Д.т.н., профессор Айткулов А.У., д.т.н. Ажиханов Н.Т., к.т.н. Турымбетов Т.А., Курманбаев Р.С.

Каспийский государственный университет технологий и инжиниринга им. Ш. Есенова, Казахстан

Оценка незначительного увеличения дебита скважины при применении технологических операции по улучшению условии фильтрации флюидов

В процессе добычи нефти при эксплуатации углеводородных месторождений для улучшения объемов добываемой нефти из скважин применяются наиболее интенсивные методы воздействия в виде гидроразрыва пласта (ГРП), в призабойной зоне скважины (ПЗС), путем нагнетания в пласт флюидов для разрыва коллектора с целью создания своеобразного канала, в виде трещины. Геолого-промысловые исследования на месторождениях свидетельствует возникновения различной степени технологической эффективности из-за состояния трещин в ПЗС [1]. Эффективность созданных трещин обосновывается величиной минимального дебита скважин по жидкости после проведения ГРП. Поэтому перед его проведением оценивается его технологическая эффективность [2]. В связи с этим ниже приводится технология создания расчетных формул для определения нижнего предела дебита скважины по жидкости.

Для определения нижнего предела дебита скважины воспользуемся следующим соображением. Если в фильтрационный поток, который будет проходить в пласте (см. рисунок 1а) каким-либо образом поместить непроницаемую перегородку (см. рисунок 1б), а перепад давления Р_к-Р_с оставить неизменным, то это приведет к уменьшению дебита или, в крайнем случае, когда направление перегородки совпадает с направлением линий тока, дебит останется без изменения.

Рисунок 1. Схема фильтрационного потока в пласте с и без перегородки.

В данном случае для определения заниженного дебита мысленно поместим непроницаемые бесконечно тонкие перегородки так, как показано на рисунке 2.

Рисунок 2. Схема нефтеносного пласта с наклонной перегородкой и трещиной.

При таком расположении непроницаемых перегородок вся жидкость будет попадать в скважину только через горизонтальную трещину.

Для простоты будем считать, что трещина расположена посередине толщины пласта. Поэтому в силу симметрии можно рассматривать только половину потока, показанного на рисунке 2.

В интервале R_о≤r≤ R_к линии тока жидкости направлены горизонтально. А в интервале r_с ≤ r ≤ R_о линии тока фильтрации жидкости от перегородки до трещины направлены параллельно образующим конуса АВСД в трещине от пласта до конуса ЕВСF – параллельно от оси скважины и от поверхности конуса ЕВСF до стенок скважины – горизонтально (см. рисунок 3).

Рисунок 3. Схема разреза половины толщины продуктивного пласта с трещиной и наклонными перегородками

Определим элементарный приток dq между двумя бесконечно близкими перегородками (см. рисунок 3) [3]:

; (1)

где dq₁ – приток из горизонтального элемента пласта толщиной dy к элементу конического пласта;

dq₂ – приток из элемента конического пласта к трещине;

dq₃ – приток из элемента кольцового пласта к поверхности конуса ЕВСF;

– приток из горизонтального кругового пласта к скважине;

Причем Р_к,Р₁, Р₂, Р₃ и Р_с – соответственно давления на контуре питания, в точках указанных на рисунке 3 и на забое скважины.

Подставляя значения dq₁, dq₂, dq₃, dq₄ получим приток жидкости к скважине из пласта толщиной (рисунок 3):

(2)

Как показывает практика проведения гидроразрыва пласта, величина раскрытия трещины δ, бывает намного меньше толщины пласта h, т.е. h>>δ. Это позволяет без большой погрешности принять, что величина дебита скважины показанной на рисунке 4 равна

(3)

где (4)

Дебит q_о меньше действительного дебита скважины и в дальнейшем будем обозначать q_о=q_н (нижняя граница).

Относительное увеличение q_н по сравнению с дебитом скважины q_c до образования трещины определяется путем следующего соотношения

(5)

Для совершенной скважины параметр С=0. Как указано в работе [4], если Z₂>5 формулы (4) и (5) значительно опрощаются, так как при этом

(6)

С учетом равенство (6), нижняя граница дебита скважины q_н и ее относительной увеличение φ_н определяются соответственно по следующим формулам:

, (7)

. (8)

Результаты расчетов для φ_н имеют смысл, естественно при φ_н≥1. Тогда минимальное значение относительного увеличения дебита скважин (φ_н) согласно формуле (8) будет иметь значение

Среднее значение исследуемого параметра равно

Были произведены численные расчеты и построены графики зависимости φ от R_o для различных значений δ при образовании горизонтальной трещины (рисунок 4).

Рисунок 4. Зависимость φ_н и φ_в от R_o при К₁ = 0,25 мкм² в условиях образования горизонтальной трещины

Из полученных результатов,показанные на рисунке 1 видно, что изменение технологической эффективности при образовании горизонтальной трещины зависит как от радиуса распространение и раскрытости трещин. При этом из двух указанных факторов наиболее активно, для увеличения дебита скважины, влияет степень раскрытости горизонтальной трещины. Увеличение радиуса горизонтальной трещины снижает темпа роста приращения дебита скважины. Следует отметить, минимальное изменение дебита скважины в основном зависит от геометрических размеров горизонтальных трещин и фильтрационных параметров пористого блока, а также искусственно образованной горизонтальной трещины. Расчеты свидетельствует о том, что при проницаемости порового пространства 0,25 мкм² и соответственно радиуса, а также раскрытости горизонтальной трещины 100 м и 1 мм минимально дебита скважины увеличится в 1,8 раза.

Литература:

1. Бочаров В.А. О совместной разработке нефтяных пластов (в порядке обсуждения). Нефтяное хозяйство». 2003. №11. С. 55-58.

2. Жумагулов Б.Т., Ажиханов Н.Т., Қуатбеков Б.Н.,Темиров Б.М. О численном решений трехмерной задачи фильтрации в неоднородной пористой среде //Поиск. серия естественных технических наук. – 2005. - №3. – Б. 221-224.

3. Щелкачев В.Н. Основы приложения и теория неустановившейся фильтрации. М.: Нефть и газ, 1995. – Ч. 1.- 586 с., Ч. 2.- 493 с.

4. Айткулов А.У. Основы подземной гидромеханики и разработки нефтяных месторождений. Алматы. 2003. 337 с.