Способ определения величины зонального ущерба проницаемости призабойной зоны скважины Советский патент 1979 года по МПК E21B47/00 E21B43/00 

где г - радиус ухудшенной зоны, м; Ki - проницаемость ухудшенной зоны; /Со - проницаемость остальной части

пласта;

Гн - радиус очищенной зоны, м; Гс - радиус скважины, м; Го - радиус дренажа, м;

Prj - соотношение продуктивностей до воздействия;

РГ, - соотношение продуктивностей после воздействия.

Отличительными признаками способа является также то, что с целью определения радиуса и степени снижения нефтепроницаемости ухудшенной призабойной зоны с отложениями связанной воды и фильтрата бурового раствора обработку призабойной зоны производят акустическим методом.

С целью определения радиуса и степени снижения нефтепроницаемости ухудшенной призабойной зоны с отложениями парафинов и смол обработку призабойной зоны производят тепловым методом.

С целью определения радиуса и степени снижения нефтепроницаемости ухудшенной призабойной зоны с отложениями глистого раствора обработку призабойной зоны производят теплоакустическим методом.

Технология способа состоит в следующем.

В скважине сразу же после ее остановки производят гидродинамическое исследование, на основе которого определяют соотношение продуктивности. Затем в интервал продуктивной части пласта опускают глубинный термоакустический излучатель и осуществляют термоакустическое воздействие. Мощность излучателя и время обработки выбирают так, чтобы вокруг скважины в пласте образовалась известная по размерам зона с разрушенной связью между закупори ваюшим агентом и коллектором. Обработанную зону затем очищают от закупоривающего агента и проводят повторное гидродинамическое исследование, аналогичное первому. Затем расчетным путем определяют радиус ухудшенной зоны и степень снижения ее проницаемости по сравнению с нефтепроницаемостью остальной части пласта.

Методика расчета величин степени снижения нефтепроницаемости и радиуса ухудщенной призабойной зоны пласта поясняется следующими соображениями.

Рассмотрим скважину радиусом Гс, вскрывающую пласт постоянной мощности. Радиус дренирования го. Вокруг скважины имеется ухудщенная зона радиусом г.

Рассмотрим вначале состояние системы до проведения воздействия. П роницаемость между радиусом дренирования и радиусом ухудшенной зоны составляет . Проницаемость системы между радиусом ухудшенной зоны и радиусом скважины составляет /(i. Соотношение продуктивности, определенное в скважине по данным первого гидродинамического исследования, составляет другой стороны, расчетная величина шения продуктивности в данном равна:

Гй

Kl + In

Pr.

/Сг1п- +/Со1пriTC

После обработки и удаления отложений вокруг скважины создается очищенная зона определенного радиуса Гн, проницаемость которой равна Р . Радиус очищенной зоны Гн определяется исходя из радиуса

влияния термоакустического воздействия на отлом :ения данных пластовых условиях. Определенное из второго гидродинамического исследования соотношение продуктивности равно Ргг. С другой стороны, исходя из аддитивности падения давления в полученной после воздействия четырехслойной системе, имеется следующая расчетная зависимость для определения РП .

Го

In(2)

РГ,Совместным решением (1) и (2) определяется степень снижения нефтепроницаемости ущербной зоны и ее радиус. Полученные зависимости имеют вид

1

, о .Га - -In- + In -

V -Рг,

, jГсГс

Kl

, Гн In -

Гг

(f-n..

+ -§Чпг. lnr.)

l/

Установление причин снижения нефтепроницаемости (в том случае, когда они неизвестны) осуществляют исходя из следующих соображений.

Известно, что ввод тепла приводит только к расплавлению парафино-смолистых отложений, никак не влияя на остальные закупоривающие агенты. Акустическое поле (без теплового) приводит только к вытеснению из коллектора связанной воды и фильтрата бурового раствора. Совместное тепловое и акустическое воздействие приводит ко всем

указанным выше последствиям, а также способствует разрушению глинистых корок. Исходя из этого, установление причин снижения нефтепроницаемости после первого гидродинамического исследования осуществляют путем последовательного проведения операций: акустическое воздействие - вторичное гидродинамическое исследование; тепловое воздействие - вторичное гидродинамическое исследование; термоакустическое воздействие - вторичное гидродина