Причины термоаномалий, возникающих в скважине после вторичного вскрытия пластов стреляющими перфораторами.

Выстрел перфоратора в скважине, как показано выше, может сопровождаться локальным выделением или оттоком запасённой в пласте энергии, что неминуемо приведёт к изменению температуры жидкости ограниченного объёма во внутрискважинном пространстве. Другой причиной изменения температуры скважинной жидкости является выделение тепла при взрыве зарядов перфоратора. Газообразные продукты взрыва, имеющие высокую температуру, в зависимости от конструкции перфоратора, разогревают корпус перфоратора на несколько десятков градусов или непосредственно попадают в скважинную жидкость. Корпус перфоратора, спускаемого на кабеле, может смещаться в скважинной жидкости в вертикальном направлении под действием реакции от газовых струй, вылетающих из корпуса с большой скоростью. Последующее извлечение корпуса или каркаса перфоратора способствует перемешиванию жидкости и выравниванию её температуры по стволу скважины. Конечно, часть разогретой газожидкостной смеси остаётся в интервале перфорации и она остаётся “сидеть“ на разогретой от кумулятивных струй или локального выделения накопленной в пласте упругой энергии

Рассмотрим причины сбора части размазанного теплового пятна в интервале перфорации. Разогрев стенки обсадной колонны от струй или реакции пласта в который произведён выстрел перфоратора и достаточно длительное сохранение тепла разогретым пластом и колонной в интервале перфорации приведёт к тому, что на газовый пузырёк будет действовать сила

, (3.18)

где R – радиус пузырька, - температурный коэффициент изменения поверхностного натяжения воды (скважинной жидкости), - температурный градиент.

Пузырёк стремится переместиться в область более высокой температуры (к наиболее нагретой области стенки) при условии , где - выталкивающая сила Архимеда. Такое поведение пузырьков газа способствует сохранению характерной формы термоаномалии в течение длительного периода времени. Следовательно, обнаружению в чистом виде термоаномалий, связанных с реакцией пласта на воздействие при перфорации, препятствует целый ряд причин. Среди них: разогрев пласта и обсадной колонны кумулятивными струями и продуктами взрыва, образование газожидкостной системы в стволе скважины.

Однако ряд факторов способствует обнаружению термоаномалии от самой реакции пласта на динамическое воздействие. Так применение корпусных перфораторов значительно уменьшает количество тепла, выделяющееся в интервале отстрела перфоратора и основная часть тепла вместе с извлекаемым корпусом уносится сразу после перфорации . Кроме того, сравнительно большой диаметр корпуса перемешивает жидкость в скважине и является важной причиной выравнивания температуры по стволу. К этому следует добавить и тот факт, что изменение температуры жидкости в интервале простреливания за счёт образования ассоциата и инерционности в нём процессов достигает значительно больших значений по сравнению с интегральным выделением тепла от срабатывания перфоратора.

При переносе тепла ассоциатом от стенки скважины вглубь подстилающего прострелянного или непрострелянного пласта, всё выделяющееся тепло, независимо от его источника будет формировать в скважине положительную температурную аномалию выше зоны охлаждения пласта и конструкции скважины. Нижняя часть термоаномалии в таких случаях будет характеризоваться бесконечно большим температурным градиентом.

Профиль термоаномалий,, регистрируемые в интервале прострелянного пласта имеет изрезанный вид и этим он отличается от профиля в непрострелянной , но подвергнутой воздействию ударных волн части пласта. Для непрострелянной части пласта профиль имеет гладкий вид.

На рисунке №3.20 в качестве примера приведена температурная аномалия, зарегистрированная через 5 часов после перфорации кумулятивным перфоратором ПКС80 на скважине № 139 Новопортовского месторождения. Ниже интервала перфорации произошёл отток тепла от стенки скважины, что сопровождалось охлаждением пласта ниже отметки 2460 метров, что и привело к бесконечно большому температурному градиенту.

При чередовании пропластков с различной литологией и резко отличающимися энергетическими и фильтрационно-емкостными свойствами в интервале перфорации, температурная аномалия имеет сложную конфигурацию. На рисунке №3.21 приведена температурная аномалия, демонстрирующая этот факт.

Расформирование температурной аномалии в скважинах происходит крайне медленно и перемещение её по стволу (вверх или вниз) происходит, за редким исключением, и только при наличии притока пластового флюида в скважину или поглощения скважинной жидкости, последующего за перфорацией.

Выводы

1.Температурные аномалии в интервалах перфорации являются следствием процессов в пласте, инициируемых динамическими нагрузками, а также выделения тепла от взрыва кумулятивных зарядов и проникающих в пласт струй. В отличие от всегда только положительных термоаномалий, связанных с выделением тепла при срабатывании стреляющего перфоратора, термоаномалии от реакции пласта на динамическое воздействие могут быть как положительными, так и отрицательными.

2.Перфорация с использованием стреляющих систем способна вызвать локальное выделение энергии и частичное или полное разрушение породы в окрестности скважины.

3.Эффективность вторичных методов вскрытия с использованием прострелочно – взрывной аппаратуры в значительной мере определяется состоянием пласта к моменту проведения работ и теми преобразованиями его фильтрационных свойств в ближней и удалённой зонах, которые могут произойти под действием кратковременных интенсивных нагрузок.

4.Регистрация температурных аномалий позволяет устанавливать фактическое положение интервала перфорации, в том числе, в старом фонде скважин при уплотнении перфорации.

3.4.Оценка эффективности работ по вскрытию пласта и интенсификации притоков

Из формулы Дарси при условии фильтрации флюида в цилиндрическом объёме породы радиусом R_к и толщиной h к скважине цилиндрической формы с радиусом по долоту r_c может быть получена формула Дюпюи для объёмного дебита пластового флюида с давлением в пласте Р_ПЛ

, (3.19)

где: Р_З - давление в скважине на уровне залегания пласта; R_K – радиус контура питания, k – проницаемость, - динамическая вязкость.

С учётом выделения газа из нефти по мере движения её по стволу к устью скважины формула Дюпюи изменится и примет следующий вид:

, (3.20)

где: b – объёмный коэффициент, варьирующий в диапазоне 1-3.

Влияние на величину дебита различных эффектов в прискважинной зоне пласта (ПЗП) учитывается скин-эффектом S

, (3.21)

Такие же эффекты учитываются и при замене реального радиуса скважины на приведённый радиус

, (3.22)

Приравнивая знаменатели 2-х последних равенств, имеем

= или - = S

После преобразования получим

=s или = e^S , откуда (3.23)

Однако не следует полагать, что возрастание или снижение связано только с трещиной или с глубиной перфорационного канала. Как было показано выше, при воздействии на породы или деформации их горным давлением может возникать сверхтекучесть или сверхнетекучесть. Это приведёт к росту (или снижению) подвижности флюида в огромной зоне вокруг скважины. При æ этом в случае значительного увеличения подвижности в зоне радиуса R_З, приведённый радиус скважины будет близок к R_З.

В тех случаях, когда исключается значительный приток флюида в скважину после её мгновенной остановки, оказывается возможным использовать для анализа кривых восстановления давления на забое уравнения упругого режима. Мгновенная остановка нефтяной скважины, работавшей до этого с постоянным дебитом Q, может быть осуществлена путём перекрытия внутреннего сечения обсадной колонны пакером, установленным в кровле продуктивного пласта. При этом под пакером предварительно устанавливается автономный манометр, который регистрирует кривую восстановления давления.

Восстановление давления на забое мгновенно остановленной нефтяной скважины, эксплуатировавшей перед остановкой однородный пласт при постоянном дебите, может быть описано уравнением

(3.24)

где: - изменение давления во времени, Н/ м²; - стабильный дебит скважины перед остановкой, М³/ сек; - динамическая вязкость пластовой жидкости , ; k – проницаемость пласта, м²; h – толщина пласта, м; r_{пр -} приведённый радиус скважины, м; æ - коэффициент пьезопроводности, м² /c; t -время, отсчитанное с начала остановки скважины, сек.;

В полулогарифмических координатах - ln t графическим изображением уравнения (3.24) будет прямая линия, отсекающая на оси отрезок длиной А и составляющая с осью ln t угол .

На рисунке №3.23 приведён принципиальный общий вид графического изображения уравнения (34) .Здесь

A= (3.25)

Зная значение tgα, можно определить проницаемость породы.

Определив из графика значение А, находим приведённый радиус.

Выводы.

1.Для использование закономерностей упругого режима при оценке эффективности работ, связанных с заканчиванием скважины, необходимо выполнение ряда требований среди которых главными являются :

- стабильность дебита до момента закрытия скважины;

- исключение притока пластового флюида в скважину после её закрытия;

- пласт должен быть однородным.

2. Полученная оценка скин-эффекта указывает, прежде всего, на уменьшенную или увеличенную подвижность флюида . Последняя не обязательно связана с наличием искусственных или естественных трещин.