Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Проектування'конструкщі вибою свердловини РОЗДІЛ 3.

Внаслідок

дії

тиску, який створюється після посадки цементуючого

корка

на

стоп-кільце, зрізається гвинт, який

утримує

диффе-

реиціальний золотник. Останній, зміщуючись

вгору,

забезпечує

гідравлічний зв'язок між робочою порожниною ущільнюючого елемен-

та

порожниною обсадної колони.

В таблиці

3.3

вміщені дані про пакери ППГ

та

ПК.

Таблиця

3.3

Показники

Максимальний перепад тиску

між

роз'єднаними зонами, МПа при

ко-

ефіцієнті пакерування:

номінальному

- 1,25

максимальному-

1,45

Мінімальний внутрішній надлиш-

ковий

тиск, при якому пакер приво-

диться

дію, МПа

Максимальний коефіцієнт пакеру-

вання

Максимальна робоча температура,

°К

Довжина,

яка

перекривається

ущільнюючим пакером,

мм

Довжина пакера

робочому стані,

мм

Зовнішній

діаметр

пакера,

мм

Діаметр

прохідного каналу,

мм

Маса пакера

робочому стані,

кГ

Максимальний надлишковий тиск

на

корпус пакера, МПа,

зовнішній

внутрішній

Максимальне

розтягуюче

осьове

зу-

силля

на

корпус пакера, кН

ппг-

146

5,5

1,45

373

1180

4375

172

124

270

ЗО

800

ппг-

148

5,8

1,45

373

1180

4375

195

144

360

800

пк-

146

5,6

1,45

373

1180

11175

172

124

530

ЗО

800

пк-

148

5,8

.1,45

373

1180

11175

195

144

700

800

РОЗДІЛ

Проектування конструкції вибою свердловини

3.2.2.

Пакери

для

ступеневого

манжетного цементування

свердловин типу ПДМ

Пакер

ПДМ

аналогом американського пакера фірми Ьупез,

Ці па-

кери використовуються: при двоступеневому цементуванні

- між

ступе-

нями

цементування; при манжетному цементуванні

- до

початку закач-

ки

тампонажного розчину

обсадну колону; при герметизації башмака

обсадної колони

безпосередньо після закінчення процесу цементуван-

ня

свердловини.

Рис.

3.5.

Додаткові пристосування для цементування

свердловин

пакером ПДМ.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ 3.

При

використанні цих пакерів запакерування свердловини і

відкриття циркуляційних отворів пакера здійснюється за рахунок ски-

дального перекриваючого елемента (кулі,

корка),

який

зміщує втулки

пакера під дією заданого перепаду тиску. Тому необхідна зупинка цир-

куляції рідин в свердловині на період очікування посадки скидального

елемента в пакер.

Заколонний

пакер типу ПДМ {рис. 3.5) складається з

двох

основних

вузлів: ущільнюючого елемента і циркуляційного клапана.

Вузол

ущільнюючого елемента включає в себе патрубок 15 і гумовотканинний

або гумовометалічний пружнорозширюючий рукав 14,

який

герметич-

но

закріплений на ньому за допомогою стискуючих металічних втулок

11.

Патрубок 15 має осьовий канал 12 і утворює з ущільнюючим рука-

вом 14 кільцеву порожнину 13.

Вузол

циркуляційного клапана складається з корпусу 3 з впускними

каналами 10 і циркуляційними отворами 6, нижньої

рухомої

втулки 9

з радіальними отворами 8 і опорним кільцем 17, посадочної втулки 19

з впускними отворами 18, яка встановлена в корпусі 3 на зрізних еле-

ментах 7, розміщеної в нижній втулці 9 на зрізних штифтах 20 верхньої

ступінчастої втулки 2 з сідлом 21, яка встановлена між корпусом 3 і

цангою 4 з виступами 5. Для з'єднання з обсадними трубами пакер має

верхній 1 і нижній 16 перехідники.

Для цементування свердловини з пакером ПДМ використовується

патрубок IV з упорним кільцем,

який

встановлюється на нижній частині

обсадної колони над башмачним клапаном, а також нижній III, падаю-

чий

II і верхній І цементуючі

корки,

які спускаються в обсадну колону в

процесі цементування свердловини.

Пакер

встановлюється і спускається в свердловину на обсадній ко-

лоні. При двоступеневому цементуванні пакер розміщується над погли-

наючим інтервалом або пластом між ступенями цементування. Інтервал

свердловини нижче пакера (перший ступінь) цементування через баш-

мак

обсадної колони з

використанням нижнього цементуючого корка.

При

манжетному цементуванні пакер розміщується безпосередньо над

ізолюючим продуктивним пластом, в стовбурі номінального діаметра,

який

складений спільними непроникними породами. Пакер приво-

диться в дію перед цементуванням інтервалу свердловини,

який

розта-

шований

вище від нього.

Пакер

діє таким чином (рис. 3.4). Перед цементуванням ділянки

свердловини, яка розташована вище від пакера, в обсадну колону пус-

кається падаючий корок,

який

сідає в посадкову

втулку

19 і перекриває

прохідний канал пакера. При надлишковому тиску не менше 3 МПа,

який

створюється в обсадній колоні над корком, втулка 19 зміщується

вниз

до упора в кільце 17 нижньої втулки 9. Під дією надлишкового

тиску рідина з обсадної колони закачується через отвори 18 і 8 та по

каналах 10 і 12 під ущільнюючий рукав 14, розширюючи його до герме-

тичного перекриття затрубного простору свердловини. При подальшо-

му підвищенні надлишкового тиску над корком до

8...10

МПа нижня

втулка 9 зміщується вниз до упора в патрубок 15. При цьому герметично

РОЗДІЛ 3. Проектування

конструкції

вибою

свердловини

закриваються впускні канали 10 і відкриваються циркуляційні отвори 6,

через які здійснюється цементування свердловини вище пакера

другого

ступеня. Циркуляційні отвори закриваються при посадці в пакер

верх-

нього цементуючого корка і створення над ним надлишкового тиску не

менше 4 МПа. При цьому корок зсуває вниз до герметичного перекрит-

тя циркуляційних отворів верхню

втулку

2, яка закріплюється в цьому

стані виступами 5 цанги 4. Видалення верхнього і падаючого корків і

посадочних сідел з прохідного каналу пакера здійснюється шляхом їх

розбурювання після закінчення періоду ОЗЦ і опресовки обсадної коло-

ни

вище пакера. Технічні характеристики пакерів вміщені в табл. 3.4.

Основні технологічні схеми двоступеневого цементування свердло-

вин

із застосуванням пакера ПДМ зображені на рис. 3.6.

На

цих

схемах

зображені операції по приведенню пакера в дію і

проведення процесу цементування свердловин за допомогою різних

цементуючих корків. При цьому процесі двоступеневого цементування

Рис.

3.6. Технологічна схема двоступеневого

цементування свердловин з пакером ПМД:

а -

цементування

першого

ступеня;

б -

спуск

падаючою

корка; в - паке-

рування;

г -

цементування

другого

ступеня;

д -

закриття

цементуючих

отворів;

є-

свердловинапіслярозбурювання.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ 3.

свердловину перекривають між першим та другим ступенями на відрі-

зок

часу,

який є необхідним для пуску і

руху

падаючого корка по обсадній

колоні,

посадки його в пакер, проведення операцій пакерування і

відкриття циркуляційних отворів пакера.

При

манжетному цементуванні свердловини при використанні паке-

ра ПМД і закінченню її відкритим вибоєм в залежності від стану стовбу-

ра свердловини безпосередньо над ізолюючим продуктивним пластом

розширення

ущільнюючого елемента пакера. можна виконувати закачу-

ванням

під нього тампонажного розчину з обсадної колони. В цьому

випадку підвищується міцність І герметизуюча здатність ущільнювача

пакера

на більш довгий період

часу.

Пізніше цей цемент разом з корками

розбурюється.

Таблиця

3.4

Показники

Умовний діаметр обсадної коло-

ни,

мм

Максимальний

зовнішній діаметр

пакера,

мм

Діаметр прохідного каналу пакера,

мм

Довжина пакера, мм

Маса

пакера, кГ

Приєднуючі різьби

(ГОСТ

632-80)

Довжина розширюючої частини

ущільнюючої частини пакера, мм

Максимальний

перепад тиску на

ущільнюючий елемент пакера при

коефіцієнті

пакерування 1,27 ,

МПа

Надлишковий

тиск в середині

ущільнюючого елемента пакера

при

пакеруванні, МПа

ПДМ

-140

140

172

120

3250

200

ОТТМ

-140

1130

8-Ю

ПДМ

-146

146

177

130

3250

180

ОТТМ

-146

1130

8... 10

ПДМ

-168

168

200

150

3250

230

ОТТМ

168

1130

8... 10

ПДМ

-178

178

203

155

3320

260

ОТТМ

-178

1150

8...10

РОЗДІЛ 3.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

Продовження

табл. 3.4

Максимальний

коефіцієнт паке-

рування

Максимальна

робоча температура

пакета,°С

Максимальний

зовнішній тиск на

корпус пакера, МПа

Максимальний

внутрішній тиск

на

корпус пакера, МПа

1,45

100

1,45

100

1,45

100

1,4

100

3.2.3. Заколонні вибухові пакери

Ці

пакери встановлюються на обсадній колоні і спускаються разом з

нею з установкою в задані інтервали. Приведення в дію пакера здійсню-

ється

шляхом спуску всередину обсадної колони на каротажному кабелі

електромагнітного генератора, за допомогою якого створюється елект-

ромагнітне поле, що забезпечує спрацювання запальника вибухівки.

При

цьому забезпечується герметизація кільцевого зазора між обсад-

ною

колоною і стінками свердловини з метою попередження перетоків

рідини

газу

в період ОЗЦ, під час випробування та освоєння свердло-

вини.

Значні

переваги такого пакера в тому, що при цьому забезпечується

рівноміцність пакера з обсадною колоною та відсутністю будь-яких

отворів у колоні або корпусі пакера, які необхідні для опрацювання па-

кера.

Невеликі розміри пакера дозволяють встановлювати його між пла-

стами,

які знаходяться близько один від другого.

Схеми встановлення пакерів показано на рис. 3.7.

Характеристика пакерів приведена в таблиці 3.5.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ 3.

Рис.

3.7. Схема встановлення

вибухових

пакерів.

Таблиця 3.5

Показники

Зовнішній

діаметр, мм

Внутрішній діаметр, мм

Максимально можливий

гідростатичний тиск, МПа

Максимально допустима

температура, °С

Максимальний

перепад тиску

між роз'єднуваними пластами,

МПа

Зовнішній

діаметр

обсадної

колони,

мм

Номінальний

діаметр

стовбура,

мм

Довжина, мм

Маса, кГ

ПВ5-175

175

118

150

ЗО

140

190

1360

ПВ5-195

195

130

150

ЗО

146

216

1400

ПВ13-205

205

150

168 - 178

245

1400

РОЗДІЛ 4.

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

4. Зміна фільтраційних властивостей порід колекторів

при

їх первісному відкритті

4.1.

Основні характеристики порід-колекторів

внутрішньої зони Передкарпатського прогину

та Дніпро-Донецької западини (ДДЗ)

В границях внутрішньої зони Передкарпатського прогину найбільш

перспективними є палеогенові відклади. Породи за коефіцієнтом пори-

стості тут діляться на такі групи колекторів:

дуже

малої пористості (до

5%), малої пористості (5.Л0%), середньої пористості (10.-15%), вели-

кої пористості ( 15%). За коефіцієнтом піщаності (коефіцієнтом

пІщаності

прийнято відношення ефективної товщини колектора до за-

гальної товщини, у

відсотках)

їх поділяють так: піщаність до 20%,

2О...4О%,

40...60%

та вище 60%.

За

фільтраційно-ємнісною характеристикою промислові колектори

класифікуються таким чином:

1) великої ємності з коефіцієнтом пористості Кп = 15% і ко-

ефіцієнтом проникності Кпр = 0,1 мкм ;

2) середньої ємності з Кп =

1О.Л5%іКпр

0.001...0Д

мкм ;

3) малої ємності

З#І

6...10%

іКпр

0,0001-0,001

мкм .

Основними

стратиграфічними підрозділами продуктивних

відкладів є ямненська (палеоцен), манявська (нижній еоцен), вигодська

(середній еоцен), бистрицька (верхній еоцен) свити, нижньо-, серед-

ньо-,

верхньоменілітова (олігоцен) підсвити, а також поляницька свита.

Породи ямненської свити репрезентовані в основному масивними

пісковиками з рідкими прошарками аргелітів,

гравелітів

та конгломе-

ралітів. їх пористість змінюється від 2..Л до

12...16%.

Породи з

підвищеною пористістю володіють проникністю

0,009...0,13

мкм .

Манявська

свита складена тонкоритмічним чергуванням невапняко-

вих

аргелітів

з прошарками щільних алевролітів та пісковиків. Іноді в

пісковиках зустрічаються тріщини, орієнтовані перпендикулярно наша-

руванню, які заповнені легким бітумом. В алевролітах зустрічаються

тріщини тектонічного походження, по-різному направлені, частково

відкриті. Породи з найбільшою пористістю

(12.-14%)

поширені на ро-

довищі Північна Долина. Міжзернова проникність шщано-алевролтших

порід змінюється від тисячних долей до

0,026

мкм . Пісковики великої

пористості мають проникність до 0,26 мкм (родовище Старуня).

Фільтраційні властивості цих порід значно покращені за рахунок

тріщинності в

алевролітах.

їх тріщинна проникність змінюється від од-

ної десятитисячної до одиниць квадратних мікрометрів (в середньому

0,01...0,02

мкм

). Пористість

аргелітів

складає

2,5...12,2%.

Вигодська свита складена з пісковиків і алевролітів з рідкими тонки-

ми

прошарками аргелітів. Піщаники масивні, товстошарові,

різнозернові, деколи тріщинні.

Алевроліти

сірі, кварцові,

дуже

щільні,

— " ~~' 87

Зміна

фільтраційних властивостей порід колекторів

РОЗДІЛ

перебиті системою слабозвивистих тріщин, що пересікаються між со-

бою. Тут зустрічаються колектори з пористістю 10... 15%. Проникність

змінюється від

0,0001

до 0,12 мкм

, а її середнє значення

О,О25...0,03

мкм

. Вигодські пісковики і алевроліти відносяться до порових колек-

торів середньої ємності і середньої проникності та володіють кращими

колекторськими

властивостями в палеогенових відкладах.

Бнстрицька

свита представлена чергуванням пісковиків, алевролітів

та аргелітів з перевагою останніх. В пісковиках зустрічається велика

кількість тріщин з розкриттям

0,1...0,2

мм. В алевролітах їх розкритість

складає

0,05...0,1

мм. В загальному колекторські властивості бистриць-

кої свити є низькими. Порені колектори знаходяться в основному в

склепеневій частині; в напрямку від осі структури пористість змен-

шується до

5.-10%,

а ще далі стає меншою 5%.

Нйжньоменілітова підсвита складена пісковиками та алевролітами.

Пісковики

характеризуються малою пористістю і є майже непроникни-

ми.

Лише в склепеневій частині структур спостерігається більш висока

пористість (12 ... 15%). В алевролітах більш розвинута тріщинність, ніж

пісковиках, а їх розкриття складає

0,03...0,05

мм. В південносхідному

напрямку

Передкарпатського прогину (родовища Росільна, Старуня,

Гвізд) проникність пісковиків підвищується і в окремих прошарках до-

сягає

0,4...0,5

мкм .

Середньоменілітова підсвита складена пошаруваннями аргелітів,

алевролітів і пісковиків. Кращими колекторськими властивостями во-

лодіють прошарки слабо зцементованих пісковиків. їх пористість

10...17%,

проникність

0,045

мкм . В щільних,

дуже

зцементованих

алевролитах добре розвинуті тріщини, які підвищують фільтраційні вла-

стивості порід. Верхнєменілітова щдсвита складається з пісковиків,

алевролітів та аргелітів. Пористість пісків та алевролітів до

6...7%,

міжзернова проникність до

0,002

мкм

. Тріщини збільшують про-

никність

до

0,1...1

мкм .

Породи

всіх

трьох менілітових підсвит відносяться до малопроник-

них

і лише десята їх частина має міжзернову проникність до 0,05 мкм .

В той же час висока продуктивність свердловин, які експлуатують

менілітові відклади, вказує на те, що ці породи володіють добрими

фільтраційними

властивостями за рахунок тріщин, які є характерними

для флішевих відкладів.

Нафтоносність

поляницьких відкладів незначна і прив'язана до лінз

та окремих прошарків піскових порід.

Основні

промислові запаси нафти в Дніпро-Донецькій западині

пов'язані

з верхньовізейськими та нижиьовізейськими відкладами ниж-

нього карбону. Породи-колектори переважно складаються з пісковиків,

рідше з алевролитів. За літофізичними особливостями вони відносяться

до гранулярних порових колекторів. За літологічними особливостями і'

структурою порового простору Г.І. Антони

шиною

розділено їх на три

групи (таблиця 4.1).

РОЗДІЛ

Зміна

фільтраційних

апастивостеп

порід

колекторів

Таблиця

4.1

Показник

Вміст цементу, %

Пористість,

Проникність,

мкм

Ефективний

радіус

порових ка-

налів,

який

забез-

печує фільтрацію,

мкм

13...21

(250...980)10~

1...27

Групи

12..20

(33...192)10~

5...92

III

10...25

7,5... 15

(4...4,5)10-

2,5...1О

4.2. Зміна фільтраційних властивостей порід-колекторів

під впливом промивної рідини

При

відкритті породи в процесі утворення свердловини і в наступний

період відбувається зміна фільтраційних властивостей продуктивних

пластів в навколосвердловинній зоні під впливом ряду факторів, які

залежать від:

1) фізико-хімічних властивостей промивної рідини та часу її контак-

ту з гірськими породами;

2) протитиску на пласт,

який

створюється промивною рідиною в

процесі

Його відкриття;

3) взаємодії фільтрату цементного розчину з поровим або

тріщинним

простором і з гірськими породами;

4) зміною властивостей нафти в присвердловинній зоні під впливом

охолодження пласта при бурінні та при взаємодії фільтрату.

Радіальна фільтрація приводить до утворення глинистої кірки, зони

кольматації або внутрішньої кірки та зони

проникнення

фільтрату. Цей

процес

спостерігається при статичному і динамічному режимах. При

інтенсивному заповненні порового або тріщинного флюїду сторонньою

речовиною,

яка має складну фізико-хімічну природу, відбувається не-

контрольована зміна нафтогазопроникності, яка в кінцевому рахунку

приводить до істотного зменшення нафтовіддачі. Фільтрат промивної

рідини,

який

попадає в пласт, порушує сталу статичну рівновагу між

породою та пластовим флюїдом, внаслідок чого відбуваються нові

фІзико-хімічні

процеси, які приводять до набухання глинистої речови-

ни,

випадання в осад солей, колоїдів та інших зважених частинок, утво-

рення

стійких емульсій, збільшення залишкової водонасиченості. Про-

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ 4.

никнення

промивної рідини в пласт підлягає законам фільтрації в по-

ристе або тріщинне середовище. В реальній свердловині у зв'язку з

неоднорідністю властивостей породи, ступеня диспергування промив-

ної рідини, зміною проникності породи під впливом набухання глини-

стого матеріалу фільтрація носить

дуже

складний характер.

Товщина

зовнішньої фільтраційної кірки залежить від типу промив-

ної рідини, температури та тиску і може коливатися від кількох мілі-

метрів до кількох сантиметрів.

В нафтопромисловій практиці ступінь забруднення пласта розчина-

ми

звичайно диференціюється на забруднення дисперсною фазою бу-

рових розчинів (твердими частинками) і дисперсним середовищем

(фільтратами).

4.3.

Кольматація пласта

Під

терміном

"кольматація

пласта"

розуміється процес заповнення

порового або тріщинного простору дрібнодисперсним глинистим (або

іншим)

матеріалом. Цей процес відбувається в статичних і динамічних

умовах

дії стовпа промивної рідини в свердловині. Тверді частинки з

промивної

рідини^зозміри яких перевищують розміри пор, відклада-

ються на стінках свердловин, утворюючи глинисту кірку.

Друга

частина

твещоА^юижрозмірами.частинок, меншими від діаметра пор, прони-

кає

в пласт ^відкладається в навколосвердловинній області, утворюючи

"зонукольматації." ?

"""ТзГтеоретичних та лабораторних досліджень випливає, що в макси-

мальному ступені забруднюються ко~тїьмат1ии^

копрбникні

колектори, І^ПїМатащя^пласта вплїїваєна змінуі|огд~про-

нйквоєті*

» також на питомий електричний" опір, дифузно-адсорбційну

активність породи і деякі інші параметри і може істотно впливати на

величину проникнення фільтрату в пласт.

Кольматація

пласта може проявлятись як від'ємний фактор при ос-

воєнні

свердловини, аможе грати позитивну роль у випадку направленої

примусової швидкісної кольматації, яка дозволяє утворювати невелику

по

товщі зону кольматації зі зменшенням наступної фільтрації рідини

через неї. З метою забезпечення надійності процесу буріння (зменшен-

ня

ймовірності

виникнення

прихоплювання бурильної колони, яка є

наслідком перепаду тисків у свердловині і пласті і можливості тимчасо-

вої ізоляції пластів з різними тисками з метою попередження нафто-,

газо-, водопроявів або поглинання в пласт промивної рідини; значного

зменшення

фільтрації промивної рідини в пласт) бажано забезпечити

швидке утворення зони кольматації. Технологія цієї примусової коль-

матації розроблена в Уфимському нафтовому Інституті під керівниц-

твом

проф.

Мавлютова Мі*. Суть її в тому, що через гідромоніторні

насадки,

встановлені в наддолотному перехіднику, струмінь промивної

рідини

вдаряється об стінку свердловини і примусово її штукатурить.

Заповнений

дисперсним середовищем під тиском поровий або

РОЗДІЛ 4.

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

тріщинний

простір здатний витримувати перепад тиску зі сторони свер-

дловини

в пласт або зі сторони пласта в свердловину 6-8 МПа

В.Т.Алек-

перов в своїх експериментах визначив залежність ступеня кольматації

гірської породи від її проникності, часу взаємодії бурового розчину та

перепаду тиску. Цими дослідженнями встановлено, що незалежно від

діючого перепаду тиску найбільш інтенсивна кольматація відбувається

протягом 3-5 хвилин та закінчується після 15 хвилин фільтраші-

Швидкість

кольматації більша в високопроникних пластах Так, якщо

для породи з проникністю 2 мкм ступінь кольматації за вказаний час

складає приблизно 70%, то для пласта з проникністю 0,02 мкм лише

30%. Збільшення перепаду тиску приводить до деякого росту ступеня

кольматації. Найбільша ступінь кольматації характерна на відстані від

стінки

свердловини 6-7 мм.

При

незначних розмірах зони кольматації (1-3 мм) втрати продук-

тивності можуть складати лише 5-8%. В той же час відомі результати

експериментів,

проведені Р.Ф.Крюгером, Л.С Фогелем, А-Абрамсом, в

яких

відзначалося проникнення дисперсних частин на глибину

20-40

см та більше І при цьому продуктивність зменшувалась внаслідок коль-

матації в 5-Ю разів.

Різниця

в ступені впливу зони кольматації на зниження проникності

пластів обумовлена різницею режиму забруднення пласта кольматаці-

єю.

Більшість дослідників при аналізі забруднення п. іста кольматацією

притримуються концепції внутріпорового зводоутворення. Згідно цієї

концепції

частинки з розмірами, меншими від діаметра пор, але

більшими третини їх прохідного перерізу, зустрічаючись, утворюють

перегородки, що затримують частинки меншого розміру. В цьому ре-

жимі формування зони кольматації проходить в період миттєвої

фільтрації, тобто до утворення і ущільнення глинистої кірки- Товщина

утвореної зони кольматації складає лише кілька міліметрів і її вплив на

продуктивність пласта незначна. В режимі зводоутворення відносно

швидко

(через кілька хвилин) формується малопроникна зона кольма-

тації»

що заважає дальшому поступленню промивної рідини в пласт.

Зводоутворена кольматація знайшла застосування при технологіях

відкриття пластів з кольматацією стовбура струменем глинистого роз-

чину. З погіршенням фільтраційноємнісних властивостей колектора

ускладнюється структура внутрішньопорового простору, утруднюються

умови зводоутворення і збільшується об'єм пор, в які нема

доступу

проникненню

твердих частинок, що приводить до зростання об'єму

промивної

рідини, що проникає в пласт. В таких

умовах

істотно

міняється

механізм пораження колекторів за рахунок кольматації твер-

дими частинками. При цьому ефективне зводоутворення або зовсім не

має місця, або зачіпає лише вузьку приграничну зону між глинистою

кіркою

і пластом. Основна ж маса кольматуючих частинок проникає

через глинисту кфкУіГпласт на^значні відстаніГЯк показали результати

лабораторного моделювання, в цьому режйміісольматації відбувається

незворотне погіршення проникності до 30-4(1%" від первісної на значній

вїдстані'^в---20^30-.СМ--ВІд_сті.нки свердловини). На рис. 4.1 показано

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ 4.

співставленім ступеня зменшення проникності в залежності від часу

фільтрації і об'єму відфільтрованої промивної рідини за даними мо-

дельних вимірів на природних кернах з широким діапазоном проник-

ності від

0,003

до 0,8 мкм .

Спостерігається стійка тенденція до зниження проникності заколь-

матованих кернів в залежності від часу фільтрації промивної рідини.

Рис

кольматації

:. 4.1. Порівняння ступеня зниження проникності в зоні

атації К/Ко від об'єму промивної рідини, що потрапила

пласт (31 .часу фільтрації і.

При

цьому в початковий період проникнення фільтрату (на протязі

години) змін проникності практично не спостерігається, пізніше при-

ходить стабільне зменшення проникності впродовж всього періоду

фільтрації. Ступінь зниження проникності пропорційна об'єму фільтра-

ту який ввійшов в пласт. Зниження втрат продуктивності свердловин

внаслідок кольматації навколосвердловинної зони твердими частинка-

ми

промивної рідини звичайно виключається при відкритті пластів

перфорацією.

Як показали модельні дослідження Д.Клотця, втрати про-

дуктивності пластів

будуть

мінімальними, якщо довжина перфорацій-

ного каналу перевищує товщину зони кольматації в два рази. Промис-

лові оцінки товщини зони кольматації за даними промислової геофізи-

ки

показали, що фактична товщина зони кольматації змінюється від 1

до 10 см і складає в середньому 3-4 см, що в сумі з товщиною цементного

кільця

значно менше довжини перфораційного каналу. Щоб прискори-

ти кольматацію та зробити її зону непроникною для фільтрату промив-

92 ~ ~~~

РОЗДІЛ 4.

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

ної рідини, в неї вводять кольматуючі добавки, наприклад, регенеровану

гуму

з розмірами

глобул

від сотих долей до 4 мкм. Коагулюючи в порах

пласта, дисперсія утворює непроникну масу, яка повністю їх закупорює.

Отриманий

за допомогою дисперсії кольматаційний^шад являє собою

щільну

гумову

перемичку, яка утворена ^коагульованими в агрегати і за

рахунок цього заклиненими в порах глобулами гуми. Така перемичка

здатна не лише витримувати великі перепади тисків, але й їх значні

коливання,

які виникають в процесі буріння та проведення в свердловині

деяких технологічних операцій.

4.4. Формування зони проникнення

Необхідно знати розмір зони проникнення в пласт фільтрату про-

мивної

рідини, так як від нього залежить оцінка результатів геофізичних

досліджень, вибір методів вторинного відкриття продуктивного гори-

зонту після спуску експлуатаційної колони та її цементування, а також

при

проектуванні та застосуванні методів виклику притоку з пласта,

штучної дії на присвердловинну зону з метою відновлення первісних

фільтраційних властивостей тощо.

В.А.Аміян

та Н.В.Васильєва показали, що проникнення в навколос-

вердловинну зону фільтрату бурового розчину лише на декілька санти-

метрів приводить при наступній розробці родовищ з підтримкою пла-

стового тиску до зниження охоплення пласта заводненням по товщині

наЗО...4О%.

Погіршення

фільтраційних властивостей порід (ФВП) під дією

фільтрату промивної рідини пов'язане, по-перше, зі зменшенням фазо-

вої проникності і, по-друге, з проявом поверхневих взаємодій між

дрібнодисперсними складовими цементу породи та фільтратом. Утво-

рена

при цьому штучна неоднорідність пласта знижує середню швид-

кість фільтрації рідини у всьому пласті.

Г.Г.Вахітов

вказує, що в реальних

умовах розчленованого та неоднорідного пласта неконтрольовані зміни

нафтогазопроннкності

навколосвердловинних зон викликають істотне

зменшення

нафтовіддачі.

В наш час понад 90%

всіх

продуктивних пластів бурять буровими

розчинами,

основою яких є вода. Фільтрати цих промивних рідин, бу-

дучи

змочуючою фазою, витісняють нафту та газ, які первісно знаходи-

лися

в навколосвердловинній зоні. Вплив фільтратів промивної рідини

на

проникність традиційно оцінюється коефіцієнтом відновлення про-

никності

по нафті після фільтрації на протязі певного часу до первісної

проникності.

Отримані таким чином дані є малоінформативними з

точки

зору регулювання фільтраційних властивостей зони проникнен-

ня

фільтрату в пласт. Коефіцієнт відновлення проникності не враховує

реальну динаміку витіснення нафти і

газу

фільтратом промивної рідини

не відображає істотних факторів, які впливають на проникність зони

проникнення.

При формуванні зони проникнення фільтрату промивної

рідини

ступінь витіснення нафти і

газу

фільтратом залежить від техно-

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ 4.

логічних умов відкриття, поверхнево-молекулярних властивостей сис-

теми фільтрат - нафта І петрофізичних властивостей пласта. Ступінь

насиченості фільтратом визначається відношенням капілярного пере-

паду тисків до гідродинамічного в зоні

проникнення.

Це співвідношення

зручно характеризувати комплексним безрозмірним параметром П

2яосо&О^тк

П = , (4.1)

Я РФ

де о- поверхневий натяг на границі фїльтрат-шіастовий флюїд;

сов.

9 - косинус крайового кута змочування;

т , к - коефіцієнти пористості і проникності;

Н - товщина пласта;

ц - об'ємна втрата фільтрату в пласт;

}іф - динамічна в'язкість фільтрату.

Зв'язок

фільтратонасичення 5ф зони проникнення з параметром Лі

радіусом і?зи

=#зн

—т

представлена таким чином:

Зф

=АП

(1-

(4.2)

а, у~ коефіцієнти, що залежать від властивостей пласта;

Нзп -

радіус

зони проникнення;

г* = г - г

, (4.3)

, г -

радіус

свердловини та біжучий радіус.

При

освоєнні продуктивних пластів частина фільтрату защем-

ляється

в зоні проникнення внаслідок капілярного блокування і формує

область підвищеного вміст) залишковою фільтрат)-, яка теж сприяє

зменшенню

проникності по нафті і

газу

(рис. 4.2)

Проникність

пласта при защемленому залишковому фільтраті може

складати менше 70% від первісного. Переважно в гідрофільних колекто-

рах з погіршеними колекторськими властивостями, розвинутою пито-

Рис.

4.2. Погіршення проник-

ності в зоні

проникнення

фільтрату

промивної

рідшій

Кзп/ло

при

різних

значен-

нях

параметра

П:

1-1; 2 -10; 3-Ю

; 4 -10*;

5-Ю

(суцільні

лінії

прямий

напрям

фільтрації;

штрихові

зворотний)

0,0 7,0

РОЗДІЛ 4.

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

мою поверхнею при наявності внутрішньопорового глинистого цементу

поверхнева взаємодія фільтрату і твердої фази колектора істотно впли-

ває на пораження пласта фільтратом промивної рідини.

В природному стані поверхневі сили міцно утримують найдрібніші

гідрофільні частини на зернах скелету. При поступленні в пласт

фільтрату промивної рідини в гідрофільній плівці похороненої води

різко

зменшуються дії поверхневих сил, внаслідок чого найдрібніші

частинки

твердої фази приходять в рух і зі скелетом породи частинки

можуть утворювати згустки і застрягати в місцях звужень і перегинів

пор.

Самокольматація за рахунок найдрібніших гідрофільних частинок

якнайбільше

проявляється при використанні промивних рідин та

прісної води. Внаслідок самокольматацІЇ проникність пласта може зни-

зитися

до

30-40%

від первісної

а інтенсивність самокольматацІЇ впли-

ває структура порового простору і умови відкриття пласта. В колекторах

розгалуженою структурою порового простору при наявності тупико-

вих і погано з'єднаних пор зміна мінералізації фільтрату в яоні проник-

нення

відбувається поступово і при цьому не виникає значних градієнтів

поверхневих сил. При високих швидкостях проникнення фільтрату в

пласт градієнти поверхневих сил великі, і Інтенсивність поступлення

дрібних частинок у фільтрат зростає.

Крім

самокольматацІЇ, взаємодія фільтрату промивної рідини з твер-

дою фазою приводить теж до поверхневої гідратації, внаслідок чого в

зоні

проникнення збільшується кількість міцно зв'язаного фільтрату,

зменшується ефективна пористість і проникність колектора. Зменшен-

ня

проникності в зоні проникнення внаслідок поверхневої гідратації

може складати до 40% від первісної. Ефекти поверхневої гідратації і

самокольматацІЇ

найбільш типові для заглинизованих пісковиків. Од-

нак

дослідження, які проведені в останні роки у нас і за кордоном, пока-

зали,

що при сучасних обробках промивних рідин хімічними реагента-

ми

ці явища можуть спостерігатися і для практично безглинистих -

чистих колекторів. Ступінь впливу фільтрату промивної рідини на втра-

ту продуктивності залежить від фільтраційно-ємнісних властивостей

колектора. Для пластів з проникністю біля 0,5 мкм вплив фільтрату на

втрати продуктивності складає не більше

30-40%.

В колекторах з

погіршеними

фільтраційно-ємнісними властивостями внаслідок по-

верхневих взаємодій з породою продуктивність може зменшуватись в

десятки разів.

В процесі цементування свердловин погіршення проникності навко-

лосвердловинної області обумовлено проникненням твердих частинок

цементного розчину і його фільтрату в пласт. Проникність погіршується

за рахунок гідратації цементу І його перекристалізації у внугрішньопо-

ровому просторі, а також за рахунок взаємодії фільтрату з кремніє-

вміщуючими компонентами твердої фази колектора з утворенням гід-

рату силікату кальцію - складового цементування.

Пораження

пласта твердими частинками цементного розчину обу-

мовлює цементну кольматацію навколосвердловинрої області. Глибина

проникнення

фільтрату цементного розчину (за даними лабораторного

~~ ~~ ~~~ 95

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ 4.

моделювання) може складати 1,5-2 діаметри свердловини. Помітне

зменшення

проникності колектора відзначено в перші кілька діб після

цементування.

Ступінь її погіршення за рахунок фільтрату цементного

розчину залежить від стану присвердловинної області на момент прове-

дення

цементування.

В пластах з погіршеними фільтраційно-ємнісними властивостями

основний

вплив на пораження пласта виявляє фільтрат промивної

рідини;

пораження же пласта фільтратом цементного розчину досягає

лише 3-5% від первісної

проникності.

Для пластів з проникністю 0 Д-0,5

мкм

погіршення проникності фільтратом цементного розчину може

складати

10-20%

від первісного.

У високопроникних колекторах (більше 0,5 мкм

) ступінь

погіршення

проникності під дією фільтрату і

твердих

частинок цемент-

ного розчину збільшується з ростом проникності і складає

25-50%.

Максимальне

зниження проникності в процесі цементування свердло-

вин

відбувається в пластах, які відкриті із застосуванням нефільтруючих

промивних

рідин.

Утворення на

стадії

відкриття пластів бурінням малопроникної гли-

нистої кірки і зони кольматації є позитивним фактором, що захищає

пласт від його подальшого пораження тампонажними цементними роз-

чинами.

Лабораторні дослідження показали, що в цьому випадку

радіус

зони

пораження не перевищує

0,5-1,0

см, а його вплив легко знімається

процесі перфорації.

Радіус

пораження пласта при цементуванні може

значно

збільшуватися при розриві пластів цементним розчином.

На

етапі відкриття пластів перфорацією (кумулятивною, кулевою або

гідропіскоструминною) поряд зі створенням надійного гідродинаміч-

ного зв'язку пласта з свердловиною

відбуваються

теж зміни фільтрацій-

них

властивостей пласта (ФВП) в області, яка прилягає до перфорацій-

ного каналу. В зв'язку зі складністю* експериментів механізм впливу

перфорації на ФВП вивчений ще недостатньо. Експерименти показу-

ють, що під дією

вибухових

навантажень пористе середовище руй-

нується з утворенням зони тріщинності з пористими проникними бло-

ками.

В процесі подрібнення порода переупаковується і формується

система тріщин, які визначають дилатантву проникність. Дилатантне

розщільненвя

пористого середовища може приводити до скиду

внутрішньопорового тиску, що при високих геостатичних тисках обу-

мовлює

ріст

ефективних напружень, ущільнення і часткове руйнування

колектора. За даними експериментальних досліджень на лабораторних

стендах в області, яка прилягає до перфораційного каналу, в загальному

випадку виділяються три зони (рис. 4.3): І - зона дилатантного

розщІльнення

розміром 7 я* 0,4 м/кг ' , яка характеризується

істотним покращенням проникності (на порядок і більше); II - ущіль-

нена

зона з погіршеною на

30-40%

проникністю розміром

0,4 < г < 1 м/кг

; III - зона незначного покращення фільтраційних

властивостей пласта розміром г > 1 м/кг

' ;

г -

радіус,

який

приведений до потужності заряду.

РОЗДІЛ 4.

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

Рис 4.3.

Характер

зміни

фільтраційних

характеристик

навколо

перфораційного

каналу

Ступінь зміни проникності в навколоперфораційній області зале-

жить від міцнісних властивостей колектора. В щільних породах з

погіршеними

фільтраційно-ємнісними властивостями зона ущільнен-

ня,

як правило, відсутня і фільтраційні властивості пласта в зоні перфо-

рації істотно покращуються. У високопористих колекторах з пластич-

ним

характером деформації більш-менш значного ефекту дилатантного

розщілійіення

не спостерігається, і фільтраційні властивості пласта при

перфорації незворотньо погіршуються.

Проникнення

фільтрату промивної рідини на етапі відкриття пласта

бурінням може істотно вплинути на міцнісні характеристики колектора

навколосвердловипній області. Зокрема, внаслідок поверхневих

взаємодій і дії розклинюючого тиску істотно знижується міцність зчеп-

лення

цементуючих частинок зі скелетом породи. Це, в свою

чергу,

впливає на утворення ущільненої і дилатантної зон.

Ступінь пораження пластів при їх відкритті перфорацією значно

збільшується, якщо перфорацію проводять в середовищі промивної

— — ~~ 97

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ

рідини

при

репресії

на

пласт. Результати промислових досліджень по-

казують,

що

проникність

при

цьому може додатково знизитися

на 20-

30%

і аж до

повного закупорення,

залежності

від

типів промивнії*

розчинів

значень депресій.

При

освоєнні свердловин

процесі виклику притоку відбувається

зворотне витіснення фільтрату промивної рідини нафтою

навколос-

вердловинної зони. Відомо,

що в

зоні проникнення фільтрату може

відбутися додаткове зменшення проникності

за

рахунок защемлення

частини рухомого фільтрату. При цьому ефекти защемлення залежать

як

від

стану зони проникнення

на

початок освоєння,

так і від

техно-

логічних умов останнього.

малопроникних колекторах

при

освоєнні

відбувається прорив нафти

по

найбільш крупних порах

тріщинах

защемлення частини фільтрату

зоні проникнення.Увисокопроникних

пластах крупні поровІ канали

ще на

стадії

відкриття блокують тверді

частинки

гангалії защемленої нафти.

При

зворотньому витісненні

прорив нафти

по

дрібних

середніх порах приводить

до

блокування

фільтрату

крупних порах

істотному зниженню проникності

зоні

проникнення.

Існують оптимальні умови освоєння свердловин,

які

забезпечують

найбільш повну ступінь витіснення фільтрату

процесі освоєння. Однак

при

існуючих технологіях

ці

умови

не

реалізуються.

При

освоєнні

навколосвердловиннІй області защемлюються значні кількості рухомо-

го фільтрату, який довго потім виносить рухомий багатофазний потік.

Промислові спостереження показують, що вилучення фільтрату

із

при-

вибійної зони

для

карбонатних колекторів продовжується

2-3

роки,

для

теригенних

- 5-6

років.

За

цей

час

продуктивність свердловин зростає

2-3 рази.

На

рис.

4.4

показана залежність відновлення продуктивності

свердловини після

її

освоєння

від

часу експлуатації. Період стабілізації

залежить

як від

властивостей пласта, так

і від

технології його освоєння.

При

експлуатації

ремонті свердловин погіршення проникності

відбувається внаслідок випадання

привибійній зоні парафінових

смо-

лоасфальтенових відкладів,

також неорганічних солей. Відклади неор-

ганічних солей

типова причина зниження продуктивності свердловин

деяких нафтовидобувних районах, зокрема

Середньому Приоб'ї,

Пермській області

тд. Внаслідок випадання неорганічних солей зміню-

ється абсолютна проникність навколосвердловинної області.

В процесі розробки покладів ступінь обводненості окремих

її

пластів

ділянок

відповідно мінералізація видобувних вод різна. Це приводить

до нерівномірного зниження проникності

навколосвердловинних

зо-

нах,

що

підсилює погіршення профілю прийомистості

притоків

зни-

жує коефіцієнт охоплення пластів заводненням.

В пізній період розробки зростає обводненість, масштаб переведення

свердловин

на

механізований видобуток, ростуть необхідні депресії

на

пласт. Зростає потреба

підземних

капітальних ремонтах. При прове-

денні ремонтних робіт свердловини затискують водою

відбувається

додаткове погіршення проникності присвердловинної зони. Зниження

РОЗДІЛ

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

300-

200-

100

оюо-

роки

Рис. 4.4.

Характер відновлення продуктивності пластів

після

їх освоєння

температури

присвердловинній зоні

теж

сприяє випаданню смолоас-

фальтових відкладів, що теж знижує проникність.

В тріщинних колекторах зона проникнення може поширюватися

від

кількох

до

десятків метрів,

а на

берегах тріщин утворюється своя зона

кольматації, яка теж переходить

промиту зону. В цьому випадку пласт,

порушений системою тріщин,

навколосвердловиннІй своїй частині

виявляється заповненим промивною рідиною

і її

фільтратом. Якщо

врахувати,

що в

процесі проводки свердловини порода

на її

стінках

деформується

під

дією концентрації напружень,

тому

при

освоєнні

свердловини можливе змикання тріщин,

то

завдання наступного

вик-

лику притоку пластових рідин

або

газу

стає надзвичайно важким.

Відомо

практики, коли наперед визначені нафтові горизонти через

змикання

тріщин

або

зовсім не дають притоку, або через тріщини про-

пускається

свердловину

дуже

мало рідини.

оо