Doslidjenya

до утворення і ущільнення глинистої кірки. Товщина утвореної зони кольматації складає лише кілька міліметрів і її вплив на продуктивність пласта є незначним. В режимі зводоутворення відносно швидко (через кілька хвилин) формується малопроникна зона кольматації, що перешкоджає дальшому поступленню промивальної рідини в пласт. Зводоутворена кольматація знайшла застосування при технологіях відкриття пластів з кольматацією стовбура струменем глинистого розчину. З погіршенням фільтраційно-ємнісних властивостей колектора ускладнюється структура внутрішньо-порового простору, утруднюютьсяумови зводоутворення і збільшується об'єм порових каналів, в які нема доступу проникненню твердих частинок, що приводить до зростання об'єму промивальної рідини, що проникає в пласт. В таких умовах істотно змінюється механізм ушкодження колекторів за рахунок кольматації твердими частинками. При цьому ефективне зводоутворення або зовсім не має місця, або зачіпає лише вузьку приграничну зону між глинистою кіркою і пластом. Основна ж маса кольматуючих частинок проникає через глинисту кірку в пласт на значні відстані. Як показали результати лабораторного моделювання, в цьому режимі кольматації відбувається незворотне погіршення проникності до 30-40% від первинної на значній відстані (до 20-30 см від стінки свердловини). На рис. 6.1 показано співставлення ступеня зменшення проникності в залежності від часу фільтрації та об’єму відфільтрованої промивальної рідини за даними модельних вимірювань на природних взірцях кернового матеріалу з широким діапазоном проникності, від 0,003 до 0,8 мкм2. Таким чином спостерігається стійка тенденція до зниження проникності закольматованих взірців керну в залежності від часу фільтрації промивальної рідини.

113

оцінки товщини зони кольматації за даними промислової геофізики показали, що фактична товщина зони кольматації змінюється від 1 до 10 см і складає в середньому 3-4 см, що в сумі з товщиною цементного кільця значно менше довжини перфораційного каналу. Щоб прискорити кольматацію та зробити її зону непроникною для фільтрату промивальної рідини, внеївводятьспеціальнікольматуючідобавки, наприклад, регенерованугумузрозмірамиглобулвідсотихдолейдо4 мкм. Коагулюючи в порових каналах пласта, дисперсія утворює непроникну масу, яка повністю їх закупорює. Отриманий за допомогою дисперсії кольматаційний шар являє собою щільну гумовуперемичку. Такаперемичказдатнанелишевитримувати великіперепадитисків, алейїхзначніколивання, яківиникають в процесі буріння та проведення в свердловині деяких технологічних операцій.

6.1 Парафінова кольматація в навколосвердловинній зоні пласта

В процесі відкриття пласта, який вміщує парафінисті нафти, при охолодженні навколосвердловинної зони можливе випадання кристаликів парафіну і утворення в ній парафінової кольматації. На це явище першими звернули увагу В.С.Бойко і Г.Д.Савенков. Розміри кристаликів парафіну складають 5...30 мкм, розмірипоровихканаліввпісковикахпродуктивних горизонтів - в середньому 20...25 мкм, а з'єднуючих їх канавок - 7...9 мкм. У зв'язку з цим при випаданні кристаликів парафіну закупорюються в основному канавки, які з'єднують пори. Внаслідок попадання в пласт фільтрату промивальної рідини виникає також дуже стійка водонафтова емульсія. Скупченняна межі “нафта-вода” мінеральних і вуглеводневих частинок, монокристаликів парафіну під впливом вибіркового змочування водоюгідрофільнихділянокїхповерхніприводитьдоутворення поверхневого шару на цій межі. Підвищений вміст твердого парафіну в нафті при її охолодженні до температури насичення

115

нафтипарафіномінижчесприяєутвореннютакихповерхневих шарів. За рахунок цих явищ значно зменшуються фільтраційні властивості пласта аж до повної їх кольматації, тобто ізоляції пласта від свердловини.

Відомо, що температура плавлення парафінових кристаликів на 20 °К, а для найбільш тугоплавких фракцій парафіну на 30 °К і вища від температури насичення нафти парафіном. Тому для звільнення від парафінової кольматації необхідно або розчинити парафін, або прогріти навколосвердловинний масив до температури плавлення. Для більшості родовищ температура плавлення парафіну коливається в межах 324...377 °К, а температура початку кристалізації парафіну 308...315 °К.

При промивці свердловини температура її стінки в зоні продуктивного пласта може складати 293 - 298 °К, чим створюються умови для випадання кристаликів парафіну. За даними В.С. Бойка і ГД. Савенкова, зона охолодження пласта нижче температури насичення нафти парафіном складає 0,4...0,6 м. В їх розрахунках прийнято радіус охолодження однаковий по всій товщині пласта. Однак радіуси зони, де можлива кристалізація парафіну в верхній і нижній частинах пласта є дуже різними, так як в верхній частині пласта породи піддаються більш тривалому охолодженню, а в нижній - менш тривалому.

Звичайно, з точкизору можливостівипадання кристаликів парафіну в привибійній зоні пласта в процесі його відкриття бурінням інтерес являють лише ті родовища, температура яких близька до температури насичення нафти парафіном.

Внаслідок аналізу і узагальнення експериментальних і розрахункових даних Е.А. Малицький склав номограму для визначення насичення нафти парафіном при відомих тисках, газовмісту, масовому вмісту парафіну та смол для родовищ України.

Свердловина і масив, що її оточує, є єдиною

116

теплообмінною системою. Найменші коливання температури в стовбурі викликають аналогічні коливання в присвердловинній зоні. Так як зміна температурного поля в цій зоні при решті однакових умовах залежить від того, які операції виконуються в свердловині (буріння з промивкою, спуск-підйом труб без промивки), то їх циклічне повторення обумовлює циклічне повторення примусового і вільноконвентовного охолодження і прогріву в залежності від виду технологічних операцій, які проводяться в свердловині.

Для того, щоб оцінити, яка частина пласта в навколосвердловинній зоні охолоджується до температури початку випадання з нафти кристаликів парафіну, необхідно оцінити зміну температурного поля навколо свердловини. Для цього використовуєтьсяроботаВ.П. Черняка, вякійоцінюється безрозмірна температура промивальної рідини і масиву гірських порід:

де t1 - температура всередині свердловини;

t2 - температура в навколосвердловинній зоні пласта;

tп. р - температурапромивальноїрідинивперіодїїциркуляції

всвердловині;

tп - природна температура гірських порід пласта.

Звиразу (6.2) можна знайти температуру ( t2 ) в навколосвердловинній зоні пласта:

117

ЛЕКЦІЯ 7

ВИПРОБОВУВАННЯ ТА ДОСЛІДЖЕННЯ ПРОДУКТИВНИХ ПЛАСТІВ В ПРОЦЕСІ ЇХ ПЕРВИННОГО РОЗКРИТТЯ БУРІННЯМ

Виявлення якісних і кількісних параметрів продуктивних пластів, які відкриваються в процесі буріння свердловин, можливе лише при поєднанні різних методів їх досліджень - промислово-геофізичних, гідродинамічних та дослідженнями кернового матеріалу. Серед цих методів особливе місце займають гідродинамічні, які дозволяють отримати приток пластового флюїду, відібрати натурні проби, оцінити характеристику колекторських властивостей пласта та ступінь його забруднення впривибійній зоні.

Суть цих методів полягає в тому, що виконується ізоляція продуктивногогоризонтувіддіїстовпапромивальноїрідиниівід решти продуктивних горизонтів, створюється перепад тиску в даному об'єкті для того, щоб отримати рух пластового флюїду зісторонимасивуколекторадосвердловини, щобзареєструвати об'ємнушвидкістьпритокуіхарактерзмінитискувсвердловині навпроти випробовуваного об'єкту на протязі всього періоду випробування і звичайно відібрати проби пластовогофлюїду.

Значенняцихдослідженьдужевелике, бонаосновіїханалізу вдається визначати продуктивні пласти і відрізняти їх від непродуктивних, отримувати велику інформацію, яка дозволяє істотно скорочувати загальні витрати на буріння.

Длявипробуванняоб'єктівувідкритомустовбурівпроцесі буріння використовуються дві групи спеціальних апаратів:

1)апарати, які спускаються в свердловину на бурильних трубах;

2)апарати, які спускаються в свердловину на каротажному кабелі.

Вобсаджених експлуатаційною колоною, крім названих

119

вище, використовуються гідродинамічні випробовувачі пластів на базі струминних апаратів, які спускаються в свердловину такожнатрубах- бурильнихабонасосно-компресорних(НКТ).

Застосуваннявипробовувачівпластів(набурильнихтрубах чи на каротажному кабелі) стало невід'ємною частиною технологічногоциклубудівництварозвідувальнихсвердловин.

Попри всі розбіжності в технології випробування ціллю цих методів є отримання кривих притоку і кривих відновлення тиску.

7.1 Аналіз конструкції та принципу роботи випробовувачів пластів на бурильних трубах

Випробовувачі пластів на трубах складаються з таких основних вузлів: фільтра, пакера, власне випробовувача із зрівняльним і головним впускним клапанами, запірного та циркуляційного клапанів. Ці випробовувачі призначені для випробуваннясвердловинводно-, дво-, багатоцикловихрежимах ірозрахованідлядослідженнясвердловинувідкритомустовбуріі післяспускуексплуатаційноїколони.

Одним з основних елементів випробовувачів пластів є циліндричні пакери стиску. Пакерування відбувається при навантаженні на пакер від 15 – 30 кН до 150 – 200 кН в залежності від діаметра свердловини і властивостей гуми.

На рис. 7.1 приведено схему компоновки випробовувача пласта з глибинними приладами і пробовідбірником із закріпленням пакера на стінках свердловини. На рис. 7.2 і 7.3 приведені схеми компоновок випробовувачів пластів з одним і двома пакерами і з упором фільтра на вибій свердловини.

В таблиці 7.1 поміщено дані про характеристику трьох типів випробовувачів пластів типу КВІ двоциклової дії.

120