В.X. АХИЯРОВ, Л.Г. ПЕТРОСЯН, З.Б. СТЕФАНКЕВИЧ, [Ю.В. ТЮКАЕВ] (ВНИПИвзрывгеофизика)

Среди искусственных методов воздействия на пласт в практике освоения скважин широко применяется метод переменных давлений (МПД), основанный на использовании упругих сил пласта, проявляющихся при искусственном нарушении гидродинамического равновесия системы скважина – прискважинная зона – пласт, путем создания циклически повторяющихся депрессий или депрессий с репрессиями. При этом в поровом объеме коллекторов ПЗП возникают попеременно изменяющиеся по величине и направлению очень большие градиенты гидродинамических давлений, т. е. возникают очень большие силы сдвига, направленные из пласта в скважину, что приводит к расформированию сложной многокомпонентной смеси поровых флюидов и зоны кольматации, а также, возможно, к другим изменениям в самой породе (образованию микротрещиноватости, новых поровых каналов за счет поршневого эффекта и др.).

Моделирование процесса вытеснения нефти фильтратом или технической водой, и, наоборот, при различных технологических операциях в скважине осуществлялось путем попеременного вытеснения керосина водными растворами соли NaCl или технической водой. Как показали результаты исследований, после вытеснения керосина водным раствором проницаемость пород по воде резко снижается по сравнению с начальным значением (рис. 1, а, б).

При многократном повторении процесса вытеснения керосина водой, и наоборот, проницаемость по керосину от цикла к циклу уменьшается. Указанное уменьшение нельзя объяснить только изменениями соотношения воды и керосина в объеме пор коллекторов (см. рис. 1, а, б). У каждой точки приведены значения коэффициента водонасыщенности К_В. При анализе этих данных видно, что полученное уменьшение коэффициента проницаемости связано с более сложными процессами, происходящими в поровом объеме, что и приводит к сложному состоянию флюидальной системы. Со временем состояние флюидов в поровом объеме коллекторов постепенно изменяется, в результате чего происходит постепенное увеличение проницаемости. Так, в течение трех недель коэффициент проницаемости увеличился от 3,1·10^-6 до 4,1·10^-6 мкм², что составляет только четвертую часть от потенциально возможной его величины.

В зависимости от литолого-петрографических особенностей коллекторов и их ФЕС, а также возможностей аппаратуры по созданию переменных давлений воздействие на ПЗП методом переменных давлений может осуществляться в режиме депрессии или депрессии – репрессии. Воздействие в режиме депрессии заключается в поочередном многократном и равномерном создании в течение определенного времени депрессии на пласт и выравнивании ее до величины пластового давления, а в режиме депрессии – репрессии – в поочередном многократном и равномерном создании в течение определенного времени депрессии и репрессии. На рис. 2 показана эффективность воздействия на коллекторы МПД в зависимости от его вида (в режиме депрессии или депрессии с репрессией) и числа циклов n. При сравнении видно, что воздействие МПД в режиме депрессии – репрессии не всегда эффективно. Для коллекторов с K_пр(в) >= 10 – 15·10^-3 мкм² эффективность воздействия как в режиме депрессии, так и депрессии – репрессии примерно одинаковая (см. рис. 2, а).

Для коллекторов с проницаемостью K_пр(в)<10·10^-3 мкм² эффективность воздействия МПД в режиме депрессии – репрессии постепенно падает (см. рис. 2, б) и для низкопроницаемых пород составляет только единицы процентов при условии, если величина репрессии р_р не превышает величину депрессии Dр_д. Если Dр_р>Dр_д, для низкопроницаемых пород можно получить отрицательный эффект (см. рис. 2, в, кривая 4).

Важное значение при воздействии МПД имеют его технологические параметры, т. е. амплитуда (величина) депрессии Dp_д или репрессии Dр_р, число циклов n и период воздействия депрессии или репрессии Т. На рис. 3 приведены кривые увеличения проницаемости песчаника в зависимости от числа циклов при различных амплитудах Dр_д. В данном примере максимальный эффект получен при Dр_д=6 МПа и n=8–10 циклов. Установлено, что чем ниже фильтрационная способность коллекторов, тем больше должны быть величина амплитуды и число циклов воздействия МПД.

Анализ и обобщение полученных данных позволили установить некоторые зависимости как между технологическими параметрами МПД, так и отдельных технологических параметров с коллекторскими свойствами пород, а также разработать рекомендации по выбору оптимальных технологических параметров МПД исходя из различного литологического состава и ФЕС терригенных коллекторов. В качестве примера приведена номограмма (рис. 4), с помощью которой по известным значениям коэффициента проницаемости К_пр(к) можно определить все три технологических параметра воздействия МПД в режиме депрессии (Dр_д, n и Т). Кроме того, получение такой номограммы дает возможность управлять процессом воздействия МПД.

Установленные закономерности были использованы сотрудниками СКТБ “Недра” Ивано-Франковского института нефти и газа для оптимизации технологии обработки пластов МПД с помощью струйных аппаратов типов УОС-1 и УГИП-1. В таблице приведены результаты таких работ по скважинам Назымской экспедиции ПГО Ханты-Мансийскнефтегазгеология.

Данные по дебитам скважин согласуются и с результатами интерпретации кривых восстановления давления, полученных до и после циклической обработки МПД. Так, значения гидропроводности по кривым восстановления давления увеличились по скв. 81 на 50 %, по скв. 93 более чем вдвое.

1. Влияние переменных давлений на изменение фильтрационных свойств пород /В.X. Ахияров, Л.Г. Петросян, З.Б. Стефанкевич и др. // ЭИ. Сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи.– М.: ВНИИОЭНГ.– Вып. 7.– 1990.– С. 9–16.
2. Стефанкевич З.Б., Колпакова Г.И., Мурогов М.М. Изучение изменения продуктивности скважин в зависимости от времени их выстойки до и после перфорации /В сб.: Прострелочно-взрывные и импульсные виды работ в скважинах.– М.: ВИЭМС–1989.– С. 159–163.

This paper presents the results of investigations which substantiate the optimum parameters of the application of one of the popular methods for inflow atimulation – the method of variable pressures.

Рис. 1. Изменение коэффициента проницаемости образцов пород при многократном попеременном вытеснении керосина водным раствором NaCl и после воздействия МПД.

Проницаемость: В – по водному раствору NaCl, К – по керосину, МПД – по керосину после воздействия метода; цифры у точек – значения коэффициента водонасыщенности

Рис. 2. Изменение коэффициента проницаемости образцов пород в зависимости от числа циклов n и вида воздействия МПД.

а – обр. 4–3 k_пр(в) = 15·10^-3 мкм²; б – обр. 715–5 k_пр(в) = 6,5·10^-3 мкм²; в – обр. 19 Ф k_пр(в) = 0,08·10^-3 мкм²; МПД в режиме: 1 – депрессия (Dр_р=0), 2 – депрессия – репрессия (Dр_р=0,5Dр_д), 3 – депрессия – репрессия (Dр_п=Dр_д ), 4 – депрессия – репрессия (Dр_р=2Dр_д)

Рис. 3. Изменение проницаемости песчаника в зависимости от числа циклов n и амплитуды (величины) депрессии Dр_д при воздействии МПД:

Рис. 4. Номограмма определения технологических параметров МПД ( Dр_д ,n , Т) по оптимальному значению коэффициента проницаемости по керосину для терригенных пород

Dр_д (МПа) 1 – 0,6, 2 – 3, 3 – 6