Розділ 4. Підвищення колекторських властивостей продуктивних пластів

4.1 Визначення колекторських параметрів привибійної зони продуктивних пластів

Під час планування заходів з інтен­сифікації видобування вуглеводнів необ­хідно знати параметри, що характеризу­ють стан привибійної зони свердловин. Для його оцінювання використовують такі величини як скін-ефект, втрати депресії (репресії) через скін-ефект, коефіцієнти досконалості свердловини та відношен­ня продуктивностей, які визначають за даними проведених гідродинамічних досліджень (кривими відновлен­ня/падіння вибійного тиску).

На сьогодні існує багато гідроди­намічних методів обробки кривих від­новлення тиску, однак їх використання пов'язано із громіздкими обчислення­ми. Це зумовлює великі витрати праці й часу та ускладнює своєчасне отри­мання інформації про фізичні пара­метри пласта.

Для розрахунку фільтраційних па­раметрів привибійної та віддаленої зон пласта за результатами гідродинамічних досліджень на неусталеному режимі фільтрації використовують значення ємнісних характеристик, властивостей флюїдів і дебітів рідини.

У ряді випадків під час проведення дослідження свердловин дебіт рідини визначити неможливо або його визначають із досить великою похибкою. Це пов'язано з особливостями експлуатації свердловин і технічним станом свердло­винного обладнання.

Запропонований експрес-ме­тод дає змогу визначати стан привибійної зони нафтових і нагнітальних свердловин за кривою відновлення (падіння) вибійного тиску (КВТ або КПТ) при невідомому дебіті (приймальності) рідини. У цьому методі прийнято одне припущення: величи­на радіуса контуру живлення дорів­нює половині відстані між свердло­винами.

Фактичні КВТ (КПТ) у закритій свердловині містять дані про наявність і характер змін у фільтраційних пара­метрах, а також у розкритих свердловиною та охоплених процесом фільтрації пластах у напрямку від стінок свердло­вини до границь її впливу.

Послідовність визначення оцінних параметрів пласта за експрес-методом така [16]:

1. За результатами дослідження свердловини на неусталеному режимі фільтрації (КВТ або КПТ) визначають темп відновлення тиску:

Δ P_t = │P_t -P_t │, (4.1)

де P_t – поточний вибійний тиск на момент часу t, МПа;

P_t – початковий вибійний тиск на момент створення депресії (ре­пресії) у закритій свердловині, МПа.

1. За одержаними даними будують залежність Δ P_t - lgt ( (рис. 4.1).

Рисунок 4.1 – Графічна залежність Δ P_t - lgt

Із графіка Δ P_t - lgt ( визначають:

– депресію (репресію) на пласт:

Δ P = │P_пл -P_t │, (4.2)

де P_пл – поточний пластовий тиск, МПа;

– кутовий коефіцієнт кінцевого пря­молінійного відрізка графіка відновлен­ня вибійного тиску:

(4.3)

– скін-ефект:

(4.4)

де R_k – радіус контуру живлення, м;

r_c – радіус свердловини за долотом в зоні перфорації, м;

Δ P – втрати депресії (репресії) через скін-ефект:

ΔP_S = 0,87S_i (4.5)

• коефіцієнт досконалості свердловини:

(4.6)

– коефіцієнт відношення продуктивностей (приймальностей):

(4.7)

де К, K_Π – відповідно, поточний та по­тенційний коефіцієнти продуктивності, т/(д ·МПа).

Експрес-метод реалізується в про­грамному комплексі gidroEXP, що дає змогу оперативно проводити розра­хунок і аналіз необхідних параметрів, у т. ч. із урахуванням накопичених да­них за весь період експлуатації свердло­вин нафтових родовищ.

У таблиці 4.1 наведено результати гідродинамічних досліджень нафтових і нагнітальних свердловин Анастасіївського родовища НГВУ «Охтирканафтогаз», отримані методом дотичної та експрес-методом. Порівняння даних показало, що похибка у визначенні оці­нних параметрів привибійної зони з відомим і невідомим дебітами не перевищує 10 %. Це підтверджує можливість широкого застосування зазначеного експрес-методу під час оцінювання стану привибійної зони нафтових і нагнітальних свердловин.

Отже, експрес-метод дає змогу:

– визначати оцінні параметри привибійної зони свердловини з невідомим дебітом (приймальністю);

– оперативно оцінювати стан привибійної зони;

– визначати доцільність і технологіч­ну ефективність обробки свердловини [16].

Таблиця 4.1 – Порівняльна характеристика методів оцінювання стану привибійної зони за даними гідродинамічних досліджень свердловин Анастасіївського родовища

Номер сверд-ловини	Го-ри- зонт	Дата дослі-дження	За методом дотичної				За експрес-методом
			S	ΔPS, МПа	δ	KΒΠ	S	ΔPS, МПа	δ	KΒΠ
Видобувні свердловини
14	В-19	28.04.2006	10,22	11,96	0,39	0,37	9,7	11,32	0,4	0,4
74	В-20	21.05.2006	2,1	0,54	0,73	0,74	2,12	0,55	0,73	0,73
96	В-15	17.09.2007	7,41	2,9	0,52	0,52	7,57	2,96	0,51	0,51
104	В-19	10.12.2004	2,67	1,39	0,74	0,74	2,7	1,4	0,74	0,74
108	В-19	08.03.2007	4,94	3,71	0,6	0,61	4,83	3,62	0,61	0,61
Нагнітальні свердловини
29	С-4	03.01.2007	4,77	4,96	0,65	0,65	5,03	5,23	0,63	0,63
72	С-4	04.01.2007	1,14	1,48	0,87	0,87	1,08	1,42	0,88	0,88
79	С-4	14.03.2006	1,85	1,82	0,81	0,8	1,85	1,83	0,81	0,81
115	С-4	26.06.2006	0,98	1,25	0,9	0,9	1,05	1,36	0,88	0,89