научная статья по теме Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их дебит Геофизика

Текст научной статьи на тему «Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их дебит»

УДК 532.546:537.322.2

© Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов, 2010

Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их дебит

Л.А. Гайдуков (Институт проблем нефти и газа РАН), Н.Н. Михайлов, д.т.н. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)

Influence of horizontal well near wellbore features on the well productivity index

L.A. Gaidukov (Institute Of Oil and Gas Problem of RAS), N.N. Mikhailov (Gubkin Russian State University of Oil and Gas)

Mathematical and numerical filtration models of incompressible fluid toward horizontal well are build. Influence of horizontal well near wellbore features on the well productivity index is investigated. It is supposed that the main parameters of near wellbore damage are size and shape of damage zone, value of permeability damage coefficient on the well bore, profile of permeability change. Influence of collector parameters distribution along horizontal well on the near wellbore formation is investigated. Shown that using of simple near wellbore models may cause significant errors.

Ключевые слова: горизонтальная скважина, околоскважинная зона, загрязнение, профиль проницаемости, дебит, скин-фактор.

Адрес для связи: LGaidukov@cge.ru, Folko200@mail.ru

Одной из самых востребованных технологий добычи нефти в настоящее время является бурение горизонтальных скважин. Однако влияние техногенных процессов поражения пласта, возникающих при их бурении, и неоднородности геолого-физических свойств вдоль ствола на их продуктивность мало изучено. Во многих случаях эффективность использования горизонтальных скважин оказывается существенно ниже потенциальной, что ухудшает экономические показатели разработки. В первую очередь следует отметить, что вследствие значительной протяженности горизонтальной скважины природные геолого-физические характеристики пласта могут существенно меняться вдоль ствола, формируя сложный профиль притока флюида. В практике моделирования разработки месторождений геолого-физические свойства ячеек модели, пересекаемых скважиной, определяются геостатическими методами, которые из-за статистической природы и крупномасштабности ячеек гидродинамической модели не воспроизводят реальную неоднородность фильтрационных свойств вдоль ствола скважины. В связи с этим для корректного определения профиля притока флюида к горизонтальной скважине необходимо при расчетах использовать данные геофизических исследований в стволе скважины во время бурения.

Одной из основных причин ухудшения фильтрационных свойств и низкой продуктивности горизонтальных скважин является неравномерное по длине ствола засорение коллектора твердыми частицами, которые проникают в поровое пространство с буровым раствором, препятствуя фильтрации флюида. Кроме того, специальные исследования керна показали, что в результате взаимодействия породы с фильтратом бурового раствора в присква-жинной области формируются сложные радиальные профили фильтрационных характеристик. Таким образом, вокруг ствола горизонтальной скважины образуется сложнопостроенная около -скважинная зона, геометрия и свойства которой определяются тех-

нологическими особенностями бурения горизонтальных скважин и физическими процессами, происходящими при ее формировании. В данной статье предложена модель фильтрации флюида к горизонтальной скважине с техногенно измененной околоскважин-ной зоной, с помощью которой получены зависимости поинтер-вальной продуктивности горизонтальной скважины и поинтер-вального скин-фактора от основных параметров этой зоны. Показано, что размер зоны загрязнения, продуктивность и скин-фактор существенно меняются вдоль ствола скважины.

Особенности формирования зоны проникновения бурового раствора в горизонтальных скважинах

В отличие от вертикальной скважины зона проникновения бурового раствора в пласт вдоль ствола горизонтальный скважины имеет характерные особенности, отмеченные в работах [3, 5, 9, 10]. В первую очередь это относится к длительному времени взаимодействия околоскважинной зоны с фильтратом бурового раствора, уменьшающемуся по направлению проходки и приводящему к неравномерному распределению зоны проникновения вдоль ствола. В работах [1, 2] зона проникновения бурового раствора вдоль ствола горизонтальной скважины моделировалась геометрически правильной конической поверхностью. Однако геофизические исследования в стволе горизонтальной скважины ряда месторождений показывают, что ее значительная протяженность может существенно изменять природные геолого-физические параметры пласта вдоль ствола скважины, в частности проницаемость может изменяться в 2-3 раза.

В работе [3] проведено численное моделирование формирования зоны проникновения вдоль горизонтальной скважины, вскрывшей зонально-неоднородный по проницаемости пласт, и показано, что в высокопроницаемых зонах фильтрат бурового раствора проникает в пласт глубже, чем в низкопроницаемых, тем самым нарушается монотонность распределения зоны проникно-

вения вдоль ствола. Поэтому модель конического изменения размера зоны проникновения вдоль ствола горизонтальной скважины некорректна. Для оценки изменения размера зоны проникновения фильтрата бурового раствора вдоль ствола горизонтальной скважины с учетом изменения фильтрационных свойств глинистой корки и переменной скорости проходки в данной статье использовались следующие соотношения:

г dz

С

\

гпр (г)=1

41

а

п-т( г у(1- 5ВЯ- 5НЯ)

-+Г

(1)

(2)

где хх - время взаимодействия бурового раствора с породой коллектора в сечении х горизонтального ствола; I - длина горизонтальной скважины; v(z) - скорость проходки; Гпр(х) - размер зоны проникновения в сечении х; С - размерная постоянная; Вх - эмпирический коэффициент, зависящий от фильтрационных параметров пласта, глинистой корки и репрессии на пласт; т - пористость; 5во, 5но - остаточная соответственно водонасыщенность и нефте-насыщенность; гс - радиус скважины.

На рис. 1 представлено модельное распределение проницаемости и полученное по формуле (2) распределение размера зоны проникновения вдоль ствола горизонтальной скважины с учетом степенного закона изменения скорости проходки во время бурения. Видно, что интерференция различных факторов может приводить к формированию существенно немонотонного профиля зоны проникновения вдоль ствола, т.е. к образованию зон с различной степенью ухудшения фильтрационных свойств.

25

20

15

10

'/V

Г Ь

II ь 11

11 I» 11

11 11 1

1 1 1 1 1 1 ? 1/ ч \ \

ч 1 \2 * » \ 1 \ / / I \ а \ \

\ 1 \

* \ 1

■ 5

■ 2

0,2

0,4

0,6

Рис. 1. Распределение проницаемости пласта к0 (1) и размера зоны проникновения гпр (2) вдоль ствола горизонтальной скважины

Кроме того, в отличие от вертикальной скважины при формировании зоны проникновения вокруг горизонтальной скважины существенную роль играют сила гравитации и анизотропия коллектора, обусловливающие изменение геометрии зоны проникновения. Моделирование проникновения бурового раствора в анизотропных по проницаемости коллекторах показало, что зона загрязнения

должна иметь эллиптическую форму, вытянутую по направлению наименьшего фильтрационного сопротивления [4]. В работах [5, 6] показано, что вследствие гравитационной сегрегации в изотропных коллекторах из-за различной плотности бурового раствора и пластового флюида вокруг горизонтальной скважины также формируется ассиметричная зона загрязнения со сложной геометрией.

Формирование профиля проницаемости в околосква-жинной зоне

Ранее околоскважинная зона рассматривалась в виде области с измененной относительно природного пласта проницаемостью. Специальные исследования керна [7] показали, что в ней формируются сложные радиальные профили фильтрационных параметров. После вызова притока часть кольматирующих частиц выносится из пласта под действием приложенной депрессии, при этом фильтрационные свойства коллектора частично восстанавливаются и формируется несколько отличный профиль проницаемости. В работе [7] показано, что нормированные профили проницаемости в прямом и обратном направлениях прокачки бурового раствора идентичны и определяются общей для данного образца зависи-шсгш/(г/гпр)=[к(г/гпр)-к(гс/гпр)]/[к0-к(гс/гпр)] (рж. 2).

* ПЙ

0,5

0,34В м<мг П5Ш

0 .660 Ж //// / ИГ \лл

/ // т

Г /! \ Ч 1 ч 0,177

В / К / ! и / 1

- ¥1 { ! !

/ !

Я ¡1 ' Г ' /// !>' У/

0,5

1 ~

Рис. 2. Изменение функции нормированной проницаемости ^г/гпр) по толщине зоны проникновения

Традиционно для количественного описания восстановления фильтрационных свойств используется постоянный коэффициент восстановления проницаемости равный отношению измененной проницаемости образца после вызова притока к проницае -мости чистого образца к0, а для количественной оценки степени загрязнения - коэффициент уменьшения проницаемости у, равный отношению проницаемости до вызова притока к начальной к0. Коэффициенты | и у характеризуют степень загрязнения незначительных по размерам образцов керна и считаются параметрами, не зависящими от размеров образца. Однако как показывают специальные исследования керна [3], эти коэффициенты зависят от расстояния до скважины. Тогда с помощью преобразования сдвига нормированного профиля проницаемости /(г/гпр) их можно представить в виде Р(г/гпр)=/(г/гпр, |) и у(г/гпр)=/(г/гпр, у) (I, - - коэффициент соответственно восстановления и уменьшения проницае-

0

г

с

мости пласта в малом объема на границе скважины г^гс). Относительное восстановление проницаемости р/- на стенке скважины зависит от начальной проницаемости коллектора, депрессионно-го/репрессионного режима промывки пласта буровым раствором, времени прямой и обратной промывок, поэтому также может существенно меняться вдоль ствола горизонтальной скважины.

Таким образом, возникает вопрос о степени влияния перечисленных особенностей околоскважинной зоны на распределение продуктивности вдоль ствола горизонтальной скважины.

Математическая модель фильтрации флюида к горизонтальной скважине

Для определения с

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.

Показать целиком