Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

Боковое давление прямо пропорционально геостатическому:

	Рб = λ Рг,						(3.18)
	где λ – коэффициент бокового распора горной породы.
	В случае упругих горных пород
	λ =			μ		,	(3.19)
		1		−	μ

где μ – коэффициент Пуассона горной породы.

В естественных условиях имеет место неравномерное напряженное состояние горной породы, обусловленное неравенством Рг и Рб, и в них действуюткасательные напряжения, максимальные значения которых

τmах = 0,5 (Рг – Рб) ≠ 0.

(3.20)

С точки зрения прочностных расчетов интерес представляют компоненты напряжений, действующие в скелете горной породы.

На рис. 3.3 показан вырезанный в пористой горной породе единичный элемент.

Рис. 3.3. Модель элемента пористой горной породы

361

СверхунаединичнуюплощадкудействуетгеостатическоедавлениеРг. Если бы все вертикальное давление воспринималось скелетом породы, то напряжение в скелете (на горизонтальной поверхности элемента)

было бы максимальным:

σmax = Рг/c,

(3.21)

где с – доля единичной площади, занимаемая скелетом в рассматриваемом сечении.

При наличии флюида в порах последний воспринимает на себя часть нагрузки, равную Рп (1 – с), тогда напряжения σ3 в скелете

σ3 =	Рг − Рп (1− с)	= σmax −	Рп (1− с)	.	(3.22)
	с
			с

Из данной формулы следует, что по мере увеличения пластового давления наблюдается уменьшение вертикальных напряжений.

Если Рп = Рг, то σ3 = Рг.

Горизонтальные напряжения в скелете σ1 равны сумме:

σ1 = λ Рг + Рп (1 – с) (1 – λ).

(3.23)

Величины Рг и Рб как компоненты горного давления характеризуют естественные напряжения в горной породе так, как если бы она была монолитной, а величины σ1 и σ3 – естественные напряжения в системе модели пористой горной породы.

Факторы, влияющие на изменение напряженного состояния горных пород после первичного вскрытия их скважиной

Напряженное состояние горных пород при вскрытии их скважиной в ее окрестности существенно изменяется [207], так как порода в объеме скважины замещается промывочной жидкостью под давлением Рс, равным

Рс = (ρ1 q h + Ру + Р),

(3.24)

где ρ1 – плотность промывочной жидкости; Ру – давление на устье скважины (при бурении под давлением); Р – технологические колебания давления жидкости в скважине (работа бурового насоса, спуск и подъем бурильного инструмента).

362

Давление Рс не эквивалентно горному давлению. Температура циркулирующей в скважине жидкости в общем случае не равна температуре горной породы. Охлаждение или нагрев горной породы со стороны скважины приводят к возникновению в них термических напряжений.

Давление в скважине в общем случае не равно пластовому. В пористых проницаемых горных породах может образовываться переходная зона, в которой давление насыщающего флюида изменяется по мере удаления от стенки скважины от давления в скважине до естественного пластового давления на некотором удалении от стенки. Причиной изменения давления жидкости в порах окружающей скважину породы может быть не только наличие перепада давления между скважиной и пластом (дифференциальное давление), но и явление осмоса. Изменение давления жидкости в порах породы приводит к изменению напряженного состояния скелета. В настоящее время бурятся вертикальные, наклонные и горизонтальные скважины. Ниже рассмотрено напряженное состояние горной породы в стенке вертикальной скважины.

Согласно [207] задача о распределении упругих напряжений в горных породах, вскрытых вертикальной скважиной, осесимметричнаотносительноосиZ.

Расчетная схема приведена на рис. 3.4.

Условие равновесия выделенного элемента описывается дифференциальным уравнением

σr	– σt + r	dσr	= 0,	(3.25)
		dr

где σr и σt – радиальные и тангенциальные нормальные напряжения соответственно; r – текущий радиус (расстояние от оси скважины до рассматриваемого элемента).

Возможнытривариантарешений: 1) для плотных (непористых) гор-

ных пород;

Рис. 3.4. Расчетнаясхемадля определениякомпонентанапряжений вокругвертикальнойскважины

363

2)для пористых горных пород;

3)стенка скважины проницаемая и в ее открытых порах по мере удаления от стенки давление изменяется от давления, равного давлению в скважине, довеличиныпластовогодавления.

Рассмотрим первый вариант, так как отмечается, что ЩГПП рационально проводить на пластах сильнозакальматированных, практически не проницаемых.

С.Г. Лехницкий принял допущение, что

σz = Рг = const.

Граничные условия: r = rс, σr = Рс при r = ∞ σr = σt = Рб.

Решением уравнения (3.25) являются формулы, описывающие зависимости σг и σt от r:

σr = Рб – (Рб – Рс) (rс/r)2,	(3.26)
σt = Рб + (Рб – Рс) (rс/r)2.	(3.27)

Графики, иллюстрирующие формулы (3.26) и (3.27), приведены на рис. 3.5, а и б. Из них следует, что наибольшие изменения напряженного состояния наблюдаются на стенке скважины.

Со снижением давления в скважине уменьшаются радиальные напряжения в стенке и увеличиваются тангенциальные напряжения.

Рис. 3.5. Распределение напряжений вокруг вертикальной оси:

а – / σz / > /σr / > /σt /; б – / σt / > /σz / > /σr /

364

В пределе тангенциальные напряжения могут превысить вертикальные σz вдвое (при Рс = 0 и при Рб = Рг), величина σt = 2 σz.

Применяемые в прочностных расчетах теория прочности Мора– Кулона и обобщенное условие прочности Мора основываются на разностях главных напряжений, максимальные значения которых в стенках скважин. Таким образом, расчетные главные напряжения следует вычислять при r = rс, тогда расчетные формулы примут вид

σz = Рг; σr = Рс; σt = 2Рб – Рс.

(3.28)

Применительно к условиям Пермского Прикамья рассчитанная величина тангенциальных напряжений (στ) более чем на 60 % будет превышать величину нормальных напряжений (σz). Последнее подтверждается результатами многих исследований [202–206].

Вто же время создание напряженного состояния в призабойной зоне продуктивного пласта обусловливает снижение фильтрационно-емкостных свойств и, как следствие, дебитов скважин.

Впервой главе показано, что существующие методы вторичного вскрытия нефтяных и газовых пластов, за исключением щелевой гидропескоструйной перфорации, не позволяют снизить напряженное состояние

впризабойной зоне продуктивных пластов.

Всвязи с этим рассмотрим влияние щелевой гидропескоструйной перфорации на состояние призабойной зоны продуктивного пласта.

Изменение напряженного состояния продуктивного пласта при щелевой гидропескоструйной перфорации

Продуктивность скважины в значительной степени зависит от числа флюидопроводящих каналов и трещин, пересеченных стволом скважины

впродуктивном пласте.

Всвязи с этим наиболее совершенной формой перфорационного канала, обеспечивающего наибольшую продуктивность скважины, принято считать щель.

Результаты промысловых испытаний чаще всего подтверждают это, однако геомеханический анализ эффективности щелевой перфорации до сих

пор не выполнен [262]. В [263] рассмотрены изменение напряженно-дефор- мированного состояния продуктивного объекта и соответствующие изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора трещинного типа.

365

Изменение напряженно-деформированного состояния трещинного коллектора в окрестности скважины контролируется прежде всего наличием системы трещин. Деформирование по системам трещин в призабойной зоне пласта определяет как разупрочнение пород-коллекторов, так и соответствующие изменения его фильтрационно-емкостных свойств.

Расчет напряженно-деформированного состояния трещинного коллектора производили с использованием программного комплекса АNSYS (CША) с учетом распределения пластового давления по радиусу, вызванному работой скважины. В качестве граничных принимались следующие условия. На круговом контуре прикладывалось боковое горное давление, внутри скважины – давление с учетом депрессии, определяемой по формуле Дюпуи. На боковых сторонах расчетной схемы перемещения закрепляются по нормали к сторонам.

Трещиноватость породы задавалась в виде одной системы горизонтальных трещин или двух ортогональных систем трещин. При щелевой перфорации ширина щели принималась равной 4 см, длина – 0,5 м. Расчеты были выполнены применительно к Сибирскому месторождению, разрабатываемому ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Радиусы элементов конструкции скважины принимались в соответствии с применяемыми на Сибирском месторождении. Оценка возможности разрушения производилась для каждой системы трещин отдельно.

При работе добывающей скважины в ее призабойной зоне вследствие создания депрессии возможно возникновение неустойчивого горного массива или зон разрушения. Зоны разрушения не являются некими разрушенными зонами в обыденном понимании этого слова, хотя в случае слабого коллектора они могут превратиться в зоны действительно разрушенных пород, обеспечивающие эффект пескопроявления. Чаще всего в данных зонах действующие напряжения превышают принятый в модели механики горных пород критерий разрушения породы, и деформации становятся не упругими, а пластическими, вязкопластическими или некими другими, принятыми в рамках расчетной модели. На практике это означает потерю в данных зонах связности и упругих свойств, развитие трещин и повышенное разрыхление. Применительно к нефтяной скважине это будет означать прежде всего повышение в них проницаемости. При этом на область распространения зон разрушения в первую очередь влияют величина депрессии, созданной на забое скважины, геомеханические характеристики коллектора и параметры трещиноватости слагающих его пород.

366

Всего было выполнено четыре варианта расчетов.

Основными варьируемыми параметрами в каждом варианте являются величина депрессии на забое скважины, сцепление и модуль упругости массива, щелевая и кумулятивная перфорация. В расчетах участвовали следующие геомеханические характеристики:

♦ общие параметры: Н = 2080 м; γ = 0,022 МН/м3; ν = 0,25;

Е= 6000 МПа; С = 1,0 МПа; σсж = 29,6 МПа; Рпл.исх – 21,3 МПа;

♦сетки трещин и их характеристики:

dтl = 3 см; αтl = 0°; δтl = 90°; ϕт = 23°; ϕw = 25°;

dт2 = 3 см; αт2 = 0°; δт2 = 90°; ϕт = 23°; ϕw = 25°;

bо = 34 мкм; βт = 0,028 МПа–1; Kп = 10000 МПа/м; i0 = 20°.

Представленные обозначения: Н – глубина продуктивного объекта; γ – объемный вес пород; ν – коэффициент Пуассона; Е – модуль упругости; С – сцепление по системе трещин; σсж – предел прочности на одноосное сжатие; Рпл.исх – исходное пластовое давление; d – расстояние между трещинами; α, δ – азимут простирания и угол падения системы трещин; ϕт, ϕw – угол внутреннего трения и остаточный угол внутреннего трения по системе трещин; b0 – исходное раскрытие трещин; βт – коэффициент сжимаемости трещин; Kп – жесткость трещин; i0 – угол дилатансии.

Вцелом численный анализ дал следующие результаты.

Вслучаях обычной перфорации в некоторых случаях возможно возникновение зон разрушения по системам трещин. Однако возникающие зоны разрушения при кумулятивной перфорации имеют небольшую величину, сопоставимую с радиусом скважины. Так, небольшие по размерам зоны разрушения возникают уже при депрессии 3 МПа. Далее по мере роста депрессии зоны разрушения растут. При дальнейшем увеличении депрессии зоны разрушения, наоборот, уменьшаются. Например, при депрессии 10 МПа зон разрушения уже не возникает. Такое поведение объясняется следующим эффектом: при увеличении депрессии пластовое давление падает, в резуль-

тате слагаемое (σсж – р) в уравнении Кулона–Мора растет, что и обусловливает отсутствие нарушенных зон. Уменьшение сцепления, как и следовало ожидать, приводит к увеличению зон разрушения.

Существенно иной характер разрушения трещинного коллектора наблюдается при щелевой перфорации. Небольшие зоны разрушения, приуроченные к концам щелей, начинают возникать при депрессии 5 МПа. При де- прессии6–7 МПазоныразрушениясоединяются, образуякольцевыезоны.

367

При увеличении депрессии зоны разрушения еще более увеличиваются

идостигаютмаксимальныхразмеровпридепрессии10 МПа. Придальнейшем увеличении депрессии увеличения зон разрушения не происходит. При этом модульупругостипородслабовлияетнавозникновениезонразрушения.

Наблюдаемый характер зон разрушения связан в первую очередь с перераспределением напряжений вследствие образования перфорационных щелей.

Созданные щели порождают большие величины касательных напряжений и снимают нормальные напряжения с поверхности щели, создавая условия для разрушения. Образование кольцевой зоны разрушенных пород, соединяющей концы щели, является важным геомеханическим фактором, исключительно способствующим повышению продуктивности скважины, так как данные зоны по своей сути являются зонами сильно развитой трещиноватости. Благодаря этим зонам эффективный радиус скважины фактически увеличивается на размер щели. При отсутствии таких зон созданные щели также весьма положительно влияют на продуктивность скважины за счет создания новых поверхностей фильтрации.

Возникновение кольцевых зон разрушения зависит от депрессии

иот величины сцепления по системам трещин. Естественно, что чем слабее породы, тем меньшая депрессия требуется для возникновения кольцевых зон разрушения. Таким образом, проведя щелевую гидропескоструйную перфорацию и выдержав определенное время (которое трудно поддается определению расчетным путем) необходимую депрессию, можно добиться возникновения кольцевых зон разрушения, способствующих устойчивому росту дебита скважин.

Отметим, что расчеты выполнены для сцепления 1,0 МПа. Результаты испытаний дали среднее значение сцепления монолитных образцов яснополянского надгоризонта Сибирского месторождения 1,5 МПа. Сцеп-

ление авторами [263] было занижено в расчете на трещиноватость пород, слагающих коллектор.

В [263] отмечается, что возникновение кольцевых зон разрушенных пород при щелевой перфорации характерно и для коллектора порового типа.

Однако создание высокой депрессии, способствующей возникновению кольцевых разрушенных зон, ведет и к значительному снижению проницаемости коллектора вокруг данных зон за счет смыкания трещин в условиях высокой депрессии, о чем свидетельствуют результаты расчетов изменения проницаемости и смыкаемости трещин. Следовательно, высокая

368

депрессия должна действовать непродолжительное время, которое необходимо для создания разрушенных зон. После этого скважина должна работать с незначительной депрессией.

Одним из итогов расчета напряженно-деформированного состояния продуктивного объекта в окрестности скважины является картина распределения раскрытия трещин при щелевой перфорации при различных значениях депрессии. Далее находится проницаемость трещин из соотношения Kпр = b3т / 12d, где bт – раскрытие трещин; d – расстояние между трещинами [264].

На рис. 3.6 приведены графики изменения раскрытия трещин и проницаемости по мере удаления от скважины.

а

б

Рис. 3.6. Изменение раскрытия трещин (а) и их проницаемости (б)

по мере удаления от скважины в зависимости от депрессии: d = 3 см; b0 = 34 мкм; β1 = 2,8·10–2 МПа–1; Kп = 10 000 МПа/м;

Ргор = 18 МПа; Рвзисх = 21,3 МПа

Таким образом, из вышеприведенного следует, что проведение щелевой гидропескоструйной перфорации обусловливает снижение нормальных и увеличение касательных напряжений, создавая тем самым условия для образования кольцевой зоны разрушения пород, что является важным геомеханическим фактором, исключительно способствующим повышению фильтрационно-емкостных свойств и, как следствие, продуктивности скважин.

369

3.2.10. Выводы

Исходя их анализа условий работы лифтов НКТ при ЩГПП и движителей перфораторов показано, что использование последних не позволяет достичь синхронного перемещения перфораторов с формированием протяжных щелей большой глубины.

Разработан метод щелевой разгрузки призабойной зоны продуктивного пласта, основанный на особенностях динамики перемещения перфоратора и лифта насосно-компрессорных труб в зависимости от режимов щелевой гидропескоструйной перфорации, что позволило исключить применение забойных движителей и добиться очистки щелей и ствола скважины в интервале перфорации и ниже него до забоя, используя перфоратор с управляемым с поверхности клапанным механизмом.

Разработаны режимы исполнения нового метода щелевой разгрузки призабойной зоны продуктивного пласта.

Применение разработанного метода щелевой разгрузки призабойной зоны продуктивного пласта позволило формировать протяженные глубокие щели (длиной 0,25 м, глубиной 0,4 м и шириной 0,04 м), в результате чего достигнуто увеличение площади фильтрации, составляющей 68,9–814,4 % от площади открытого ствола скважины.

Определены требования к рабочим жидкостям ЩГПП. На основании экспериментальных исследований разработаны рабочие жидкости для проведения ЩГПП на основе высших спиртов (Т-80 и n-2) и пластовой воды с 1,5 % КСl, позволяющие предупредить загрязнение продуктивных пластов.

Разработан метод интенсификации притока, позволяющий совместить во времени обработку пласта высшими спиртами с подъемом НКТ, проведением геофизических исследований и внедрением погружного насоса или лифта для добычи нефти.

На основании теоретических исследований и обобщения практики проведения ЩГПП более чем на 80 скважинах дано обоснование выбора объектов для щелевой разгрузки.

Показано, что данный метод вторичного вскрытия рационально применять для вскрытия:

♦поровых терригенных и карбонатных пород с низкой пористостью

≤7–11 % и высокой глинистостью;

♦пластов с небольшой глубиной до 2 м зоны кольматации, особенно при значительном (вплоть до нулевых значений) снижении проницаемости;

♦избирательно малых и расчлененных пластов при малом расстоянии их от ВНК и ГНК;

370