаленной части пласта.

Приток пластовых флюидов (нефти, газа, воды) в добывающую скважину происходит по всем радиальным направлениям от границ зоны дренирования продуктивного пласта. Гидравлические сопротивления при движении пластовых флюидов в пористой среде по мере приближения к скважине увеличиваются. Большая часть общего перепада давления (разницы между пластовым и забойным давлением), под действием которого происходит фильтрация флюида, тратится на зону пласта вокруг скважины с размерами по радиусу, составляющими несколько метров. Проницаемость этой зоны по разным причинам может в той или иной степени отличаться от проницаемости удаленной части пласта, чаще всего в меньшую сторону. Влияние изменения проницаемости, по сути – гидродинамического состояния ПЗП, на приток нефти (или флюида другого состава) в скважину можно оценить, зная размеры и свойства этой зоны, т.е. моделируя ее гидродинамическое состояние.

Состояние призабойной зоны скважины характеризуется показателем, называемым скин-фактор (S). В общем случае этот показатель характеризует состояние ПЗП и гидродинамическое совершенство скважины по степени и характеру вскрытия этой скважиной продуктивного пласта, т.е. S = SПЗП + С, где безразмерная величина C характеризует гидродинамическое совершенство скважины. Применяются различные формулировки скин-фактора. Например, для гидродинамически совершенной скважины при изменененной проницаемости ПЗП, когда S = SПЗП, скин-фактор – это численное значение безразмерной величины S со знаком «+» или «–», характеризующее ухудшение или улучшение проницаемости пород в призабойной скин-зоне и степень такого улучшения или ухудшения. Скин-фактор, равный нулю, характеризует однородный по проницаемости пласт и отсутствие дополнительных потерь давления в ПЗП. Дополнительные потери давления ∆РS могут определяться в условиях справедливости закона Дарси при плоскорадиальной установившейся фильтрации по формуле

 (9)

где величина S характеризует в общем случае изменение проницаемости горных пород ПЗП и гидродинамическое совершенство скважины.

Скин-фактор можно представить как дополнительное слагаемое в формуле Дюпюи, с помощью которой рассчитывают дебит скважины:

 (10)

Формулу для определения скин-фактора можно получить при анализе выражения (10). Запишем формулу (50) для разных зон пласта с учетом постоянства расхода (q = const) в этих зонах:

а) для удаленной зоны с проницаемостью k:

 (11)

б) для призабойной зоны с измененной проницаемостью kПЗП:

 (12)

в) для пласта в целом:

 (13)

где РПЗП – давление на расстоянии rПЗП (границе призабойной

зоны);

С – безразмерная величина, учитывающая гидродинамическое несовершенство скважины по степени и по характеру вскрытия пласта.

Формулы (11), (12) и (13) перепишем относительно разницы давлений:

 (14)

 (15)

 (16)

Сумма выражений (14) и (15) представляет собой депрессию на пласт ∆Рпл = Рпл – Рзаб, поэтому

 (17)

Из формулы (17) получаем

 (18)

 

При С = 0 (гидродинамически совершенная скважина)

 (19)

Результаты оценки скин-фактора зависят от интерпретации данных геологических, геофизических и гидродинамических исследований скважин. Возникает необходимость в разделении общего понятия скин-фактора на его составляющие, число которых зависит от возможности определения причины возникновения дополнительного фильтрационного сопротивления.

На практике разделение на составляющие затруднено тем, что применяемые методики позволяют найти только обобщенный скин-фактор, который будет одновременно характеризовать гидродинамическое совершенство скважины и изменение состояния призабойной зоны.

 

Заключение

Методика оценки гидродинамического состояния ПЗП основана, в первую очередь, на анализе данных гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах.

Получаемые при исследованиях данные в виде кривых восстановления давления – КВД или уровня (КВУ) обрабатываются с применением тех или иных методик.

Методика оценки состояния ПЗП:

1. Оценивается возможность обработки КВД методом касательной.

2. При обработке КВД методом касательной определяются фильтрационные параметры УЗП (проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность).

3. Определяется величина Аt – отрезка, отсекаемого на оси

ординат теоретической КВД, построенной без учета влияния

послепритока в скважину после ее остановки для проведения

исследований и для условий однородного пласта

(20)

4. По найденному значению Аt и определенному при обработке КВД методом касательной уклону прямолинейного участка строится теоретическая КВД.

5. По взаимному расположению теоретической КВД и выделенного прямолинейного участка на фактической КВД оценивается состояние ПЗП:

а) ухудшенное по отношению к УЗП, если теоретическая

КВД проходит ниже прямолинейного участка;

б) улучшенное – если теоретическая КВД проходит выше

этого участка;

в) однородный по проницаемости пласт – при совпадении теоретической КВД и прямолинейного участка.

6. С применением метода детерминированных моментов давления выполняется диагностическая процедура, включающая:

а) аппроксимацию недовосстановленной части КВД экспонентой;

б) определение диагностического признака;

в) оценку состояния ПЗП с определением коэффициента неоднородности свойств ПЗП и УЗП и времени прохождения волны возмущения через ПЗП;

г) определение размеров ПЗП.

                    Список использованных источников.

1. В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин «УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ

СКВАЖИН» Издательство Пермского национального исследовательского

политехнического университета 2011г;

2. Временная инструкция по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин. – М.: Гостоптехиздат, 1963;

3. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин: пер. с румынск. –М.: Недра, 1985.