Загрязнение ПЗП во время вскрытия пласта

21.11.2020

Проницаемость призабойной зоны пласта (в горизонтальных скважинах - фильтрационной зоны) в течение всего периода работы скважины, начиная от бурения и до ликвидации скважины, постоянно изменяется, причем практически никогда не соответствует естественной проницаемости пласта. Как правило, проницаемость фильтрационной зоны существенно ниже. Исключением могут быть отдельные пропластки в вертикальных скважинах после интенсивного кислотного или гидромеханического воздействия. Уже на стадии бурения во время первичного вскрытия продуктивного пласта происходят необратимые процессы, в значительной степени изменяющие структуру горных пород и их проницаемость. Необратимость процессов ухудшения проницаемости продуктивного пласта связана с уплотнением, а иногда и пластической деформацией пород от бурового инструмента и горного давления. По этой причине изменяется структура пород, напряженное состояние вокруг ствола скважины, характер насыщения коллектора флюидами, что снижает гидропроводность и фазовую проницаемость пласта. Так, по данным института «ТатНИПИнефть», снижение нефтенасыщенности ПЗП на 25-30 % по причине применения буровых растворов на водной основе и глинизации стенок скважин приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти в 7-10 раз, что уменьшает потенциальные возможности скважин по дебиту в 3-6 раз. Последнее в значительной степени зависит от химических процессов, происходящих при этом, таких как сорбции, химические реакции, набухание глинистых частиц и др. Все это влияет на физико-химические свойства минералов, в основном смачиваемость порового пространства пород. Интенсивность загрязнения ПЗП существенно зависит и от физико-химических свойств бурового раствора, компонентного состава пластовой жидкости.

Степень необратимости фильтрационных свойств околоскважинных зон пласта в определенной степени зависит от природы кольматации, ее интенсивности и глубины. Исследованиями А. Абрамса отмечено проникновение глинистых частиц в поры гранулярных коллекторов до 40 см и более. Другими исследователями дается меньшая глубина кольматации: от нескольких миллиметров до 5-10 см. Отмечается, что на глубину кольматации. кроме фильтрационно-емкостной характеристики поровых каналов, влияет и дисперсность частиц кольматанта, хотя в количественной оценке этого фактора также нет единого мнения. Так, А. Н. Патрашов, изучая этот процесс, установил, что изменения физических свойств пород в зоне кольматации происходят лишь в случае, когда средний диаметр пор в 5-6 раз превышает средний диаметр кольматанта. Исследованиями, проведенными в ТатНИПИнефть, установлено, что, кроме размерных характеристик поровых каналов твердых частиц, глубина кольматации зависит от физико-химических свойств дисперсной среды и репрессии на пласт.

В частности, последняя в значительной степени зависит от режима бурения и применяемого бурильного оборудования. При быстром спуске бурильных труб в скважину и восстановлении циркуляции промывочной жидкости гидродинамическое давление на продуктивный пласт при заканчивании скважины может превышать давление разрыва пласта. Вполне понятно, что давление на забое скважины при спуске бурильной колонны зависит от скорости спуска, длины спускаемого инструмента, вязкости и сопротивления сдвигу промывочной жидкости, а также от величины зазора между бурильной колонной и стенками скважины -чем меньше зазор, тем больше давление на забое. Исследования показали, что повышение давления пропорционально глубине спуска бурильной колонны. Интенсивность повышения давления увеличивается с повышением скорости спуска. Сказанное говорит о том, что процессу бурения необходимо уделять самое пристальное внимание, чтобы избежать ненужных осложнений, а именно возможного гидроразрыва пласта. как следствие - прорыва пластовых вод и др.

В работе А.Ф. Боярчука, В.П. Кереселидзе говорится о том, что при размерах поровых каналов и трещин в 100 мкм глубина проникновения известково-битумного раствора составляет 20-60 см, а при 250 мкм достигает 130-150 см. Гидродинамические исследования, проведенные на скважинах после ввода их в эксплуатацию из бурения, свидетельствуют об еще более глубоком и существенном загрязнении призабойной зоны пласта. На основании проведенных ВНИИБТ исследований сделано заключение о том, что глубина кольматации твердой фазой бурового раствора пород с высокой проницаемостью составляет в среднем 5-6 см, а с низкой проницаемостью - 1,5-2 мм, что способно снизить проницаемость продуктивного пласта на 30-50 %.

Неоднозначность результатов по глубине и степени кольматации пород ПЗП на различных месторождениях очевидна и зависит от конкретных условий каждой скважины.

Отрицательное влияние происходящих при первичном вскрытии процессов, начиная с деформации пород и последующего загрязнения ПЗП, не заканчивается лишь снижением гидропроводности, хотя и этого уже вполне достаточно, чтобы оценить важность осуществления качественного вскрытия пласта. Загрязнение призабойной зоны скважины перестает быть информативным. Отобранный из продуктивного интервала керн не отражает истинной фильтрационно-ёмкостной характеристики коллектора, а значит, не может быть использован для оценки фильтрационных свойств удаленной от призабойной зоны части пласта. В противном случае по этой причине могут быть внесены существенные ошибки при расчете запасов нефти, проведении гидродинамических расчетов и др. В этой связи особую значимость приобретает качественное вскрытие пласта в разведочных скважинах и на начальной стадии разработки месторождений.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2020
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна