Лекція №11 методи обробки привибійної зони свердловини і їх вибір
Основна причина низької продуктивності свердловин поряд з поганою природною проникністю пласта і неякісної перфорацією - зниження проникності привибійної зони пласта.
Привибійна зона пласта - область пласта навколо стовбура свердловини, підвладна найбільш інтенсивному впливу різних процесів, що супроводжують будівництво свердловини і її подальшу експлуатацію і порушують початкове рівноважний механічне та фізико-хімічний стан пласта.
Привибійна зона свердловин - це певний обсяг пласта. примикає до свердловини і нею розкритий. Геологофізіческіе характеристики привибійної зони свердловини змінюються в процесі закачування і експлуатації свердловини.
малодебітні <5 м 3 /сут
Среднедебітние 5-20 м 3 / сут
Високодебітні> 20м 3 / сут
За характером розкриття.
Схема будови привибійної зони свердловини
0 - експлуатаційна колона; 1 - цементне кільце; 2 - глиниста кірка; 3 - зона кальматаціі: 4 - промита зона; 5 - зона проникнення бурового розчину; 6 - незайманий пласт.
Lпк, ДПК - довжина і діаметр перфорованого каналу
Товщина зон залежить від властивостей розчину, часу впливу і часу промивки і перепадом між пластовим і забійним тиском.
Наведений радіус свердловини - це теоретичний радіус свердловини, використовується в розрахунках, який найчастіше менше фактичного і враховує вплив гідродинамічного недосконалості свердловини за ступенем і характером розкриття.
Після буріння і закачування утворюються всі зони окрім 4; після перфорації утворюються перфоровані канали; при виклику припливу рідини до свердловини шляхом зменшення Рзаб і промиванні, утворюється промита зона.
У загальному випадку дебіт (хар-р припливу рідини) носить складний характер і залежить від кількості перфорованих каналів, їх довжини і діаметру, властивостей зон близько свердловин, прояв капілярних і інших ефектів.
Ступінь зміни геолого-фізичних властивостей привибійної зони свердловини по відношенню до властивостей нерозкриті пласта - скін ефект / скін фактор)
Поняття ввели Херст і Евердінгена.
Пошкодження привибійної зони і погіршення проникних ПЗС призведе до S «+».
Поліпшення характеристик привибійної зони свердловини за рахунок методів ОПЗС призведе до S «-».
Ідеальна свердловина - це свердловина, у якій скін-фактор = 0, тобто свердловина з неушкодженою привибійної зоною.
тиск в пошкодженій зоні
На частку S може припадати 80% від загального перепаду тиску
Причини зниження проникності ПЗС (загальні):
Проникнення бурового розчину або його фільтрату в привибійну зону пласта;
Взаємодія фільтрату з пластової мінералізованої водою може привести до утворення нерозчинних солей і їх випадання в осад, набухання глинистого цементу і закупорювання порового простору.
Види твердої фази, що забруднює пори:
механічні частинки (джерело-вода, що закачується в пласт: заводнення);
полімерні частинки (джерело - адсорбція полімерів);
кристалічні частки (джерело - солеотложенія в пласті і ПЗС);
частинки біологічного походження (джерело - закачується вода. Активізація діяльності організмів).
Ступінь закупорки порового простору і тріщин залежить від:
Ступінь впливу рідкої фази:
Освіта зони кольматації (зона проникнення фільтрату) призводить до зменшення фазової проникності для нафти і зміни фільтраційних властивостей пласта.
Інтенсивність кольматации залежить від:
Структури порового простору
Умови розкриття пласта.
Позитивні фактори: утворення зони кольматації при фільтрації розчину для промивання перешкоджає подальшому забрудненню пласта тампонажним цементним розчином.
Радіус зони проникнення кольматанта
m - пористість колектора, зайнята фільтратом;
V (t)-швидкість фільтрації;
Rзп-радіус зони фільтрату;
V0 постійна швидкість фільтрації;
а-насиченість од. обсягу пір кольматірующіе середовищем;
t, t0 -поточна час і час, протягом якого проникність ПЗС не змінювалася.
Неякісна перфорація внаслідок застосування малопотужних перфораторів, особливо в глибоких свердловинах, де енергія вибуху зарядів поглинається енергією великих гідростатичних тисків;
Забруднення пласта тампонажним цементним розчином;
Забруднення при експлуатації свердловин;
Забруднення при проведенні робіт з інтенсифікації видобутку нафти
Розглянемо окремо причини зниження проникності ПЗС в процесі експлуатації видобувних свердловин:
Проникнення рідини глушіння при підземному ремонті свердловин;
Набухання частинок глинистого цементу терригенного колектора при насиченні його прісною водою;
Освіта водонефтяной емульсії;
Випадання і відкладення асфальтено-смоли-парафінових відкладень або солей при зміні термобаричних умов;
Проникнення механічних домішок і продуктів корозії металів приглушені або промивання свердловини.
Розглянемо причини зниження проникності ПЗС при експлуатації нагнітальних свердловин:
набухання глинистих порід при контакті з прісною закачуваної водою;
зміна в процесі закачування мінералізованої води на прісну;
кольматація ПЗС твердою фазою промивної рідини при виконанні ремонтних або ін. робіт;
підвищена залишкова нефтенасищенность при перекладі видобувних свердловин під нагнітання.
Класифікація методів ОПЗС: