О повышении проницаемости призабойной зоны нефтяной скважины

В настоящее время большинство нефтяных месторождений мира вступили в позднюю стадию разработки и характеризуются значительными объемами закачки и отбора воды, старением эксплуатационного фонда скважин, ухудшением фильтрационных свойств коллекторов, обусловленной техногенным воздействием и другими признаками [1].

В коллекторах с низкой проницаемостью для значительного повышения продуктивности скважин рассмотрим метод массированного гидравлического разрыва пласта, создающего систему разветвленных трещин.

Рассмотрим задачу увеличения продуктивности подъемника при условии, что до мероприятия скин-фактор будет равен нулю и образованная трещина после проведения ГРП имеет бесконечную проводимость.

До образования трещины приток к скважине принимает вид плоскорадиального течения.

Представим модель фильтрации пластового флюида к забою скважины в виде сетки, разделенной ячейками на узлы с координатами по радиусу и по углу. Рассмотрим узел с центром (а=7, в=5) и давлением в центре Р а, в.

Рисунок 1. Схема для определения давлений в узлах сетки: 1 - сектор пласта,2 -давления в ячейке.

Градиент давления в ячейках ( а ^ а-1 и b ^ b+ 1) согласно закона Дарси определяется по зависимости:

Р а, — Р а-1, =	ц   Ra-kR : Ч а—1» *2лкк1"   R a	(1)
Р а+1,Ь — Р а,Ь	ц     Ra + ^R = q aa+1 * 2лкк1П   R a	(2)
Р а,Ь+1 —	D  -     Ц  Р Раь - им* к * &Rh	(3)
Р а,Ь -	D    -       Ц  Р Pab -1 - ЧЬЬ- 1 * к* ARh	(4)

R - радиус контура; AR - шаг сетки по радиусу; р - шаг по углу; Ц_а-1Д и Ч ад+г — расход жидкости между соответствующими ячейками.

При решении данных зависимостей необходимо учесть следующие граничные условия:

• -    в ячейках у стенки скважины давление остается постоянным;

• -    на контуре питания давление равно пластовому.

В рассматриваемом случае Р а,в =100атм.

При фильтрации пластового флюида по трещине, где проницаемость больше пластовой в 100раз, давление здесь приравнивается к давлению в скважине [2,3].

С другой стороны, продуктивность подъемника будет рассчитывается, как сумма дебитов между отдельными ячейками вблизи трещины:

a=at

Q = ^q.(5)

a=0

В любой точке i величину дебита можно определить:

к ,              . 2лНа

Ql =--Va,b=1 - Pa,b=0) * An

U^A

Определим дебит скважины для различных вариантов длин трещин, рассмотренных при моделировании. где полудлина трещины в два раза меньше радиуса питания.

« = ^ = 0,5(7)

^K k

Полученная щель после проведения ГРП протяженностью 125м. имеет достаточную длину. Визуально можно наблюдать за распределением давления при различных фильтрациях.

Эти построения позволили рассчитать дебиты скважин для различной протяженности трещин [4], которые являются суммой всех потоков и оценить значение отрицательного скин-фактора, соответствующего данной длине трещины, при условии, что до проведения гидроразрыва значение его было равно нулю:

Рисунок 2 - Увеличение продуктивности для различных значений Lт/Rk и изменение коэффициента продуктивности для различных длин трещин

S = ln ^ 1-^                      (8)

Rt  v

Из вышеприведенного следует, что длина трещины оказывает значительное действие на такие показатели как дебит и скин-фактор.

Рис. 5. Значение скин-фактора для различных значений параметра Lт/Rk и определение скин-эффекта в зависимости от параметра трещины.

Эта зависимость проиллюстрирована на графиках 2 - 5 (контур питания – 250м).

Анализ графического материала показал, что при достижении отрицательного значения скина (до -7,6), производительность увеличится также в 7раз и более. Это достигается путем проведения ГРП и получения в результате трещин длиной более, чем 100метров [5,6]. Данная методика, для повышения продуктивности, нуждается в правильном расчете закачки рабочего агента при определенной загрязненности призабойной зоны пласта.

В этой связи применять данные расчеты нельзя без точного знания величины скин-фактора до ГРП.