Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторож

     5. Анализ причин ухудшения состояния призабойных зон скважин. Анализ динамики коээфициента продуктивности по скважинам промыслового объекта 

     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 призабой-ных зон с измененными значениями фильтрационных свойств. В зонах ухудшенной проницаемости (k) теряется значительная часть

     Рис. 5.1. Зависимость снижения относительной продуктивности скважины η_пот/η_факт от радиуса призабойной зоны с ухудшенной проницаемостью R и степени изменения проницаемости в околоскважинной зоне. [3]

     Цифры на кривых - отношение проницаемостей околоскважинной зоны k и пласта k_о,η_пот,η_факт коэффициенты потенциальной и фактической продуктивности скважины 

энергии фильтрующихся флюидов. Это предопределяет существенное снижение эффективности нефтегазоизвлечения. Влияние размеров зон с ухудшенной проницаемостью на снижение продуктивности скважин проиллюстрировано на рис. 5.1, где даны зависимости отношения коэффициентов потенциальной и фактической продуктивности скважины η_пот/η_факт от размеров зоны с ухудшенной проницаемостью (R) и от степени снижения проницаемости (k/k₀); k₀ - естественная проницаемость породы пласта.[3]

     Как следует из рис. 5.1, 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.

     Недавние  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.

     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 пласт. Это обусловлено технологией вскрытия пластов бурением, предусматривающей создание давления в скважине, значительно превышающего пластовое. В.А. Амиян, Н.П. Васильева и А.А. Джавадян отмечают, что, например, на месторождениях Западной Украины избыточное давление на пласт в процессе его вскрытия достигает 17 МПа, в объединении "Туркменнефть" - больше 20 МПа, в объединении "Ставропольнефтегаз" - от 6 МПа и выше, на Западном Палванташе - 12-14 МПа. Аналогичная картина наблюдается и в других нефтегазовых регионах.[3]

     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.[3]

     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. Работами В. Энгельгардта , В.А. Михеева и др. показано, что 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. Так, по данным лабораторных исследований В.А. Сидоровского, глубина проникновения глинистых частиц составляет 1-5 мм, в то же время, согласно исследованиям А.И. Леонидовой , она достигает 200 мм. Одним из авторов настоящей работы совместно с Л.А. Видовским проведено исследование проникновения бурового раствора за счет избыточного гидродинамического давления, возникающего при спуске бурового инструмента. Рассматривая буровой раствор как вязкопластическую жидкость, они установили, что в результате спуска колонны буровых труб происходит дополнительное увеличение зоны проникновения бурового раствора на 60—100 мм.[3]

     В промысловой литературе часто фигурирует точка зрения, что 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 дан в работе, где убедительно показано, что явление опережающей фильтрации носит подчиненный характер в изменении проницаемости околоскважинной зоны. К такому же выводу приходят и другие исследователи. 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.[3]

     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 [70, 320]. 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. В общем виде задача распределения напряжений под действием горного давления для непроницаемых пород решена С.Г. Лехницким. Этот подход был развит и широко используется для изучения устойчивости стенок скважины.

     Для проницаемых пород эта проблема поставлена в работе Ю.П. Желтова. Результаты теоретических исследований показали, что в пластовых условиях при формировании фильтрационных напряжений в околоскважинной зоне действуют объемные силы, точное изучение которых затруднительно.

     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. В промысловой литературе основное внимание уделено действию активных компонентов фильтратов на изменение проницаемости.

     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.[3]

     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. 

     Анализ  динамики коэффициента продуктивности по скважинам  промыслового объекта 

     Проведем  анализ динамики коэффициента продуктивности по 5 методам восстановления продуктивности, которые проводились на Карамалинской площади Ромашкнинского месторождения : КРК, МИА-ПРОМ, СНПХ-9030, СНПХ-9350, ТБИВ. 

     КРК: 

     Рис.5.2 Зависимость К_пр от времени 

     Глядя на график зависимости, можно сделать  вывод, что в скважине 9985, 9984, 28651и 9843 после проведения метода  КРК  происходит  увеличение коэффициента продуктивности и, в дальнейшем происходит скачкообразное изменение К_пр. А в скважинах 13754 и 28697 коэффициент продуктивности изменяется не значительно и затем постепенно понижается. 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Для наглядности построим гистограмму  прироста коэффициента продуктивности:

     Рис.5.3 Прирост К_пр 

     Из  гистограммы видим, что прирост  К_пр в скв. 9925 составляет 66%, в скв. 28651 и 9984 прирост коэффициента практически на одном уровне и составляет соответственно 52% и 53%. В скв. 9843 К_пр увеличиватся на 42%.