Оценка динамической составляющей неравномерности притока в горизонтальных скважинах

Ключевые слова: горизонтальная скважина, неравномерность притока, нестационарность профиля притока, призабойная зона, фильтрационно-ёмкостные свойства, коэффициент вариации проницаемости, мониторинг притока.

В традиционных постановках проблема неравномерности притока интерпретируется как следствие трёх групп факторов: геологической неоднородности, гидродинамических эффектов и многофазной фильтрации. Эти механизмы описывают формирование исходного профиля притока в рамках стационарных или квазистационарных моделей. Однако промысловая практика фиксирует важное обстоятельство: профиль притока способен изменяться во времени в масштабе месяцев при неизменных геологических условиях и режиме эксплуатации.

Такой эффект указывает на наличие дополнительного физического механизма – нестационарности профиля притока.

В рамках настоящей работы под нестационарностью профиля притока понимается изменение распределения дебита вдоль горизонтального ствола во времени при неизменных геологических параметрах и режиме эксплуатации.

С точки зрения нормативной практики параметры промыслово-геофизических исследований задаются в проектной документации в соответствии с ГОСТ Р 53710-2009 [1] и Правилами разработки нефтяных месторождений [2], однако конкретная периодичность контроля может оказаться несогласованной с характерными временными масштабами процессов в призабойной зоне.

Таким образом, систематизация факторов неравномерности притока в горизонтальных скважинах, выявление ограниченности статических моделей и обоснование необходимости учёта временного компонента при организации мониторинга разработки являются актуальными промысловыми задачами.

В работе основное внимание уделено количественной оценке динамической составляющей неравномерности притока и её роли в формировании текущего профиля притока.

Геологические и гидродинамические факторы неравномерности притока

Геологические условия определяют исходную конфигурацию притока вдоль горизонтального ствола. Ключевыми аспектами являются пространственная вариативность проницаемости, вертикальная анизотропия и трещиноватость. Наиболее устойчивым параметром неравномерности служит коэффициент вариации проницаемости V_k.

По данным [10, 14] численного моделирования (таблица 1) получена эмпирическая зависимость коэффициента неравномерности притока K_I и коэффициента вариации проницаемости V_k:

K_I = 1,05 + 1,85·V_k (при V_k < 0,9; R² = 0,91)

Это означает, что рост неоднородности закономерно усиливает концентрацию дебита на ограниченных участках ствола.

ТАБЛИЦА 1. Влияние коэффициента вариации проницаемости на неравномерность притока

Вертикальная анизотропия K_v/K_h оказывает мультипликативное влияние: при малых значениях K_v/K_h разобщённость пропластков усиливает локализацию притока. Трещиноватость дополнительно осложняет распределение притока – геометрия трещинной системы (плотность, раскрытие, направление) может как выравнивать, так и концентрировать приток.

Гидродинамические факторы формируют неравномерность даже при умеренной геологической однородности. Потери давления при течении флюида вдоль горизонтального ствола приводят к систематическому дисбалансу, что подтверждается результатами моделирования притока в многосегментных скважинных системах [9], а также в моделях сопряжения «скважина – пласт» [13].

На рисунке 1 показано, что рост дебита с увеличением длины ствола носит нелинейный характер – после достижения определённой длины ствола прирост существенно замедляется.

Для инженерного описания используется следующая зависимость удельного притока q(x), м³/(сут·м):

q(x) = q̄·(1 + β·(L–x)/L),

где q̄ – средний удельный приток вдоль горизонтального ствола (отношение суммарного дебита скважины к длине ствола), м³/(сут·м); x – расстояние вдоль ствола скважины, м; L – длина ствола, м; β – безразмерный параметр, зависящий от гидравлического сопротивления.

При умеренных значениях параметра β ≈ 0,3…0,5 выражение используется как ориентировочная оценка влияния потерь давления.

Многофазная фильтрация и устройства контроля притока

Многофазная фильтрация усиливает неравномерность по мере роста обводненности продукции [8, 11]. Дополнительный вклад в перераспределение притока вносит временная динамика фазового состава, что показано в работе [12]. Изменение относительной проницаемости в зонах прорыва воды повышает подвижность водяной фазы и снижает нефтяную составляющую притока. В таблице 2 приведены сведения о влиянии обводненности на коэффициент неравномерности притока K_I [13, 14].

ТАБЛИЦА 2. Изменение коэффициента неравномерности притока при росте обводненности продукции

Из таблицы видно, что при обводненности выше 40 % рост K_I носит нелинейный характер, что подтверждает необходимость активных мероприятий по выравниванию профиля притока на этой стадии.

Одним из наиболее результативных подходов к снижению неравномерности притока нефти в горизонтальных скважинах является введение распределённого гидравлического сопротивления вдоль ствола с помощью устройств контроля притока (ICD) и автономных устройств контроля притока (AICD) [3, 16, 17]. ICD создают дополнительное сопротивление в наиболее проводящих интервалах, снижая локальную депрессию и выравнивая профиль притока. AICD реагируют на фазовый состав флюида, избирательно ограничивая поступление воды и газа. В таблице 3 приведена сравнительная эффективность технологий ICD/AICD согласно промысловым данным [15-17].

ТАБЛИЦА 3. Сравнительная эффективность технологий ICD/AICD согласно промысловым данным

Рисунок 2 иллюстрирует типовой характер выравнивания профиля притока при применении AICD по промысловым данным.

РИСУНОК 2. Профиль притока до и после установки устройств контроля притока [16]

Количественная оценка неравномерности притока продукции по промысловым данным

Для верификации теоретических зависимостей обобщены промысловые данные [4] по 47 горизонтальным скважинам и приведены в агрегированном виде, для которых представлены результаты промыслово-геофизического контроля распределения притока (таблица 4).

ТАБЛИЦА 4. Статистические характеристики коэффициентов неравномерности притока продукции, полученные по 47 горизонтальным скважинам

Данные демонстрируют устойчивую тенденцию концентрации притока в ограниченной части горизонтального ствола при росте неоднородности коллектора.

Полученная выборка подтверждает сходимость с эмпирической зависимостью K_I = 1,05 + 1,85·V_k и демонстрирует нелинейное усиление неравномерности при V_k > 0,6 – именно в этом диапазоне значение дебита становится технологически нежелательным.

Динамика фильтрационно-ёмкостных свойств призабойной зоны пласта как самостоятельный фактор

Вышеописанные механизмы в большинстве инженерных постановок рассматриваются как квазистационарные. Вместе с тем практика повторного промыслово-геофизического контроля выявляет важную закономерность: профиль притока способен изменяться на временном интервале порядка месяцев при формально неизменных геологических параметрах и режиме эксплуатации.

По результатам повторных термометрических исследований 18 горизонтальных скважин, выполненных с интервалом 3-6 месяцев [4], было установлено следующее:

• в 14 из 18 скважин (78 %) коэффициент неравномерности притока K_I изменился на 15…35 %;

• в 8 скважинах (44 %) зафиксировано смещение зон максимального притока на 50…120 м вдоль ствола;

• суммарный дебит оставался практически неизменным (отклонение < 8 %);

• геологические параметры и режим эксплуатации в рассматриваемый период не изменялись.

Такой эффект иллюстрируется на рисунке 3, где показано изменение индекса продуктивности и проницаемости во времени. Видно, что снижение проницаемости сопровождается изменением продуктивности, что подтверждает влияние динамики фильтрационно-ёмкостных свойств на перераспределение притока.

РИСУНОК 3. Динамика индекса продуктивности и проницаемости для типовой горизонтальной скважины [18]

Наблюдаемая динамика не может быть в полной мере объяснена действием геологических или гидродинамических факторов, так как последние не изменялись. Это свидетельствует о наличии дополнительного физического механизма – динамики фильтрационно-ёмкостных свойств ПЗП.

К механизмам, способным изменять локальные фильтрационные сопротивления [7; 18; 19] в призабойной зоне в масштабе месяцев, относятся:

• миграция и переотложение тонкодисперсных частиц (кольматация);

• выпадение АСПО и асфальтенов;

• изменение смачиваемости;

• биологические процессы (формирование биоплёнок).

Характеристика каждого механизма приведена в таблице 5.

ТАБЛИЦА 5. Механизмы изменения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП

Ключевой особенностью перечисленных механизмов является их пространственная неоднородность: кольматация и АСПО интенсивнее развиваются в высокодренируемых интервалах с повышенной скоростью фильтрации. При этом формируется положительная обратная связь, приводящая к постепенному перераспределению притока и изменению его профиля во времени.

Для формализации вклада временной составляющей представим безразмерный коэффициент неравномерности как сумму статической и динамической компонент:

K_I(t) = K_I0 + ΔK_I(t),

где K_I0 – исходная (статическая) компонента; ΔK_I(t) – прирост коэффициента неравномерности, обусловленный нестационарными процессами в призабойной зоне (далее – ΔKIT).

С учётом характерной кинетики фильтрационных и коллоидно-химических процессов в призабойной зоне изменение динамической компоненты может быть аппроксимировано (в первом приближении) экспоненциальной зависимостью:

ΔK_I(t) ≈ A·(1 – exp(–t/τ)),

где A – предельное значение динамической составляющей (безразмерное); t – время, мес.; τ – характерное время эволюции (типично 3-8 мес. по промысловым данным).

Таким образом, для формализации временной составляющей неравномерности притока впервые вводится безразмерный показатель Θ, характеризующий долю динамического вклада в текущем значении коэффициента неравномерности.

Показатель Θ определяется следующим выражением:

Θ = ΔKIT / K_I(t)

В отличие от традиционных коэффициентов, отражающих преимущественно статическую неоднородность коллектора, показатель Θ позволяет количественно выделить вклад нестационарных процессов, связанных с эволюцией фильтрационно-ёмкостных свойств призабойной зоны, и использовать его при интерпретации результатов повторных промыслово-геофизических исследований.

При Θ < 0,15 доминируют статические факторы и стандартный мониторинг достаточен.

При Θ > 0,30 временная составляющая существенна и требует дифференцированного подхода к планированию повторных исследований.

Оценка доли влияния динамической составляющей

На основе данных повторного промыслового контроля профиля притока 24 горизонтальных скважин [4] выполнена количественная оценка динамики коэффициента неравномерности и доли влияния временного фактора в его изменение (таблица 6).

Расчёт выполнен как отношение ΔKIT к общему приросту коэффициента неравномерности притока за рассматриваемый период. Результаты сгруппированы по начальному значению коэффициента вариации проницаемости V_k.

Для количественной оценки доли временного вклада в общий прирост коэффициента неравномерности введён параметр θ_t, определяемый как доля влияния временного фактора. Параметр θ_t представляет собой дискретную оценку показателя Θ на фиксированном интервале наблюдений (например, 12 месяцев).

ТАБЛИЦА 6. Доля влияния временного фактора в изменение коэффициента неравномерности по данным повторного контроля профиля притока (24 скважины)

Данные таблицы выявляют характерную закономерность: относительная доля временного вклада выше в менее неоднородных коллекторах (55…70 % при V_k = 0,3…0,4 против 35…50 % при V_k = 0,7…0,8).

Объяснение состоит в следующем: в высоконеоднородных пластах начальный K_I0 уже существенен, и статическая компонента доминирует; в умеренно неоднородных пластах именно временные процессы формируют значительную долю наблюдаемого ухудшения характеристик.

Из полученных результатов следует, что мониторинг профиля притока наиболее информативен для скважин с V_k < 0,6.

Рекомендации к промысловому контролю стабилизации фильтрационно-ёмкостных характеристик призабойной зоны

Полученные результаты показывают, что неравномерность притока в горизонтальных скважинах определяется не только статическими факторами, но и динамикой фильтрационно-ёмкостных свойств в ПЗП. Контроль профиля притока должен рассматриваться как элемент адаптивного мониторинга.

В российской проектной практике параметры мониторинга задаются в составе проектной документации в соответствии с ГОСТ Р 53710-2009 [1] и Правилами разработки [2]. Конкретная периодичность повторного контроля устанавливается проектом и должна согласовываться с характерными временными масштабами процессов в системе «пласт – скважина» (τ = 3-8 мес.).

С практической точки зрения показатель Θ может использоваться как критерий адаптивного управления мониторингом:

- при Θ < 0,15 доминируют статические факторы, и стандартная периодичность мониторинга является достаточной;

- при 0,15 ≤ Θ < 0,30 наблюдается заметное влияние нестационарных процессов, что требует сокращения интервала между исследованиями;

- при Θ ≥ 0,30 необходим адаптивный мониторинг с анализом динамики перераспределения притока и корректировкой технологических решений.

Указанные границы носят ориентировочный характер и подлежат уточнению для конкретных геолого-технических условий.

Заключение

В работе выполнен комплексный анализ факторов, определяющих неравномерность притока в горизонтальных скважинах при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Показано, что формирование исходного профиля притока обусловлено совокупным влиянием геологической неоднородности, гидродинамических потерь давления вдоль ствола и многофазной фильтрации. Подтверждена устойчивая эмпирическая связь между коэффициентом неравномерности притока и коэффициентом вариации проницаемости.

На основе анализа результатов повторных промыслово-геофизических исследований установлено, что профиль притока может изменяться во времени при неизменных геолого-технических условиях. Этот эффект интерпретирован как проявление динамики фильтрационно-ёмкостных свойств призабойной зоны, обусловленной кольматацией, отложениями АСПО, изменением смачиваемости и биоактивностью.

Для количественного описания предложена модель представления коэффициента неравномерности в виде суммы статической и динамической компонент, а также введён безразмерный показатель Θ, характеризующий долю временного вклада в текущую неравномерность притока. Показано, что относительная значимость динамической составляющей возрастает в условиях умеренной геологической неоднородности и может достигать 55…70 %.

Полученные результаты обосновывают необходимость учёта нестационарности профиля притока при интерпретации промысловых данных и планировании мониторинга. Предложенный показатель Θ может быть использован в качестве инженерного критерия для выбора периодичности повторных исследований и оценки динамики фильтрационных характеристик призабойной зоны. Это позволяет рассматривать неравномерность притока как управляемый во времени параметр разработки.

1. ГОСТ Р 53710–2009. Месторождения нефтяные. Правила разработки. – Введ. 2010-01-01. – М. : Стандартинформ, 2009. – 32 с.

2. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Российской Федерации : утв. приказом Минприроды России от 14.06.2016 № 356. – М., 2016. – 154 с.

3. Петров С. В., Захаров Е. А. Анализ эффективности устройств контроля притока // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 74–79.

4. Сулейманов Р. Х., Мусин А. А. Динамика фильтрационных свойств призабойной зоны // Нефтепромысловое дело. – 2024. – № 3. – С. 27–34.

5. Al-Shaibani A., Rahman M. Evolution of near-wellbore zone permeability in horizontal wells // Energy Reports. – 2023. – Vol. 9. – P. 2118–2130.

6. Birchenko V. M., Muradov K. M., Davies D. R. Reduction of the horizontal well’s heel–toe effect with inflow control devices // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2010. – Vol. 75, No. 1–2. – P. 244–250.

7. Craig F. F. The reservoir engineering aspects of waterflooding. – Dallas : Society of Petroleum Engineers, 1971. – 141 p.

8. Dong L., Zhong P., Zhang Q. et al. Experimental investigation on layer subdivision water injection in multilayer heterogeneous reservoirs // ACS Omega. – 2023. – Vol. 8. – P. 43546–43555.

9. Holmes J. A., Barkve T., Lund O. Application of a multisegment well model to simulate flow in advanced wells // SPE Journal. – 1998. – Vol. 3, No. 1. – P. 1–8.

10. Joshi S. D. Horizontal well technology. – Tulsa : PennWell, 1991. – 535 p.

11. Li H., Wang Z., Liu Y. Impact of permeability contrast on inflow distribution in heterogeneous reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2023. – Vol. 220. – Art. 111000.

12. Li Y., Zhang Q. Time-dependent inflow redistribution in horizontal wells // Petroleum Research. – 2024. – Vol. 9, No. 2. – P. 215–228.

13. Ouyang L.-B., Aziz K. General single-phase wellbore/reservoir coupling model for multilateral wells // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 1998. – Vol. 1, No. 3. – P. 237–245.

14. Penmatcha V. R., Arbabi S., Aziz K. Effects of pressure drop in horizontal wells and optimum well length // SPE Journal. – 1999. – Vol. 4, No. 3. – P. 215–223.

15. Sun H., Zhang Y., Chen X. Influence of multiphase flow on horizontal well performance // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2023. – Vol. 221. – Art. 111231.

16. Wang J., Luo P. Review of inflow control strategies in horizontal wells // Processes. – 2023. – Vol. 11, No. 4. – Art. 1028.

17. Wang X., Chen Y. Field performance of ICD/AICD completions in horizontal wells // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – Vol. 208. – Art. 109468.

18. Yuan H., Li W., Yuan Y. et al. Productivity evaluation of horizontal wells in heterogeneous reservoirs with composite aquifer // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2021. – Vol. 11. – P. 3867–3881.

19. Zhang H., Zhou X. Evaluation of near-wellbore zone damage evolution in horizontal wells // Energy Reports. – 2022. – Vol. 8. – P. 5512–5524.