1.9.4 Оцінювання забруднення привибійної зони пласта при визначенні скін-ефекта. Методика оцінювання впливу промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта

Часто для оцінювання впливу забруднення на колекторські власти­вості приствольної зони пласта використовують поняття скін-ефекту (від англійського слова skin – шар). Перепад тисків, який необхідний для підтримання об'ємної швидкості фільтрації Q через забруднену зону, легко знайти із формули:

. (1.35)

Якщо ця зона не забруднена, для забезпечення такої ж швидкості фільтрації необхідний перепад тисків:

. (1.36)

Віднімаючи від формули (1.35) формулу (1.36), одержимо вираз для визначення додаткового перепаду тиску, який необхідний для підт­римки незмінної швидкості фільтрації Q після забруднення приствольної зони:

. (1.37)

Величину:

, (1.38)

де – скін ефект.

Із формули (1.38) видно, що величина скін-ефекту може бути як додатною, так і від'ємною. Якщо , це означає, що під впливом промивальної рідини колекторські властивості приствольної зони погіршились. Якщо , проникність приствольної зони покращилась в порівняні з проникністю тієї частини пласта, в яку промивальна рідина не проникла. При розробці рецептури промивальної рідини для розкриття продуктивного пласта важливо правильно оцінити можливий ступінь впли­ву її на колекторські властивості. Один із способів такого оцінювання полягає в тому, що в лабораторії вимірюють проникність зраз­ків колектора для нафти (газу) до забруднення (К) і після забруднення (К_з). Величину відношення нафтопроникності зразку після забруднення і до забруднення називають коефіцієнтом відновлення проникності (К_від). Чим менший кое­фіцієнт відновлення проникності, тим сильніша забруднювальна дія промивальної рідини на колекторські властивості пористого середовища.

1.9.5 Методи входження у продуктивні пласти

Домовимось під методом входження розуміти послідовність операцій розбурювання та кріплення безпосередньо продуктивного покладу. Використовують декілька методів входження, основними з яких є п'ять розглянутих нижче.

Метод 1. Продуктивний поклад пробурюють, не перекриваючи попередньо вищезалягаючих порід спеціальною колоною обсадних труб, а потім до вибою опускають обсадну колону i цементують. Для розкриття привибiйної зони пласта її перфорують, тобто, у колоні прострілюють певну кількість отворів на 1 погонний метр (рис. 1.15,а)

а) б) в) г) д)

Рисунок 1.15 – Схема конструкції привибійної частини свердловини

Метод має позитивні рішення: він простий у реалізації, дозволяє з’єднувати вибірково будь-який пласт з свердловиною.

У випадку використання промивальної рідини на водній основі при цьому методі, є велика ймовірність сильного забруднення продуктивного покладу, оскільки властивості промивальної рідини доводиться вибирати із врахуванням геолого-фізичних умов не тільки самого покладу, але й всієї відкритої частини ствола свердловини вище покладу. При сильному забрудненні продуктивного покладу великі витрати часу і коштів на виклик припливу і освоєння свердловини, а дебіт часто набагато нижчий від потенційно можливого.

Метод 2. Попередньо до покрівлі продуктивного покладу опускають і цементують обсадну колону, ізолюючи вищезалягяючі породи. Після цього продуктивний пласт розбурюють долотами меншого розміру і залишають ствол свердловини нижче башмака обсадної колони відкритим (рис. 1.15, б).

При такому методі входження склад промивальної рідини вибирають з врахуванням ситуації тільки у самому покладі, що дозволяє звести до мінімуму небезпеку забруднення колектора; поверхня фільтрації пластової рідини у свердловину у даному випадку найбільша.

Даний метод використовують тільки у тому випадку, коли продуктивний пласт складений стійкими породами і насичений лише однією рідиною; він не дозволяє вибірково експлуатувати будь-який пропласток.

Метод 3. Відрізняється від попереднього тим, що ствол свердловини у продуктивному покладі перекривають фільтром, який підвищується в обсадній колоні, простір між фільтром і колоною часто ізолюють пакером (рис. 1.15, в). Метод має ті ж позитивні значення і обмеження, що і попередній. На відміну від попереднього, його можна використовувати і у тих випадках, коли продуктивний поклад складений породами, недостатньо стійкими при експлуатації.

Метод 4. Свердловину обсаджують колоною труб до покрівлі продуктивного покладу, далі розбурюють поклад і перекривають хвостовиком, хвостовик цементують по всій довжині, потім перфорують напроти заданого інтервалу (рис. 1.15, г).

При такому методі можна уникнути забруднення колектора, вибираючи промивальну рідину тільки з урахуванням ситуації у самому покладі. Він допускає вибіркову експлуатацію різних пропластків, дозволяє швидко і з мінімальними витратами коштів освоїти свердловину.

Хоча конструкція свердловини дещо ускладнена, але четвертий метод, є для багатьох родовищ раціональнішим з точки зору одержання найбільших дебітів нафти і швидкого освоєння свердловин.

Метод 5. Відрізняється від першого методу лише тим, що у свердловину після розбурення продуктивного покладу опускають обсадну колону, ділянка якої обсаджується трубами з щільними отворами, і цементують тільки інтервал вище покрівлі продуктивного покладу (рис. 1.15, д). Перфоровану ділянку колони розміщують проти продуктивного покладу. При цьому методі забезпечити вибіркову експлуатацію того чи іншого пропластку неможливо.