Doslidjenya

водонасиченості. Проникнення промивальної рідини в пласт підлягаєзаконамфільтраціївпористеаботріщиннесередовище. В реальній свердловині у зв’язку з неоднорідністю властивостей породи, ступеня диспергування промивальної рідини, зміною проникності породи під впливом набухання глинистого матеріалу фільтрація носить дуже складний характер. Товщина зовнішньої фільтраційної кірки залежить від типу промивальної рідини, температури і тиску, та може коливатися від кількох міліметрів до кількох сантиметрів.

В нафтогазопромисловій практиці ступінь забруднення пласта розчинами звичайно диференціюється на забруднення дисперсною фазою промивальних рідин (твердими частинками)

ідисперсним середовищем (фільтратами).

5.1Формування зони проникнення фільтрату

промивальної рідини

Розмір зони проникнення в пласт фільтрату промивальної рідининеобхідноконтролювати, такяквідньогозалежитьоцінка результатів геофізичних досліджень, вибір методів вторинного відкриття продуктивного горизонту після спуску експлуатаційної колони та її цементування, а також при проектуванні та застосуванні методів виклику притоку з пласта, штучної дії на присвердловинну зону з метою відновлення первісних фільтраційних властивостей порід-колекторів.

Погіршення фільтраційних властивостей порід (ФВП) під дією фільтрату промивальної рідини пов'язане, по-перше, зі зменшенням фазової проникності і, по-друге, з проявом поверхневих взаємодій між дрібнодисперсними складовими цементу породи та фільтратом. Утворена при цьому штучна неоднорідність пласта знижує середню швидкість фільтрації рідини у всьому пласті. Відомо, що в реальних умовах розчленованого та неоднорідного пласта неконтрольовані зміни нафтогазопроникності навколосвердловинних зон викликають істотне зменшення нафтовіддачі.

93

В наш час понад 90% всіх продуктивних пластів бурять буровими розчинами, основою яких є вода. Фільтрати цих промивальних рідин, будучи змочуючою фазою, витісняють нафту та газ, які первісно знаходилися в навколосвердловинній зоні. Вплив фільтратів промивальної рідини на проникність традиційно оцінюється коефіцієнтом відновлення проникності по нафті після фільтрації на протязі певного часу до первісної проникності. Отримані таким чином дані є малоінформативними з точки зору регулювання фільтраційних властивостей зони проникнення фільтрату в пласт. Коефіцієнт відновлення проникності не враховує реальну динаміку витіснення нафти і газу фільтратом промивальної рідини і не відображає істотних факторів, які впливають на проникність зонипроникнення. Приформуваннізонипроникненняфільтрату промивальноїрідиниступіньвитісненнянафтиігазуфільтратом залежить від технологічних умов відкриття пласта, поверхневомолекулярних властивостей системи “фільтрат-нафта і петрофізичнихвластивостейпласта”. Ступіньнасиченостіпорід фільтратом визначається відношенням капілярного перепаду тисківдогідродинамічноготиску взоніпроникненняфільтрату,

іце співвідношення прийнято характеризувати через

де - поверхневийнатягнаграниціфільтрат-пластовийфлюїд; cos - косинус крайового кута змочування;

m, k - коефіцієнти відповідно пористості і проникності

порід;

H - товщина продуктивного пласта, що розглядається, м; q - об’ємна витрата фільтрату в пласт, м3/с;

94

ф - динамічна в’язкість фільтрату, Па с .

Зв’язок фільтратонасичення Sф зони проникнення з параметром і радіусом можна представити наступним чином:

де A,a, - коефіцієнти, що залежать від властивостей пласта; Rзп - радіус зони проникнення фільтрату промивальної

рідини в пласт, м;

де rсв, r - відповідно радіус свердловини та біжучий радіус.

При освоєнні продуктивних пластів частина фільтрату защемляється в зоні проникнення внаслідок капілярного блокування і формує зону підвищеного вмісту залишкового фільтрату, яка також сприяє зменшенню проникності по нафті і газу.

Проникність пласта при защемленому залишковому фільтраті може складати біля 70% від первісного. Переважно в гідрофільних колекторах з погіршеними колекторськими властивостями, значною питомою поверхнею при наявності внутрішньопорового глинистого цементу поверхнева взаємодія фільтрату і твердої фази колектора істотно впливає на забруднення пласта фільтратом промивальної рідини.

В природному стані поверхневі сили міцно утримують найдрібніші гідрофільні частини на зернах скелету. При поступленні в пласт фільтрату промивальної рідини в гідрофільній плівці замкненої води миттєво зменшується дія

95

поверхневих сил, внаслідок чого найдрібніші частинки твердої фази приходять в рух і зі скелетом породи частинки можуть утворювати згустки і застрягати в місцях звужень і перегинів пор. Самокольматація за рахунок найдрібніших гідрофільних частинок якнайбільше проявляється при використанні промивальних рідин та прісної води. Внаслідок самокольматації проникність пласта може знизитися до 30-40% від первинної. На інтенсивність самокольматації впливає структура порового простору і умови відкриття пласта. В колекторах з розгалуженою структурою порового простору при наявності тупикових і погано з'єднаних пор зміна мінералізації фільтрату в зоні проникнення відбувається поступово і при цьому не виникає значних градієнтів поверхневих сил. При високих швидкостях проникнення фільтрату в пласт градієнти поверхневих сил великі і інтенсивність поступлення дрібних частинок у фільтрат зростає.

Крім самокольматації, взаємодія фільтрату промивальної рідини з твердою фазою приводить теж до поверхневої гідратації, внаслідок чого в зоні проникнення збільшується кількість міцно зв'язаного фільтрату, зменшується ефективна пористість і проникність колектора. Зменшення проникності в зоні проникнення внаслідок поверхневої гідратації може складати до 40% від первинної. Ефекти поверхневої гідратації і самокольматації найбільш типові для заглинизованих пісковиків. Однак дослідження, які проведені в останні роки у нас і за кордоном, показали, що при сучасних обробках промивальних рідин хімічними реагентами ці явища можуть спостерігатися і для практично безглинистих чистих колекторів. Ступінь впливу фільтрату промивальної рідини на втрату продуктивності залежить від фільтраційно-ємнісних властивостейколектора. Для пластів з проникністю біля 0,5 мкм2 вплив фільтрату на втрати продуктивності складає не більше 30-40%. В колекторах з погіршеними фільтраційноємнісними властивостями внаслідок поверхневих взаємодій з

96

породою продуктивність може зменшуватись в десятки разів.

Впроцесі цементування свердловин погіршення проникності навколосвердловинної зони обумовлено проникненням твердих частинок цементного розчину і його фільтрату в пласт. Проникність погіршується за рахунок гідратації цементу і його перекристалізації у внутрішньопоровому просторі, а також за рахунок взаємодії фільтрату з кремніє-вміщуючими компонентами твердої фази колектора з утворенням гідрату силікату кальцію - складового цементування.

Ушкодження пласта твердими частинками цементного розчину обумовлює цементну кольматацію навколосвердловинної зони. Глибина проникнення фільтрату цементного розчину (за даними лабораторного моделювання) може складати 1,5-2 діаметри свердловини. Помітне зменшення проникності колектора відзначено в перші кілька діб після цементування. Ступінь її погіршення за рахунок фільтрату цементного розчину залежить від стану присвердловинної зони на момент проведення цементування.

Впластах з погіршеними фільтраційно-ємнісними властивостями основний вплив на ушкодження пласта виявляєфільтратпромивальноїрідини; ушкодженняжепласта фільтратом цементного розчину досягає лише 3-5% від

мкм2 погіршенняпроникностіфільтратомцементногорозчину може складати 10-20% від первинного.

У високопроникних колекторах (більше 0,5 мкм2) ступінь погіршення проникності під дією фільтрату і твердих частинок цементного розчину збільшується з ростом проникності і складає 25 - 50%. Максимальне зниження проникності в процесі цементування свердловин відбувається в пластах, які відкриті із застосуванням нефільтруючих промивальних рідин.

Утворення на етапі відкриття пластів бурінням малопроникної глинистої кірки і зони кольматації є

97

позитивним фактором, що захищає пласт від його подальшого ушкодження тампонажними цементними розчинами. Лабораторні дослідження показали, що в цьому випадку радіус зони ушкодження не перевищує 0,5 - 1,0 см, а його вплив легко знімається в процесі перфорації. Радіус ушкодження продуктивних пластів при цементуванні може значно збільшуватися внаслідок розриву пластів цементним розчином.

На етапі відкриття пластів перфорацією (кумулятивною, кулевою або гідропіскоструминною) поряд зі створенням надійного гідродинамічного зв'язку пласта з свердловиною відбувається також зміна фільтраційних властивостей пласта (ФВП) в зоні, яка прилягає до перфораційного каналу. В зв'язку зі складністю експериментів механізм впливу перфорації на ФВП вивчений ще недостатньо. Експерименти показують, що під дією вибухових навантажень пористе середовище руйнується з утворенням зони тріщинуватості з пористими проникними блоками. В процесі подрібнення порода переупаковуєтьсяіформуєтьсясистематріщин, яківизначають дилатантну проникність. Дилатантне розділення пористого середовища може приводити до зниження внутрішньопорового тиску, що при високих геостатичних тисках обумовлює ріст ефективних напружень, ущільнення і часткове руйнування колектора. За даними експериментальних досліджень на лабораторних стендах в зоні, яка прилягає до перфораційного каналу, в загальному випадку виділяються три зони (див. рис. 5.1):

_

І)- зонадилатантногорозділеннярозміром r 0,4м/ кг1/ 3

, яка характеризується істотним покращенням проникності (на порядок і більше);

II) - ущільненазоназпогіршеноюна30-40% проникністю

_

розміром 0,4 r 1м/ кг1/ 3 ;

98

III) - зона незначного покращення фільтраційних

властивостей пласта розміром r 1м/ кг1/ 3 ;

r - радіус, який приведений до потужності заряду.

Рисунок 5.1 – Характер зміни фільтраційних характеристик продуктивних пластів навколо перфораційних каналів

Ступінь зміни проникності в навколоперфораційній зоні залежить від міцнісних властивостей колектора. В щільних

.породах з погіршеними фільтраційно-ємнісними властивостями зона ущільнення, як правило, відсутня і фільтраційні властивості пласта в зоні перфорації істотно покращуються. У високопористих колекторах з пластичним характером деформації більш-менш значного ефекту дилатантного розділення не спостерігається, і фільтраційні

99

властивості пласта при перфорації незворотньо погіршуються. Проникнення фільтрату промивальної рідини на етапі відкриття пласта бурінням може істотно вплинути на міцнісні характеристики колектора в навколосвердловинній зоні. Зокрема, внаслідок поверхневих взаємодій і дії розклинюючого тиску істотно знижується міцність зчеплення цементуючих частинок зі скелетом породи. Це, в свою чергу,

впливає на утворення ущільненої і дилатантної зон.

Ступінь ушкодження продуктивних пластів при їх відкритті перфорацією значно збільшується, якщо перфорацію проводять в середовищі промивальної рідинипри репресії на пласт. Результати промислових досліджень показують, що проникність при цьому може додатково знизитися на 20-30% і аж до повного защемлення, в залежності від типів промивальних рідин і значень депресій.

При освоєнні свердловин в процесі виклику притоку відбувається зворотне витіснення фільтрату промивальної рідини нафтою з навколосвердловинноїзони. Відомо, щовзоні проникнення фільтрату може відбутися додаткове зменшення проникності за рахунок защемлення частини рухомого фільтрату. Прицьомуефектизащемленнязалежатьяквідстану зони проникнення на початок освоєння, так і від технологічних умов останнього. В малопроникних колекторах при освоєнні відбувається прорив нафти по найбільш крупних порах і тріщинах. У високопроникних пластах крупні порові канали ще на етапі відкриття блокують тверді частинки і гангалії защемленої нафти. При зворотньому витісненні прорив нафти подрібнихісередніхпорахприводитьдоблокуванняфільтрату в крупних порах і істотному зниженню проникності в зоні проникнення.

Існують оптимальні умови освоєння свердловин, які забезпечують найбільш повну ступінь витіснення фільтрату в процесі освоєння. Однак при існуючих технологіях ці умови не реалізуються. При освоєнні в навколосвердловинній зоні

100

защемляються значні кількості рухомого фільтрату, який довго потім виносить рухомий багатофазний потік. Промислові спостереження показують, що вилучення фільтрату із привибійної зони для карбонатних колекторів продовжується 2-3 роки, для теригенних - 5-6 років. За цей час продуктивність свердловин зростає у 2-3 рази. На рис. 5.2 показана залежність відновлення продуктивності свердловини після її освоєння від часу експлуатації. Період стабілізації залежить як від властивостей пласта, так і від технології його освоєння.

Рисунок 5.2 – Характер відновлення продуктивності пластів після їх освоєння

При експлуатації і ремонті свердловин погіршення проникності відбувається внаслідок випадання в привибійній зоні парафінових і смолоасфальтенових відкладів, а також неорганічних солей.

Впроцесірозробкипокладівступіньобводненостіокремих

їїпластів і ділянок і відповідно мінералізація видобувних вод різна. Це приводить до нерівномірного зниження проникності в навколосвердловинних зонах, що підсилює погіршення

101

Впізній період розробки зростає обводненість, масштаб переведення свердловин на механізований видобуток, ростуть необхідні депресії на пласт. Зростає потреба в підземних і капітальних ремонтах. При проведенні ремонтних робіт свердловини затискують водою - відбувається додаткове погіршення проникності присвердловинної зони. Зниження температури в присвердловинній зоні теж сприяє випаданню смолоасфальтенових відкладів, що теж знижує проникність.

Втріщинних колекторах зона проникнення може поширюватися від кількох до десятків метрів. В цьому випадку пласт, порушений системою тріщин, в навколосвердловинній своїй частині виявляється заповненим промивальною рідиною

іїї фільтратом. Якщо врахувати, що в процесі проводки свердловини порода на її стінках деформується під дією концентрації напружень, а тому при освоєнні свердловини можливе змикання тріщин, то завдання наступного виклику притоку пластових рідин або газу стає надзвичайно важким.

5.2Оптимальний вибір технологічних режимних параметрів при первинному розкритті продуктивних

пластів

Основною метою вибору допустимих технологічних режимів при первинному розкритті продуктивних горизонтів є максимально можливе збереження природної проникності порід-колекторів шляхом зменшення радіусу проникнення фільтрату до розмірів, які можна співставити з пробивною можливістю сучасних перфораторів. Це означає значне зменшення від’ємного впливу гідравлічних опорів в зоні проникнення фільтрату на приток газу або нафти до свердловини в період її освоєння та експлуатації.

В цьому ряді критерієм оцінки технології є визначення радіуса проникнення фільтрату в пласт, який може бути

102