Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\ Освоение скважин

	о	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

	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 продук­тивности скважин от радиуса и степени снижения проницаемости k/k0 в околоск-важинной зоне: / - 0,02; 2 - 0,05; 3 - 0,1; 4 - 0,2; 5 -0,3; 6 - 0,5; 7 - 1,0; 8 - 2,0; 9 - 5,0; 10 -10,0
	3,0 R,m
	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 AriH и удлинения сроков разработки AT от параметра ОП. Они получены путем обработки данных динамики добычи из пласта Д4 Бавлинского месторожде­ния. Без бурения дополнительных скважин AT может достигать 0,32, что применительно к пласту Д4 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 р0 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 = 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 i])H и минимальной проницаемости k^^ 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 k^^ изменя­ется от 23-10"3 до 7-10"3 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 ZO /о. 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
	к/ко,% 100 80 60 40 20			V°o
				' о о О о°
				о о о о о о ——.
	Q,cm3
	О					J_
	1,0			10	100	1000
	Рис. 4.2. Зависимость степени сни­жения проницаемости в зоне кольма­тации k/k0 от объема промывочной жидкости Q, проникшей в пласт, и времени фильтрации t	20 40 60 80 100 к/к0, %	оо°		—оо° о°°0 о о
			S
			V
	73

	проявлением поверхностных взаимодействии 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 77:
	тт _ 2яа cos (pу ткИ
	где а - 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 S$ зоны проникновения с параметром 77 и радиусом г* = г - гс представлена следующим образом:
	1-	*:.J
	где А, а, у - коэффициенты, зависящие от свойств пласта; 7?зп ~ радиус зоны проникновения, 7?*.п = 7?зп -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 кзп/к0 при различных зна­чениях параметра ё : 1,1' - 1; 2,2' - 10; 3,3' - 102; 4,4' - 103; 5,5'— 104. Сплошные линии — прямое направление фильтрации, пунктирные — обратное
	0,2 0,4 0,6 0,8 l,0r*/RlM
	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

	ляются три зоны (рис. 4.4): / - зона дилатантного разуплотнения размером г = 0,4 м/кг1/3, характеризуется существенным улучшением проницаемости (на порядок и более); 77 - уплотненная зона с ухудшенной на 30-40 % про­ницаемостью размером 0,4 s r s 1 м/кг1/3; III - зона слабого улучшения фильтрационных свойств пласта размером г а 1 м/кг1/3; г - радиус, при­веденный к мощности заряда. Степень изменения проницаемости в околоперфорационной области за­висит от прочностных свойств коллектора. В плотных породах с ухудшен­ными фильтрационно-емкостными свойствами зона уплотнения, как правило, отсутствует, и фильтрационные свойства пласта в зоне перфорации сущест­венно улучшаются. В высокопористых коллекторах с пластическим характе­ром деформации заметного эффекта дилатантного разуплотнения не наблю­дается, и фильтрационные свойства пласта при перфорации необратимо ухудшаются. Проникновение фильтрата промывочной жидкости на этапе вскрытия пласта бурением может существенно повлиять на прочностные ха­рактеристики коллектора в прискважинной области. В частности, в резуль­тате поверхностных взаимодействий и действия расклинивающего давления существенно снижается прочность сцепления цементирующих частиц со скелетом породы. Это, в свою очередь, влияет на образование уплотненной и дилатантной зон. Степень поражения пластов при их вскрытии перфорацией значитель­но увеличивается, если перфорацию проводят в среде промывочной жидкос­ти при репрессии на пласт. Результаты промысловых исследований пока­зывают, что проницаемость при этом может дополнительно снизиться на 20—30 % и вплоть до полной закупорки в зависимости от применяемых про­мывочных жидкостей и значений репрессии. 6. При освоении скважин в процессе вызова притока происходит обрат­ное вытеснение фильтрата промывочной жидкости нефтью из околосква-жинной зоны. Как отмечалось, в зоне проникновения фильтрата может про­изойти дополнительное уменьшение проницаемости за счет защемления час­ти подвижного фильтрата. При этом эффекты защемления зависят как от состояния зоны проникновения на начало освоения, так и от технологичес­ких условий последнего. В низкопроницаемых коллекторах при освоении происходят прорыв нефти по наиболее крупным порам и трещинам и за-
	Рис. АЛ. Характер изменения проницае­мости пласта в области, прилегающей к перфорационному каналу
	77

	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.
	300		Рис. 4.5. Характер восстановления коэф­фициента продуктивности пластов г| после их освоения
		4 5 6 Годы
	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 полиакрил амидов, 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
	Таб ли ца 4.1
	Условия перфорирования	Давление в скважине	Степень восстановле­ния проницаемости после перфорации
	Раствор
	Высокое содержание твердой фазы, буровой раст-                   +                              1-3 вор в скважине Низкое содержание твердой фазы, буровой раст-                     +                             2-4 вор в скважине Неотфильтрованный соленый                                                  +                             4-6 Отфильтрованный                                                                    +                            8—16 15-25 Чистый незагрязняющий                                                          -                            30-50 Идеальный перфоратор                                                            -                          100-100 П римечания. 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 за-канчивания 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. Таб ли ца 4.2
	Операция Условие выполнения Вскрытие пласта долотом Обустройство забоя Обсаживание ствола колонной Цементирование (крепление) колонны Перфорация колонн Освоение скважин (вызов притока) 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 Ë 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 = 0,0078-5-0,0103 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 рпл, рб, р'6, РгрП - соответственно. 84

	Таб ли ца 4.3 Данные о поглощении глинистого раствора и работе скважин Долинского и Северо-Долинского месторождений
	Коэффициент Номер Горизонт, Интервал Градиент Объем Репрес- Градиент Депрес- Способ освое- Режим работы скважины продуктивности сква- площадь поглощения противо- погло- сия на пласто- сия на ния скважины после освоения скважины, м3/ жины глинистого давления щения пласт вого пласт (сут • МПа) раствора на пласт глини- при давления при при при по- стого погло- во время освоения Диа- Дебит Газо- дан- окружаю- бурении, м глоще- раство- щении, бурения скважи- метр нефти, вый ной щих нии, ра, Ï3 МПа МПа/м ны, МПа шту- т/сутки фак- МПа/м цера, тор мм Ï3/Ú 59 Выгодские 2502 0,0136 35 4,5 0,0125 6,3 Путем заме- 10 25 181 3,4 2,7-8,8 отложения ны глинисто- Долинского го раствора месторожде- на воду ния 222 2773-2813 0,0136 270 8,7 0,0106 1,8 То же 12 115-220 224 1,23 3,6-33,0 224 2534-2539 0,0122 25 12,7 0,0078 Не опр. Газлифт — 5,0 350 Не определен 228 2740-2815 0,0142 220 12,6 0,0103 4,9 Путем заме- 8 38 452 0,175 12,3-33,0 ны глинисто- го раствора на нефть 97 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 месторожде- ния 98 2861-2880 0,0146 0 019? 187 11,0 0,0108 2,3 То же 8 70 224 То же Примечание. Для удобства изучения и сопоставления имеющихся данных в работе под градиентом давления (пластового давления, давления при бурении скважин или осуществления в них гидроразрыва пласта) принято понимать величину зафиксированного на забое скважины максимального значения давления, прихо- дящегося на 1 м глубины етои скважины. Забойные давления рассчитывались с учетом гидравлических потерь.

	s		s -600 ¥00 200 0	H -200
	200	\-20 10 0		-250 -200 50
	8 12 4						8 12 4 8 12 4 8 12 4 1963 . I	8 12 4	8 12 4 8 12 I 1966 I
	1960					196
	Продолжительность эксплуатации, годы и мес Рис. 4.6. Изменение среднесуточной производительности скв. 222 во времени: / - ГРП с закачкой 2 т песка при давлении на устье 26 МПа; 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 давле­нии на устье 18 МПа и расходе 0,3 м3/мин; 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 пресной воды; //, 14 - обработка скважи­ны путем применения метода переменных давлений; 12 - промывка забоя дегазированной неф­тью; 13 - подземный ремонт в течение 7 сут с применением пресной воды; 15 - замена 8-мм штуцера на 12-мм; QH, QB - дебит нефти и воды; Go - газовый фактор; рпл - пластовое давле­ние 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 рт = = 0,0106 МПа/м и превышающем его на 28,3 % давлении промывочной жид­кости р6. При 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 прифильтровой 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. рис. 4.6, точка /) 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 Ú/ÒÛÚ. Таким образом, по скважине получено общее повышение дебита на 40 %, причем как минимум 25-30 % этого повышения связано с ликвидацией отри­цательного влияния глинистого раствора. 86

	Через 8 мес эксплуатации при р^ = 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 представле­Ì˚ ̇ 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 рпл отрицательное влияние промы­вочных жидкостей на пласт оказывается большим и растет по мере падения Рщ, 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 рб и р^. При этом установлено, что ргрп в нагнетательных скважинах Mnl, Vqd, MnV отложений практически совпадают между собой (расхождение не превышает
	с30		«-60 I 50 §40 i30 i 5 20	60		240
				-b50	a, s	200
						160
	s
				- $40
	Рис. 4.7. Показатель влияния глинистого раствора и воды на производительность скв. 222: / - текущий дебит, т/сут; 2 - дебит после подземного ремонта, т/сут; 3,4 — сни­жение дебита после ремон­та, т/сут и % соответствен­но; 5 - текущее пластовое давление, МПа	so 1.		«a - 1 20	S" 80
		i
					40
		0,090 0,095 0,0100 0,0105 Градиент пластового давления, МПа/м
	87

	10 %) и что среднее значение ртри (табл. 4.4) всего на 12,4 % превышает значение р'6 и на 21,1 % - значение р6. С теоретической точки зрения математические ожидания величины ртрп и рб могут оказаться одинаковыми. Тогда превышение на 12,4 % объясняется точностью фиксации данных при обнаружении поглощения. Упомянутое различие (так же как и практическое равенство значений рб и р'б) 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 ртри и р6 различаются на 10,0-14,9 %, а по Северо-Долинскому месторождению среднее значение рб оказалось практически равным р'б. 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 рпл, чем разбуриваемая залежь (из-за этого применяли глинистые рас­творы повышенной плотности). Таким образом, исходя из незначительного расхождения величины р^и, р6 и р'6 можно заключить, что основной причиной поглощения глинистого Таб ли ца 4.4 Сведения о распределении градиентов давления и соответствующих им вероятных количествах ё при вскрытии продуктивных пластов бурением
	Наименование опе­раций Услов­ный индекс Число операций, взятых для изу­чения Градиент давления, МПа/м Наибольшее вероятное количество Сгр„ ПР11 проведении 100 опера­ций (с ве­роятностью 0,999)** Пределы измене­ния Среднее значение Среднее квадра­тичное откло­нение Веро­ят­ность сфП ГРП в нагнета­тельных скважи­нах Долинского месторождения (менилитовые, выгодские и ма-нявские отложе­ния)* Вскрытие пласта при бурении скважин на вы­годские отло­жения Северо-Долинского мес­торождения 0 1 25 37 0,0115-0,0210 0,0130-0,0171 0,0161 0,0145 0,0500 0,0005 100 0,272 54
	88

	Продолжение табл. 4.4
	Наименование опе­раций	Услов­ный индекс	Число операций, взятых для изу­чения	Градиент давления, МПа/м			Наибольшее вероятное количество Сгрп при проведении 100 опера­ций (с ве­роятностью 0,999)**
					Среднее значение Среднее квадра­тичное откло- нение 0,0141 0,0011 0,0138 0,0014 0,0137 0,0010 0,0127 0,0010 0,0120 0,0120 0,0111 0,0005 0,0002 0,0002	Веро­ят­ность фП
	Пределы измене­ния
	Операции ÔÓ               2             22            0,0118-0,0159 вскрытию про­дуктивного плас­та, в процессе которых зафик­сировано погло­щение глинистого раствора Вскрытие Ô·ÒÚ‡ 3             24            0,0107-0,0167 при бурении скважин на ме-нилитовые отло­жения Долинско-го месторождения Вскрытие Ô·ÒÚ‡ 4             10            0,0129-0,0147 при бурении скважин на ме-нилитовые и выгодские отло­жения Струтинского месторождения Вскрытие Ô·ÒÚ‡ 5             15            0,0122-0,0135 при бурении скважин на вы­годские и маняв-ские отложения Долинского мес­торождения Вскрытие Ô·ÒÚ‡ 6             6             0,0107-0,0124 бурением при ÛÒ- 7             3             0,0107-0,0122 ловии ÛÏÂ̸¯Â-           8             2             0,0107-0,0115 ния или практи­чески полного исключения воз­можности C*jJ*					0,0141 0,0011 0,231            46 0,0138 0,0014 0,216            43 0,0137 0,0010 0,183            36 0,0127 0,0010 0,010            20 0,0120 0,0005 0,050            10 0,0120 0,0002 0,048             9 0,0111 0,0002 0,026             5
	* Градиенты давления рассчитаны по индикаторным диаграммам приемистости сква­жин, зафиксированным при проведении операций ГРП, и соответствуют моменту раскрытия трещин в пласте. ** Если приведенные под индексом 2 значения градиентов давления принять за гради­енты ГРП и по отношению к их распределению произвести расчеты вероятных количеств Сгрп, то последние по сравнению с указанными в этой колонке окажутся заметно большими, однако, с нашей точки зрения, для обоснования результатов таких перерасчетов еще требу­ется накопление соответствующей информации. *** Распределение градиентов давления под индексами 6, 7, 8 взята путем выборки из фактических данных (индексы 2, 3, 5).
	89

	F(p)
	0,010 0,011 0,012 0,013 0,014 0,015 0,016 0,017 0,018 p, МПа
	F(p)	Рис. 4.8. Графики интегральной функции рас­пределения градиентов давления, зафиксирован­ных при гидроразрыве пласта и бурении скважин (значение условных индексов 0 — 8 см. табл. 4.4)
		Рис. 4.9. Графики интегральной функции рас­пределения вероятных количеств ё 1ТП в расчете на 100 операций (значение условных индексов 0-7 ÒÏ. Ú‡·Î. 4.4)
	0 10 20 30 40 50 60 70 80 90100 Вероятное количество С грП
	раствора при бурении скважин на рассматриваемых месторождениях может быть самопроизвольный гидроразрыв пласта (С^). Возможные количества Стри при вскрытии продуктивных пластов оцени­вали статистическими методами. Для этого по данным табл. 4.4 были постро­ены приведенные на рис. 4.8 соответствующие распределения р , р6 и р'6. С помощью графиков (см. рис. 4.8) рассчитаны показанные в табл. 4.4 наи­большие вероятные количества С^, которые могли наблюдаться в процессе вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин. На рис. 4.9 приведе­ны графики, по которым количества возможных Сгрп 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 Сгрп 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 Стри 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 рпж, и при этом зафиксировано большее вероятное количество С^, 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 С^ 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 Стри 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 Стри 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 Cjpn, и результаты расчетов приведены в той же таблице и на рис. 4.9. По этим данным можно заключить, что для предупреждения Стри 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 = 0,0107-5-0,0118 МПа/м, т.е. меньшими 0,012 МПа/м. Для расчетов использованы значения р^, 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).