Обеспечение эффективной гидродинамической связи скважин с пластом при вторичном вскрытии.

Василевская Е.М., Коваль Д.В.

ООО «Экспотехвзрыв»

Известно, что о влиянии процесса закачивания скважины, включающий в себя операции по её строительству от вхождения долота в пласт до вызова притока, является определяющим во всем этапе строительства скважины, т.к. именно от этого, заключительного этапа, зависит судьба скважины как объекта для добычи углеводородов.

До недавнего времени технология вскрытия продуктивных пластов мало чем отличалась от  технологии проводки всего ствола скважины и, в основном, преследовала цели ускоренной и безаварийной проводки скважины до проектной глубины. Это приводило к тому, что вышедшая из бурения скважина имела пониженные коллекторские свойства в зоне пласта, прилегающей к скважине, что значительно ухудшало её продуктивную характеристику. Цементирование с большими репрессиями цементного раствора на  пласт также усугубляло негативные последствия от вскрытия продуктивного пласта бурением и не всегда удавалось при вторичном вскрытии перфорацией получить притоки, близкие к потенциальным.

В последнее время ситуация меняется к лучшему и качество скважины, вышедшей из бурения, когда пласт вскрывается с тщательным подбором технологии именно с учётом технологических условий пласта, может быть достаточно высоким. Следует отметить, что процесс заканчивания – это единый процесс всех его составляющих – вскрытие продуктивного пласта бурением, цементирование эксплуатационной колонны, вторичное вскрытие, интенсификации притока, освоение скважины – и технология каждого последующего этапа предопределяется состоянием объекта на предыдущем этапе и требует индивидуального подхода.

В данной статье рассматриваются требования к технологии вторичного вскрытия пластов и интенсификации притоков для скважин с различными степенями несовершенства.

Рассмотрим вначале приток к гидродинамической совершенной скважине, т.е. к скважине эксплуатирующей пласт открытым стволом по всей толщине пласта с естественной проницаемостью по всей области дренирования. Известно, что приток жидкости к такой скважине при соблюдении линейного закона фильтрации Дарси определяется формулой :

, где

Q – дебит жидкости, м³/с;

k — проницаемость пласта, м²;

h – толщина пласта, м;

∆Р = Р_пл – Р_заб. – депрессия на пласт, Па,

Р_пл и Р_заб. – соответственно пластовое и забойное давление

R_k  и r_c – радиусы дренирования и скважины, соответственно, м

Если рассмотреть распределение давления вокруг работающей скважины радиусом r_с = 0,1 м в центре кругового пласта радиусом R_k = 300 м , то половина всего периода давления, т.е. ∆ Р/2, приходится на прилегающую к скважине зону пласта радиусом всего 5,4 м, т.е. для плоскорадиального потока за счет уплотнения линий тока жидкости у стенки скважины половина всех энергетических затрат приходится на зону всего лишь 5,4 м, а вторая половина – на продвижение от 300 м до 5,4 м. Иными словами если бы удалось пробурить скважину радиусом 5,4 м (что нереально), то при том же перепаде давления было бы получено увеличение дебита только в 2 раза.

Для наглядного представления о количественном влиянии зоны ухудшенной проницаемости на дебит скважины обратимся к несколько позабытому методу электрогидродинамических аналогий (ЭГДА), ранее широко использовавшемуся как для электролитического моделирования разработки нефтяных месторождений, так и для оценки дебита несовершенной скважины (Шуров В.И.).

Из метода ЭГДА в соответствии с законом Ома ,  где I – сила тока, ∆U – падение напряжения, а R – сопротивление электрогидродинамические аналогии выглядят следующим образом:  I – аналог Q, ∆ U – аналог ∆ Р.

и тогда   — фильтрационное сопротивление Ф при движении  жидкости от контура питания радиусом R_k до стенки скважины радиусом r_c . В нефтепромысловой практике комплексный параметр  называют коэффициентом  гидропроводности. И тогда фильтрационное сопротивление запишется в виде:

 где величина А, имеющая размерность , является некоей характеристикой пласта.

А теперь рассмотрим гидродинамически несовершенную скважину, под которой будем понимать ту же скважину, что и в разделе I, но с ухудшенной проницаемостью в GPG. Нетрудно показать, что дебит такой скважины с круговой зоной радиусом R_y пониженной проницаемости К_у будет определяться формулой:

здесь уместно подчеркнуть, что в данной формуле   характеризует гидропроводность незагрязненной части пласта.

В нашем случае предполагается, что  в круговой зоне пласта вокруг скважины радиусом R_y проницаемость везде одинакова – К_у и на границе R_y скачкообразно изменяется до естественной К. Такое допущение вполне обосновано, т.к. на диаграммах геофизических исследований водонасыщенность промытой в процессе бурения зоне радиусом R_y  практически  одинакова, и, следовательно, величину ухудшенной проницаемости К_у можно принять одинаковой в зоне проникновения фильтрата.

В работе Михайлова Н.Н. исследовано влияние распределения проницаемости в промытой зоне по различным законам, и, если имеются такие  закономерности для данной скважины, их можно учесть, обозначив  , где β – степень ухудшения проницаемости в ПЗП имеем выражение:

которое легко преобразуется в выражение:

Где первый член характеризует основное  фильтрационное сопротивление при движении жидкости от R_k до r_c, а второй член – дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное ухудшением проницаемости К_у в зоне радиусом R_y обычно  величину А принимают равной единице, т.е. рассматривают пласт как бы с единичными параметрами и тогда  второй член принято называть дополнительным фильтрационным сопротивлением S и выражение имеет вид:

или  – дебит несовершенной скважины.

Под коэффициентом гидродинамического совершенства  понимается отношение дебита несовершенной скважины  к дебиту совершенной

φ может быть как меньше единицы, если S имеет положительную величину, так и больше единицы, если S отрицательно.

Для наглядности сделаем оценку φ для различных условий скважины радиусом  центре кругового пласта радиусом R_k = 300 м.

Для этого случая основные фильтрационные сопротивления составят   (для сравнения при К = 200 м

Из двух последних примеров видно: в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением необходимо не просто ограничивать проникновение промывочной жидкости в пласт, а не допускать даже малейшего проникновения инородной жидкости в ПЗП.

Для удобства дальнейшего рассмотрения S в формуле (7) будем называть скин-эффектом от бурения и обозначать Sб.

Скважина обсаженная, перфорированная на всю толщину пласта. Такую скважину принято называть геометрически несовершенной, т.е. с несовершенной геометрией забоя. За счет стеснения потока жидкости к стенкам перфорационных каналов дополнительное фильтрационное сопротивление С₁ определялось по графикам В.И. Шурова, полученным на основании исследований на электролитических моделях по методу ЭГДА , однако, в связи с развитием численных методов решения задачи о притоке к геометрически несовершенной скважине и появлении мощной компьютерной техники, повсеместно используются графики зависимостей φ от параметров перфорации.

В общем случае φ = f (n, d_k , ℓ_k фазировка заряда) (8),

n – плотность перфорации. отв/м;

d_k – диаметр канала в породе пласта;

ℓ_k – длина перфорационного канал в породе пласта.

При наличии данных по параметрам перфорации графики позволяют довольно точно определять дебит конкретной скважины. Сложность заключается в том, что должна быть принята в расчет ℓ_k  в реальных скважинных условиях по реальной породе, т.е. необходимо располагать размерами такого идеализированного канала перфорации, который по пропускной способности эквивалентней данному реальному каналу. На этом мы остановимся несколько позже.

Здесь отметим, что в случае, если длина перфорационного интервала отличается от общей толщины пласта, вводится коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений от несовершенства по степени вскрытия С₂. И тогда для перфорированной скважины с зоной пониженной проницаемости ее дебит будет определяться по формуле:

И если Sб  и  С₂ могут быть с достаточной достоверностью определены при наличии необходимых данных лабораторных и геофизических исследований, то С₁ представляется довольно неопределенной для конкретных условий величиной.

Поэтому рассмотрим механизм образования канала кумулятивной струей и влияние различных условий на гидродинамическую эффективность перфорационных каналов, т.е. на качестве гидродинамической связи скважины с пластом.

Известно, что кумулятивная струя, имеющая скорость в головной части 6÷8 км/с создает давление на преграду св. 30000 МПа, по сравнению с которым прочность самой преграды оказывается пренебрежимо мала (достаточно сказать, что прочность бетонной мишени по методике АРi RP 19В составляет всего 35 МПа). При внедрении струи в преграду, материал, из которого она состоит, начинает двигаться радиально от оси струи до тех пор, пока это давление не уменьшится дол предела прочности материала преграды. При этом, благодаря  инерционному движению материала преграды, даже при малом диаметре струи диаметр отверстия в преграде может значительно превышать диаметр самой струи. Например, 3-х миллиметровая струя может создать 13 мм отверстие в стальной обсадной колонне. Для бетонной мишени пробитие канала несколько отличается от пробития в стальной преграде. Как только прекращается движение частиц породы от стенок канала до достижения предела прочности породы на сжатие, происходит схлопывание канала и обратное движение частиц породы к оси канала, которое продолжается до достижения предела прочности  породы на растяжение А, т.к. предел прочности на растяжение для большинства горных пород  составляет (2÷10) % от прочности породы на сжатие, то происходит отрыв частиц ранее уплотненной породы и увеличение канала до диаметра, где предел прочности породы на разрыв превышает усилие от охлопывания. Лабораторные и полевые исследования, проведенные американскими специалистами  показали, что для прочных пород зона уплотнения вокруг перфорационного канала составляет величину, близкую к 1/2″, и степень ухудшения проницаемости в этой зоне составляет 0,1÷0,2. В наших экспериментах при обстреле по слабым естественным породам (Корачаганакский песчаник) на депрессии диаметр канала в породе достигал 30÷35 мм. Это объясняется тем, что при малом пределе прочность на растяжение при обратном движении стенок образующегося канала к его оси эффект разуплотнения превалирует над эффектом уплотнения. С целью изучения влияния эффектов уплотнения – разуплотнения породы вокруг перфорационных каналов в методику испытания зарядов АРi RP-43, а в последующем и в АРi RP-19В был введен факультативный раздел 4 – оценка характеристик потока в перфорационном канале (гидродинамическая эффективность) в особых условиях испытания.

Для количественной оценки гидродинамической эффективности простреленного канала в США введен показатель СFE (Care Flow Efficiency) – эффективность канала по потоку, в России – коэффициент потока К_п, но смысл их одинаков: отношение фактического расхода жидкости к теоретическому через мишень с отверстием.

К сожалению, из-за большой трудоемкости проведения таких исследований, широкого распространения раздел и АРi RP-43 не получил. В ранних американских публикациях большинство зарядов, отстрелянных по различным породам с депрессией на пласт, обеспечивали СFE порядка 0,7÷0,8 после очистки канала потоком пластовой жидкости, т.е. «работали» каналы на 70÷80 % от пропускной способности чистых каналов тех же  геометрических размеров. Американские исследователи принимают, что это величина СFE обеспечивается реальным каналом с зоной ухудшенной проницаемости вокруг канала радиусом 1/2″ и степенью ухудшения проницаемости 0,1÷0,2. Григорян Н.Г. предлагает для учета влияния ухудшенной проницаемости породы вокруг канала умножать К_п (или СFE) на реальную длину канала и принимать ее при расчетах притока жидкости к скважине. Нами предлагалось перейти от реальных размеров каналов, полученных на мишенях, к размерам идеализированных каналов, т.е. чистых, но обеспечивающих ту же пропускную способность простреленного керна. Право на жизнь имеют все три подхода, но скудность данных по результатам отстрелов зарядов по кернам различных пород не позволяет количественно учитывать приток жидкости к скважине в различных геолого-технических условиях. Отметим только, что при отстреле зарядов ЗПК-105 ДУ по мишеням из искусственного керна на нашей установке «Пласт» были получены К_п = 1, т.е. уплотнения породы вокруг канала не наблюдалось. Это, очевидно, объясняется тем, что процесс уплотнения породы вокруг канала в процессе ее сжатия устраняется обратным процессом во время схлопывания в канале перфорации для данного типа заряда.

Для различных степеней снижения проницаемости в зоне породы вокруг канала размером 1/2″ незагрязненная в процессе бурения скважина прострелена «чистыми» каналами глубиной ℓ_к = 150 мм и диаметром d_к = 12,7 мм, то при плотности перфорации п = 12 отв/м  φ = 1. Но если зона породы вокруг канала толщиной 12,7 мм имеет в 20 раз ухудшенную по сравнению с естественной проницаемость (а это вполне реально), то φ = 0,5.

Выше показано численное влияние на приток  жидкости к скважине зоны уплотнения породы вокруг канала в условиях линейного закона фильтрации Дарси. Для высокодебитных нефтяных скважин, и особенно для газовых скважин, в которых падение давления в скважине приводит к увеличению объемного расхода газа, отклонение от линейного закона за счет турбулентности потока может существенно снизить φ. Так для скважины с незагрязненной в процессе бурения золой пласта и проперфорированной с d_к = 10 мм, h = 13 отв/м и с нулевой фазировкой зарядов при глубине канала ℓ_к = 300 мм при линейном законе фильтрации  φ = 0,9 для чистого канала и φ = 0,65 для канала с зоной ухудшенной проницаемости размером в 1/2″ и К_у_/ К = 0,1, а для этих же условий, но при турбулентном режиме φ будут, соответственно, 0,6 и 0,3. Т.о. очень малая зона породы вокруг канала является определяющей при притоке жидкости из пласта в скважину. Степень же повреждения зависит от типа породы и пластового флюида, типа и качества заряда, величины и направления перепада давления между скважиной и пластом, типа жидкости закачивания и длительности  очищающего потока и т.д. Т.е. зависимость φ является  многофакторной, труднорасчитываемой для реальных  условий ввиду недостатка исследований по влиянию этих факторов.

А теперь обратимся к параметру перфорационного канала, который в последнее время стал буквально предметом ажиотажного спроса – глубина пробития по мишени. Фирмы-производители буквально в бешеной гонке пытаются разработать заряды типа  SDP (Super Deep Penetiatiou – сверх глубокое пробитие) и считается делом престижа иметь 1÷2 типа таких супер заряда.

Действительно глубина канала является очень важным фактором в качестве гидродинамической  связи скважины с пластом, но не всегда определяющим. Это  особенно справедливо для случаев, когда имеется загрязненная в процессе бурения зона породы вокруг пласта и малейший выход канала в зону естественной проницаемости породы дает скачок в приросте коэффициента совершенства. Так если вокруг скважины имеется зона пониженной в 10 раз проницаемости размером (по радиусу) 100 мм, то канал длиной  ℓ_к  = 90 мм даст φ = 0,4, а ℓ_к = 150 мм – даст φ около 0,9, т.е. в два с лишним раза больше. Для большинства скважин, пробуренных на глинистых растворах с репрессией на пласт, зона загрязнения составляет 0,4÷0,6 м, а в некоторых случаях достигает нескольких метров. Следовательно, для качественного вскрытия необходимо иметь заряды с глубиной канала, превышающей размеры зоны проникновения фильтрата, т.е. ℓ_к  должно быть не менее 600÷700 м. Большинство и российских, и иностранных перфорационных систем массового применения имеет именно такие или несколько  большие параметры канала, полученные по отстрелам мишеней по методике АРi RP-19В. Но обеспечивают они решение задачи связи скважины с незагрязненной зоной пласта для вышеприведенных  условий? Ответ может быть только отрицательным. Дело в том, что отстрел по общепринятой мишени и отстрел по реальной породе в конкретных условиях – это две большие разницы.

Методики американского нефтяного института предусматривают цель представления на рынок геофизических услуг сравнимых результатов отстрелов  перфорационных систем различных изготовителей по единым правилам. При этом прочность мишени на одноосное сжатие в 35 МПа выбрана и из соображений наиболее выгодно преподнести один из основных параметров своего товара – глубину простреливаемого канала. При функционировании методики испытаний RP-43, кроме реального размера канала, пробитого в мишени, документально представлялась и нормализованная длина канала, которая учитывала реальную прочность мишени. Было общепринято, что увеличение прочности мишени на 7 МПа приводит к уменьшению глубины пробития на 5 %. Т.е. если обстрел производился по «перезатвердевшей» мишени с прочностью не 35 МПа, а 56 МПа, то считалось, что полученная по этой мишени глубина канала д.б. скорректирована на 15 %. Реальные характеристики горных пород даже при простых видах деформирования, т.е. при одноосном сжатии, имеют прочность 80÷120 МПа, т.е. с учетом коэффициента нормализации рекламируемая глубина пробития для реальной породы должна быть снижена  на 30÷60 %. Если же учесть также и эффект  упрочнения породы в условиях всестороннего сжатия, то размер канала будет и того меньше. Один и тот же заряд, дающий пробитие по бетонной мишени в 50  дюймов, обеспечивает пробитие по мягкому песчанику Вечеа (σ_сж ≈ 41 МПа) ℓ_к = 38 дюймов; по прочному песчанику Вечеа (σ_сж ≈ 63 МПа) ℓ_к = 30 дюймов; по более  прочным породам: Nugget (σ_сж ≈ 104 МПа) ℓ_к = 18 дюймов, Grauite (σ_сж ≈ 140 МПа) ℓ_к = 17 дюймов и  Blue Top (σ_сж ≈ 154 МПа) ℓ_к = 16 дюймов, т.е. зная, что зона проникновения фильтрата составляет 0,7 м, вы выбираете заряд глубокого проникновения с рекламируемой глубиной пробития в 1260 мм ( 50 дюймов) с надеждой пройти зону загрязнения размером 1 м, но если пласт представлен песчаником типа Nugget, то реальная глубина пробития (даже на поверхности) составляет только 455 мм (18 дюймов). При учете и других усугубляющих факторов длина канала будет и того меньше. Разработанная компанией Шлюмберже программа SPAN (Schlumberger Perforation Analysis) позволяет оценить глубину канала перфорации для конкретных условий в скважине, но, ввиду невозможности иметь полный спектр величин для определяющих факторов, точность ее оставляет желать лучшего. То же самое относится и к номограмме для определения размеров перфорационных каналов в забойных условиях. Поэтому неслучайно фактические коэффициенты гидродинамического совершенства скважин, полученные нами ранее по промысловым данным, колебались в таких широких пределах – от 0,04 до 1,2.

Подводя итоги вышеизложенному, можно сказать, что при наличии зоны пониженной проницаемости в ПЗП качество вторичного вскрытия будет определяться тем, насколько надежно удается связать скважину с незагрязненной зоной пласта. Данные по отстрелам зарядов по мишени из бетона не позволяют гарантировано решить эту задачу.