Скин-фактор горизонтальной скважины в неоднородном пласте
HORIZONTAL WELL SKIN FACTOR IN HETEROGENEOUS
FORMATION
L. GAYDUKOV, Institute of Problems of Petroleum and Gas of Russian Academy of Science
N. MIKHAYLOV, Gubkin Oil and Gas University
Horizontal well skin factor cannot be correctly estimated from the well tested analysis and from the analytical
expressions derived for vertical wells.
Keywords: horizontal well, near bore zone, heterogeneous formation, damage, production, skin factor
В последнее время в практике разработки месторождений углеводородов широкое распространение получила технология бурения горизонтальных скважин (ГС). Однако проблема создания надежных критериев, учитывающих уменьшение производительности ГС вследствие влияния техногенных процессов изменения фильтрационных свойств пласта и их неоднородности вдоль ствола скважины, остается малоизученной.
Основной причиной низкой производительности ГС является засорение (кольма-тация) околоскважинной зоны (ОЗ) пласта твердыми частицами, которые проникают в поровое пространство вместе с буровым раствором и технологическими жидкостями, ухудшая фильтрационные свойства коллектора и препятствуя фильтрации целевого флюида. В неоднородных пластах, вскрытых ГС значительной протяженности, природные геолого-физические характеристики коллектора могут существенно меняться вдоль ствола, что приводит к формированию зонально-неравномерного распределения 03 и сложного профиля притока флюида к скважине [ 1 ].
Распространенным методом учета ухудшения фильтрационных свойств 03 пласта является введение безразмерного коэффициента - «скин-фактора» как некоторой интегральной величины, пропорциональной дополнительной депрессии на пласт, необходимой для достижения первоначальной производительности скважины [2]. Традиционно для определения величины «скин-фактора» ГС применяются гидродинамические методы исследования скважин (ГДИС) на нестационарных режимах (КВД, КВУ), получившие широкое распространение при мониторинге вертикальных скважин (ВС).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПО ГДИС
Наиболее известными методиками интерпретации ГДИ в ГС являются работы 1уда-Тамбинайагама, Одеха-Бабу, Кучука-Лиштен-бергера, В. А. Иктисанова. В основе существующих методик ГДИС лежит предположение о возможности сведения пространственного потока к суперпозиции плоских фильтраци-
онных потоков, которые проявляются на той или иной стадии исследования ГС на неустановившихся режимах. Считается, что на начальной стадии восстановления давления в 03 пласта формируется радиальный (для анизотропных пластов - эллиптический) фильтрационный поток, что позволяет по разнице фактического и расчетного забойных давлений определить величину интегрального «скин-фактора».
Методика определения проницаемости ухудшенной зоны по ГДИС основана на пренебрежении влиянием удаленной зоны пласта на начальном участке восстановления давления, что позволяет при малых значениях времени считать распространение давления в 03 так же, как и в однородном пласте, но с проницаемостью ОЗ [3]:
(1)
где х8 - пьезопроводность ухудшенной зоны, к8 - проницаемость ухудшенной зоны, - длина исследуемого интервала, ц - вязкость флюида, гс - радиус скважины. Из формулы (1) следует, что проницаемость ухудшенной зоны будет определяться углом наклона начального участка КВД в координатах Др - 1п^).
Определение параметров ухудшенной зоны Гс по результатам ГДИС имеет существенные недостатки. Помимо трудности выделения типов потоков к реальным ГС, непродолжительности периода существования радиального потока, искажения начального участка КВД вследствие продолжающегося притока флюида в скважину и недостаточности числа экспериментальных точек следует особо отметить ряд дополнительных факторов (обусловленных неоднородностью пласта и спецификой техногенного воздействия), снижающих информативность ГДИ в ГС.
1. Фактор неравномерности распределения размера и свойств ухудшенной зоны вдоль ГС. приводит: во-первых, к формированию вдоль ствола областей с различными значениями «скин-фактора» и с различной приточностью после остановки скважины [1]; во-вторых, к вариации времени установ-
Л.А. ГАЙДУКОВ,
аспирант
Институт проблем нефти и газа РАН
leonid68@inbox.ru
Н.Н. МИХАЙЛОВ,
д.т.н., профессор
РГУ нефти и газа им. Губкина
В статье
предложена
уточненная
зависимость «скин-
фактора» интервала
горизонтальной
скважины от
определяющих
параметров
околоскважинной
зоны.
Рис. 1. Распределение проницаемости в ОЗ
ления режимов фильтрации вдоль ствола ГС. В этом случае значение «скин-фактора», полученное по ГДИС, будет отражать усредненную характеристику ухудшения фильтрационных свойств наиболее продуктивных интервалов пласта с погрешностью, не поддающейся прямой оценке. Вклад малопродуктивных или вообще неработающих за-кольматированных интервалов пласта, являющихся наиболее перспективными для проведения последующих геолого-технологических мероприятий, будет незначительным.
2. Фактор нерадиальности начального потока. В некоторых случаях, например при исследовании высокопроницаемых тонких пластов или при несимметричном положении ГС относительно центра пласта, также следует отметить фактор соизмеримости характерных размеров ухудшенной зоны вокруг ГС и расстояния до непроницаемой границы, что приводит к отклонениям начального потока в 03 от радиального.
3. Фактор вариации проницаемости в ОЗ. Экспериментальные исследования различных авторов [4, 5] показали, что в результате техногенного воздействия на пласт на этапе бурения и освоения скважины в О3 формируются радиальные профили проницаемости, меняющиеся от минимального значения проницаемости на стенке скважины кс = к0А0 до проницаемости природного пласта на контуре ухудшенной зоны к0 (Ао < 1 - коэффициент восстановления проницаемости на стенке скважины) (рис. 1). В работах [1, 6] показано, что вид профиля проницаемости в 03 оказывает существенное влияние на производительность скважины и на эффективность геолого-технических мероприятий, поэтому его корректное определение может повысить точность прогнозных расчетов.
Заметим, что формула (1) выведена в предположении ступенчатого распределения проницаемости в 03 (рис. 1), поэтому ее использование при интерпретации данных ГДИС приводит к сильному упрощению реальной ситуации и потере важной информации о состоянии 03.
Вывод 1. Усредненное значение «скин-фактора» ГС, полученное по ГДИС, является заниженным и малоинформативным с точки зрения дальнейших рекомендаций по оптимизации работы ГС.
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ОЗ ПЛАСТА
Недостаточная информативность ГДИС при определении параметров 03 и их распределения вдоль ствола ГС приводит к необходимости создания альтернативных методик. Для оценки изменения размера 03 вдоль ствола ГС с учетом изменения фильтрационных свойств глинистой корки и переменной скорости проходки могут быть использованы аналитические модели [1]. Однако применение аналитических моделей затруднено наличием в них эмпирических коэффициентов, изменение которых вдоль ГС сложно прогнозируемо в отсутствие достаточного количества кернового материала и соответствующих исследований.
В работе [7] предложено определение профилей свойств в 03 с помощью специальных керновых исследований, на основе которых создается гидродинамическая модель формирования 03. Положительной стороной этой методики является высокая точность измерений, отрицательной - сложность и значительная стоимость исследований, проблема репрезентативности образца керна, эффект масштаба образца.
Альтернативой керновым исследованиям и аналитическим моделям являются методики определения состояния 03 на основе каротажных данных [8]. Преимуществом этих методик является то, что они позволяют определять профили физических свойств во всей 03, а не только в области, ограниченной размером образца керна. Для определения распределения параметров 03 вдоль ствола ГС нами предлагается использовать данные бокового многозондового поинтервального каротажа во время бурения (например, электрического БК) в необсажен-ном стволе скважины в комплексе с петрофизической моделью зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт [4].
Вывод 2. Предлагаемая методика позволяет определить размер 03 и распределение проницаемости в ней для каждого продуктивного интервала ГС.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ «СКИН-ФАКТОРА» ПО АНАЛИТИЧЕСКИМ ЗАВИСИМОСТЯМ
Для связи «скин-фактора» с фильтрационными параметрами 03 используются аналитические зависимости, предложенные различными авторами. Наиболее распространенной формулой для «скин-фактора» является зависимость, полученная Хоукинсом для радиального притока флюида в однородном пласте к ВС, имеющей круговую ухудшенную зону постоянной проницаемости (2).
.
(2)
Здесь к8 - проницаемость ухудшенной зоны, г8 - радиус ухудшенной! зоны.
Обобщенная формула «скин-фактора» ВС для случая произвольного радиального распределения проницаемости в 03 получена в работе [6] и имеет вид:
а -
.
(3)
Для ГС, вскрывшей неоднородный пласт, в литературе не приводится четкого определения понятия «скин-фактора», т. к. в отличие от ВС поток флюида к ГС является в общем случае не радиальным, а ухудшенная зона немонотонно распределена вокруг ГС и не имеет строго определенной простой геометрии. Поэтому для определения «скин-фактора» ГС в основном используются приближенные геометрические методы, основанные на модификации формулы Хоукинса. В работе [9] авторами предложено выражение для «скин-фактора» ГС в однородном пласте с цилиндрической 03, которое является модифи-
кацией формулы (2) с поправкой на геометрию задачи и анизотропию пласта:
(4)
где rs
- размер ухудшенной зоны в начале горизонталь-
1 1 1 1
_________[__________' \___________i ......
\ Предлагаемая \
/ .........j.......ь-^ -
^¡^^Т^ : Хоукинс
: ! t
i w t 1 1 н
н
/пй -fli^toJ^W-J,**-
- V. t-JflMf^,*! .
(6)
где I - длина ГС, Н - толщина пласта, Ц = ~ коэф-
фициент анизотропии пласта.
В работе [10] Экономидес предложил более общее выражение для «скин-фактора» ГС, им
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.