Поражение коллектора твердой и жидкой фазпми.

Призабойная зона - область, принадлежащая одновременно и пласту, и самой скважине. В ней не только сосредоточиваются, но и усиливаются многие явления, сопровождающие процесс извлечения углеводородов из нефтяных и газовых пластов.

Под ПЗС будем понимать определенный объем пласта, вскрытый данной скважиной и примыкающий к ней, в котором потери энергии на движение флюида существенны. Совершенно очевидно, что размеры этой зоны определяются радиусом, отсчитываемым от оси скважины, а ее физические характеристики - коэффициенты проницаемости, подвижности, проводимости, пьезопроводности и др. - обусловлены не только фильтрационно-емкостными параметрами коллектора, но и процессами, протекающими в ней начиная от первичного вскрытия. При эксплуатации скважин состояние призабойной зоны постоянно изменяется не только вследствие природных явлений, но и за счет целенаправленной деятельности человека, предусматривающей увеличение дебитов добывающих скважин или приемистости нагнетательных, что связано с решением сложных задач интенсификации выработки запасов.
На дебит скважин более сильное влияние оказывает снижение, а не увеличение проницаемости ПЗС по сравнению с проницаемостью невозмущенной (естественной) породы, причем снижение дебита скважины тем больше, чем больше степень снижения проницаемости ПЗС. В то же время увеличение проницаемости ПЗС по сравнению с естественной в несколько раз практически не приводит к заметному увеличению дебита. Следовательно, как при вскрытии продуктивного пласта, так и на всех стадиях разработки месторождения необходимо сохранять, восстанавливать или повышать естественную проницаемость ПЗС. От качества вскрытия продуктивных пластов в значительной степени зависит последующая эксплуатация скважины.
Вскрытие продуктивных пластов бурением на многих месторождениях осуществляется с промывкой забоя глинистым раствором плотностью до 1300кг/м3. При этом создаются гидродинамические репрессии, достигающие 15 МПа. В продуктивные пласты в этих условиях может проникать как фильтрат, так и твердая фаза бурового раствора. На Самотлорском месторождении глубина проникновения фильтрата глинистого раствора намного превышает длину перфорационных каналов, образованных с применением кумулятивных перфораторов, и составляет 6, 5-13, 5 м. Глубина проникновения глинистых частиц в пористую среду через перфорационные каналы достигает 10-15 мм.
Под действием проникшего фильтрата бурового раствора фазовая проницаемость ПЗС для нефти снижается в результате повышения водонасыщенности коллектора, набухания глин, а также из-за возможного образования водонефтяных эмульсий, изменения рН среды, смешения химически несовместимых пластовых (погребенных) вод и фильтрата с образованием солевых осадков.
К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.
Для добывающих скважин:
проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) в процессе подземного ремонта или жидкости промывки;
проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках;
набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
образование водонефтяной эмульсии;
выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий;
проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.
Для нагнетательных скважин:
набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;
смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную;
кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других работ;
повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание работали как добывающие.
Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин.
Важная роль в обеспечении рациональных темпов отбора при наиболее высоких значениях коэффициентов компонентоотдачи пласта принадлежит методам воздействия на призабойную зону. Разработаны теоретические основы множества различных методов обработки призабойных зон и технологий их проведения, используемых на отечественных и зарубежных нефтяных и газовых месторождениях. Ежегодно на месторождениях России проводится около 10 000 обработок ПЗС. При этом дополнительно добывается несколько миллионов тонн нефти, однако успешность многих методов воздействия на призабойные зоны остается низкой и составляет 40-60%. Это объясняется тем, что применяемые методы обладают некоторыми или всеми следующими недостатками:

- невысокая успешность;

- громоздкость технологий;

- значительный расход дефицитных и дорогостоящих химических реагентов;

- недостаточно полно разработанные теоретические основы проектирования процессов;

- недостаточно обоснованный выбор скважин для осуществления различных методов воздействия и их очередности; недостаточный учет свойств и строения призабойной зоны конкретной скважины, а также распределения нефтенасыщенности и ее динамики во времени; неизвестность путей обводнения скважины и степени водо-насыщенности пластов.

Не всегда учитываются и изменения, происходящие в пласте и ПЗС в процессе разработки залежи. В нефтепромысловой практике часто выбирают метод обработки ПЗС исходя из имеющихся возможностей:

-наличия технических средств и материалов,

-освоенности метода в данном регионе,

- его сложности и трудоемкости.

Важный недостаток всех методов воздействия на ПЗС - недостаточная их регулируемость, которая особенно важна при разработке многопластовых месторождений, включающих многослойные расчлененные коллекторы.

Способы регулирования путем интервального воздействия за счет механического разобщения пакерами или изолирующими материалами не получили широкого промышленного применения из-за сложности их осуществления и невысокой эффективности.
Таким образом, рассмотрение хотя бы части проблем, связанных с искусственным воздействием на пласт или ПЗС, представляет несомненный интерес.

АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ УХУДШЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН ДЛЯ ВЫБОРА И ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Решение проблемы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов тесно связано с состоянием околоскважинных зон добывающих и нагнетательных скважин. Известно, что в процессе строительства и эксплуатации скважин в части нефтегазового пласта, прилегающей к скважине, формируется система околоскважинных призабойных зон с измененными значениями фильтрационных свойств. В зонах ухудшенной проницаемости (k) теряется значительная часть энергии фильтрующихся флюидов. Это предопределяет существенное снижение эффективности нефтегазоизвлечения. Ухудшение проницаемости околоскважинной зоны ведет к резкому снижению продуктивности скважины. Существенную роль играет радиус зоны с ухудшенной проницаемостью, особенно при многократном снижении проницаемости в околоскважинной области. Исследования показали, что снижение проницаемости в околоскважинной зоне может достигать 100-кратной величины и более. Поэтому для правильного обоснования технологий повышения продуктивности скважин необходимо знать радиус зоны с ухудшенной проницаемостью и степень ухудшения проницаемости в этой зоне. В то же время многочисленные исследования околоскважинных зон показывают, что имеется целая серия процессов, приводящих к ухудшению состояния околоскважинной части нефтегазового пласта. Проведем анализ этих процессов.

АНАЛИЗ ПРИЧИН УХУДШЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЗС
Исследования по заканчиванию скважин и повышению их продуктивности направлены прежде всего на определение роли ухудшения проницаемости околоскважинной зоны при вскрытии пластов бурением и перфорацией. Практически во всех работах признается важное влияние проникновения фильтрата глинистого раствора на процессы поражения пласта. Это обусловлено технологией вскрытия пластов бурением, предусматривающей создание давления в скважине, значительно превышающего пластовое. На месторождениях Западной Украины избыточное давление на пласт в процессе его вскрытия достигает 17 МПа, в объединении " Туркменнефть" - больше 20 МПа, в объединении " Став-ропольнефтегаз" - от 6 МПа и выше, на Западном Палванташе - 12-14 МПа. Аналогичная картина наблюдается и в других нефтегазовых регионах.
Одна из технологий вскрытия пластов бурением предполагает создание репрессии на пласт и применение промывочной жидкости на водной основе, в частности преимущественно глинистых растворов. Под действием перепада давлений промывочные жидкости внедряются в околоскважинную зону. Глинистый раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперсная фаза которой состоит из глины и частиц выбуренных горных пород. Жидкости и газы, первоначально насыщающие пласты, представляют собой многокомпонентные системы углеводородов и пластовой воды, находящиеся в равновесном состоянии. При внедрении глинистого раствора в пласт возникают сложные многофазные многокомпонентные фильтрационные течения. Более того, внедрение глинистого раствора в околоскважинную зону приводит к изменению сложившегося в этой части пласта равновесного состояния. Отклонение системы от равновесного состояния может вызвать возникновение динамических изменений физических свойств коллекторов нефти и газа. При фильтрации первоначальные характеристики отдельных фаз и компонентов существенно меняются в пространстве и во времени. Пространственно-временное и компонентное разделение глинистого раствора при его внедрении в пласт приводит к возникновению в околоскважинной области зон с различными физическими свойствами.
Фильтрация промывочной жидкости и размеры зоны проникновения определяются прежде всего состоянием и свойствами глинистой корки. От коркообразующих свойств промывочной жидкости зависит и диаметр зоны проникновения. Проницаемость глинистых корок определяется составом исходной промывочной жидкости, действующим на корку перепадом давлений и режимом течения промывочной жидкости в стволе скважины. Толщина глинистой корки колеблется от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Размеры зоны кольматации изменяются в более широких пределах. Глубина проникновения глинистых частиц составляет от1-5 мм до 200 мм. В результате спуска колонны буровых труб происходит дополнительное увеличение зоны проникновения бурового раствора на 60—100 мм.
Основной объем промывочной жидкости поступает в пласт в процессе его разбуривания в результате фильтрации под долото. Исследованию этих процессов посвящено большое количество работ, проведенных на протяжении нескольких десятилетий. Эта проблема считается фундаментальной из-за ее исключительной важности для обоснования оптимальных технологий бурения скважин и отбора керна, интерпретации данных геофизических исследований и контроля за техническим состоянием ствола скважины, лабораторного анализа керна и шлама. Анализ этих процессов убедительно показал, что явление опережающей фильтрации носит подчиненный характер в изменении проницаемости околоскважинной зоны. Таким образом, значение фильтрации из скважины в пласт через стенки скважины при формировании проницаемости околоскважинной зоны может считаться существенным.
Определенная роль при поражении пласта отводится деформационным процессам, протекающим наряду с фильтрационными. В частности, изменению проницаемости околоскважинной зоны за счет смыкания естественных трещин и уменьшения объема фильтрующих пор под воздействием локальных напряжений в околоскважинной зоне посвящены работы. На основании промысловых исследований в ряде районов Западной Сибири показано, что с увеличением трещинной проницаемости влияние смыкания трещин на уменьшение проницаемости околоскважинной зоны возрастает, при этом время смыкания трещин колеблется от 3-5 ч до 3-10 сут. Эффекты смыкания трещин характерны для этапов освоения и эксплуатации скважин. На этапе вскрытия пластов бурением влияние этих процессов на состояние околоскважинной зоны не отмечалось, поскольку обычная технология вскрытия предусматривает создание репрессий на пласт.
Вскрытие пластов бурением сопровождается разрушением и деформацией пород на забое скважины. Считается, что в результате разбуривания хрупких пород возникает зона техногенной трещинности. При внедрении зуба долота в породу она разрушается с образованием трещин, формирующих лунку выкола. Размеры зоны трещинности определяются упругоемкостью пласта, его пористостью, а также временем заполнения трещины флюидами и давлением в ней. При значениях осевой нагрузки на долото, превышающих ее значение при трещинообразовании, скорость распространения трещин в глубь породы определяется скоростью их заполнения и восстановления давления в полости трещины. Трещины максимального размера формируются в неколлекторах, где заполнение трещины происходит под действием перепада давлений, равного разности давлений на забое и пластового. В проницаемых коллекторах заполнение трещины происходит под действием перепада давлений, являющегося разностью давлений на забое и в трещине. На значение этого перепада давлений оказывают влияние проницаемость коллектора, коркообразующие свойства раствора, а также другие факторы. Как показывают результаты анализа, размеры трещин при бурении не превышают 1—1, 5 мм, и существенного влияния на состояние околоскважинной зоны они оказать не могут.
Изменение напряженного состояния при вскрытии пластов бурением влияет и на состояние околоскважинной зоны, в частности формируется зона напряженного состояния с изменением физических свойств породы. Многочисленные исследования показали, что напряженное состояние околоскважинной зоны преимущественно определяется коэффициентом бокового распора. В непроницаемых породах этот показатель обусловлен деформационными свойствами пород и параметрами промывочной жидкости. В коллекторах горизонтальное Давление в околоскважинной зоне увеличивается в результате фильтрации промывочной жидкости в пласт, и значение коэффициента бокового распора стремится к единице. Это объясняется тем, что формирование напряжений в околоскважинной зоне определяется действием горного давления и фильтрационной нагрузки.

Фильтрация промывочной жидкости в пласт сопровождается физико-химическими и термохимическими процессами, которые обусловлены физико-химической активностью фильтратов промывочной жидкости и могут оказывать влияние на состояние околоскважинных зон — изменение характера смачиваемости пласта, его фильтрационно-емкостных свойств и геофизических характеристик.

Известно, что процессы поражения околоскважинной зоны нефтегазового пласта носят комплексный характер и сопровождаются физико-химическими и внутрипоровыми поверхностными взаимодействиями. В результате в околоскважинной части пласта формируется сложная динамическая система околоскважинных зон.
Однако, несмотря на многообразие и комплексный характер процессов, обусловливающих ухудшение проницаемости околоскважинной зоны пласта, можно выделить два основных фактора, ухудшающих проницаемость, - это блокировка части фильтрующих пор:

1) твердой фазой,

2) жидкой (газообразной) фазой.