Лекция №11 Методы обработки призабойной зоны скважины и их выбор

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойная зона пласта – область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.

Призабойная зона скважин – это некоторый объем пласта , примыкающий к скважине и ею вскрытый. Геологофизические характеристики призабойной зоны скважины изменяются в процессе закачки и эксплуатации скважины.

Малодебитные < 5 м³/сут

Среднедебитные 5-20 м³/сут

Высокодебитные > 20м³/сут

По характеру вскрытия :

-первичное

-вторичное

Схема строения призабойной зоны скважины

0 – эксплуатационная колонна; 1 – цементное кольцо; 2 – глинистая корка; 3 – зона кальматации: 4 – промытая зона; 5 – зона проникновения бурового раствора; 6 – нетронутый пласт.

Lпк, Дпк – длина и диаметр перфорированного канала

Толщина зон зависит от свойств раствора, времени воздействия и времени промывки и перепадом между пластовым и забойным давлением.

Приведенный радиус скважины - это теоретический радиус скважины, используется в расчетах, который чаще всего меньше фактического и учитывает влияние гидродинамического несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия.

После бурения и закачивания образуются все зоны кроме 4; после перфорации образуются перфорированные каналы; при вызове притока жидкости к скважине путем уменьшения Рзаб и промывке, образуется промытая зона.

В общем случае дебит (хар-р притока жидкости) носит сложный характер и зависит от количества перфорированных каналов, их длины и диаметра, свойств зон около скважин, проявление капиллярных и других эффектов.

Скин-эффект

Степень изменения геолого-физических свойств призабойной зоны скважины по отношению к свойствам невскрытого пласта – скин эффект/скин фактор)

Понятие ввели Херст и Эвердинген.

Повреждение призабойной зоны и ухудшение проницаемых ПЗС приведет к S «+».

Улучшение характеристик призабойной зоны скважины за счет методов ОПЗС приведет к S «-».

S= -15 до 60.

Идеальная скважина – это скважина,у которой скин-фактор =0, т.е. скважина с неповрежденной призабойной зоной.

Дополнительные потери

давление в поврежденной зоне

ǽ - пьзопроводность

ǽ=

β-коэффициент сжимаемости

Эфф-ть притока:

Еп= qреал/q ид

Коэфф-т поврежденной призабойной зоны:

Rпзс= 1/Еп

Кажущийся коэф-т: rк=rс*e^-s

Состояние ПЗС	∆Рскин	S	En	Rпзс	rк
поврежденная	>0	>0	<1	>1	rк<rc
идеальная	0	0	1	1	rк=rc
очищенная	<0	<0	>1	<1	rк>rc

Формула расчета S по Щелкачеву

На долю S может приходиться 80% от общего перепада давления

Причины снижения проницаемости ПЗС (общие):

• Проникновение бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта;

Взаимодействие фильтрата с пластовой минерализованной водой может привести к образованию нерастворимых солей и их выпадению в осадок, набуханию глинистого цемента и закупориванию порового пространства.

Виды твердой фазы, загрязняющей поры:

1. механические частицы (источник-вода, закачиваемая в пласт: заводнение);

2. полимерные частицы (источник – адсорбция полимеров);

3. кристаллические частицы (источник – солеотложение в пласте и ПЗС);

4. частицы биологического происхождения (источник – закачиваемая вода. Активизация деятельности организмов).

Степень закупорки порового пространства и трещин зависит от:

1. прочности частиц;

2. плотности;

3. размеров;

4. концентрации.

Степень воздействия жидкой фазы:

Образование зоны кольматации (зона проникновения фильтрата) приводит к уменьшению фазовой проницаемости для нефти и изменению фильтрационных свойств пласта.

Интенсивность кольматации зависит от:

• Структуры порового пространства

• Условия вскрытия пласта.

• Положительные факторы: образование зоны кольматации при фильтрации промывочного раствора препятствует дальнейшему загрязнению пласта тампонажным цементным раствором.

Радиус зоны проникновения кольматанта

• m – пористость коллектора, занятая фильтратом;

• R –радиус зоны;

• V(t) –скорость фильтрации;

• rc–радиус скважины;

• Rзп–радиус зоны фильтрата;

• V0 –постоянная скорость фильтрации;

• а–насыщенность ед. объема пор кольматирующей средой;

• t, t0 –текущее время и время, в течение которого проницаемость ПЗС не менялась.

• Некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений;

• Загрязнение пласта тампонажным цементным раствором;

• Загрязнение при эксплуатации скважин;

• Загрязнение при проведении работ по интенсификации добычи нефти

Рассмотрим отдельно причины снижения проницаемости ПЗС в процессе эксплуатации добывающих скважин:

• Проникновение жидкости глушения при подземном ремонте скважин;

• Набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

• Образование водонефтяной эмульсии;

• Выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых отложений или солей при изменении термобарических условий;

• Проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов приглушении или промывки скважины.

Рассмотрим причины снижения проницаемости ПЗС при эксплуатации нагнетательных скважин:

• набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой;

• смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную;

• кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при производстве ремонтных или др. работ;

• повышенная остаточная нефтенасыщенность при переводе добывающих скважин под нагнетание.

Классификация методов ОПЗС:

1. Гидродинамические

2. Физические

3. Термические

4. Волновые

1. Гидроразрыв пласта (ГРП)

2. Гидропескоструйная перфорация (ГПП)

3. Многократные репрессии-депрессии

4. Декомпрессионная обработка

5. Щелевая разгрузка

1. Кислотные обработки (НCl, HF, глинокислотная , H2SO4)

2. Воздействие растворителями (гексан, талуол, бензол, широкая фракция легких УВ, водорастворимые – ацетон, метиловый спирт, этилен-гликоль )

3. ПАВ:

- на водяной основе(ОП-10)

-на нефтяной основе

2.4 ингибиторы-солеотложения (этиленгликоль)

3.1 пароциклическая обработка скважины (ПТОС)

3.2 Электропрогрев

3.3 ИДТВ

3.4 термокислотная обработка

3.5 термогазохимическое воздействие (ТГХВ)

4.1 вибрационное воздействие

4.2 имплозионное воздействие

4.3 каметационное – волновое воздействие

4.4 скважинные генераторы гидравлических колебаний

4.5 термоаккустическое воздействие

Методы изоляции водопритоков в добывающих скважинах

1. Закачка вязких УВ(мазут, битум)

2. Закачка гидрофобизатора

3. Цементный мост Бальбакова

4. Закачка 2х, 3х фазных пен

5. Вязкоупругие системы

6. Закачка водного раствора, облученного полиакриломидом

Методы выравнивания профиля приемистости нагнет.скв

1. Закачка суспензии гашеной извести

2. Закачка полимерной суспензии

3. Закачка вязкоупругих систем

4. Закачка биополимеров