Причины кольматации призабойной зоны скважин при первичном вскрытии

Проникновение воды в пласт в процессе вскрытия и последующее ее вытеснение из этой зоны при освоении скважины нефтью приводят к насыщению призабойной зоны двумя фазами, что снижает фазовую проницаемость для нефти. Степень влияния воды на производительность скважины зависит от взаимодействия воды и пористой среды, в частности от ее гидрофильности, а также структуры потока нефти и воды. Теоретиче

ски допускается, что в поровых каналах в зависимости от их размеров и свойств заполняющих их флюидов возможны три разновидности структур потока: струйная, эмульсионная и струйноэмульсионная - одновременно в разных каналах пористой среды. Схематично два основных вида структур потока приведены на рис. 1. В работах [1, 6, 14 и др.] даны причины образования водонефтяной эмульсии в пористой среде. В этих и других работах допускается, что образование водонефтяной эмульсии связано с диспергированием одной фазы жидкости в другую, а также с раздроблением капель или линз нефти через каналы с малыми размерами. Изложенные выше сведения в основном охватывают физическую сущность процесса кольматации и возможности снижения ее влияния на продуктивность скважины, возможности в основном ориентирован выбор рецептуры промывочной жидкости и замены растворов с водной основой на углеводородную.

Теоретические основы влияния загрязнения призабойной зоны на продуктивность нефтяных скважин изучены в меньшей степени, чем научно-практические, связанные с разработкой соответствующей рецептуры бурового раствора. Значительное внимание в опубликованных работах уделяется технологиям вскрытия продуктивного интервала, способствующим снижению влияния кольматации на продуктивность скважины. Часто такие технологии рекомендуются для конкретных нефтеносных объектов.

Разработка теоретических основ определения влияния загрязнения призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия на производительность скважины сопряжена с трудностями из-за отсутствия информации о форме и размерах зоны загрязнения при различных фильтрационных свойствах пласта в призабойной зоне; фазовых проницаемостях в зоне загрязнения; структуре потока нефти и воды в призабойной зоне в каналах с различными размерами; степени очищения зоны загрязнения скважины в процессе её освоения. По этим и другим причина простые аналитические решения притока нефти к скважине с учетом влияния загрязнения призабойной зоны даже при вскрытии вертикальным стволом не получены. В общем виде можно выделить две зоны (рис. 2): призабойную зону с известными размерами Rпр и проницаемостью kпр и за ее пределами с Rк - Rпр и проницаемостью kпл.

При плоскорадиальной фильтрации влияние загрязнения может быть учтено по формуле

,

где депрессия на пласт; - вязкость нефти; - дебит нефти; -толщина пласта; и - соответственно проницаемость пласта и призабойной зоны; , и - соответственно радиусы контура зоны, дренируемой скважиной, загрязненной призабойной зоны и радиус скважины.

Из этой формулы следует, что при заданном дебите уменьшение проницаемости пласта с до приводит к росту депрессии на пласт. По этой формуле, задавая различные значения и , можно оценить влияние загрязнения призабойной зоны на величину дебита или депрессии на пласт.

Аналитическая оценка влияния кольматации призабойной зоны на производительность скважин приближенно дана в работах [2, 3,15 и др.] при вскрытии продуктивных пластов вертикальным стволом без учета неоднородности и анизотропии каждого пропластка. Подобная работа была выполнена З.С. Алиевым и др. [16] для горизонтальных газовых скважин, вскрывших однородные и неоднородные по толщине пласты с учетом параметра анизотропии. Влияние кольматации призабойной зоны на производительность нефтяных горизонтальных скважин в точной постановке к настоящему времени не изучено. Механический перенос имеющихся методов оценки влияния кольматации на продуктивность вертикальных нефтяных скважин на горизонтальные скважины недопустим из-за различия значений проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях и отличающейся геометрии фильтрации к горизонтальному стволу. Суще-ственное влияние оказывают расположение горизонтального ствола по толщине пласта и его профиль.

Учет практически всех геологических, технических и технологических факторов при определении влияния кольматации призабойной зоны на производительность горизонтальной скважины возможен при использовании численного метода.

Предложенный в работе [17] численный метод изучения влияния кольматации призабойной зоны скважины с использованием моделей фрагментов нефтяных и газовых месторождений с различными емкостными и фильтрационными характеристиками позволяет установить зависимость между производительностью горизонтальной нефтяной скважины и перечисленными ниже параметрами: размерами зоны кольматации при вскрытии однородных и многослойно неоднородных по толщине пропластков; проницаемостями пропластков; параметром анизотропии; толщиной пропластков; конструкцией, т. е. длиной и диаметром горизонтального ствола; расположением горизонтального ствола по толщине; профилем вскрытия; изменением давления по длине горизонтального ствола; изменением свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов при изменении пластового и забойного давлений; влиянием капиллярных и гравитационных сил; нестационарностью процесса фильтрации; наличием или отсутствием взаимодействия между пропластками и т. д.

 Скачать реферат