РОЗДІЛ 2
гідродинамічні аспекти фізичного впливу
на привибійну зону пласта
2.1. Роль привибійної зони пласта в процесі видобування нафти і газу
Привибійну зону з точки зору підземної гідрогазомеханіки можна розглядати, як
найближчу до свердловини радіальну ділянку зонально-неоднорідного пласта,
границя якої у першому наближенні має форму бокової поверхні циліндра, соосного
свердловині і в якій відбуваються найбільші зміни фізичних, хімічних та інших
властивостей породи та пластового флюїду. Внаслідок радіальності припливу
флюїдів у привибійній зоні пласта мають місце найбільші градієнти тиску та
швидкість руху.
Дебіт свердловини, привибійна зона якої має відмінні, у більшості випадків
погіршені, фільтраційні властивості, можна визначити за формулою [76, 177]
. (2.1)
Розглядаючи, наприклад, пласт, який має дві радіальні зони: віддалену зону з
первісною проникністю k2 та привибійну з проникністю k1, дебіт свердловини з
радіусом зони кольматації r0 знайдемо за формулою (2.1), записавши її для двох
кільцевих зон
, . (2.2)
На рис. 2.1 представлено графіки зміни відносного дебіту, представленого як
відношення дебіту свердловини q зі зміненою проникністю привибійної зони до
дебіту свердловини q0 за умови однорідного пласта (радіус контуру живлення
R=500 м, радіус свердловини rc=0,1 м) в залежності від проникності ушкодженої
зони, яка змінюється з коефіцієнтом та глибини цієї зони. Як видно, з
погіршенням проникності пласта, найбільше зниження дебіту має місце, коли ця
зона знаходиться в радіусі 0,2-0,5 м від свердловини. Так, якщо ушкоджена зона
має проникність у 10 разів меншу ніж віддалена зона пласта (=0,1), то при її
радіусі 0,2 м дебіт знизиться на 42,3%, при збільшенні зони кольматації до 0,3
м – ще на 11,4%, до 0,4 м – на 5,7% і до 0,5 м – на 3,5%.
У випадку, коли проникність привибійної зони більша проникності віддаленої
зони, що може мати місце в результаті ефективного застосування вторинних
методів розкриття пласта, гідророзриву, кислотних обробок тощо, величина зони
підвищеної проникності менше впливає на дебіт свердловини. Як видно з кривої,
яка відповідає значенню = 10, коли радіус зони збільшеної проникності складає
0,2 м, дебіт підвищиться на 7,9%, при збільшенні цієї зони до 0,3 м – ще на
5,2%, до 0,4 м – на 4,0% і до 0,5 м – на 3,3%. Темп зниження чи збільшення
дебіту зі збільшенням радіусу зони зміненої проникності зменшується, причому
для випадку зниження проникності падіння дебіту значно більше, ніж його
зростання за також ступеню збільшення проникності привибійної зони.
На основі цих залежностей даються рекомендації про недоцільність збільшення
проникності привибійної зони пласта більше, ніж у 20 разів [191, 361].
Однак, викликає інтерес, наскільки впливають роботи по декольматизації пласта
на його продуктивність у випадку, коли вдається відновити чи збільшити
проникність ушкодженої зони не на всю її глибину. В даному випадку, потрібно
розглядати три кільцеві зони, перша з яких – віддалена зона, обмежена радіусом
контуру живлення R та радіусом зони кольматації r0, а друга і третя знаходяться
в зоні кольматації в межах від r0 до rc і розділені змінним радіусом зони
відновлення проникності r . Формула для визначення дебіту свердловини має
вигляд
. (2.3)
На рис. 2.2 представлено результати розрахунку дебіту свердловини, в якій
проведено відновлення проникності у зоні кольматації в залежності від ступеню
та глибини очищення. Параметри свердловини, аналогічні вищевказаним, а
проникність зони кольматації відновлюється з коефіцієнтом зі змінною границею
зони відновлення.
За умови повного відновлення проникності, характер зміни дебіту буде
аналогічний тому, який представлений на рис. 2.1. За початкової величини =0,1
при збільшенні проникності в два рази (=0,2) в усій зоні кольматації дебіт
свердловини (q) зросте в 1,81 рази і складе 35,2% від його величини за умови
незабрудненого однорідного пласта (q0). Збільшення проникності ще в два рази
(=0,4) призведе до зростання дебіту ще на 24%, тобто спостерігається
вищевказана тенденція. Однак, на відміну від попереднього випадку, коли робився
висновок, що збільшення проникності привибійної зони більше, ніж у 20 разів
практично не приводить до подальшого зростання дебіту свердловини, в даному
випадку необхідно добиватися значно більшої проникності у закольматованій зоні.
Її збільшення у 10 разів дозволить тільки досягти дебіту Q0, збільшення в 20
разів підвищить дебіт на 129,8% відносно дебіту Q0, в 50 разів – на 158,1% і в
100 разів – на 170,5%.
Ще один важливий висновок полягає в тому, що під час проведення робіт з
відновлення чи збільшення проникності зони кольматації, необхідно забезпечувати
цей результат на всю глибину даної зони. Як видно з рис. 2.2, якщо проникність
у зоні кольматації в радіусі 0,3 м збільшити у 20 разів, то зростання дебіту
складе лише 26% від потенційного, а в радіусі 1 м – 39%, причому подальше
збільшення проникності навіть у 50 разів практично не впливає на дебіт.
Досягнення дебіту вище величини Q0 можна забезпечити лише збільшенням
початкової проникності привибійної зони в радіусі більше 3,5-4,5 м.
Показані на рис. 2.2 криві зі значенням коефіцієнту =0,05 та 0,01 відповідають
ще більшому зниженню проникності у зоні кольматації, яке буває, наприклад, у
результаті проведення невдалих оброблень пласта, що на практиці нерідко має
місце. Як видно, тут основне зниження дебіту відбувається вже при величині зони
кольматації 0,3-0,5 м.
Ряд технологій