Основными причинами снижения проницаемости прискважинной зоны продуктивного пласта являются кольцевые сжимающие напряжения, возникающие под действием горного давления при бурении нефтяной скважины и приводящие к уменьшению пор в этой зоне, а также осаждение в коллекторе твердой фазы промывочной либо другой технологической жидкости или иных твердых осадков.

Устранение негативных последствий, вызванных указанными причинами, возможно путем щелевой разгрузки присважинной зоны продуктивного пласта (ЩРП). Это одна из технологий реновации скважин, применяемая в дополнение к гидроразрыву пласта (ГРП), а в некоторых случаях как альтернатива ГРП за счет большей эффективности и продолжительности эффекта. Технология ЩРП обеспечивает возможность управления величиной касательных напряжений, возникающих в прискважинной зоне. Кроме того, в отличие от практически неуправляемого ГРП, при ЩРП исключается возможность обводнения скважины.

Рис. 1. Конструктивная схема устройства для ЩРП прискважинной зоны продуктивного пласта гидропескоструйным способом:
1 – муфта-шароловка; 2 – сигнальное устройство окончания хода; 3 – устройство для перетока вязкой жидкости внутри двигателя перфоратора; 4 – гидродвигатель перфоратора; 5 – устройство взвода (обратногохода двигателя); 6 – идроабразивный перфоратор; 7 – направляющая перфоратора; 8 – твердосплавные насадки; 9 – шаровой циркуляционный клапан; 10 – штифты-направляющие; 11 – поршень для уравнивания давления в камере гидротормоза и снаружи

При ЩРП вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляется в результате гидропескоструйной перфорации путем фиксированного перемещения специального перфоратора (рис. 1) вдоль оси скважины в интервале продуктивного пласта. В процессе работы перфоратора с двух диаметрально противоположных сторон от ствола скважины и, соответственно, диаметрально противоположных направлений на всю мощность продуктивного пласта создаются линейные горные выработки (щели), соизмеримые по ширине с диаметром скважины, и длиной, равной 7–10 ее диаметрам. За счет создания этих щелей кольцевые сжимающие напряжения в прискважинной зоне преобразуются в растягивающие напряжения, благодаря чему происходит разгрузка прискважинной зоны, обеспечивающая улучшение ее коллекторских свойств (рис. 2). Щелевые горные выработки также позволяют частично удалить из прискважинной зоны отложившиеся ольматирующие образования и снять скин-эффект, обусловленный несовершенством скважины по характеру вскрытия.

Рис. 2. Распределение проницаемости в продуктивном пласте до (а) и после (б) щелевой резки (проницаемость ненарушенного массива, т. е до бурения скважины, принята равной 1)

Преимущества данной технологии перед другими способами вторичного вскрытия продуктивного пласта подтверждаются следующими данными, полученными на поверхности дренирования площадью 1 м 2 в интервале 1 м:

• Точечная гидропескоструйная перфорация - 0,151
• Пулевой перфоратор ТПК-22 (Россия) - 0,175
• Корпусные кумулятивные перфораторы:
  • PPG (Schlumberger) - 0,37
  • ПКО89С (Россия) - 0,39
  • Экспендебл (Halliburton) - 0,4
  • 4І Алка Джет (Western Atlas) - 0,5
• Открытый ствол скважины диаметром 0,2 м - 0,63
• Щелевая разгрузка прискважинной зоны - 2,8

Прогнозная оценка эффективности ЩРП для нефтяных скважин позволяет до начало работ оценить рентабельность обработок на основании прогнозных данных о кратности увеличения дебита скважины после обработки, продолжительности действия эффекта обработки и количестве дополнительно отобранной нефти за счет обработки.

В принципе потенциальные возможности скважины могут быть определены путем анализа кривой восстановления давления (КВД) по скважине [1]. Кроме того, для оценки кратности увеличения дебита скважины после ЩРП может быть использована следующая зависимость [2]:

где ψ_р – доля охвата продуктивного пласта щелевой резкой, определяемая как отношение интервала резки пласта h_р к общей толщине пласта h, т. е ψ_р = h_р /h; ϕ_р – кратность увеличения приведенного радиуса скважины в результате щелевой резки.

Однако для оценки кратности увеличения приведенного радиуса скважины ϕ_р необходима оценка скин-эффекта скважины после ЩРП, что затрудняет получение прогнозных данных до начала постановки работ.

В прогнозной оценке дополнительной добычи нефти за счет ЩРП важно оценить продолжительность действия эффекта обработки Т_эф . На момент окончания действия эффекта от ЩРП зависимости дебита скважины от времени по базовому варианту (Б0) и после интенсификации добычи нефти (Б1) должны пересечься, т.е. q_Б0 = q_Б1. При этом базовый прогнозный среднесуточный дебит скважины q_Б0 в конце периода действия эффекта Т_эф от обработки составит

где q₀ – среднесуточный дебит скважины за месяц, предшествующий обработке (ЩРП), т/сут; K_п – коэффициент падения дебита в период, предшествующий ЩРП.

Прогнозный среднесуточный дебит скважины q_Б1 в конце периода Т_эф после интенсификации добычи нефти составит

где q₁ – среднесуточный дебит скважины после ЩРП, т/сут; K_п1 – коэффициент падения дебита после ЩРП; Т_эф – продолжительность эффекта обработки, мес.

Приравняв уравнения (2) и (3), получим выражение

Преобразуем уравнение (4) следующим образом:

Решая уравнение (5) относительно Т_эф с учетом коэффициентов эксплуатации скважин в расчетные периоды, получим следующее логарифмическое уравнение:

где K_эк , K_эк1 – коэффициенты эксплуатации скважины в период, предшествующий ЩРП, и после ЩРП, соответственно.

Коэффициенты падения дебита в периоды до и после ЩРП определяют из выражения 1–k_п, где k_п – коэффициент падения дебита за рассматриваемый период.

Результирующим технологическим показателем эффективности ЩРП является количество дополнительно накопленной нефти Q нак за счет интенсификации добычи за отчетный период добычи.

Накопленная добыча – это суммарное количество нефти, добытое из скважины, группы скважин, пласта за отчетный период времени, а дополнительная накопленная добыча – это дополнительное по сравнению с базовыми показателями количество нефти, добытой за счет интенсификации добычи и методов повышения нефтеотдачи пластов за отчетный период времени.

Дополнительная добыча нефти по скважине, накопленная за счет ЩРП, определяется по формуле Q_нак = Q_ф – Q_баз (7), где Q_ф – суммарное фактическое количество добытой нефти, т; Q_баз – суммарное базовое количество добытой нефти, т.

Авторами произведена выборка 115 скважин, обработанных по технологии ЩРП ВНИИ горной геомеханики и маркшейдерского дела и ОАО «ВНИИТ- Нефть» на различных месторождениях, где были зафиксированы увеличение дебита скважин и дополнительная добыча нефти за счет ЩРП. Установлена линейная зависимость Q_нак = f(K_п1/K_п) между дополнительно накопленной добычей нефти по скважине за счет ЩРП и отношением коэффициентов падения дебита скважины до
и после обработки (рис. 3).

Рис. 3. Зависимость дополнительно накопленной добычи нефти по скважине за счет ЩРП от отношения коэффициентов падения дебита нефтяных скважин до и после обработки

Прогнозные технологические показатели эффективности ЩРП в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях приведены в таблице.

В выборке из 57 нефтяных скважин обработка по технологии ЩРП обеспечила дополнительную добычу нефти от 2847 до 4653 т на скважину. При этом продолжительность действия эффекта обработки находилась в пределах 2–4 лет при успешности работ 72,4 % [3].

Таким образом, прогнозные расчеты таких показателей, как увеличение дебита скважин после обработки, продолжительность действия эффекта обработки и дополнительная добыча нефти за счет обработки позволяют на стадии проектирования мероприятий по ЩРП дать предварительную оценку рентабельности обработок в различных геолого-технических условиях эксплуатации месторождений, а также выбрать из группы скважин перспективную для обработки скважину.