Состояние прискважинной зоны пласта (ПЗП) оказывает значительное влияние на продуктивность скважин. В большинстве случаев ПЗП характеризуется пониженными фильтрационными свойствами, что обусловлено образованием зоны кольматации и сложной флюидальной системы в результате физико-химических процессов, происходящих в поровом объеме коллекторов в процессе бурения и последующих операций в скважине и в первую очередь адсорбционного воздействия, коагуляции и структурирования [2, 3].

За последнее время широкое применение получили способы, создающие в коллекторах импульсные и циклические возмущения. Перспективным является метод переменных давлений (МПД) – метод освоения скважин путем воздействия на пласт многократных глубоких депрессий или депрессий с репрессиями. Он основан на использовании энергии пласта, проявляющейся при искусственном многократном нарушении гидродинамического равновесия системы скважина – прискважинная зона – пласт [1].

Известно, что основными технологическими параметрами воздействия МПД являются: величина (амплитуда) резко создаваемых депрессий DPд, количество циклов n и период воздействия Т[1]. Величина DPд определяется как разница между величиной пластового давления Pпл и давлением в скважине Рскв на глубине воздействия на прискважинную зону пласта МПД:

DPд= Pпл - Pскв.

Она достигается при резком уменьшении гидростатического давления в скважине до значений, позволяющих получить необходимую величину DPд, исходя из равенства, с последующим его выравниванием до величины пластового давления Pскв-DPпл. Количество циклов и представляет собой количество повторений депрессия – выравнивание ее до величины пластового давления, а период Т – время воздействия депрессии или время выдержки после выравнивания депрессии до величины пластового давления (время выдержки на равновесии). При равномерном воздействии МПД время выдержки на равновесии Т равно времени воздействия резко создаваемой депрессии.

Основная задача исследований – определение значений технологических параметров МПД, при которых в зависимости от литолого-петрографических особенностей и ФЕС коллекторов получали бы максимальное увеличение фильтрационной способности.

Так как все три технологических параметра (DPд, n, Т) неизвестны и неизвестны их зависимости от петрофизических или других параметров коллекторов, необходимо было найти методический подход к решению поставленной задачи. Кроме того, при проведении экспериментальных исследований необходимо было выполнять ряд условий.

Во-первых, поставленная задача может быть решена экспериментально на образцах стандартного и большого размеров только при возможности моделирования напряженного состояния пород, близкого к естественному залеганию, а также процессов вытеснения одного типа флюида другим. Поэтому экспериментальные исследования проводились в камерах высокого давления на образцах пород терригенного комплекса диаметром 30 и 70 мм, длиной от 30 до 200 мм, при давлении всестороннего сжатия 50–60 МПа и внутрипоровом давлении 20–24 МПа, что соответствовало термобарическим условиям естественного залегания. Гидравлическая схема установки высокого давления позволяет проводить исследования при любом соотношении всестороннего и внутрипорового давлений, а также многократное вытеснение различных флюидов при сохранении напряженного состояния образцов пород.

Во-вторых, в процессе проведения экспериментальных исследований вначале необходимо добиться ухудшения фильтрационной способности пород при попеременном многократном вытеснении нефти (керосина) водными растворами соли NaCI или прокачкой через образец глинистого раствора [1].

После выполнения этих условий и получения эффекта ухудшения фильтрационной способности пород (рис. 1,а) изучалась зависимость коэффициента проницаемости Кпр от величины перепада давления DP (см. рис. 1, б). Обычно с ростом величины DP коэффициент проницаемости Кпр вначале увеличивался, а затем кривая зависимости Кпр=f(DP) выполаживалась, т. е. Кпр/DP–>0. Перепад давления DP, начиная с которого величина коэффициента проницаемости практически не изменялась, принимался за минимально необходимую величину депрессии DPд воздействия МПД.

При давлениях DP<DPд на величину движущего потока жидкости действуют силы внутреннего сопротивления, обусловленные сложным состоянием флюидальной системы и зоной кольматации.

Как показали результаты исследований, минимально необходимая величина депрессии зависит от литолого-петрографических и ФЕС коллекторов и в первую очередь определяется величиной проницаемости пород, т. е. чем ниже коэффициент проницаемости Kпр, тем больше должна быть величина депрессии DPд (3–5 МПа<=P<=12–15 МПа).

На следующем этапе исследования проводились по определению необходимого количества циклов n при воздействии МПД. Для этого после определения указанным способом амплитуда DPд повторными вытеснениями керосина и водного раствора соли NaCl или прокачкой глинистого раствора добивались уменьшения фильтрационной способности исследуемых образцов пород (рис. 2). Значение проницаемости в этом случае являлось начальной точкой оценки эффективности воздействия переменными давлениями. Затем на флюидальную систему порового объема образца породы воздействовали троекратным повторением резко создаваемых депрессий величиной DPд с выдержкой во времени 10с, после чего измерялся коэффициент проницаемости. Аналогичные исследования проводились при n=5, 10, 15, 25, 35 и 50 циклов. По данным измерений строились зависимости Кпр=f(n). В большинстве случаев на кривых зависимостей отмечался экстремум, что давало возможность определять его оптимальные значения (см. рис. 2). В результате исследований установлено, что чем ниже коллекторские свойства пород, тем больше циклов n воздействия МПД необходимо для увеличения или восстановления фильтрационной способности.

При постоянных оптимальных значениях DPд и n изучалось изменение коэффициента проницаемости Кпр от периода Т воздействия депрессии единичного цикла в последовательности 5 с, 10с, 30с, 60с, 120с, 180с, 240с, 300с и строились зависимости Кпр=f(T). Во всех случаях на кривых зависимостей также отмечался экстремум (рис. 3). До начала данного эксперимента также определялась проницаемость образцов пород по керосину после получения эффекта уменьшения проницаемости пород. В результате установлено, что для хорошо проницаемых образцов пород период Т составляет 10–20 с, для низкопроницаемых пород это время возрастает до 180–240 с (см. рис. 3).

Таким образом, полученные экспериментальные данные позволяют сделать следующие выводы. При воздействии МПД необходимо знать минимально необходимую амплитуду DPд и оптимальные значения количества циклов п и периода Т в зависимости от литолого-петрофизических особенностей коллекторов и ФЕС.

При этом, если при воздействии МПД величину DPд можно брать больше ее минимально необходимого значения, то количество циклов n и период Т должны соответствовать их оптимальным значениям. В противном случае эффективность МПД может быть значительно ниже.

1. Влияние переменных давлений на изменение фильтрационных свойств пород / Ахияров В. X., Петросян Л. Г., Стефанкевич 3. Б. и др. ЭИ. Сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи.– М.: ВНИИОЭНГ.– Вып. 7.– 1990.– с. 9–16.
2. Михайлов Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах.– М.: Недра, 1987.
3. Стефанкевич 3. 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.

The selection and feasibility of the optimal well completion technique by means of a variable pressure method are considered. On the basis of experimental data, possibilities are indicated of controlling the method of variable pressures with regard to technological, lithologic-petrographic, filtration and capacity properties of productive strata.

1 – водный раствор соли NaCI; 2 – керосин; В – вода; К – керосин

Кпр(в) – начальная проницаемость образцов пород по водному раствору NaCl