К оглавлению журнала

 

УДК 622.244.6

© Коллектив авторов, 1992

Изучение эффективности воздействия переменных давлений на фильтрационные свойства пород

В.X. АХИЯРОВ, Л.Г. ПЕТРОСЯН, З.Б. СТЕФАНКЕВИЧ, [Ю.В. ТЮКАЕВ] (ВНИПИвзрывгеофизика)

Формирование и последующее состояние прискважинной зоны пласта (ПЗП) оказывают значительное влияние на продуктивность скважин, так как в большинстве случаев породы ПЗП характеризуются пониженными фильтрационными свойствами, что создает искусственный барьер потоку нефти из пласта в скважину. Уменьшение фильтрационной способности коллекторов ПЗП обусловлено изменением напряженного состояния и температуры пород в период строительства скважины, образованием зоны кольматации и особенно значительной активизацией процессов адсорбционного воздействия, коагуляции и структурирования флюидов в поровом объеме коллекторов при различных технологических операциях в процессе бурения скважин.

В зависимости от вида технологических операций (спуско-подъемные, спуск и крепление обсадной колонны, вторичное вскрытие пластов перфорацией на депрессии или репрессии и др.) гидростатическое давление в скважине может значительно изменяться, в результате чего процесс вытеснения нефти водой, и наоборот, может носить циклический характер, что и приводит к значительной активизации физико-химических процессов. В результате в поровом объеме коллекторов ПЗП образуется довольно сложное состояние многокомпонентных смесей различных флюидов. Этот вопрос изучен недостаточно, хотя именно такие процессы, происходящие при многократном взаимном вытеснении нефти и воды при вскрытии пласта и освоении скважин, могут иметь решающее значение в формировании зоны ухудшенной фильтрации вокруг ствола скважины.

Среди многообразия факторов, способствующих образованию сложной флюидальной системы, выявить роль и величину влияния каждого на данный процесс не представляется возможным из-за их сложной физико-химической взаимосвязи. Кроме того, эта система очень устойчива во времени. По результатам анализа промысловых данных, сложная флюидальная система очень медленно и постепенно расформировывается (иногда от трех-четырех до шести и более месяцев). Причем чем хуже коллекторские свойства пород, тем больше требуется времени на выстойку скважин [2]. Очевидно, что кардинальное решение проблемы достижения потенциально возможного дебита скважин или его существенного увеличения в первую очередь связано с улучшением фильтрационных свойств коллекторов ПЗП. Для этих целей широко внедряются методы искусственного воздействия на пласт (солянокислотная обработка, гидравлический разрыв, закачка поверхностно-активных веществ и др.).

Среди искусственных методов воздействия на пласт в практике освоения скважин широко применяется метод переменных давлений (МПД), основанный на использовании упругих сил пласта, проявляющихся при искусственном нарушении гидродинамического равновесия системы скважина – прискважинная зона – пласт, путем создания циклически повторяющихся депрессий или депрессий с репрессиями. При этом в поровом объеме коллекторов ПЗП возникают попеременно изменяющиеся по величине и направлению очень большие градиенты гидродинамических давлений, т. е. возникают очень большие силы сдвига, направленные из пласта в скважину, что приводит к расформированию сложной многокомпонентной смеси поровых флюидов и зоны кольматации, а также, возможно, к другим изменениям в самой породе (образованию микротрещиноватости, новых поровых каналов за счет поршневого эффекта и др.).

Эффективность МПД зависит от многих факторов и, в первую очередь, от правильного подбора оптимальных технологических параметров воздействия на ПЗП исходя из различных литологического состава и ФЕС коллекторов. Однако до настоящего времени нет четких данных об оптимальных технологических параметрах этого метода, нет методики по их определению.

На первом этапе проведения экспериментальных работ, выполненных по двум направлениям, изучалось изменение фильтрационной способности образцов пород при многократном вытеснении одного типа флюида другим, что моделировало процессы многократного попеременного вытеснения нефти глинистым или водным раствором при различных технологических операциях в скважинах. На втором этапе проводились исследования по улучшению или восстановлению фильтрационной способности образцов пород путем воздействия на них многократными депрессиями или депрессиями с репрессиями, установлению основных технологических параметров воздействия переменными давлениями и их оптимальных значений для различных коллекторов терригенного комплекса.

Указанные исследования проводились на образцах пород стандартного и большого размеров на установках высоких давления и температуры в условиях, моделирующих термобарические условия естественного залегания, т. е. при давлении всестороннего сжатия и внутрипоровом давлении, равных по величине соответственно горному и пластовому. Гидравлическая схема установок дает возможность без изменения напряженного состояния образца проводить вытеснение одного типа флюида другим либо при одинаковом или противоположном направлении потоков различных флюидов, а также измерять проницаемость исследуемых образцов в широком диапазоне перепада давлений.

При проведении экспериментальных исследований вначале моделировался процесс становления статического равновесия флюидальной системы. Для этого изучалась проницаемость образцов пород по водному раствору при 100 %-м их насыщении данным раствором, который затем вытеснялся моделью легкой нефти – керосином. Полученное таким образом состояние флюидов в поровом пространстве коллекторов рассматривается как модель флюидальной системы в коллекторах в естественном залегании до их вскрытия скважиной.

Моделирование процесса вытеснения нефти фильтратом или технической водой, и, наоборот, при различных технологических операциях в скважине осуществлялось путем попеременного вытеснения керосина водными растворами соли NaCl или технической водой. Как показали результаты исследований, после вытеснения керосина водным раствором проницаемость пород по воде резко снижается по сравнению с начальным значением (рис. 1, а, б).

При многократном повторении процесса вытеснения керосина водой, и наоборот, проницаемость по керосину от цикла к циклу уменьшается. Указанное уменьшение нельзя объяснить только изменениями соотношения воды и керосина в объеме пор коллекторов (см. рис. 1, а, б). У каждой точки приведены значения коэффициента водонасыщенности КВ. При анализе этих данных видно, что полученное уменьшение коэффициента проницаемости связано с более сложными процессами, происходящими в поровом объеме, что и приводит к сложному состоянию флюидальной системы. Со временем состояние флюидов в поровом объеме коллекторов постепенно изменяется, в результате чего происходит постепенное увеличение проницаемости. Так, в течение трех недель коэффициент проницаемости увеличился от 3,1·10-6 до 4,1·10-6 мкм2, что составляет только четвертую часть от потенциально возможной его величины.

Таким образом, по результатам экспериментальных исследований можно заключить, что при попеременном вытеснении одного типа флюида другим в поровом объеме коллекторов ПЗП могут происходить физико-химические процессы, приводящие к довольно сложному состоянию флюидальной системы, вследствие чего уменьшается их фильтрационная способность. Скорейшее восстановление фильтрационной способности коллекторов ПЗП дает возможность значительно сократить период освоения скважин, получить более достоверные параметры, необходимые для подсчета запасов.

Экспериментально доказано, что с помощью воздействия на коллекторы переменными давлениями можно добиться значительного увеличения их фильтрационной способности или полного ее восстановления [1]. Эффективность данного воздействия зависит от многих факторов: вида (режима) воздействия, выбора технологических параметров воздействия в зависимости от литолого-петрографических особенностей пород и их коллекторских свойств, состава и свойств флюидов и др.

В зависимости от литолого-петрографических особенностей коллекторов и их ФЕС, а также возможностей аппаратуры по созданию переменных давлений воздействие на ПЗП методом переменных давлений может осуществляться в режиме депрессии или депрессии – репрессии. Воздействие в режиме депрессии заключается в поочередном многократном и равномерном создании в течение определенного времени депрессии на пласт и выравнивании ее до величины пластового давления, а в режиме депрессии – репрессии – в поочередном многократном и равномерном создании в течение определенного времени депрессии и репрессии. На рис. 2 показана эффективность воздействия на коллекторы МПД в зависимости от его вида (в режиме депрессии или депрессии с репрессией) и числа циклов n. При сравнении видно, что воздействие МПД в режиме депрессии – репрессии не всегда эффективно. Для коллекторов с Kпр(в) >= 10 – 15·10-3 мкм2 эффективность воздействия как в режиме депрессии, так и депрессии – репрессии примерно одинаковая (см. рис. 2, а).

Для коллекторов с проницаемостью Kпр(в)<10·10-3 мкм2 эффективность воздействия МПД в режиме депрессии – репрессии постепенно падает (см. рис. 2, б) и для низкопроницаемых пород составляет только единицы процентов при условии, если величина репрессии рр не превышает величину депрессии Dрд. Если Dрр>Dрд, для низкопроницаемых пород можно получить отрицательный эффект (см. рис. 2, в, кривая 4).

Важное значение при воздействии МПД имеют его технологические параметры, т. е. амплитуда (величина) депрессии Dpд или репрессии Dрр, число циклов n и период воздействия депрессии или репрессии Т. На рис. 3 приведены кривые увеличения проницаемости песчаника в зависимости от числа циклов при различных амплитудах Dрд. В данном примере максимальный эффект получен при Dрд=6 МПа и n=8–10 циклов. Установлено, что чем ниже фильтрационная способность коллекторов, тем больше должны быть величина амплитуды и число циклов воздействия МПД.

Анализ и обобщение полученных данных позволили установить некоторые зависимости как между технологическими параметрами МПД, так и отдельных технологических параметров с коллекторскими свойствами пород, а также разработать рекомендации по выбору оптимальных технологических параметров МПД исходя из различного литологического состава и ФЕС терригенных коллекторов. В качестве примера приведена номограмма (рис. 4), с помощью которой по известным значениям коэффициента проницаемости Кпр(к) можно определить все три технологических параметра воздействия МПД в режиме депрессии (Dрд, n и Т). Кроме того, получение такой номограммы дает возможность управлять процессом воздействия МПД.

Установленные закономерности были использованы сотрудниками СКТБ “Недра” Ивано-Франковского института нефти и газа для оптимизации технологии обработки пластов МПД с помощью струйных аппаратов типов УОС-1 и УГИП-1. В таблице приведены результаты таких работ по скважинам Назымской экспедиции ПГО Ханты-Мансийскнефтегазгеология.

Данные по дебитам скважин согласуются и с результатами интерпретации кривых восстановления давления, полученных до и после циклической обработки МПД. Так, значения гидропроводности по кривым восстановления давления увеличились по скв. 81 на 50 %, по скв. 93 более чем вдвое.

Из изложенного следует, что рассмотренная система учета фильтрационно-емкостных и литологических свойств пород при выборе режимных технологических параметров МПД существенно повышает эффективность применения метода.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Влияние переменных давлений на изменение фильтрационных свойств пород /В.X. Ахияров, Л.Г. Петросян, З.Б. Стефанкевич и др. // ЭИ. Сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи.– М.: ВНИИОЭНГ.– Вып. 7.– 1990.– С. 9–16.
  2. Стефанкевич З.Б., Колпакова Г.И., Мурогов М.М. Изучение изменения продуктивности скважин в зависимости от времени их выстойки до и после перфорации /В сб.: Прострелочно-взрывные и импульсные виды работ в скважинах.– М.: ВИЭМС–1989.– С. 159–163.

Abstract

This paper presents the results of investigations which substantiate the optimum parameters of the application of one of the popular methods for inflow atimulation – the method of variable pressures.

Рис. 1. Изменение коэффициента проницаемости образцов пород при многократном попеременном вытеснении керосина водным раствором NaCl и после воздействия МПД.

Проницаемость: В – по водному раствору NaCl, К – по керосину, МПД – по керосину после воздействия метода; цифры у точек – значения коэффициента водонасыщенности

Рис. 2. Изменение коэффициента проницаемости образцов пород в зависимости от числа циклов n и вида воздействия МПД.

а – обр. 4–3 kпр(в) = 15·10-3 мкм2; б – обр. 715–5 kпр(в) = 6,5·10-3 мкм2; в – обр. 19 Ф kпр(в) = 0,08·10-3 мкм2; МПД в режиме: 1 – депрессия (Dрр=0), 2 – депрессия – репрессия (Dрр=0,5Dрд), 3 – депрессия – репрессия (Dрп=Dрд ), 4 – депрессия – репрессия (Dрр=2Dрд)

Рис. 3. Изменение проницаемости песчаника в зависимости от числа циклов n и амплитуды (величины) депрессии Dрд при воздействии МПД:

Рис. 4. Номограмма определения технологических параметров МПД ( Dрд ,n , Т) по оптимальному значению коэффициента проницаемости по керосину для терригенных пород

Dрд (МПа) 1 – 0,6, 2 – 3, 3 – 6

Скважина

Площадь

Горизонт

Интервал перфорации, м

Дебит, м3/сут

до МПД

после МПД

80

Каменная

ВК1

1481 – 1494

5,4

6,4

81

ВК1

1495–1500

3,3

5,5

93

ВК1

1474–1491

0,3

0,6

117

ВК1

1489–1494

7,2

137

ВК1

1469–1471

0,125

5,8

46

Восточно-Эргинская

АС12

2634–2668

5,34

290

Приобская

АС7

2315–2344

1,5

419

БС1-4

2681–2691

5,28