Состояние призабойной зоны пласта

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 24Следующая ⇒

После вскрытия продуктивного пласта скважиной возникает призабойная зона пласта (ПЗП), в которой произошли, происходят и будут происходить различные процессы, нарушившие или нарушающие первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние породы. Радиус ПЗП точно определить невозможно. Под этим термином понимается некоторый условный средний радиус, ограничивающий зону пласта по всей его толщине, в которой происходят все процессы и явления, обусловленные вскрытием пласта. Эта зона может иметь самую разнообразную конфигурацию (рис. 2.1).

Через ПЗП из продуктивного пласта в скважину происходит фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП по сравнению с первоначальным состоянием пласта по каким-либо причинам изменились (ухудшение или улучшение), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением.

Рис. 2.1. Схема призабойной зоны пласта:

УЗП – удаленная зона пласта; ПЗП – призабойная зона пласта; р_Г – горное давление; р_б – равнодействующая горного бокового давления; r_с – радиус скважины; r_д – радиус скважины по долоту; r – радиус до произвольной точки пласта; r_ПЗП – радиус ПЗП.

Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется: литологическим составом пород, плотностью упаковки частиц породы; механическими напряжениями в породе; гидродинамическим влиянием трещин; загрязнением пород и физико-химическими процессами, протекающими в коллекторе; фильтрационным движением жидкостей, распределением давления и температуры в пласте. В силу неоднородности минерального строения коллекторов, распределение нефти и воды в капиллярах может быть весьма хаотичным.

Состояние ПЗП может ухудшаться при первичном и вторичном вскрытиях пласта, креплении скважины, глушении ее перед многочисленными ремонтами, а также в процессе эксплуатации из-за отложения в порах породы АСП, неорганических солей, механических примесей и т.п. М.Н. Персянцевым предложено четыре группы причин, вызывающих ухудшение проницаемости ПЗП при первичном и вторичном вскрытиях продуктивного пласта:

- механическое загрязнение ПЗП – засорение пористой среды твердой фазой бурового или промывочного раствора при бурении скважины;

- физико-литологическое действие воды на цемент и скелет породы – проникновение в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при первичном вскрытии пласта, прорыв посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт, набухание глинистых частиц и др.;

- физико-химические причины – проникновение в пористую среду воды и образование так называемой «водяной блокады», закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти, образование различного рода эмульсий в призабойной зоне, вспенивание фильтрата бурового раствора, адсорбция на скелете породы масляных веществ и др.;

- термохимические причины – отложение парафина и солей при охлаждении призабойной зоны.

Помимо этого, постоянное течение нефти и воды через поровые каналы призабойной зоны пласта может приводить к поляризации твердой поверхности, тем более значительной, чем больше скорость движения флюида и меньше температура пласта. В результате этого фазовые переходы в пласте (выпадение парафина, солей, выделение газа) могут изменить свою кинетику.

Таким образом, состояние ПЗП оказывает значительное влияние на фильтрацию жидкости из пласта и ее состав.

Проницаемость пласта в удаленной зоне рассчитывается, в частности, при обработке кривых восстановления давления (КВД) в координатах ∆ Р=ƒ (lg t), по методике, предложенной Р.Д. Хорнером, по формуле:

(2.14)

где i – угловой коэффициент наклона прямолинейного участка КВД;

Q₀ – дебит работающей скважины до её остановки;

μ – вязкость пластового флюида;

h – толщина пласта.

Знание данного параметра (К_уд.) позволяет рассчитать величину отношения продуктивностей (ОП), характеризующей гидродинамическое совершенство скважины по степени, характеру и методу вскрытия пласта.

Величина параметра r_с.пр. может быть определена в соответствии с методикой Р.Д. Хорнера из пьезометрических данных по формуле:

(2.15),

где А – отрезок на оси ∆ Р, отсекаемый прямолинейным участком КВД, построенной в координатах ∆ Р=ƒ (ℓ gt); æ – коэффициент пьезопроводности пласта, величина которого определяется для нефтенасыщенных пластов по формуле:

(2.16),

где m – пористость пласта; β _ж, β _n – соответственно коэффициенты сжимаемости пластового флюида и коллектора.

(2.17)

Внешние воздействия на призабойную зону пласта – длительные простои, «глушение» водой, цементные заливки – приводят к негативным процессам, осложняющим дальнейшую эксплуатацию скважины. В призабойных зонах пласта образуется водяная блокада, в результате чего снижается фазовая проницаемость для нефти и повышается для воды, конус воды поднимается из обводненных слоев в нефтенасыщенные, в результате резко падает дебит скважины и возрастает обводненность продукции [1, 2, 3, 4, 5, 6].

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 7 8 9 10 Следующая ⇒