Причины кольматации призабойной зоны скважин при первичном вскрытии

Математические эксперименты [18], проведенные на моделях фрагментов однородных пластов с абсолютными проницаемостями 0,5; 0,1 и 0,02 мкм2, вскрытых горизонтальными скважинами, позволили установить, что при симметричном расположении горизонтального ствола в пласте с проницаемостью 0,5 мкм2 дебит скважины Q = 1553 тыс. м3/сут без кольматации получен при депрессии на пласт Δp=0,249 МПа. Для с

охранения этого дебита при кольматации призабойной зоны промывочной жидкостью в радиусе 0,25 ≤ R ≤ 16,25 м депрессия на пласт увеличивается до Δp ≈ 1,2 МПа и превышает депрессию, полученную без кольматации практически в 5 раз. Следует отметить, что наиболее интенсивный рост депрессии на пласт происходит при Rкольм = 0,25 м, когда кратность роста составляет Δpколь/ Δpбез колъм = 3,95. Дальнейшее увеличение радиуса зоны кольматации до Rкольм = 16,25 м приводит к росту кратности депрессии до Δpколь/ Δpбез колъм = 4,77 раза, т. е. к росту на 20 %.

Аналогичные математические эксперименты, проведенные на моделях фрагментов однородных пластов с абсолютными проницаемостями 0,1 и 0,02 мкм2, показали, что кольматация призабойной зоны в радиусе Rкольм = 16,25 м приводит соответственно к 6,8- и 8,5-кратному росту депрессии при практически постоянном дебите скважины, а при Rкольм = 0,25 м кратность роста составляет соответственно 5,21 и 6,35 раза, т. е. при радиусах зон кольматации 0,25 ≤ R ≤ 16,25 м и симметричном расположении горизонтальных стволов по толщине с уменьшением абсолютной проницаемости вскрываемых пластов депрессия возрастает.

Влияние асимметричности расположения горизонтального ствола по толщине однородного пласта оказалось существеннее влияния кольматации. Такой вывод справедлив по двум причинам:

основное влияние кольматация оказывает в зоне с радиусом Rкольм = 0,25 м, и эта зона остается даже при размещении ствола в первой сверху ячейке с толщиной h = 0,5 м;

влияние асимметричного расположения горизонтального ствола по толщине становится интенсивнее при толщине вскрываемого пласта h ≥ 10 м. Поэтому для принятых при моделировании фрагментов с толщиной h = 104,4 м влияние асимметрии по толщине оказалось более существенным.

Из изложенного выше следует, что продуктивная характеристика скважины зависит, прежде всего, от фильтрационных свойств пропластка, в котором находится горизонтальный ствол.

ВЫВОД

Анализ причин влияющих, на проницаемость геологической породы в призабойных зонах скважин выявил, что засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом и т.д., в процессе различных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз.

Гидродинамические исследования скважин являются необходимым инструментом контроля за рациональной разработкой месторождений углеводородов и дают реальную информацию, позволяющую оперативно принимать необходимые решения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Амиян В.А., Амиян А.В. Повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1986.

2. Бигалиев Е.А. Влияние физико-химических свойств буровых суспензий на загрязнение призабойной зоны пласта // Тр. Атырауского УНиГ. - Т. 2. - г. Атырау, 2001.

3. Бобелюк В.П. Некоторые результаты исследования по применению ПАВ и гидропескоструйной перфорации для вскрытия продуктивных пластов. - В сб.: Вопросы исследования, испытания. - М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1979.

4. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин. - М.: Недра, 1998.

5. Жигач К.Ф., Мухин Л.К., Демишев В.Н. Рецептура растворов на нефтяной основе // Матер, межвуз. совещ. по вопросам новой техники в нефтяной промышленности. - Т. 1. - М.: Гостоптехиздат, 1962.

6. Котяхов Ф.И. Влияние воды на приток нефти при вскрытии нефтяного пласта. - М.: Недра, 1970.

7. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и опробование пласта. - М.: Недра, 1973.

8. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин: Пер. с англ. - М.: Недра. 1982.

9. Miller G.H. Oil base drilling fluids // Third World Petroleum Congr. - Proc. Sect. 2. - 1971.

10. Шевалдин И.Е. О выборе ПАВ для промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов // Тр. 3-го Всесоюз. совещ. По изменению ПАВ в нефтяной промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 1988.

11. Котельников И.Е. Применение ПАВ при вскрытии продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. - 1969. - №5

12. Минхайров К.Л., Лидсин Л.К., Жигач К.Ф. Исследование влияния промывочных жидкостей с добавками ПАВ и некоторых электролитов на качество вскрытия продуктивных пластов // Тр. 3-го Всесоюз. совещ. По применению ПАВ в нефтяной промышленности. – М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

13. Токунов В.И., Мухин Л.К. Влияние промвочных жидкостей на водной и углеводородной основе на проницаемость призабойной зоны НТК. - М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1977.

14. Бабалян Г.А. Физико-химические основы применения ПАВ при разработке пластов. - М.: Недра, 1982.

15. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. - М.: Недра, 1989.

16. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. -М.: Недра. 1980.

17. Бондаренко В.В. Применение метода геолого-математического моделирования для изучения и оценки количественного влияния кольматации на продуктивность скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 7.

18. Бондаренко В.В. Исследование процесса кольматации при вскрытии газовых залежей горизонтальными скважинами. - В спец. сб.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ОАО «Газпром». - М., 2007. - № 3.

19. Журнал «Газовая промышленность» 01/627/2009.

20. http://www.ogbus.ru/

 Скачать реферат