Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 [ 73 ] 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

в несколько иной форме проявление скин-эффекта можно выразить для скважины, совершенной по степени и характеру вскрытия. В этом случае коэффициент фильтрационного сопротивления

А = >.(i/i „ini? „/i?,-f- 1/ип;?у;?, ), (3.7)

где Аенн. к - коэффициенты проницаемости коллектора в зоне вокруг скважины с измененными фильтрационными свойствами (т.е. в зоне проявления скин-эффекта) и по всему пласту в целом; 1?;.кин ~ радиус зоны с измененными фильтрационными свойствами.

Как правило, значения скин-фактора превышают единицу и могут достигать больших значений (до десятков и сотен единиц). Как видно из уравнений (3.1) -(3.7), ухудшение фильтрационных свойств коллектора в узкой зоне вокруг скважины, вызывающее изменение проницаемости, может оказать существенное влияние на продуктивность скважины. Для иллюстрации на рис. 3.1 представлена относительная продуктивность скважины в случае существования у забоя скважины зоны с ухудшенными фильтрационными свойствами (зоны поражения) различного радиуса и с различными соотношениями проницаемости в этой зоне и средней по пласту проницаемости. Относительная продуктивность рассматривалась как соотношение продуктивности скважины в двух случаях: при наличии у ее забоя зоны поражения и без нее. Как видно из рис. 3.1, уменьшение проницаемости в 10 раз в зоне всего нескольких десятков сантиметров вокруг скважины приводит к уменьшению продуктивности в 2 - 3 раза, а уменьшение проницаемости в той же зоне в 100 раз вызывает снижение продуктивности уже на порядок и более.

Ухудшение фильтрационных свойств пласта в призабойной зоне скважин может происходить за счет снижения как абсолютной, так и относительной фазовой проницаемости коллектора. Абсолютная проницаемость коллектора в прискважинной зоне пласта может уменьшаться за счет закупоривания порового пространства глинистым раствором и его фильтратом, а также частицами других веществ, осаждающихся у забоя скважин. Уменьшение абсолютной проницаемости коллектора связано также с различными деформационными процессами и разрушением породы.

Существует несколько причин уменьшения относительной фазовой проницаемости коллектора в призабойной зоне скважин для фильтрую-

1 2 3 4 5 Радиус зоны ухудшенной проницаемости, м

Рис. 3.1. Значения относительной продуктивиости скважины при различных радиусах зоны с ухудшенными фильтрационными свойствами и разном соотношении проницаемостей в зонах.

Соотношение проницаемостей: / - 0,50; 2 - 0,25; 3 - 0,10; 4 - 0,05; 5 -0,01

щихся жидкостей и газов. Изменение фазовой проницаемости для газа и углеводородной жидкости (конденсата) происходит за счет увеличения водонасыщенности коллектора вследствие проникновения фильтрата бурового раствора и обводнения пласта. Немаловажное влияние на фазовые проницаемости коллектора оказывает изменение характеристик смачивания породы под действием инфильтрата бурового раствора (как на водной, так и на углеводородной основе), а также адсорбция смол и асфальтенов из фильтрующейся газоконденсатной (нефтегазоконденсатной) смеси. Все эти причины изменения фазовой проницаемости коллектора так или иначе входят в понятие скин-эффекта. В то же время основной фактор уменьшения фазовой проницаемости коллектора у забоя газоконденсатной скважины, каким является накопление в этой зоне ретроградного конденсата, как правило, не включается в определение одной из составляющих скин-эффекта. Как показывают результаты многочисленных исследований, накопление ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин может явиться фактором, вполне сопоставимым по воздействию на продуктивность скважин с другими факторами, обусловливающими скин-эффект. Поэтому проблеме влияния процесса накопления ретроградного конденсата на продуктивность газоконденсатных скважин следует уделять не меньшее внимание, чем другим формам ухудшения фильтрационных свойств пласта у забоя скважин. Более того, из-за многообразия проявления процессов, происходящих в призабойных зонах газоконденсатных скважин, очень важна детальная оценка причин ухудшения их продуктивности. Среди факторов, определяющих продуктивность скважин, особую роль, несомненно, играет состояние прискважинных зон пласта.

3.1.2

Строение прискважинных зон пласта. Ухудшение фильтрационных свойств коллектора в прискважинной зоне пласта

Изменение физических свойств пласта в прискважинной зоне определяется как свойствами пластовой системы, так и технологическими возмущениями, вносимыми в пласт в процессе сооружения скважины и ее эксплуатации. В подавляющем большинстве работ по изучению продуктивности скважин ухудшение фильтрационных свойств прискважинной зоны пласта связывается с поражением ее глинистым раствором. Это обусловлено тем, что традиционные технологии вскрытия пластов бурением предусматривают создание давления в скважине, превышающего пластовое. Чаще всего при бурении используются промывочные жидкости на водной основе, и, в частности, преимущественное применение получили глинистые растворы. Глинистый раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперсной фазой которой являются глина и частицы выбуренных горных пород. Внедрение глинистого раствора в пласт-коллектор происходит в ходе бурения скважины под действием репрессии на него. При этом возникают сложные многофазные многокомпонентные фильтрационные течения с компонентным разделением глинистого раствора по пространству прискважинной зоны. В результате у забоя скважины возникают несколько зон

с различными физическими свойствами и характером насыщения породы флюидами. Практически все эти зоны сохраняются в разрезе прискважинной зоны (рис. 3.2) после завершения бурения скважины, спуска обсадной колонны, цементирования и перфорации.

За обсадной колонной 1 и цементным кольцом 2 (см. рис. 3.2) сохраняется глинистая корка 3, образовавшаяся в результате задержки части дисперсной фазы. Другая часть дисперсной фазы, отфильтровавшаяся в прискважинную область, образует зону кольматации 4. Далее следует промытая зона 5, появившаяся в процессе вытеснения газа (газоконденсатной смеси) фильтратом глинистого раствора. Еще одна зона - зона проникновения 5 (зона внедрения фильтрата глинистого раствора), как правило, расформировывается после обсадки скважины.

В числе причин ухудшения абсолютной проницаемости в призабойной зоне при проникновении в нее бурового раствора могуг быть: механическое загрязнение ПЗС, а также физико-литологические, физико-химические, термохимические причины. Механические загрязнения ПЗС вызываются загрязнением пористой среды ПЗС твердой фазой буровой или промывочной жидкости (закупоркой пор частицами), обогащением ПЗС коллоидно-дисперсной системой за счет кольматажа и суффозией при враща-тельно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе бурения, а также кольматацией минеральных частиц, которые приносятся жидкостью из отдаленных зон пласта. Из физико-литологических факторов ухудшения проницаемости ПЗС основным является действие воды на цемент и скелет породы и взаимодействие ее с пластовой водой. Ухудшение проницаемости при этом может происходить при контакте

•role •-.

......»"

Рис. 3.2. Упрощенная схема строения прискважинной зоны:

; - обсадная колонна скважины; 2 - цементное кольцо; 3 - глинистая корка; 4 - зона кольматации; 5 - промытая зона; б - зона проникновения; 7 - пласт-коллектор; 8 - перфорационные отверстия