Doslidjenya

наперед спрогнозованим при проектуванні технології відкриття пласта.

де rсв - радіус свердловини, м;

К - природна проникність пласта, м2;Р - середня величина депресії на пласт, Па, значення якої

проектується для конкретних умов;

Т- час дії промивальної рідини на пласт, с;

- в’язкість фільтрату промивальної рідини, Па с ;

m - відкрита пористість пласта, долі одиниці;

S - значення скін-ефекту, яке характеризує ступінь зміни пропускної здатності фільтраційної кірки і закольматованого шару (при свердловинного) в порівнянні з природноюпроникністюколектора. Його можна визначити за формулою:

(визначається в лабораторних умовах на фільтрпресі). Формулу (5.5) можна спростити, якщо прийняти до уваги

103

Аналізуючи формулу (5.7) бачимо, що радіус зони проникнення може бути зменшений за рахунок зменшення проникностіглинистоїкіркиізоникольматації, репресіїпідчас буріння , скорочення часу первинного відкриття пласта та збільшення в’язкості фільтрату промивальної рідини. З цих факторів реальними для управління розміром зони проникнення є проникність та репресія під час буріння.

Виходячи з формули (5.7) можна визначити граничний час первинного відкриття Т , тобто час взаємодії промивальної рідинизпластом, починаючивідпочаткувідкриттядомоменту

очікування затвердіння цементу (ОЗЦ), якщо замінити Rзп на радіус перфораційних каналів Rп , який дорівнює Rп rсв lп, де lп - довжина перфораційного каналу.

При неможливості провести роботи по відкриттю пласта за час Т , протягом якого радіус проникнення фільтрату не перевищить глибини перфораційних каналів, необхідно розробити технологічні заходи, які обмежать темпи поступлення фільтрату промивальної рідини в пласт.

Зменшення проникності фільтраційної кірки і зони кольматації можна досягти за рахунок хімічної обробки промивальної рідини, а також за рахунок примусової кольматації привибійної зони пласта (гідравлічної чи хімічної).

104

Під репресією на пласт розуміється різниця між тиском в стовбурі свердловини при її промивці та при спускопідіймальних операціях і пластовим тиском.

Репресія, яка створюється на пласт лише за рахунок промивальної рідини, дорівнює Р Рпл , де - коефіцієнт

безпеки. Значення депресії визначається у відповідності з "Єдиними технічними правилами ведення робіт при будівництві свердловинна нафтових, газових і газоконденсатних родовищах"

Тут H - проектна глибина свердловини.

Репресія, що створюється на пласт в процесі буріння (або промивки свердловини) визначається формулою:

де - густина промивальної рідини, кг/м3;р - швидкість руху промивальної рідини в між трубному

просторі;

відповідно свердловини і бурильних труб, м.

105

де Ka - коефіцієнт аномальності пластового тиску,

В процесі буріння продуктивної частини пласта необхідно забезпечувати стабільність розрахованої густини промивальної рідини. Максимально допустиме коливання густини по всьому циклу промивки не повинно перевищувати ±20 кг/м3.

Для зменшення гідравлічних опорів при промивці свердловини в буровий розчин треба вводити нафту (до 10 - 15%), графіт, СМАД-1 таіншізмащуючідобавкивкількості0,5 - 2,0%. Крім того, за 50 м до входу в продуктивний пласт рекомендується переходити на роторний спосіб буріння та зменшити, по можливості, діаметр і довжину ОБТ до 50 - 70 м.

Додатковим заходом, направленим на зменшення радіуса проникнення фільтрату в пласт, є також підсилення кіркоутворюючих і кольматуючих властивостей промивальної рідини, які зменшують швидкість поступлення фільтрату в пласт.

Зметоюзменшеннягідродинамічнихтисківвсвердловині необхідно вибирати компоновки бурильного інструменту і колони, які забезпечують максимально можливу площу кільцевого перерізу свердловини.

При бурінні та промивці свердловини необхідно:

1)перед запуском бурового насосу здійснювати розходжування і обертання бурильного інструменту;

2)процес буріння здійснювати ротором;

3)проводити проміжні промивки свердловини при спуску інструменту.

Продуктивність бурових насосів при бурінні і промивці свердловини в продуктивних горизонтах необхідно визначати,

106

враховуючи наступну для цього залежність:

де He - параметр Хедстрема;

де - кінематична в’язкість, м2/с;

зс - динамічне напруження зсуву, Па;

- структурна в’язкість промивальної рідини, Па с .

Репресію, яка створюється на продуктивний пласт в процесі буріння або промивки свердловини, можна виразити наступною залежністю:

де L - довжина компоновки бурильних труб, м.

В процесі спуску колони труб в свердловину виникають також додаткові гідродинамічні тиски, які регулюються як властивостями промивальної рідини, так і швидкістю спуску

колони. Швидкість спуску колони труб сп повинна бути

максимально можливою для даної компоновки труб із застосуванням наземного обладнання, проте такою, що не має

107

допускати більших додаткових гідродинамічних тисків в свердловині, ніж при промивці свердловини, тобто

Рсп Рпр . За цим додатковим тиском визначається швидкість спуску колони бурильних труб в свердловину:

Можна визначити і величину гідродинамічних тисків, які виникають в свердловині, якщо швидкість спуску інструменту

сп є більшою або меншою за попередньо нами розраховану. Тоді отримуємо наступну залежність:

Післяприведенихвищерозрахунківзнаходятьрадіусзони проникнення Rзп за формулами (5.4) або (5.7). Якщо

Rзп Rп rсв lп, тоді необхідно оцінити втрату продуктивності свердловини за формулою :

108

/ - коефіцієнт відновлення проникності пласта, значення

якого визначають в лабораторних умовах на відібраних з продуктивного пласта взірцях кернового матеріалу.

Контрольні питання до лекції 5

1 Під впливом яких факторів відбувається зміна фільтраційних властивостей продуктивних пластів в навколосвердловинній зоні під час первинного розкриття їх бурінням?

2 Поясніть, до чого призводить радіальна фільтрація фільтрату промивальної рідини?

3 З чим пов’язано погіршення фільтраційних властивостей порід (ФВП)?

4 Від чого залежить ступінь витіснення нафти і газу фільтратом при формуванні зони проникнення фільтрату промивальної рідини? Як його оцінюють?

5 Який існує зв’язок між фільтратонасиченням Sф зони

проникнення з параметром П і радіусом зони проникнення фільтрату промивальної рідини в пласт Rзп?

6 Поясніть, як проходить забруднення навколосвердловинної зони при освоєнні продуктивних пластів?

7 Поясніть, як проходить забруднення навколосвердловинної зони пласта в процесі цементування свердловин?

8 Яквідбуваєтьсязмінафільтраційнихвластивостейпласта

109

(ФВП) на етапі відкриття його перфорацією (кумулятивною, кулевоюабо гідропіскоструминною)?

9 Що є основною метою вибору допустимих технологічних режимів при первинному розкритті продуктивних горизонтів?

10 Що є критерієм оцінки технології відкриття продуктивних пластів бурінням?

11 За рахунок чого можна досягнути зменшення радіуса зони проникнення фільтрату промивальної рідини Rзп?

12 За рахунок чого можна досягти зменшення проникності фільтраційної кірки і зони кольматації?

13 За якою формулою визначають репресію, що створюється на пласт в процесі буріння (або промивки свердловини)?

14 Які додаткові заходи використовують на зменшення радіуса проникнення фільтрату в пласт?

15 Які заходи необхідно проводити при бурінні та промивці свердловини?

110

ЛЕКЦІЯ 6

КОЛЬМАТАЦІЯ ПЛАСТА

Під терміном “кольматація пласта” прийнято розуміти процес заповнення порового або тріщинного простору порідколекторів дрібнодисперсними частинками глинистої промивальної рідини (або іншим) матеріалом. Цей процес відбувається в статичних і динамічних умовах дії стовпа промивальної рідини в свердловині. Тверді частинки з промивальної рідини, розміри яких перевищують розміри порових каналів, відкладаються на стінках свердловин, утворюючи при цьому глинисту кірку. Друга частина твердої фази з розмірами частинок, меншими від діаметра порових і тріщинних каналів, проникає в пласт і відкладається в навколосвердловинній зоні, утворюючи зону кольматації.

Із теоретичних та лабораторних досліджень випливає, що максимально забруднюються кольматацією високопористі та високопроникні колектори. Кольматація пласта впливає на зміну його проникності, а також на питомий електричний опір, дифузійно-адсорбційну активність породи та деякі інші параметри і може істотно впливати на величину проникнення фільтрату в пласт.

Кольматація пласта може проявлятись як від'ємний фактор при освоєнні свердловини, а може також відігравати і позитивну роль у випадку направленої примусової швидкісної кольматації, якадозволяєутворюватиневеликупотовщинізону кольматації з поступовим зменшенням наступної фільтрації рідини через неї. З метою забезпечення надійності процесу буріння (зменшення ймовірності виникнення прихоплення бурильної колони, яка є наслідком перепаду тисків у свердловині і пласті, а також можливості тимчасової ізоляції пластів з різними тисками з метою попередження нафто-, газо- , водопроявів або поглинання в пласт промивальної рідини;

111

значного зменшення фільтрації промивальної рідини в пласт) бажано забезпечити швидке утворення зони кольматації. Технологія цієї примусової кольматації розроблена в Уфимському нафтовому інституті під керівництвом проф. Мавлютова М.Р. Суть її полягає в тому, що через гідромоніторні насадки, встановлені в наддолотному перехіднику, струмінь промивальної рідини вдаряється об стінку свердловини і примусово її штукатурить. Заповнений дисперсним середовищем під тиском поровий або тріщинний простір здатний витримувати перепад тиску зі сторони свердловини в пласт або зі сторони пласта в свердловину 6-8 МПа. В.Т.Алекперов у своїх експериментах визначив залежність ступеня кольматації гірської породи від її проникності, часу взаємодії промивальної рідини та перепаду тиску. Цими дослідженнями встановлено, що незалежно від діючого перепаду тиску найбільш інтенсивна кольматація відбуваєтьсяпротягомперших3-5 хвилинтазакінчуєтьсяпісля 15 хвилин фільтрації. Швидкість кольматації більша в високопроникнихпластах. Так, якщодляпородизпроникністю 2 мкм2 ступінь кольматації за вказаний час складає приблизно 70%, то для пласта з проникністю 0,02 мкм2 лише 30%. Збільшення перепаду тиску приводить до деякого росту ступеня кольматації. Найбільша ступінь кольматації характерна на відстані від стінки свердловини 6-7 мм.

Різниця в ступені впливу зони кольматації на зниження проникностіпластівобумовленарізницеюрежиму забруднення пласта кольматацією. Більшість дослідників при аналізі забруднення пласта кольматацією дотримуються концепції внутрішньо-порового зводоутворення. Згідно цієї концепції частинки з розмірами, меншими від діаметра порових каналів, але більшими третини їх прохідного перерізу, зустрічаючись, утворюють перегородки, що затримують частинкименшогорозміру. Вцьому режимі формування зони кольматації проходить в період миттєвої фільтрації, тобто

112