Причины снижения проницаемости пласта после бурения

Основные причины снижения проницаемости пласта после бурения

   Реализуемые на практике технологии бурения и подготовки скважин к эксплуатации часто приводят к существенному снижению проницаемости породы в призабойной зоне. Во время эксплуатации скважин в призабойной зоне также возникают различные осложнения. Рассмотрим причины и следствия проблемы изменения проницаемости породы в призабойной зоне - самой важной части пласта, оказывающей решающее влияние на продуктивную характеристику скважин.

Снижение проницаемости при вскрытии продуктивного пласта бурением

   Возможность образования нерастворимых осадков в поровом пространстве коллектора при взаимодействии ионов растворимых солей, содержащихся в пластовых водах, с ионами солей, содержащихся в фильтратах буровых растворов, также вполне вероятна и подтверждается проведенными исследованиями. Твердые осадки также могут образовываться в результате взаимодействия гуматов, содержащихся в фильтратах буровых растворов, обработанных углещелочным реагентом (УЩР). В результате окислительных реакций выпадение нерастворимых осадков возможно из нефтей.
   Во время строительства и эксплуатации скважин происходит изменение напряженного состояния пород в призабойной зоне, приводящее, как правило, к уменьшению поперечного размера поровых каналов и трещин. Значительное снижение проницаемости породы может наблюдаться из-за снижения растворяющей способности нефти по отношению к асфальтосмолопарафиновым фракциям при изменении термодинамических условий в призабойной зоне пласта (охлаждение и другие причины).
Таким образом, описанные физические и физико-химические условия и воздействия, сопровождающие процессы разбуривания продуктивной толщи, могут значительно уменьшать продуктивную характеристику призабойной зоны пласта. В промысловой практике даже имеют место случаи полной потери гидродинамической связи пласта и скважины.
Упрощенная схема забоя и призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением приведена на рис. 2.1.
Рис.2.1. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением:
1 - стенка ствола скважины; 2 - глинистая корка; 3 - зона кольматации;
4 - зона проникновения фильтрата бурового раствора; 5 - «чистый» пласт; k - проницаемость породы пласта естественная; k1 - проницаемость породы пласта в зоне кольматации; k2 - проницаемость породы пласта в зоне проникновения.
   Традиционная технология бурения продуктивной толщи заключается в том, что первичное вскрытие пласта ведется на репрессии с использованием для промывки скважины бурового раствора на водной основе.
Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, введенными в действие 01.12.00 г., установлено, что плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (внутрипоровое) давление на величину:
- от 10 до 15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;
- от 5 до 10 % для скважин глубиной до 2500 м, но не более 2,5 МПа;
- от 4 до 7 % для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5МПа.
   В действительности репрессии на продуктивные пласты оказываются существенно большими из-за дополнительных давлений от динамических процессов, возникающих при движении бурового раствора или бурового инструмента в стволе скважины. Бывают случаи, когда при бурении сознательно завышается плотность бурового раствора.
   Возникающий на забое скважины избыток давления приводит к дополнительной фильтрации бурового раствора в пласт. Время и величина репрессивного воздействия на пласт зависят от технологии вхождения в продуктивную толщу, от свойств бурового раствора и других факторов. Чаще продуктивный пласт разбуривают и обсаживают колонной, не перекрывая предварительно вышележащие породы. Реже вскрывают пласт бурением одного или нескольких стволов, предварительно спустив до кровли пласта обсадную колонну. В последнем случае негативное воздействие на пласт обычно бывает меньше.
   Для уменьшения фильтрации и загрязняющего воздействия раствора на пласты бурение следует вести на равновесии, используя для этого нефтяные эмульсии или суспензии, газированные жидкости или пены, а также переходить на продувку скважины газообразными агентами. Тем не менее, даже при применении технологии бурения на равновесии, вода из эмульсии, пены, тумана также может впитываться в продуктивную толщу под действием капиллярных и осмотических сил. Коллекторские свойства пород в призабойной зоне изменяются в результате физического и физико-химического воздействия.
   Физическое воздействие оказывают:
- разгрузка горного массива скважинной выработкой;
- противодавление столба бурового раствора;
- гидродинамические условия на забое скважины;
- фильтрация технологических (бурового, цементного, перфорационного, задавочного) растворов;
- температурный режим в скважине;
- движущиеся бурильная колонна и породоразрушающий инструмент.
   Влияние физико-химических факторов проявляется через химические реакции и действие адсорбционных (в основном, гидратационных), капиллярных, диффузионных и электрокинетических сил.
Буровые растворы в большинстве случаев представляют собой суспензии тонкодисперсных минеральных (глинистых) частиц в воде и водных растворах солей и полимеров. Одной из важнейших функций бурового раствора является образование на стенке скважины малопроницаемой корки в результате процесса фильтрации раствора по поровому пространству пород разбуриваемых проницаемых пластов, поскольку проницаемая горная порода в рассматриваемом процессе играет как бы роль фильтра по отношению к буровому раствору. Параметры глинистой корки бывают примерно следующие: толщина от 2 до 8 мм, а проницаемость на несколько порядков меньше проницаемости пород продуктивного пласта.
   Образующаяся на поверхности проницаемых пород фильтрационная корка с одной стороны многократно снижает дальнейшее проникновение бурового раствора в пласт, а с другой - препятствует надежному разобщению пластов при цементировании обсадной колонны. Удаление корки могло бы способствовать повышению качества цементирования. Механическое удаление глинистой корки, как правило, не дает ожидаемого результата, а химическое удаление ее практически осуществить очень трудно. В этой связи большое значение приобретает проблема повышения качества вскрытия пластов и надежности крепления скважин за счет регулирования коркообразующих свойств растворов.
В результате процесса проникновения буровых растворов в продуктивные нефтегазонасыщенные пласты вокруг скважины формируются зона кольматации (зона внутренней глинизации породы) и зона проникновения. Зона кольматации образуется за счет попадания в поровое пространство пласта твердой фазы раствора, а зона проникновения - за счет проникновения жидкой фазы (фильтрата). В гранулярных коллекторах при правильном подборе бурового раствора и технологии бурения глубина зоны кольматации обычно не должна превышать 30 мм, а глубина зоны проникновения - первых десятков сантиметров. При наличии в породе естественных или искусственно созданных (например, за счет больших репрессий давления) трещин глубина проникновения раствора в пласт может достигать десятков метров.
   Характер кольматации породы существенно зависит от минеральной природы дисперсной фазы буровых суспензий. Глинистые частицы имеют, как правило, наименьшую проникающую способность, но, попадая в поровое пространство, образуют очень прочные связи с поверхностью стенок пор по сравнению с другими типами дисперсной фазы (мел, мелкокристаллический гипс и т.п.).
   Проникновение в породу фильтратов буровых растворов на водной основе сопровождается следующими физико-химическими явлениями в пористой среде:
- увеличением количества связанной воды;
- набуханием глинистого материала породы пласта;
- образованием эмульсий;
- взаимным замещением фаз;
- образованием в поровом пространстве нерастворимых осадков.
   Поступая в призабойную зону пласта, водный фильтрат бурового раствора оттесняет в глубь пласта углеводороды. Соотношение фаз в призабойной зоне изменяется в сторону увеличения водонасыщенности, что приводит к уменьшению относительной проницаемости для первоначально насыщающих коллектор флюидов. Взаимное вытеснение в пористой среде системы несмешивающихся жидкостей будет также определяться поверхностными явлениями. При этом величина возникающих капиллярных давлений может быть такой, что некоторые поровые каналы могут оказаться закупоренными защемленными капельками (глобулами) воды.
   В случае гидрофильных пород или их гидрофилизации проникающий в пласт фильтрат образует на стенках поровых каналов слой связанной воды. Обладая существенно большей вязкостью, значительной сдвиговой прочностью связанная вода уменьшает живое сечение пор в породе. Если в пласте содержатся глинистые частицы, то их гидратация сопровождается набуханием. Набухание глин ведет к уменьшению пустотного пространства в породе.
Набухание глинистых частиц, входящих в состав коллектора, может явиться серьезной причиной снижения его проницаемости. Это может произойти в том случае, когда глинистые частицы войдут в контакт с водной средой, отличающейся по химическому составу от той, в которой они находились в равновесии. Степень влияния набухания глин на проницаемость пласта будет зависеть от минералогического состава глины, ее количества и характера распространения в коллекторе, размера пор и структуры порового пространства, химического состава остаточной воды, контактируемой с глинистыми частицами, химического состава проникающего фильтрата, длительности контактирования пресного фильтрата с глинистыми частицами. Монтмориллонитовые глины, например, набухают существенно больше, чем глины каолинитовые.
   Проникающий в пласт водный фильтрат часто является причиной образования в пласте стойких эмульсий, которые могут сильно затруднить приток нефти и газа к скважине. Эмульсии обладают высокой вязкостью и тиксотропными свойствами, а в состоянии покоя могут больше походить на упругий гель, чем на жидкость. Благоприятные условия образования прямых или обратных эмульсий создаются при непрерывном движении раздела нефть-вода в порах различной формы при постоянно меняющемся сечении поровых каналов. Эти же условия приводят к взаимному замещению фаз. Взаимному диспергированию нефти и воды в поровом пространстве призабойной зоны способствует длительный контакт нефти с водой при периодически меняющемся давлении на забое скважины. Наличие в фильтратах буровых растворов и в нефтях природных и привнесенных эмульгаторов органического и неорганического происхождения способствует образованию стойких (плохоразделяющихся) эмульсий. Смесь воды и нефти в виде прямой или обратной эмульсии может задавливаться в пласт из бурящейся скважины. Эти эмульсии получаются во время механического разрушения нефтенасыщенной породы долотом.
                             Содержание
01. Освоение нефтяных скважин после бурения.
02. Основные схемы эксплуатационного забоя скважин.
03. Снижение проницаемости нфтяного пласта после бурения.
04. Снижение  проницаемости нфтяного пласта при перфорации.
05. Техника перфорации скважин. Виды скважинных перфораторов.
06. Гидропескоструйная перфорация. Схема обвязки оборудования.
07. Гидроразрыв пласта. Схема обвязки оборудования.
08. Вызов притока. Методы и условия вызова притока.
09. Способ вызова притока поршневанием.
10. Компрессорный способ вызова притока.
11. Восстановление проницаемости призабойной зоны пласта.
12. Расчет формулы вызова притока.
13. Исследования при освоение скважин.