Кольматация

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. Теоретически 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.

 

 
Рис. 1. Схема движения нефти и  воды по пористым каналам при смешанной (эмульсионной) (а) и струйной (б) структурах потока

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 R_пр и проницаемостью k_пр и за ее пределами с R_к - R_пр и проницаемостью k_пл.

 

 
Рис. 2. Схема притока нефти к  скважине с учётом загрязнения призабойной  зоны пласта при вскрытии

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.

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 сохранения 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 R_кольм = 0,25 м, когда кратность роста составляет Δp_коль/ Δp_{без колъм} = 3,95. Дальнейшее увеличение радиуса зоны кольматации до R_кольм = 16,25 м приводит к росту кратности депрессии до Δp_коль/ Δp_{без 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 R_кольм = 16,25 м приводит соответственно к 6,8- и 8,5-кратному росту депрессии при практически постоянном дебите скважины, а при R_кольм = 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 R_кольм = 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.