Призабойной зоне скважины. Первичное вскрытие пласта.

Лекция 33. Физические процессы, протекающие в

Под призабойной зоной скважины (ПЗС) понимается зона, прилегающая к стенам скважины, в какой значительно воз­растают фильтрационные сопротивления движению продукции. До реального времени не существует никаких советов по численному определению радиуса данной зоны, что в значительной степени осложняет оценку эффективности разных способов искусственного действия на призабойные зоны скважин и сопоставление их меж собой.

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта.

Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом.

Вторичное вскрытие – процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины). Потому что процессы и первичного, и вторичного вскрытия являются действиями временными, то за время вскрытия в призабойной зоне скважины (ПЗС) могут происходить разные физические и химические перевоплощения.

К главным факторам, определяющим коэффициент проницаемости (а, следовательно, и коэффициент подвижности) ПЗС во времени, относятся:

1. Кольматация – процесс загрязнения ПЗС механическими частичками, содержащимися в жидкостях с вероятным следующим их набуханием. Ежели же в ПЗС попадают лишь фильтраты разных растворов, то в данном случае может быть набухание частиц цементирующего материала терригенной горной породы либо самих частиц скелета породы.

2. Проникновение в ПЗС фильтратов разных растворов и жидкостей, используемых в период первичного, вторичного вскрытия, вызова притока и освоения.

3. Термодинамическая неустойчивость забойных критерий со стороны скважины и призабойной зоны.

4. Оплавляемость поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации.

В процессе вскрытия продуктивного горизонта, вызова при­тока, освоения и эксплуатации в ПЗС происходят значительные конфигурации, действующие на продуктивность скважины.

К главным причинам понижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести последующие.

1. Для добывающих скважин:

· проникновение воды глушения (пресной либо со­леной воды) либо воды промывки в процессе подземного ремонта;

· проникновение пластовой воды в ПЗС (в обводненных скважинах) при остановках скважин;

· набухание частиц глинистого цемента терригенного кол­лектора при насыщении его пресной водой;

· образование водонефтяной эмульсии;

· выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти либо солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических критерий;

· проникновение в ПЗС механических примесей и про­дуктов коррозии металлов при глушении либо промывке сква­жины.

2. Для нагнетательных скважин:

· набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, также с растворами определенных хими­ческих реагентов;

· смена в процессе закачки минерализованной воды на пре­сную с образованием и отложением солей;

· кольматация ПЗС жесткой фазой промывочной воды при ремонтных и остальных работах в скважине;

· завышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание воды работали как добывающие.

Значимым фактором понижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин, приводящее к понижению фазовой проницаемости для нефти.

До реального времени нет каких-то определенных советов по оценке размеров ПЗС, что в значимой степени осложняет разработку рациональной технологии первичных обработок ПЗС с целью интенсификации добычи нефти, но, основным образом, это сказывается на повторных обработках.