Техника и технология гидродинамических исследований скважин методом восстановления давления. Скин-фактор.

Изучение нестационарного режима работы скважины после ос­тановки ее (или после пуска) дает информацию о среднеинтеграль­ных характеристиках зоны реагирования.

Всякое изменение режима работы скважины сопровождается пере­распределением давления вокруг нее и зависит от пьезопроводности зоны реагирования. Исследование заключается в получении зависимос­ти изменения забойного давления в скважине в функции времени P_заб = f (t) после изменения режима ее работы (пуска или остановки).

Перед исследованием скважины (при работе ее на стационар­ном режиме) замеряется дебит скважины. В работающую скважи­ну спускают на забой глубинный манометр. После контроля ста­ционарности режима работы скважину закрывают на устье. Мано­метр, находящийся на забое и зафиксировавший забойное давление при стационарном режиме работы, после остановки скважины ре­гистрирует так называемую кривую восстановления забойного дав­ления (КВД).

Восстановление давления в скважине контролируется по ма­нометрам на устье скважины и на затрубном пространстве соот­ветственно Р_у и Р_затр. Стабилизация указанных параметров, на­ступающая через определенное время, свидетельствует о прак­тически восстановленном забойном давлении до пластового и на этом исследование заканчивается. Глубинный манометр извле­кается из скважины и на основании бланка регистрации забой­ного давления строится зависимость восстановления забойного давления в функции времени Р_заб = f (t) – КВД, которая пред­ставлена на рисунке 1.

Рисунок 1 – Кривая восстановления давления

Полученную зависимость можно линелизировать

Таким образом, зависимость в координатах «ΔP (t) – t» является уравнением прямой, а кривая восстановления за­бойного давления принимает следующий вид (рисунок 2).

Рисунок 2 – Кривая восстановления давления в координатах «ΔP (t) – t »

Как видно из рисунка 2, только часть КВД является линейной. Нелинейный участок КВД появляется в том случае, когда остановка скважины производится не на забое (что технически трудно реализуемо), а на устье, и связан он с продолжа­ющимся притоком флюида из пласта в скважину после ее остановки. Так как нефть содержит растворенный газ, то этот газ при дав­лении, меньшем давления насыщения, выделяется в скважине и формирует газожидкостную смесь. Газожидкостная смесь, являясь средой сжимаемой, с ростом забойного давления после остановки скважины сжимается, вследствие чего возможен приток продукции из пласта в скважину. Таким образом, начальный участок КВД (иногда значительный по времени) не может быть использован для интерпретации результатов.

Рассматривая совместно зависимость и рисунок 2, устанав­ливаем:

1. Экстраполяция линейной части КВД до пересечения с осью ΔP (t) дает численную величину отрезка А

2. Угол наклона α прямолинейного участка КВД характеризует угловой коэффициент

В результате исследования скважины на неста­ционарном режиме работы, используя полученные зависимости, вычисляются следующие характерис­тики зоны реагирования: коэффициент гидропроводности; коэффициент подвижности; коэффициент пьезопроводности; коэффициент проницаемости, а также приведенный радиус скважины.

Под скин-эффектом понимается изменение проницаемости фильтрационных каналов вследствие их загрязнения (очистки) твер­дыми частицами, содержащимися в фильтрующемся флюиде. Особую важность это имеет для призабойной зоны скважины, в которой имеют место преобладающие потери энергии, фиксируе­мые, в частности, при исследовании скважины, работающей в не­стационарном режиме.

Кольматация призабойной зоны скважины (ПЗС) может проис­ходить в различные периоды жизни скважины, начиная от первич­ного вскрытия. В процессе первичного вскрытия и последующего цементирования в ПЗС попадают не только фильтраты применяе­мых растворов, но и частицы дисперсной фазы глинистого и цемен­тного растворов, которые, отлагаясь в фильтрационных каналах, сни­жают их проницаемость. При первичном вскрытии на репрессии возможно и разрушение цементирующего вещества терригенного коллектора в ПЗС и кольматация фильтрационных каналов. В про­цессе эксплуатации добывающей скважины кольматация возможна и вследствие облитерации, отложения асфальто-смоло-парафиновых компонентов нефти, солей и т.п. При эксплуатации нагнетательной скважины кольматация возможна из-за отложений в ПЗС механи­ческих частиц, поступающих с закачиваемой при ППД водой, а так­же других твердых примесей (соли, продукты коррозии труб и т.п.).

Процесс кольматации (декольматации) ПЗС и его причины изу­чены достаточно хорошо и предложены различные технологии, снижающие отрицательное влияние этого явления на фильтраци­онные характеристики системы.

Дополнительные фильтрационные со­противления зависят от большого количества факторов и могут быть учтены введением понятия приведенного радиуса скважины r_пр. Тогда скин-фактор рассчитывается следующим образом

В данном случае скин-эффект численно характеризует измене­ние проницаемости ПЗС за определенный период времени. Величина скин-эффекта S может быть:

- положительной – проницаемость ПЗС за определенный промежуток времени ухудшилась. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока;

- отрицательной – проницаемость ПЗС за определенный про­межуток времени улучшилась. Отрицательные значения скин-фактора наблюдаются у скважин после гидроразрыва пласта(ГРП), кислотных обработок (КО). Значительные отрицательные значения скин-фактора наблюдаются на наклонно направленных скважинах (ННС), и на скважинах с горизонтальным окончанием.

- нулевой – проницаемость ПЗС не изменилась.

Таким образом, гидродинамические исследования скважин яв­ляются необходимым инструментом контроля за рациональной разработкой месторождений углеводородов и дают реальную ин­формацию, позволяющую оперативно принимать необходимые решения.