Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

РЕГУЛИРОВАНИЕ

ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТА В ОКОЛОСКВАЖИННЫХ ЗОНАХ

Регулирование состояния околоскважинных зон пласта - один из основных вопросов повышения эффективности разработки месторождений.

Ускорение научно-технического прогресса в нефтедобывающей промышленности и, в частности, интенсификация процесса разработки в основных нефтедобывающих районах страны предполагают использование всех потенциальных возможностей для наращивания добычи.

На современном этапе резко сократилось число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции. Новые месторождения имеют ухудшенную геолого-промысловую характеристику по сравнению с разрабатываемыми. Темпы прироста разведанных запасов отстают от темпов роста нефтедобычи. В этих условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта с участка залежи.

В последние годы стратегическим направлением решения этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологий воздействия на призабойную зону скважин оказывали недостаточно внимания. Вместе с тем имеющийся опыт показывает, что воздействие на призабойную зону скважин, сопутствующее воздействию на пласт, существенно увеличивает нефтеизвлечение. Эффект может быть получен как при целенаправленных обработках призабойной зоны, так и в качестве попутного эффекта при воздействии на пласт в целом гидродинамическими, тепловыми и физико-химическими методами.

Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта - взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой техноприродной системы. Недоучет особенностей и степени влияния прискважинной зоны как одного из элементов системы приводит к общему снижению эффективности разработки.

Потенциальная продуктивность возможна в тех случаях, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшение фильтрационных свойств пласта (ФСП) в прискважинной зоне. Практически любая операция, проводимая в скважинах, представляет собой потенциальный источник потери продуктивности. Установлено, что ФСП ухудшаются вследствие засорения пласта различными веществами при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией и ремонте скважин. Ухудшение ФСП происходит и в процессе освоения скважин. В ряде случаев по этим причинам скважины оказываются непродуктивными, в результате чего увеличивается фонд бездействующих скважин. Действующий фонд

67

О

скважин является низкодебитным и требует применения искусственных методов воздействия для повышения продуктивности.

Для регулирования фильтрационных свойств околоскважинных зон предложены способы и технологии, большинство из которых опробовано в промысловых условиях. Имеющийся практический опыт показал, что добиться значимого повышения продуктивности скважин удается лишь в тех случаях, когда механизм восстановления ФСП адекватен механизму их поражения. Соответственно потенциальные возможности регулирования достигаются, во-первых, за счет сведения к минимуму потерь продуктивности и, во-вторых, за счет планирования искусственного воздействия исходя из текущего состояния околоскважинных зон.

Ниже анализируется отечественный и зарубежный опыт регулирования фильтрационных свойств околоскважинных зон на этапах вскрытия, освоения и эксплуатации скважин.

4.1. ФИЛЬТРАЦИОННОЕ СОСТОЯНИЕ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ И ЕЕ РОЛЬ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ

При проектировании и анализе дебитов скважин, текущего нефтеизвлече-ния, оценке кондиций и решении других геолого-промысловых задач состояние околоскважинной зоны пласта играет важную роль. Так, пласты определяют как коллекторы по результатам опробования после вскрытия их бурением. На практике часто встречаются случаи, когда явные пласты-коллекторы не дают притока, так как при их вскрытии фильтрационные свойства околоскважинной зоны необратимо ухудшились. Наряду со снижением продуктивности скважин ухудшение ФСП в околоскважинных зонах приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения, темпов разработки, увеличению сроков разработки залежи в целом. В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии, что снижает эффективность воздействия на пласт в целом.

В связи с особенностями падения давления в околоскважинной зоне среднюю проницаемость техноприродной системы скважина - околосква-жинная зона - межскважинная часть пласта определяет проницаемость при-скважинной области несмотря на ее незначительные размеры. Снижение продуктивности пластов вследствие ухудшения фильтрационных свойств прискважинной зоны количественно характеризует гидродинамический показатель - отношение продуктивностей скважины до и после ухудшения фильтрационных характеристик прискважинной зоны - параметр ОП (рис. 4.1). Ухудшение проницаемости прискважинной области в 5 раз приводит к снижению продуктивности скважин в 2 раза; снижение проницаемости околоскважинной зоны в 10 раз уменьшает продуктивность в 3,5 раза, а снижение в 50 раз может вызвать 15-кратные потери продуктивности. Важным обстоятельством является то, что размеры зоны ухудшенной проницаемости при этом могут составлять всего лишь десятки сантиметров. В то же время увеличение проницаемости околоскважинной области в 5-10 раз по сравнению с исходной проницаемостью пласта при тех же размерах околоскважинной области увеличивает продуктивность всего лишь на десятки процентов.

На основании отмеченного определяется основная стратегическая линия регулирования ФСП в околоскважинных зонах, которая реализуется, во-

68

Рис. 4.1. Зависимость снижения продук-тивности скважин от радиуса и степени снижения проницаемое™ k/k0 в околоск-важинной зоне:

1 - 0,02; 2 - 0,05; 3 - 0,1; 4 - 0,2; 5 -0,3; 6 -6,5; 7 - 1,6; 8 - 2 0\9 ~ 5,0; 10 -10,0

первых, сведением к минимуму ухудшения проницаемости путем подбора технологий вскрытия, опробования и эксплуатации пластов и, во-вторых, восстановлением фильтрационных свойств околоскважинной зоны путем постановки целенаправленных воздействий на нее.

Восстановление ФСП может обеспечить кратное увеличение продуктивности скважин, в то время как улучшение природных фильтрационных свойств околоскважинной зоны вызовет лишь незначительное повышение продуктивности.

Анализ фактических изменений фильтрационной характеристики прискважинной зоны указывает на их широкий диапазон. На месторождениях ПО "Коминефть" продуктивность в результате ухудшения фильтрационных свойств прискважинной зоны может уменьшаться в 27 раз, на месторождениях Белоруссии - в 18 раз, на Самотлорском месторождении -в 23 раза. В среднем более 50 % всех пластов имеют в 2 раза меньшую продуктивность, чем потенциальная, 25 % - в 4 раза и 10 % пластов - в 10 раз.

В результате ухудшения ФСП в прискважинной области скважины вводят в эксплуатацию с дебитами ниже планируемых и отмечается систематический недобор нефти при нормативных показателях разработки. Для достижения проектной добычи приходится бурить значительное число дополнительных скважин, которое при постоянном годовом отборе жидкости равно средней по месторождению величине параметра ОП. Это приводит к ухудшению продуктивности после вскрытия пластов бурением и уменьшению объемов нагнетания жидкости на определенный момент разработки залежи, что, в свою очередь, вызывает потерю нефтеизвлечения и удлинение сроков разработки. Исследованы зависимости потерь текущего нефтеизвлечения Аг|н и удлинения сроков разработки Ai от параметра ОП. Они получены путем обработки данных динамики добычи из пласта JX1 Бавлинского месторождения. Без бурения дополнительных скважин Ai может достигать 0,32, что применительно к пласту J\1 Бавлинского месторождения составило более трети всего периода разработки.

Кроме потерь текущей нефтеотдачи и удлинения сроков разработки

69

ухудшение продуктивности при вскрытии пластов бурением приводит к уменьшению коэффициента охвата залежи заводнением. Последний так же, как и текущее нефтеизвлечение, определяется объемом прокачанной жидкости к определенному моменту разработки. В качестве примера приведена зависимость уменьшения коэффициента охвата заводнением (объем заводненной части залежи к общему объему залежи) от параметра ОП для различных моментов безразмерного времени. Зависимость построена по экспериментальным данным М.Л. Сургучева по влиянию относительного объема прокачанной жидкости на коэффициент охвата заводнением ро внешней зоны залежи пласта Б2 Красноярского месторождения. Уменьшение коэффициента охвата заводнением из-за ухудшения продуктивности скважин при вскрытии пластов бурением может достигать 0,3.

Изменения фильтрационных свойств в околоскважинных зонах отражаются на точности и достоверности оценок кондиционных значений параметров.

В настоящее время для обоснования нижних предельных значений кол-лекторских свойств используют комплекс данных по гео-, петрофизическому и гидродинамическому исследованию пластов. В частности, по сопоставлениям гео- и петрофизических характеристик с результатами опробования (коэффициентом удельной продуктивности) определяют нижние предельные значения гео- и петрофизических параметров, отделяющие коллектор от неколлектора. При этом предполагают, что значение фазовой проницаемости в пластах с нулевой продуктивностью равно нулю. Такой подход к проблеме определения нижних предельных значений коллекторских свойств основан на предположении, что коллекторские свойства пласта и его прискважинной зоны идентичны. Однако такое предположение в большинстве случаев необоснованно.

Поскольку оценку кондиционных значений параметров базируют на существующей технологии вскрытия и испытания пластов, то отличие полученных при опробовании дебитов от их потенциальных значений (ОП = 1) приводит к искажению определяемых кондиционных параметров. Для определения нижних кондиционных значений параметров с использованием данных удельной продуктивности необходимо фактическую удельную продуктивность привести к максимально возможной:

Лтах = ЛфОП.

Механизм влияния качества вскрытия на кондиционные значения параметров обусловлен уменьшением действующей (эффективной) депрессии на пласт при испытании. Ухудшение проницаемости в прискважинной области приводит к тому, что при одинаковых дебитах фактическая (эффективная) депрессия намного меньше потенциально возможной (ОП = 1). Это и обусловливает существенное занижение коэффициента охвата по толщине заводнением и увеличение минимального коэффициента проницаемости. Рассмотрены зависимости коэффициента охвата заводнением по толщине г|>„ и минимальной проницаемости k0min от качества вскрытия (ОП) для условий XIII и XIV горизонтов месторождения Узень на основе фактических данных об изменении профилей притока при изменении эффективной депрессии. Ухудшение качества вскрытия (увеличение параметра ОП) приводит к резкому возрастанию нижнего предела проницаемости. Так, при эффективной депрессии рэф = 4,5 МПа и увеличении ОП от 1 до 2 значение &0min изменяется от 23-1 (Г3 до 7-1 (Г3 мкм2, что эквивалентно уменьшению действую-

70

щей депрессии на пласт более чем на 0,15 МПа. Возрастание минимальных значений коэффициента проницаемости снижает коэффициент охвата заполнением по толщине. Снижение коэффициента охвата по толщине при ухудшении качества вскрытия (увеличении ОП) может составлять более 25 %.

Таким образом, ухудшение фильтрационных характеристик присква-жинной зоны при вскрытии пластов бурением является причиной уменьшения добычи нефти, ухудшения технологических показателей разработки, что приводит к существенным потерям нефти.

4.2. ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫЙ АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ПРОДУКТИВНОСТИ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

При вскрытии пластов бурением под действием репрессии происходит фильтрация промывочной жидкости из скважины в пласт. При цементировании в пласт фильтруется цементный раствор. Под действием гидродинамических нагрузок в прискважинной области возникают значительные напряжения с возможным образованием трещин.

При вскрытии пластов перфорацией процессы уплотнения и дробления пород осложняются фильтрационными процессами. При эксплуатации скважин в прискважинной зоне может происходить выпадение солей, смол, ас-фальтенов и парафинов, разгазирование нефтей. Охлаждение прискважинной области пласта также вызывает выпадение парафина и тяжелых нефтяных фракций. Прискважинные процессы сопровождаются физико-химическими и поверхностными явлениями. Таким образом, в прискважинной области возникают сложные многофазные динамические состояния.

Несмотря на многообразие прискважинных процессов, имеется определенная общность механизма ухудшения фильтрационных свойств. Основной механизм поражения пласта в прискважинной области - блокировка части внутрипорового пространства твердыми частицами или флюидами. Поражение пласта жидкими и газообразными флюидами обусловливается капиллярными, поверхностными и физико-химическими взаимодействиями в прискважинной области. На степень поражения пласта существенное влияние оказывают и технологические операции в скважинах. Путем целенаправленного воздействия на технологические режимы в скважинах удается уменьшить степень поражения пласта. В то же время комплексный характер механизма поражения пласта, его многостадийность и периодическая повторяемость определяют необходимость дифференцированного подхода к проблеме регулирования фильтрационных свойств прискважинной области на разных технологических стадиях заканчивания и эксплуатации скважин.

1. При вскрытии пластов бурением продуктивный пласт испытывает отрицательное воздействие буровых растворов. Расчеты показывают, что при современных скоростях бурения поражение пласта за счет фильтрации промывочной жидкости под долото значимо лишь на расстоянии порядка нескольких сантиметров ниже долота. Этот объем коллектора удаляется при бурении и на продуктивность скважин практически не влияет.

Основное поражение коллектора при вскрытии пласта бурением связано с проникновением промывочной жидкости через стенку скважины. В неф-

71

тепромысловой практике степень поражения пласта буровыми растворами обычно дифференцируется на поражение дисперсной фазой буровых растворов (твердыми частицами) и дисперсионной средой (фильтратами).

2. Технология вскрытия пластов бурением предполагает создание репрессии на пласт. Под действием репрессии промывочная жидкость фильтруется в пласт. Твердые частицы промывочной жидкости с размерами, превышающими размеры пор, откладываются на стенки скважины, образуя зону глинистой корки. Другая часть твердой фазы с размерами частиц, меньшими диаметра пор, проникает в пласт и осаждается в прискважинной области в виде зоны кольматации. Из теоретических и лабораторных исследований вытекает, что в максимальной степени поражение пластов кольматацией происходит в высокопористых и высокопроницаемых коллекторах. При этом степень снижения проницаемости может достигать 70-95 %, вплоть до полной потери проницаемости в зоне кольматации. В то же время существующие оценки влияния зоны кольматации на потери продуктивности скважин неоднозначны. Лабораторные эксперименты, проводимые на образцах керна, указывают на незначительные (—1—2 мм) размеры зоны кольматации. В этом случае потери продуктивности могут составить лишь 5-8 % (см. рис. 4.1). В то же время в экспериментах Р.Ф. Крюгера и Л.С. Фогеля, А. Абрам-са отмечалось проникновение твердых частиц на глубину до 20-40 см и более. При этом продуктивность уменьшалась в результате кольматации в 5— 10 раз.

Наблюдаемые в экспериментах различия в степени влияния зоны кольматации на снижение проницаемости пластов обусловлены различными режимами поражения пласта кольматацией. Большинство исследователей при анализе поражения пласта кольматацией придерживаются концепции внут-рипорового сводообразования. Согласно этой концепции, частицы с размерами, меньшими диаметра пор, но большими трети их проходного сечения, сталкиваясь, образуют перемычки, которые задерживают частицы меньшего размера. В этом режиме формирование зоны кольматации происходит в период мгновенной фильтрации, т.е. до образования и уплотнения глинистой корки. Влияние толщины образовавшейся зоны кольматации (несколько миллиметров) на продуктивность пласта незначительно. В режиме сводообразования относительно быстро (порядка нескольких минут) формируется малопроницаемая зона кольматации, препятствующая дальнейшему поступлению промывочной жидкости в пласт. Сводообразующая кольматация нашла применение при технологиях вскрытия пластов с кольматацией ствола струями глинистого раствора (М.Р. Мавлютов).

С ухудшением фильтрационно-емкостных свойств коллектора усложняется структура внутрипорового пространства, затрудняются условия сводообразования и увеличивается объем пор, не доступных проникновению твердых частиц, что приводит к возрастанию объема промывочной жидкости, проникающей в пласт. В таких условиях существенно изменяется механизм поражения коллекторов за счет кольматации твердыми частицами. Эффективное сводообразование вообще не происходит либо затрагивает лишь узкую пограничную зону глинистая корка - пласт. Основная масса кольмати-рующих частиц проникает через глинистую корку в пласт на значительные расстояния. Как показали результаты лабораторного моделирования, в этом режиме кольматации происходит необратимое ухудшение проницаемости до 30-40 % первоначальной на значительном расстоянии (до 20-30 см от стенки скважины).

72

На рис. 4.2 дано сопоставление степени уменьшения проницаемости в зависимости от времени фильтрации и объема профильтровавшейся промывочной жидкости по данным модельных измерений на естественных кернах с широким диапазоном проницаемости от 0,003 до 0,8 мкм2. Имеется устойчивая тенденция к снижению проницаемости кольматируемых кернов в зависимости от времени фильтрации промывочной жидкости. При этом в начальный период (порядка часа) проникновения фильтрата изменения проницаемости практически не наблюдается, затем происходит стабильное снижение проницаемости на протяжении всего периода фильтрации. Степень снижения проницаемости пропорциональна объему фильтрата, ушедшего в пласт. Снижение потерь продуктивности скважины в результате кольматации при-скважинной области твердыми частицами промывочной жидкости обычно исключается при вскрытии пластов перфорацией.

Как показали модельные исследования Клотца, потери продуктивности пластов будут минимальны, если длина перфорационного канала превышает толщину зоны кольматации в 2 раза. Промысловые оценки толщины зоны кольматации по данным промысловой геофизики показали, что фактическая толщина зоны кольматации изменяется от 1 до 10 см и составляет в среднем 3—4 см, что в сумме с толщиной цементного кольца значительно меньше длины перфорационного канала. В необсаженных скважинах снижения потерь продуктивности за счет кольматации добиваются путем последующего расширения ствола скважины с удалением закольматированной части породы.

3. В процессе проникновения промывочной жидкости из скважины в пласт происходит ее разделение на дисперсную фазу и дисперсионную среду. Дисперсная фаза промывочной жидкости образует на стенке скважины глинистую корку и в пласте зону кольматации. Дисперсионная среда проникает в пласт, образуя зону проникновения фильтрата промывочной жидкости. Ухудшение ФСП под воздействием фильтрата промывочной жидкости связано, во-первых, с уменьшением фазовой проницаемости и, во-вторых, с

Рис. 4.2. Зависимость степени снижения^шп^^в зоне коль™-тации k/k0 от объема промывочной жидкости Q пооникшей в пласт и вЗени фильтрации t

73

проявлением поверхностных взаимодействий между мелкодисперсными составляющими цемента породы и фильтрата.

В настоящее время около 98 % всех пластов вскрывают с использованием промывочной жидкости на водной основе. Фильтраты этих промывочных жидкостей, являясь смачивающей фазой, вытесняют нефть и газ, первоначально находящиеся в околоскважинной области. Влияние фильтратов промывочной жидкости на проницаемость традиционно оценивается отношением коэффициента восстановления проницаемости по нефти после фильтрации в течение определенного времени к первоначальной проницаемости. Полученные таким образом данные малоинформативны с точки зрения регулирования фильтрационных свойств зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт. Коэффициент восстановления проницаемости не учитывает реальную динамику вытеснения нефти и газа фильтратом промывочной жидкости и не отражает существенных факторов, влияющих на проницаемость зоны проникновения. При формировании зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости степень вытеснения нефти и газа фильтратом зависит от технологических условий вскрытия, поверхностно-молекулярных свойств системы фильтрат - нефть и петрофизических характеристик пласта. Степень насыщенности фильтратом определяется соотношением капиллярного перепада к гидродинамическому в зоне проникновения. Это соотношение удобно характеризовать комплексным безразмерным параметром П:

jj _ 2ло costpV'mkH

где о - поверхностное натяжение на границе фильтрат - пластовый флюид; cos ф - косинус краевого угла смачивания; т, k - коэффициенты пористости и проницаемости; Н - толщина пласта; q - объемный расход фильтрата в пласт; цф - динамическая вязкость фильтрата.

Связь фильтратонасыщения 5ф зоны проникновения с параметром П и радиусом г* = г- гс представлена следующим образом:

5ф = АПа 1 -! г

где А, а, у - коэффициенты, зависящие от свойств пласта; Д, п - радиус зоны проникновения, R*3U = R3U - rc; rc, r - радиус скважины и текущий радиус.

При освоении продуктивных пластов часть фильтрата защемляется в зоне проникновения в результате капиллярной блокировки и формирует область повышенного содержания остаточного фильтрата, которая также способствует уменьшению проницаемости по нефти и газу (рис. 4.3). Проницаемость пласта при защемленном остаточном фильтрате может составлять менее 70 % первоначальной.

В преимущественно гидрофильных коллекторах с ухудшенными коллек-торскими свойствами, развитой удельной поверхностью при наличии внут-рипорового глинистого цемента существенно влияют на поражение пласта фильтратом промывочной жидкости поверхностные взаимодействия фильтрата и твердой фазы коллектора. В природном состоянии поверхностные силы прочно удерживают мельчайшие гидрофильные частицы на зернах

74

Рис. 4.3. Ухудшение проницаемости в зоне проникновения фильтрата промывочной жидкости k /k0 при различных зна-чениях параметра ё:

1,1' - 1; 2,2' - 10; 3,3' - 102; 4,4' - 103; 5,5'~ 104. Сплошные линии - прямое направление фильтрации, пунктирные -обратное

скелета. При внедрении фильтрата промывочной жидкости в гидрофильной пленке погребенной воды резко уменьшаются действия поверхностных сил, в результате чего мельчайшие частицы твердой фазы приходят в движение и увлекаются фильтратом в глубь пласта. Взаимодействуя друг с другом и со скелетом породы, частицы могут образовывать сгустки и застревать в местах сужений и пережимов пор. Самокольматация за счет мельчайших гидрофильных частиц проявляется при использовании промывочных жидкостей на пресной основе. В результате самокольматации проницаемость пласта может снизиться до 30-40 % от первоначальной. На интенсивность самокольматации оказывают влияние структура порового пространства и условия вскрытия пласта. В коллекторах с разветвленной структурой порового пространства при наличии тупиковых и плохо сообщающихся пор изменение минерализации фильтрата в зоне проникновения происходит постепенно и не возникает значительных градиентов поверхностных сил. При высоких скоростях проникновения фильтрата в пласт градиенты поверхностных сил значительны и интенсивность поступления мельчайших частиц в фильтрат возрастает.

Помимо самокольматации взаимодействие фильтрата промывочной жидкости с твердой фазой породы приводит также к поверхностной гидратации, в результате которой в зоне проникновения увеличивается количество прочно связанного фильтрата, уменьшаются эффективная пористость и проницаемость коллектора. Уменьшение проницаемости в зоне проникновения в результате поверхностной гидратации может составлять до 40 % первоначальной. Эффекты поверхностной гидратации и самокольматации наиболее типичны для заглинизированных песчаников, однако исследования, проведенные в России и за рубежом, показали, что при современных обработках промывочных жидкостей физико-химическими реагентами эти явления могут наблюдаться и для практически безглинистых - чистых коллекторов. Степень влияния фильтрата промывочной жидкости на потери продуктивности зависит от фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Для пластов с проницаемостью порядка 0,5 мкм2 влияние фильтрата на потери продуктивности составляет не более 30-40 %. В коллекторах с ухудшенными фильтра-ционно-емкостными свойствами в результате поверхностных взаимодействий с породой продуктивность может снизиться в десятки раз.

75

4. В процессе цементирования скважин ухудшение проницаемости при-скважинной области обусловлено проникновением твердых частиц цементного раствора и его фильтрата в пласт. Проницаемость ухудшается за счет гидратации цемента и его перекристаллизации во внутрипоровом пространстве и за счет взаимодействия фильтрата с кремнийсодержащими компонентами твердой фазы коллектора с образованием гидрата силиката кальция -цементирующей составляющей.

Поражение пласта твердыми частицами цементного раствора обусловливает цементную кольматацию прискважинной области. Глубина проникновения фильтрата цементного раствора (лабораторное моделирование) может составлять 1,5-2,0 диаметра скважины. Заметное уменьшение проницаемости коллектора отмечено в первые сутки после цементирования. Степень ухудшения проницаемости за счет фильтрата цементного раствора зависит от состояния прискважинной области на момент проведения цементирования.

В пластах с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами основное влияние на поражение пласта оказывает фильтрат промывочной жидкости; поражение пласта фильтратом цементного раствора достигает лишь 3-5 % первоначальной проницаемости. Для пластов проницаемостью 0,1-0,5 мкм2 ухудшение проницаемости фильтратом цементного раствора может составлять 10-20 % первоначальной.

В высокопроницаемых коллекторах (более 0,5 мкм2) степень ухудшения проницаемости под воздействием фильтрата и твердых частиц цементного раствора увеличивается с ростом проницаемости и составляет 25-50 %. Максимальное снижение проницаемости в процессе цементирования скважин происходит в пластах, вскрытых с применением промывочных жидкостей на нефтяной основе, с использованием аэрированных жидкостей и других "нефильтрующихся" промывочных жидкостей.

Образование на этапе вскрытия пластов бурением слабопроницаемой глинистой корки и зоны кольматации является благоприятным фактором, предохраняющим пласт от его дальнейшего поражения тампонажным цементным раствором. Лабораторные исследования показали, что в этом случае радиус зоны поражения не превышает 0,5-1,0 см, а его влияние легко устраняется в процессе перфорации. Радиус поражения пласта при цементировании может значительно увеличиваться при разрыве пластов цементным раствором.

5. На этапе вскрытия пластов перфорацией (кумулятивной, а также пулевой и гидропескоструйной) наряду с созданием надежной гидродинамической связи пласта со скважиной происходят также и изменения фильтрационных свойств пласта (ФСП) в области, прилегающей к перфорационному каналу. В связи со сложностью экспериментов механизм влияния перфорации на ФСП изучен еще недостаточно полно.

Имеющиеся эксперименты показывают, что под воздействием взрывных нагрузок пористая среда разрушается с образованием зоны трещиноватости с пористыми и проницаемыми блоками. В процессе дробления порода переупаковывается и формируется система трещин, определяющих дилатантную проницаемость. Дилатантное разуплотнение пористой среды может приводить к сбросу внутрипорового давления, что при высоких геостатических давлениях обусловливает рост эффективных напряжений, уплотнение и частичное разрушение коллектора.

По данным экспериментальных исследований на лабораторных стендах, в области, прилегающей к перфорационному каналу, в общем случае выде-

76

щемление части фильтрата в зоне проникновения. В высокопроницаемых пластах крупные поровые каналы еще на стадии вскрытия блокируют твердые частицы и ганглии защемленной нефти. При обратном вытеснении прорыв нефти по мелким и средним порам приводит к блокированию фильтрата в крупных порах и существенному снижению проницаемости в зоне проникновения.

Существуют оптимальные условия освоения скважин, обеспечивающие наиболее полную степень вытеснения фильтрата в процессе освоения. Однако при существующих технологиях эти условия не реализуются. При освоении в прискважинной области защемляются значительные количества подвижного фильтрата, который длительное время выносит движущийся многофазный поток. Промысловые наблюдения показывают, что извлечение фильтрата из призабойной зоны для карбонатных коллекторов продолжается 2-3 года, для терригенных - 5-6 лет. За это время продуктивность скважин возрастает в 2-3 раза. На рис. 4.5 дана зависимость восстановления коэффициента продуктивности скважины после ее освоения от времени эксплуатации. Период стабилизации зависит как от свойств пласта, так и от технологии его освоения.

7. При эксплуатации и ремонте скважин ухудшение проницаемости происходит вследствие выпадения в призабойной зоне парафиновых и смо-лоасфальтеновых отложений, а также неорганических солей. Отложение неорганических солей - типичная причина снижения продуктивности скважин во многих нефтедобывающих районах - Среднем Приобье, Пермской области и др. В результате выпадения неорганических солей изменяется абсолютная проницаемость прискважинной области.

В процессе разработки залежей степень обводненности отдельных ее пластов и участков и соответственно минерализация добываемых вод различны. Это приводит к неравномерному снижению проницаемости в около-скважинных зонах, что усугубляет ухудшение профиля приемистости и притоков и снижает коэффициент охвата пластов заводнением.

В поздний период разработки возрастают обводненность, масштабы перевода скважин на механизированную добычу, депрессии на пласт и потребность в подземных и капитальных ремонтах. При проведении ремонтных работ скважины задавливают водой - происходит дополнительное ухудшение проницаемости прискважинной зоны. Снижение температуры в прискважинной области способствует выпадению смолоасфальтеновых отложений, что также снижает проницаемость.

Рис. 4.5. Характер восстановления коэффициента продуктивности пластов г| после их освоения

78

4.3. РЕГУЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТА В ОКОЛОСКВАЖИННЫХ ЗОНАХ

Регулирование ФСП в околоскважинных зонах осуществляют как в процессе заканчивания скважин, так и при их эксплуатации. При вскрытии пластов бурением наиболее эффективно использовать продувку воздухом, облегченные промывочные жидкости или депрессию на пласт. Однако такая технология связана с резким удорожанием, риском создания аварийной ситуации, требует специального оборудования и в большинстве случаев оказывается экономически неприемлемой. Кроме того, применение облегченных промывочных жидкостей и продувка забоя воздухом не гарантируют стабильность ФСП.

Так, в 70-е гг. шесть скважин Битковского месторождения вскрыты с продувкой забоя воздухом, вводом ПАВ и природного газа. Однако недоучет сильного снижения температур до отрицательных в связи с расширением струи сжатого газа при выходе его из сопел долота на забое привел к тому, что в призабойной зоне (1,5 м) из нефти выпали кристаллы парафинов и смолы, произошла парафиновая кольматация, устранить которую так и не удалось. Скважины не были введены в эксплуатацию.

Работами СевкавНИИгаза показано, что вскрытие песчаников с использованием пен может приводить к ухудшению проницаемости до 35 % первоначальной. Имеются примеры неэффективного применения растворов на углеводородной основе, в частности при вскрытии баженовской свиты Салым-ской площади, карбонатных коллекторов Белоруссии и др.

Практические технологии вскрытия пластов бурением предусматривают создание репрессий на пласт. Для уменьшения степени ухудшения проницаемости разработаны технологии вскрытия пластов бурением на нефильтру-ющихся растворах или растворах, не поражающих пласт (растворы на нефтяной основе, полимерные растворы, минерализованные рассолы и др.).

При заканчивании скважин на пласты с аномально высокими пластовыми давлениями успешно применяют насыщенные рассолы плотностью до 1,9 кг/м3 без содержания твердой фазы. Для вскрытия пластов в осложненных условиях успешно применяют растворы с синтезированной и диспергированной дисперсной фазой (гель-технология). Используя "оптимальные" растворы, можно эффективно регулировать ФСП при вскрытии бурением. При этом предполагают, что такие растворы практически не снижают природной проницаемости пласта. Однако Б.А. Шарафутдинов (БашНИПИ-нефть), исследуя в лаборатории влияние промывочных жидкостей на проницаемость терригенных продуктивных пластов в условиях, приближенных к пластовым, пришел к выводу, что все растворы (глинистые, полимерные, известково-битумные) фильтруются в керн. При этом коэффициент ухудшения проницаемости оказался высоким: для обычного глинистого раствора -83-92; для известково-битумного - 93-97, полимерного - 80-91 %. В условиях лабораторного эксперимента незагрязняющие промывочные жидкости с добавкой СаВг2 снижают проницаемость естественных кернов на 14 %.

Следует отметить, что применение нефтеэмульсионных, полимерных и других промывочных жидкостей, а также воды и рассолов обеспечивает практически отсутствие глинистой корки и зоны кольматации. В связи с этим возникают значительные напряжения в прискважинной области. При слабой сцементированности песчаников возможно их разрушение, увеличе-

79

ние в прискважинной области фильтратонасыщения пласта и размеров зоны проникновения промывочной жидкости в пласт. Таким образом, при отсутствии кольматации возрастает роль других факторов, приводящих к поражению пласта.

При регулировании продуктивности скважин путем подбора состава и обработки промывочной жидкости существует проблема совместности жидкости и коллектора. Так, при использовании полимеров и полиакриламидов, ингибиторов коррозии, а также при росте бактерий и т.п. в процессе смешения различных жидкостей возможно выпадение осадка. На этот процесс влияют как свойства пластовой воды и коллектора, так и чистота химических реагентов для обработки промывочной жидкости, которая может значительно меняться в зависимости от технологии производства, хранения и транспортировки.

В реальных геолого-промысловых условиях регулирование технологических свойств промывочных жидкостей очень затруднено из-за неоднородности физических свойств разбуриваемых отложений, обогащения жидкостей частицами выбуренной породы, неконтролируемых физико-химических взаимодействий промывочной жидкости с пластовым флюидом, поступающим в скважину в процессе бурения.

На эффективность регулирования фильтрационных свойств прискважинной зоны в процессе вскрытия пластов большое влияние оказывает и технология бурения. При высоких скоростях эксплуатационного бурения, характерных, например, для месторождений Западной Сибири, возможно чрезмерное утяжеление промывочных жидкостей частицами выбуренной породы, что приводит к возрастанию репрессии на пласт. Дополнительные репрессии создаются также при быстром спуске бурильного инструмента в скважину. Возникающий при этом гидравлический удар способствует образованию трещин в прискважинной области и дополнительному проникновению промывочной жидкости в пласт. При бурении на разрабатываемые пласты с очень высоким пластовым давлением, а также на нижележащие пласты используют утяжеленные промывочные жидкости, что также обусловливает большие репрессии и дополнительное загрязнение пластов. Аналогичные эффекты получают и при цементировании скважин.

Перфорация в газовой среде или при незначительных (0,3-1,5 МПа) депрессиях на пласт при вскрытии максимально уменьшает эффект поражения пласта. В этом случае удается избежать поражения пласта промывочной жидкостью и частично очистить перфорационный канал от обломков и уплотненного слоя породы. Величина депрессии при перфорации поддается регулированию и может быть выбрана с учетом состояния околоскважинной зоны и свойств пласта-коллектора.

Другой способ снижения степени поражения пласта при перфорации -тщательная очистка скважин до перфорации и использование чистых жидкостей при незначительной депрессии на пласт. Однако, как показали тщательные исследования, даже чистые жидкости (рассолы нефтяных пластов, искусственные рассолы, пресная и морская вода, дизельное топливо и даже пластовая нефть) могут вызвать снижение проницаемости прискважинной зоны по следующим причинам:

1) чистые рассолы не содержат сводообразующих частиц регулируемого размера;

2) чистые рассолы обычно содержат растворимые и нерастворимые твердые частицы, которые могут проникать на значительную глубину пласта;

80

3) морская вода содержит бактерии и планктон, которые эффективно закупоривают пористую среду;

4) морская вода имеет высокую концентрацию сульфатов, что в присутствии кальция и бария приводит к поражению пласта сернокислым кальцием или барием;

5) при добыче многих сортов сырой нефти выпадают тяжелые углеводороды (асфальтены и парафины) в виде множества мелких частиц, которые вызывают кольматацию пласта;

6) пресная вода резко ухудшает проницаемость терригенных коллекторов даже с незначительным содержанием глинистого цемента.

Кроме того, практически все чистые жидкости заканчивания в той или иной степени загрязняются при технологических операциях по приготовлению и транспортировке в системе скважина - трубопровод. Причинами загрязнения могут явиться растворенное железо, выпадающее в пласте в виде хлопьевидных образований, промывочный раствор, прилипший к трубам и муфтовым соединениям, консистентные смазки, пульпа, бактерии, химические добавки, высохший глинистый раствор, песок, пластовая нефть, частично схватившийся цемент, которые скапливаются во всасывающих линиях насосов и мешалках, на стенках и т.д. Эти примеси практически не влияют на свойства промывочного раствора, но в случае использования тех же емкостей под чистые жидкости заканчивания они загрязняют последние. Полная очистка емкостей, трубопровода и скважины от предыдущих жидкостей и других примесей практически невозможна. Менее одной чайной ложки такой грязи достаточно для закупорки перфорационного канала. Исследования Г.П. Мэлли показали, что проницаемость не снижается, если концентрация твердых примесей не превышает 2 мг/л. Реально добиться такого уровня очистки чистых жидкостей не представляется возможным даже при использовании забойного фильтра.

Имеющиеся экспериментальные данные показывают, что возможности регулирования фильтрационных свойств на этапе вскрытия пластов перфорацией невелики. В табл. 4.1 даны характеристики действия технологии перфорации на степень восстановления проницаемости после перфорации. При оптимальных условиях перфорации продуктивность снижается до 30 % первоначальной, а при неудовлетворительных может составить менее 1 %. Это обусловлено тем, что, помимо ухудшения фильтрационных свойств пласта, вокруг каждого перфорационного канала, как правило, работает лишь

Таблица 4.1

Условия перфорирования Степень восстановле-

ния проницаемости Раствор Давление в скважине после перфорации

Высокое содержание твердой фазы, буровой раст- + 1-3

вор в скважине

Низкое содержание твердой фазы, буровой раст- + 2-4

вор в скважине

Неотфильтрованный соленый

Отфильтрованный

+
4-6

+
8-16

-
15-25

-
30-50

-
100-100

Чистый незагрязняющий Идеальный перфоратор

П ри меча ни я. 1. Знаки "+" и "-" - соответственно репрессия и депрессия. 2. k0, k — соответственно начальная и текущая проницаемость пласта.

81

небольшой процент общего числа перфорированных каналов. Основная же масса перфорационных каналов из-за быстрого выравнивания давлений в стволе скважин так и остается неосвоенной, в результате чего резко снижается работающая толщина.

Регулирование фильтрационных свойств прискважинной области в процессе цементирования скважин в настоящее время не проводят, а возможности такого регулирования в специальной литературе не обсуждались. В результате слабой изученности процессов поражения пласта при цементировании и перфорации отсутствуют надежные теоретические и технологические основы регулирования потерь продуктивности на этих этапах.

Для решения проблемы рекомендуется использовать технологию закан-чивания скважин с открытым забоем или со специальными фильтрами, которые широко применяют в развивающихся арабских странах (табл. 4.2).

При такой технологии цементирования и перфорации ухудшения ФСП не наблюдается. Однако для многопластовых месторождений открытый забой или забойные фильтры значительно затруднили бы контроль и регулирование процесса разработки.

Фирма "Elf Aquitaine Group" использует оригинальную технологию заканчивают скважин, с помощью которой продуктивность увеличивается в 5 раз. После вскрытия продуктивного пласта вертикальным стволом над кровлей пласта устанавливают временную мостовую пробку, а затем под углом 45° к основному стволу бурят два ответвления длиной 20-30 м в пределах продуктивного пласта. Такая конструкция забоя обеспечивает повышение площади притока жидкости. Положительные результаты получают и при расширении ствола скважины.

Многочисленные промысловые данные свидетельствуют, что скважины вводят в эксплуатацию с резко пониженной продуктивностью. Фактическое ухудшение продуктивности наблюдается на всех этапах заканчивания скважин. По-видимому, проблему максимального сохранения природной продуктивности пласта в околоскважинных зонах следует решать двумя путями -совершенствуя существующую технологию заканчивания скважин и используя специальные технологии восстановления ФСП в околоскважинных зонах уже пробуренных скважин.

Для восстановления ФСП в околоскважинных зонах имеется большой выбор методов и технологий, основанных на физико-химическом, тепловом и других видах воздействия на прискважинную зону.

Таблица 4.2

Условие выполнения

Углеводородные масляные (безводные) эмульсионные, полимерные и другие растворы с нулевой водоотдачей плотностью 800-1100 кг/м3. Противодавление на нефтяной пласт не более 0,3-0,4 МПа (равновесное бурение) при обсаженном стволе скважины

Открытый необсаженный забой в плотных пластах и заменяемые фильтры (хвостовики) в рыхлых пластах

Спуск колонны до кровли нефтяного пласта Использование специальных муфт для обеспечения сплошного цементного кольца за колонной Спуск на забой специальных заменяемых фильтров (лайнеры, хвостовики)

При малых депрессиях на пласт сразу после бурения

82

Физико-химические методы обработок околоскважинных зон - основной вид регулирования их фильтрационных свойств в б. СССР и за рубежом. В частности, по Западной Сибири 84 % общего объема работ по воздействию на околоскважинные зоны приходится на кислотные обработки (из них преобладают солянокислотные, которые принято считать наиболее эффективными с экономической точки зрения). Средняя успешность солянокислотных обработок по месторождениям Западной Сибири составляет 64 %.

Причины низкой эффективности восстановления продуктивности скважин кислотой - малое число механизмов поражения пласта, по отношению к которым закачка кислоты эффективна. В общем случае для терригенных коллекторов эффективна фтористая кислота, для карбонатных - соляная. Однако кислота становится неэффективной из-за сильного разбавления в коллекторах с высокой степенью водонасыщения и повышенным значением насыщенности остаточным фильтратом промывочной жидкости в присква-жинной зоне. Для повышения эффективности кислотных обработок рекомендуют предварительные закачки влагопоглотителей (ацетона, метанола и др.) Закачка кислоты не дает результатов при поражении пласта глобулами защемленного фильтрата и нефти, парафинистыми и асфальтосмолистыми компонентами. Более того, при значительном ухудшении ФСП в околосква-жинной зоне кислота вообще не поступает в закупоренные пропластки и перфорационные каналы.

Кислота хорошо восстанавливает ФСП, нарушенные фильтратом цементного раствора. Гидроокись кальция эффективно удаляется соляной либо уксусной кислотой, силикат кальция - фтористой. Однако она практически неэффективна по отношению к уплотнению пласта в зоне перфорационного канала, органическим загрязнениям и др. В ряде случаев в результате действия кислоты на коллектор возможны образование осадка, диспергирование мелкодисперсных частиц и другие нарушения, ухудшающие фильтрационные свойства прискважинной области. Закачка кислоты, как правило, интенсифицирует коррозионные процессы.

Успешность восстановления фильтрационных свойств околоскважинных зон растворителями и поверхностно-активными веществами является еще более низкой по сравнению с солянокислотными обработками - соответственно 61 и 53 %.

Растворители и ПАВ позволяют уменьшить капиллярную блокировку фазовой проницаемости защемленными флюидами и поражение пласта углеводородной кольматацией. Однако в промысловых условиях углеводородная кольматация осложняется выпадением солей и самоотключением отдельных пропластков. В таких условиях успешность обработок растворителями снижается до 20-40 % при средней продолжительности 30-45 сут. На эффективность растворения углеводородной кольматации большое влияние оказывают также диспергирование и растворение асфальтосмолопарафиновых отложений, которые значительно ограничивают возможности стандартных методов.

В осложненных геотехнологических условиях (низкопроницаемые коллекторы, высокая обводненность пластов при низком охвате пластов заводнением) большой эффект прироста продуктивности дают ориентированные гидравлические разрывы пластов (ГРП). В старых нефтяных районах успешность операции по ГРП составляет 60-80 %, а дополнительная добыча на одну скважино-операцию - 456 т. Ориентированные разрывы проводят посредством использования цементных мостов, пакеровки, вязкопластичных

83

систем. Инициирование процесса в выбранном интервале осуществляют путем создания щелей в колонне гидропескоструйной перфорацией. В зарубежной практике метод ГРП является стандартной операцией по регулировке фильтрационных свойств прискважинной зоны.

Невысокая эффективность регулирования ФСП в околоскважинных зонах связана прежде всего с комплексным механизмом поражения пласта и с выборочным регулированием этого поражения отдельными методами. Для повышения эффективности разрабатывают технологии, основанные на ком-плексировании отдельных методов и механизмов воздействия. Эффективным комплексным механизмом воздействия обладают технологии, основанные на использовании многократных управляемых мгновенных депрессий-репрессий.

4.4. ПРИМЕР ВЛИЯНИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА КАЧЕСТВО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Вскрытие продуктивных горизонтов при бурении скважин в НПУ “Долинанефть" происходит при забойных давлениях 30,0-40,0 МПа, что на 6,0-14,5 МПа превышает начальные пластовые давления и на 8-17 текущие. Вызвано это применением глинистых растворов повышенной плотности, особенно при бурении разведочных скважин, когда значение плотности достигает 1500-1600 кг/м3. По мере разработки залежей пластовые давления снижаются на 1,5-3,0 МПа в год. Однако указанный фактор по геолого-техническим причинам еще мало учитывается при выборе промывочных жидкостей для вскрытия пластов, вследствие чего возможна глинизация пород прифильтровой зоны пласта, сопровождающаяся в ряде случаев поглощением значительных количеств (до 590 м3) глинистого раствора. Все это отрицательно влияет как на процесс освоения, так и на последующую производительность скважин.

В табл. 4.3 приведены данные о поглощении глинистого раствора и работе скважин Долинского и Северо-Долинского месторождений.

Учитывая коллекторские свойства продуктивных пластов по данным табл. 4.3, можно заключить, что прифильтровая зона пласта скв. 224 и 228 при бурении была загрязнена и загрязнение не удалось устранить путем продолжительного дренирования и применения обработок, в то время как скв. 222 после бурения самопроизвольно из месяца в месяц увеличивала дебит от 175 до 220 т/сут, а скв. 59, 97 и 98 были освоены с дебитами, равными ожидаемым.

Наибольшее влияние на дебит скважин оказало поглощение глинистого раствора в скважинах со сравнительно низким градиентом пластового давления (рпл= 0,0078н-0,0103 МПа/м). Именно при освоении этих скважин отмечались наибольшие затруднения, тогда как скважины с высокими градиентами пластового давления были освоены со сравнительно хорошими показателями.

1 Для экономии места в тексте градиенты пластового давления, давления при бурении скважин, поглощении глинистого раствора и осуществлении гидроразрыва пласта принято обозначать pUJI, р6, p'6, /Згрп - соответственно.

84

Таблица 4.3

Данные о поглощении глинистого раствора и работе скважин Долинского и Северо-Долинского месторождений

Номер скважины
Горизонт, площадь
Интервал
поглощения
глинистого
раствора
при
бурении, м
Градиент противодавления на пласт при поглощении, МПа/м
Объем поглощения глинистого раствора, м3
Репрессия на пласт при поглощении, МПа
Градиент пластового давления во время бурения МПа/м
Депрессия на пласт при освоения скважины, МПа
Способ освоения скважины
Режим работы скважины после освоения
Коэффициент
продуктивности
скважины, м3/
(сут ¦ МПа)

Диаметр штуцера, мм
Дебит нефти,
т/сутки
Газовый фактор
м3/т
Данной
окружающих

59
222 224
228
Выгодские отложения Долинского месторождения
2502
2773-2813 2534-2539
2740-2815
0,0136
0,0136 0,0122
0,0142
35
270 25
220
4,5
8,7 12,7
12,6
0,0125
0,0106 0,0078
0,0103
6,3
1,8 Не опр.
4,9
Путем замены глинистого раствора на воду
То же Газлифт
Путем замены глинистого раствора на нефть
10
12 8
25
115-220 5,0
38
181
224 350
452
3,4 2,7-8,8
1,23 3,6-33,0 Не определен
0,175 12,3-33,0

97
98
скважн дящего
Выгодские 2779 0,0140 65 8,5 0,0114 4,0 Путем заме- 14 45 4500 Не определен отложения ны глинисто-Северо-До- го раствора линского на воду месторождения
2861-2880 0,0146 187 11,0 0,0108 2,3 То же 8 70 224 То же 0,0122
Примечание. Для удобства изучения и сопоставления имеющихся данных в работе под градиентом давления (пластового давления, давления при бурении н или осуществления в них гидроразрыва пласта) принято понимать величину зафиксированного на забое скважины максимального значения давления, прихо-ся на 1 м глубины этой скважины. Забойные давления рассчитывались с учетом гидравлических потерь.

Рис. 4.6. Изменение среднесуточной производительности скв. 222 во времени:

1 - ГРП с закачкой 2 т песка при давлении на устье 26 МПа1 2 - подземный ремонт в течение 4 сут с применением пресной воды и глинистого раствора плотностью 1300 кг/м3- 3 ~ подземный ремонт в течение 11 сут с применением пресной воды (72 м3) и глинистого раствора плотностью 1,3 г/см3; 4 - обработка скважины путем закачки в пласт 32 м3 нефти при давле-нии на устье 18 МПа и расходе 0 3 м3/мшг 5 10 - замена 12-мм штуцера на 8-мм- 6 - обработка скважины путем закачки в пласт 166 м3 нефти при давлении на устье 18 МПа и расходе 0 36 м3/мин- 7 - замена 8-мм штуцера на 10-мм- 8 - замена 10-мм штуцера на 12-мм- 9 ~ подземный ремонт в течение 3 сут с применением п1есной воды- 11 14 ~ обработка скважины путем применения метода переменных давлений- 2 - промывка забоя дегазированной нефтью- 13 ~ подземный ремонт в течение 7 сут с применением пресной воды- 15 замена 8-мм

штуцера на 12-мм- Q Q ~ дебит нефти и воды- Gn - газовый фактор- р ~ пластовое давление > W/=, W/в Д Ф Д > 0 Ф Р^пл

Степень влияния глинистого раствора при бурении и воды при подземных ремонтах на дебит скважин подробно рассматривается на примере скв. 222, которая характерна для данного промыслового района.

В процессе бурения скв. 222 вскрыла выгодские отложения при р = = 0,0106 МПа/м и превышающем его на 28,3 % давлении промывочной жидкости v^ Пби этом в интервале 2773-2813 м пластом было поглощено 270 м3 промывочной жидкости.

После бурения скважину в интервале 2711-2834 м оборудовали фильтром и освоили с дебитом 175 т/сут

Однако вследствие самоочистки поибильтоовой зоны от загрязнения дебит ее в течение 3 мес (рис. 4.6) постепенно увеличился до 220 т/сут, т.е. на 25 7 % После этого в скважине (см dhc 4 6 точка 1) произвели гидроразрыв' пласта (ГРП) в результате которого'дебит увеличился на 25 т/сут (или на 14 3 % по сравнению с начальным) и достиг значения 245 т/сут.

Таким образом по скважине получено обшее повышение дебита на 40 % причем как минимум 25-30 % этого повышения связано с ликвидацией отрицательного влияния глинистого раствора.

86

Через 8 мес эксплуатации при рпл = 0,0102 МПа/м в скважине (точка 2) провели подземный ремонт с применением пресной воды. В результате этого ремонта дебит нефти снизился от 220 до 165 т/сут и оказался на 10 т/сут, или на 5,7 %, ниже начального дебита. В течение 3 мес эксплуатации дебит не восстановился. Более того, после повторного подземного ремонта (точка 3) он уменьшился еще на 25 т/сут. Таким образом, в результате двух подземных ремонтов дебит скважины уменьшился на 80 т/сут, или на 36,3 %. По имеющимся данным можно заключить, что при прочих равных условиях влияние на пласт глинистого раствора при бурении и воды при подземном растворе скважины оказывается сравнимым.

Для восстановления дебита скважину (точки 4, 8) дважды обрабатывали дегазированной нефтью. Однако полного восстановления дебита не добились. Далее, на том же рис. 4.6 показано, что последующих два ремонта (точки 9, 13) при градиенте пластового давления 0,0092 МПа/м способствовали еще большему снижению дебита скважин. Так, если после третьего ремонта дебит снизился на 24 т/сут (на 50 %), то после четвертого - на 33 т/сут (на 66 %). Благодаря обработке скважины методом переменных давлений в обоих случаях удалось добиться восстановления дебита.

Рассмотренные показатели производительности по скв. 222 представлены на рис. 4.7.

По данным рис. 4.6 и 4.7 можно заключить, что применение обычного глинистого раствора или пресной воды вызывает заметное снижение дебита нефти и может потребовать проведения дополнительных работ для его восстановления. Причем при более низких vTTn отрицательное влияние промы-вочных жидкостей на пласт оказывается большим и растет по мере падения рпл и снижения нефтенасыщенности пород пласта.

Поглощение глинистого раствора при бурении вызывает более резкое снижение производительности скважин. Поэтому важно выявить причины таких поглощений и изыскать меры по их предупреждению.

Для решения этого вопроса изучали промысловые данные о р6 и /?грп. При этом установлено, что v в нагнетательных скважинах Mnl, Vad, MnV отложений практически совпадают между собой (расхождение не превышает

Рис 4 7 Показатель влияния глинистого раствора и воды на пронзительность era. 222:

1 - текущий дебит t/cvt-

2 - дебит после подземного ремонта т/сут* 3 4 ~ сни-жение дебита после ремой-та т/сут и % соответственно* 5 ~ текущее пластовое давление, МПа

87

10 %) и что среднее значение /згрп (табл. 4.4) всего на 12,4 % превышает значение p'6 и на 21,1 % - значение p6.

С теоретической точки зрения математические ожидания величины ртри и р6 могут оказаться одинаковыми. Тогда превышение на 12,4 % объясняется точностью фиксации данных при обнаружении поглощения.

Упомянутое различие (так же как и практическое равенство значений р6 и p'6) удовлетворительно объясняется еще и тем, что в последнем случае поглощение глинистого раствора происходило только в тех участках пласта, для раскрытия трещин в которых было достаточно меньшего давления, чем при осуществлении ГРП на соседних участках, когда на забое скважин давление специально увеличивают до момента многократного повышения приемистости пласта. Очевидно, что при этом ртри должно быть заметно большим, чем р6.

По данным табл. 4.4, по скважинам Vqd залежи Северо-Долинского, Mnl и Vqd залежи Струтинского месторождения /згрп и р6 различаются на 10,0-14,9 %, а по Северо-Долинскому месторождению среднее значение р6 оказалось практически равным p'6. Последнее связано с причинами, указанными выше, а также и с тем, что на Северо-Долинском месторождении в настоящее время не разрабатывается лежащая выше Mnl залежь с более высоким рил, чем разбуриваемая залежь (из-за этого применяли глинистые растворы повышенной плотности).

Таким образом, исходя из незначительного расхождения величины ртри, р6 и p'6 можно заключить, что основной причиной поглощения глинистого

Таблица 4.4

Сведения о распределении градиентов давления и соответствующих им вероятных

Наименование операций

ГРП в нагнетательных скважинах Долинского месторождения (менилитовые, выгодские и ма-нявские отложения)"

Вскрытие пласта при бурении

скважин на выгодские отложения Северо-Долинского месторождения

Условный индекс

Число операций, взятых для изучения

25

Градиент давления, МПа/м

Пределы изменения

0,0115-0,0210 0,0161 0,0500

37

Среднее Веро-Среднее квадра- ят-

значение тичное ность

e

100

0,0130-0,0171 0,0145 0,0005 0,272

Наибольшее вероятное количество

e при проведении 100 операций (с вероятностью 0,999)"

54

88

ipii

откло-

нение

Продолжение табл. 4.4

Наименование опе-раций

Услов-ный индекс

Число операций, взятых для изу-чения

Градиент давления, МПа/м

Пределы изменения

Среднее значение

Среднее квадра-тичное отклонение

22

0,0118-0,0159 0,0141 0,0011 0,231

24

10

0,0107-0,0167 0,0138 0,0014 0,216

0,0129-0,0147 0,0137 0,0010 0,183

15

0,0122-0,0135 0,0127 0,0010 0,010

0,0107-0,0124 0,0107-0,0122 0,0107-0,0115

0,0120 0,0005 0,050 0,0120 0,0002 0,048 0,0111 0,0002 0,026

Наибольшее вероятное количество

С при проведении

Веро-
100 опера-

ят-
ций (с ве-

ность
роятностью

С
грп
0,999)**

0,231
46

36

Операции по вскрытию про-дуктивного плас-та, в процессе которых зафик-сировано погло-щение глинистого раствора Вскрытие пласта при бурении скважин на ме-нилитовые отло-жения Явлинско-го месторождения Вскрытие пласта при бурении скважин на ме-нилитовые и выгодские отло-жения

Струтинского месторождения Вскрытие пласта при бурении скважин на вы-годские и маняв-ские отложения Долинского мес-торождения Вскрытие пласта бурением при ус-ловии уменьше-ния или практи-чески полного исключения воз-можности С*"

* Градиенты давления рассчитаны по индикаторным диаграммам приемистости сква-жин, зафиксированным при проведении операций ГРП, и соответствуют моменту раскрытия трещин в пласте.

** Если приведенные под индексом 2 значения градиентов давления принять за гради-енты ГРП и по отношению к их распределению произвести расчеты вероятных количеств

10 9 5

С

то последние по сравнению с указанными в этой колонке окажутся заметно большими,

однако, с нашей точки зрения, для обоснования результатов таких перерасчетов еще требу-ется накопление соответствующей информации.

*** Распределение градиентов давления под индексами 6, 7, 8 взята путем выборки из фактических данных (индексы 2, 3, 5).

2

3

4

5

89

Рис. 4.8. Графики интегральной функции распределения градиентов давления, газированных при гидроразрыве пласта и бурети скважин (значение условных индексов 0-8 см. табл.

Рис. 4.9. Графики интегральной функции распределения вероятных количеств ё в расчете на 100 операций (значение условных индексов 0 - 7 см. табл. 4.4)

раствора при бурении скважин на рассматриваемых месторождениях может быть самопроизвольный гидроразрыв пласта (eгп).

Возможные количества eгрп при вскрытии продуктивных пластов оценивали статистическими методами. Для этого по данным табл. 4.4 были построены приведенные на рис. 4.8 соответствующие распределения рт п, »б и p'6. С помощью графиков (см. рис. 4.8) рассчитаны показанные в табл. 4.4 наи-большие вероятные количества eг п, которые могли наблюдаться в процессе вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин. На рис. 4.9 приведены графики, по которым количества возможных eг п могут быть определены с любой наперед заданной вероятностью.

По данным табл. 4.4 и рис. 4.8, 4.9 можно заключить, что относительно наименьшее количество eгрп могло иметь место при вскрытии пластов Vqd и Mnv залежей Долинского месторождения. Именно здесь скважины легко осваивались (особенно по Mnv отложениям), тогда как по Mnl залежам До-

90

линского и Струтинского месторождений, где вероятность Сгрп оказалась примерно в два раза большей, освоение скважин было продолжительным, а их начальные дебиты были заниженными против ожидаемых.

На Северо-Долинском месторождении продуктивный пласт Vqd при бурении вскрывался при относительно меньшем рил, и при этом зафиксировано большее вероятное количество Сгрп, чем на Струтинском месторождении, где коллекторские свойства пород хуже. Однако на последнем начальные дебиты скважин оказались существенно заниженными против ожидаемых, в то время как на Северо-Долинском месторождении такого несоответствия фактических и ожидаемых дебитов скважин пока не зафиксировано.

Поскольку коллекторские свойства пластов Vqd залежи Долинского и Северо-Долинского месторождений представляются наилучшими, а пластов Mnl залежи Струтинского месторождения - наихудшими (остальные залежи занимают промежуточное положение), то на основании полученных результатов можно заключить, что величина ущерба, наносимая продуктивному пласту при поглощении глинистого раствора в процессе бурения скважин, является прямым следствием Сгрп и возрастает с ухудшением коллекторских свойств пород.

С учетом современного уровня техники и технологии заканчивания и освоения скважин в условиях Долинского нефтепромыслового района одним из основных и наиболее доступных способов предупреждения Сгрп при бурении и цементировании скважин представляется применение облегченных промывочных жидкостей и цементных растворов.

Для того чтобы оценить в среднем величины р6, при которых может быть практически исключено явление Сгрп при бурении и цементировании скважин, по представленным в табл. 4.4 данным (индексы 6, 7, 8) построены показанные на рис. 4.8 соответствующие графики распределения градиентов противодавления. С помощью этих графиков произведены расчеты вероятных количеств Сгрп, и результаты расчетов приведены в той же таблице и на рис. 4.9.

По этим данным можно заключить, что для предупреждения Сгрп в процессе вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин на нефтяных месторождениях НПУ “Долинанефть” не следует допускать увеличения среднего градиента противодавления на пласт выше 0,011-0,012 МПа/м. Практика промысловых работ убедительно показывает, что это условие легко выполнимо, так как уже в настоящее время имеются отдельные случаи (см. табл. 4.3), когда продуктивные пласты в процессе бурения скважин вскрывают при р6 = 0,0107н-0,0118 МПа/м, т.е. меньшими 0,012 МПа/м.

Для расчетов использованы значения /згрп, соответствующие моменту раскрытия трещин в пласте. Последнее способствовало некоторому повышению точности расчетов и увеличению надежности полученных выводов.

На указанных месторождениях продуктивные пласты целесообразно вскрывать с применением обработанных химическими реагентами промывочных жидкостей пониженной плотности, строго учитывая при этом величину пластового давления в залежах. По мере снижения последнего соответственно должна быть понижена плотность промывочной жидкости вплоть до применения пен и газообразных агентов.

Таким образом, установлено следующее:

1. Отрицательное влияние применяемых промывочных жидкостей на продуктивность нефтяных скважин, осваиваемых из бурения и после ремон-

91

тов, растет по мере снижения пластового давления и нефтенасыщенности пласта.

2. Значительное ухудшение продуктивности скважин вызывается поглощением пластом промывочной жидкости из-за самопроизвольного гидроразрыва пласта в процессе бурения; последний можно исключить путем уменьшения противодавления на пласт.

3. Для улучшения условий освоения скважин при заканчивании и ремонтах их целесообразно применять обработанные ПАВ промывочные жидкости минимально допустимой плотности (на нефтяной основе и аэрированные).

тов, растет по мере снижения пластового давления и нефтенасыщенности пласта.

2. Значительное ухудшение продуктивности скважин вызывается поглощением пластом промывочной жидкости из-за самопроизвольного гидроразрыва пласта в процессе бурения; последний можно исключить путем уменьшения противодавления на пласт.

3. Для улучшения условий освоения скважин при заканчивании и ремонтах их целесообразно применять обработанные ПАВ промывочные жидкости минимально допустимой плотности (на нефтяной основе и аэрированные).

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)