Оценка влияния несовершенства скважин по качеству вскрытия

В промысловой практике состояние породы пласта как вокруг скважины, так и вокруг перфорационных каналов всегда отличается от естественного состояния пористой среды пласта до первичного и вторичного вскрытия. Изменение проницаемости породы происходит в процессе первичного вскрытия пласта бурением, при цементировании обсадных колонн, в процессе вторичного вскрытия пласта перфорацией, при вызове притока из пласта в скважину, в процессе применения различных методов интенсификации притока и т.п.
Обычно применяемая технология первичного вскрытия продуктивного пласта заключается в разбуривании продуктивной толщи в условиях репрессия с использованием в качестве промывочной жидкости естественного или искусственно созданного глинистого раствора на водной основе. Перфорация скважин в большинстве случаев также ведется в условиях репрессии с использованием в качестве задавочной жидкости, в основном, того же раствора, на котором разбуривалась продуктивная толща Под действием репрессии, капиллярных и осмотических сил промывочный раствор проникает в пласт, а вокруг скважины формируются зона кольматации и зона проникновения. Зона кольматации образуется за счет попадания в пласт твердой фазы раствора, зона проникновения — за счет проникновения жидкой фазы раствора, называемой в этом случае фильтратом. В гранулярных коллекторах глубина зоны кольматации обычно не превышает 20 мм, а глубина зоны проникновения — первых десятков сантиметров. При наличии в породе естественных или искусственно созданных (например, за счет больших репрессий) трещин глубина проникновения раствора в пласт может достигать десятков метров.
Поскольку перфорация скважин часто ведется в условиях репрессии, то и вокруг перфорационных каналов может образовываться зона кольматации. Состояние пористой среды вокруг скважины и вокруг перфорационных каналов схематично может быть представлено рис. 4.8.
Отрицательное воздействие твердой фазы раствора, заполняющего скважину, проявляется, в основном, в механической закупорке поровых каналов. В то же время фильтрат раствора способен кразличным физико-химическим взаимодействиям с пластовыми флюидами и с породой, в результате чего в зоне проникновения могут
происходить следующие явления:

- увеличение водонасыщенности породы;
- увеличение количества связанной воды;
- уменьшение живого сечения поровых каналов;
- гидрофилизация поверхности поровых каналов;

- окисление нефти;
- образование нерастворимых осадков;
- набухание глинистого материала породы пласта;

- образование эмульсий;
- засорение каналов фильтрации химическими и другими добавками к
буровому раствору.
Все эти явления приводят к снижению проницаемости породы пласта.
Проникающий в пласт раствор может значительно снижать проницаемость породы, а в отдельных случаях может происходить полная потеря гидродинамической связи пласта и скважины. Большое отрицательное влияние проникающего даже на небольшую глубину в пласт раствора объясняется известной особенностью притока нефти и газа к скважинам: при радиальной фильтрации плотность потока флюидов резко увеличивается по мере приближения к стволу скважины и достигает максимума в призабойной зоне, т.е. в той части дренирования, где находится проникающий раствор.
На рис. 4.9 приведена номограмма, позволяющая оценить влияние параметров призабойной зоны с ухудшенной проницаемостью на относительную производительность (отношение дебита скважины с загрязнённой ПЗП к дебиту скважины с естественной проницаемостью в ПЗП) необсаженной скважины (случай гидродинамически несовершенной скважины по качеству вскрытия пласта). Номограмма построена на основании известной формулы для определения средневзвешенной по площади дренирования пласта проницаемости:

, (4.9)

которая для удобства и повышения точности графической интерполяции и экстраполяции преобразована в прямолинейную зависимость:

, (4.10)

Кольматация породы пласта твердой фазой бурового раствора может приводить к очень высокой степени снижения проницаемости коллектора. При соблюдении технологического режима бурения и при использовании качественных буровых растворов процесс кольматации порового пространства пород может играть положительную роль, поскольку с образованием зоны кольматации резко уменьшается дальнейшая фильтрация жидкой фазы раствора в пласт.
На практике глубина проникновения бурового раствора в пласт часто значительно превышает пробивную способность даже наиболее мощных перфораторов. Причины здесь следующие. Во-первых, при применении некачественных глинистых растворов или технической воды четко выраженной зоны кольматации, надежно предохраняющей пласт от дальнейшего загрязнения, обычно не образуется. Во-вторых, кроме статической репрессии, обусловленной плотностью бурового раствора, на пласт при его вскрытии всегда еще действует динамическая репрессия. При нарушении технологического режима бурения, например, при высоких скоростях спуско-подъёмных операций, суммарная репрессия может достигать больших величин, а забойное давление — критических значений, при которых возможен гидроразрыв пласта и уход раствора в пласт на большую глубину.

Рис. 4.8. Схематичное изображение состояния пористой среды пласта вокруг скважины и вокруг перфорационного канала (рабочие растворы на водной основе с твердой фазой, перфорация - кумулятивная в условиях репрессии):

1 - обсадная колонна;
2- цементное кольцо;

3 - зона кольматации (бурение, цементирование);
4 - зона кольматации (перфорация);
5 - пест;
6 - зона проникновения фильтрата рабочих растворов;
7 - зона с естественной проницаемостью пласта.

Рис. 4.9. Графическое изображение влияния параметров ПЗП со сниженной проницаемостью на продуктивную характеристику необсаженной скважины (R_к=300 м, R_с=0,1 м)

В-третьих, наличие естественных трещин в породе также способствует поглощению больших объемов бурового раствора.
Вторичное вскрытие пласта производится, в основном, перфораторами (примерно 90%), причем, как правило, кумулятивного действия. Все кумулятивные перфораторы, кроме перфораторов типа ПНКТ, спускаются в скважину на кабеле. С целью предотвращения открытого фонтанирования после образования каналов скважина при перфорационных работах должна быть заполнена раствором определенной плотности. Такая перфорация допускает проникновение раствора в пласт во время его вторичного вскрытия.
Современные кумулятивные перфораторы обладают высокой способностью. При благоприятных условиях кумулятивная струя способна пробить зону кольматации, которая образовалась при бурении. Тем не менее, гидродинамическая эффективность получаемых каналов часто бывает низкой, поскольку твердая фаза раствора, продукты от взрыва кумулятивного заряда и взаимодействия кумулятивной струи с преградой (металл обсадной колонны, цементное кольцо, порода пласта) под действием репрессии проникают в пласт и образуют зону кольматации теперь уже перфорационных каналов (см. рис. 4.8). Снижение проницаемости образующейся вокруг перфорационных каналов зоны кольматации может быть многократным.
Наличие зоны кольматации вокруг перфорационных каналов приводит к несоответствию между физическими размерами и гидродинамическими характеристиками получаемых каналов, поэтому такие важные параметры перфорации, как пробивная способность и плотность в значительной степени утрачивают свое положительное влияние на продуктивность скважин. Гидродинамическая эффективность перфорации также может снижаться из-за засорения перфорационных каналов хвостовой частью кумулятивной струи — пестом.

Таким образом, реальное состояние пористой среды в призабойной зоне и состояние забоя скважины в общем случае может иметь очень сложную картину. Соответственно столь сложной будет и картина притока флюидов в скважину.
Дополнительные фильтрационные сопротивления, возникающие из-за ухудшения проницаемости породы в призабойной зоне, снижают производительность скважины. В формуле Дюпюи это учитывается с помощью коэффициентов S_б, S_ц, S_п. Явление ухудшения проницаемости породы в призабойной зоне получило название скин-эффекта.
Формула Дюпюи для необсаженной скважины, имеющей ухудшение проницаемости в ПЗП, может быть записана следующим образом:

, (4.11)

Качественное вскрытие нефтегазонасыщенных пластов бурением и перфорацией имеет исключительно важное значение для правильной оценки продуктивности пластов, подсчета запасов нефти и газа, достижения максимально возможной нефтегазоотдачи пластов, сокращения сроков строительства, испытания и освоения скважин, выбора эффективных методов интенсификации работы скважин и пласта. Качество вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией существенно влияет на степень гидродинамического совершенства скважин.
Основными направлениями совершенствования технологии вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией являются:
- вскрытие продуктивных пластов в условиях депрессии;
- применение при закачивании скважин технологических растворов (буровой, цементный, задавочный), не ухудшающих проницаемости породы пласта.
Вскрытие продуктивных пластов бурением в условиях депрессии возможно, если применяется облегченный буровой раствор, а устье бурящейся скважины оборудовано надежно работающим превентором.
Вскрытие продуктивных пластов перфорацией в условия депрессии возможно путем применения:
- перфораторов типа ПНКТ, спускаемых на колонне насосно-компрессорных труб, при герметизированном устье (без лубрикатора);
— малогабаритных перфораторов, спускаемых на кабеле внутри колонны насосно-компрессорных труб, при герметизация устья скважины лубрикатором.

ЗАДАНИЕ 4.4. Определить безразмерный коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений в ПЗП (скин-эффект) и коэффициент гидродинамического совершенства скважины с открытым забоем (R_к=300 м, R_c=0,1 м), вскрывшей пласт проницаемостью К, если в процессе закачивания скважины проницаемость породы ПЗП в радиусе R_у снизилась до величины К_у.

Исходные данные по вариантам приведены в табл. 4.3.

Таблица 4.3

Контрольные вопросы:

1. Могут ли коэффициенты дополнительных фильтрационных сопротивлений иметь отрицательное значение? Дать объяснение.

2. Достоинства перфорированного забоя скважины.

3. Недостатки перфорированного забоя скважины.

4. Возможно ли, что R_пр>R_с? Дать объяснение.

5. Что такое электродинамическая аналогия?

6. Оценить кратность изменения дебита гидродинамически совершенной скважины, если ее диаметр изменить в два раза.

7. Объяснить характер взаимодействия твердой фазы бурового раствора с породой пласта.

8. Объяснить характер взаимодействия фильтрата бурового раствора с породой пласта.

9. Достоинства и недостатки первичного вскрытия продуктивного пласта на депрессии.

10. Достоинства и недостатки вторичного вскрытия продуктивного пласта на депрессии.