С момента начала разбуривания продуктивного пласта промывочная жидкость вступает с ним в контакт и стремится проникнуть вглубь коллектора. Проникновению промывочной жидкости в пласт способствуют несколько факторов.
1. В большинстве случаев в процессе бурения в скважине поддерживают избыточное давление. Если пласт представлен гранулярным коллектором, под влиянием избыточного давления в него проникает, прежде всего, дисперсионная среда промывочной жидкости; чаще всего это вода, содержащая некоторое количество солей и химреагентов. Частицы дисперсной фазы промывочной жидкости при этом либо задерживаются на стенках скважины, образуя фильтрационную корку, либо частично проникают на 1-2 см в пласт и образуют зону кольматации.
Глубоко в пласт могут в составе фильтрата проникать лишь тончайшие, пылевидные частицы дисперсной фазы. Глубина проникновения фильтрата в гранулярный пласт под влиянием избыточного давления тем больше, чем выше водоотдача промывочной жидкости, продолжительность разбуривания пласта, скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, избыточное давление, температура; при турбулентном режиме течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве она больше, чем при ламинарном. В трещиноватый пласт под влиянием избыточного давления могут глубоко проникать не только фильтрат, но и дисперсная фаза промывочной жидкости.
2. Под влиянием капиллярных сил водная дисперсионная среда проникает вглубь пласта и оттесняет нефть (газ) от скважины. Глубина проникновения воды под воздействием капиллярных сил возрастает с увеличением поверхностного натяжения, продолжительности контакта промывочной жидкости с коллектором и уменьшением размеров поровых каналов.
3. Если минерализация промывочной жидкости существенно меньше, чем пластовой, может возникнуть осмотический массоперенос дисперсионной среды в продуктивный пласт.
Проникновение промывочной жидкости и ее фильтрата в пласт может привести к весьма существенному неблагоприятному изменению коллекторских свойств приствольной зоны и ухудшению условий получения притока пластовой жидкости по окончании бурения скважины. Так, проницаемость зоны кольматации из-за закупорки поровых каналов частицами дисперсной фазы промывочной жидкости может уменьшиться многократно. В продуктивных пластах почти всегда содержится некоторое количество глинистых и иных частиц, чувствительных к воде. Набухая в проникшем в пласт водном фильтрате, они увеличиваются в объеме и сужают (а порой полностью закрывают) поровые каналы.
Натровый бентонит набухает в пресной воде намного больше, чем другие глинистые породы. Поэтому ухудшение проницаемости коллектора, содержащего значительное количество натрового бентонита, в случае проникновения пресноводной промывочной жидкости будет более сильным, чем коллектора, где таких частиц мало. Усилению набухания могут способствовать обменные реакции на поверхности глинистых частиц в фильтрате, содержащем небольшое (до 0,5–1%) количество кальцинированной или каустической соды, жидкого стекла и некоторых других реагентов, и превращение кальциевых глин в приствольной зоне в натровые. Напротив, реакции в бесщелочном фильтрате, содержащем поливалентные катионы, например, кальция, магния, способствуют уменьшению набухания глин и в некоторых случаях могут привести даже к улучшению проницаемости.
При взаимодействии фильтрата и содержащихся в нем солей и ПАВ с минерализованными пластовыми водами, углеводородами и ПАВ, находящимися в коллекторе, возможно выпадение твердого осадка нерастворимых солей, асфальтено-смолистых веществ и парафинов и, как следствие, сужение эффективного сечения поровых каналов или закупорка части их.
Проницаемость приствольной части пласта может уменьшиться в случае образования стойкой высоковязкой эмульсии при взаимодействии водного фильтрата с пластовой нефтью.
По мере поступления в приствольную зону водного фильтрата увеличивается ее водонасыщенность, а в поровых каналах образуется двухфазная (фильтрат + нефть; фильтрат + газ) или даже трехфазная (фильтрат +нефть + газ) система. При наличии многофазной системы проницаемость коллектора для каждой фазы гораздо меньше абсолютной проницаемости. Чем больше насыщенность водным фильтратом, тем меньше фазовая проницаемость для нефти и газа.
Наибольший ущерб проницаемости приствольной зоны пласта наносится в том случае, когда в результате гидроразрыва в коллектор глубоко проникает не только фильтрат, но и дисперсная фаза промывочной жидкости.
Ухудшение проницаемости приствольной зоны пласта под воздействием рассмотренных выше факторов происходит не мгновенно. Степень ухудшения существенно зависит от продолжительности воздействия промывочной жидкости, а также от числа резких повышений гидродинамического давления в скважине: чем длительнее воздействие и тем больше число резких повышений давления, тем больше ущерб.
Способы первичного вскрытия продуктивных пластов. Под первичным вскрытием условимся понимать комплекс работ, связанных с разбуриванием продуктивного пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины в нем. Существуют несколько способов первичного вскрытия.
При одном способе (рис.1, а) к первичному вскрытию пласта приступают после того, как скважина закреплена до кровли его эксплуатационной обсадной колонной и зацементирована. После разбуривания всей (или части) толщины продуктивного пласта ствол оставляют открытым, получают приток пластовой жидкости и скважину сдают заказчику для эксплуатации.
Способ имеет ряд достоинств: 1) состав и свойства промывочной жидкости можно выбирать с учетом особенностей только данного пласта. Чтобы свести к минимуму ущерб, который наносится коллекторским свойствам пласта при бурении, можно применять специальные, достаточно дорогие виды промывочной жидкости (например, раствор на нефтяной основе); при этом общий расход такой жидкости будет минимальным по сравнению с некоторыми другими способами вскрытия, так как потеря ее в вышележащие породы исключена; 2) уменьшается расход обсадных труб и тампонажных материалов на крепление нижнего участка скважины; 3) исключается опасность загрязнения продуктивного пласта тампонажным раствором; 4) отпадает необходимость прибегать к способам вторичного вскрытия для сообщения ствола скважины с пластом. Следовательно, стоимость вскрытия может быть минимальной, фильтрация же пластовой жидкости в скважину происходит через всю поверхность ее стенок.
Этот способ можно применять только в том случае, если продуктивный пласт сложен прочной породой и не разрушается при создании сравнительно большой депрессии для получения притока, насыщен только одной жидкостью (либо нефтью, либо газом), а коллекторские свойства по его толщине изменяются незначительно.
Другой способ первичного вскрытия (рис.1, б) отличается от рассмотренного тем, что ствол скважины в продуктивном пласте укрепляют специальным фильтром, но не цементируют. Этот способ можно использовать для вскрытия слабосцемептированных коллекторов. В остальном область применения ограничена теми же условиями, что и предыдущего. По сравнению с первым здесь несколько больше расход обсадных труб.
Наиболее широко распространен способ, показанный на рис.1, в. Здесь продуктивный пласт разбуривают, не перекрывая предварительно вышележащую толщу пород обсадными трубами. Пробурив скважину в продуктивном пласте, укрепляют ее эксплуатационной колонной и цементируют. В дальнейшем, используя один из способов вторичного вскрытия, в эксплуатационной колонне и цементном камне пробивают отверстия, через которые пластовая жидкость может притекать в скважину. Способ позволяет избирательно сообщать скважину с любым по толщине участком продуктивного пласта и получать приток пластовой жидкости только из него, проводить специальную обработку этого участка с целью улучшения коллекторских свойств приствольной зоны и интенсификации притока из него, одновременно, но раздельно эксплуатировать несколько участков пласта, различающихся между собой коллекторскими свойствами, составом или свойствами насыщающих их жидкостей.
Способ имеет и существенные недостатки. Во-первых, состав и плотность промывочной жидкости приходится выбирать с учетом устойчивости, коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения не только продуктивного пласта, но и всей толщи вышележащих пород, не перекрытой предыдущей обсадной колонной. Поэтому если коэффициент аномальности в одном из вышележащих объектов существенно больше, чем в продуктивном пласте, то при разбуривании последнего придется использовать промывочную жидкость с повышенной плотностью; при этом избыточное давление на продуктивный пласт будет излишне высоким, что способствует более интенсивному загрязнению коллектора. Если для разбуривания продуктивного пласта использовать специальную, более дорогую промывочную жидкость, то потребный ее объем и стоимость будут значительно больше, чем при рассмотренных выше способах, даже если она не будет поглощаться в вышележащие породы.
Рис.1. Схемы оборудования нижнего участка скважины при вскрытии продуктивной залежи:
1 – обсадная колонна; 2 – фильтр; 3 – цементный камень; 4 – пакер или подвесное устройство;
5 – перфорационные отверстия; 6 – продуктивная залежь; 7 – потайная обсадная колонна;
8 – водоносный пласт
Во-вторых, продуктивный пласт может существенно загрязняться тампонажным раствором, поскольку избыточное давление 216 при цементировании обычно значительно больше, чем при бурении.
В-третьих, этот способ не обеспечивает устойчивости и целостности несцементированных и слабосцементированных коллекторов; под воздействием депрессии, создаваемой для получения притока, коллектор разрушается и вместе с пластовой жидкостью в скважину выносятся продукты разрушения – песок и более тонкие илистые частицы.
Иногда, чтобы предотвратить загрязнение продуктивного пласта тампонажным раствором, применяют способ вскрытия, показанный на рис. 1, г. От предыдущего он отличается тем, что нижний участок эксплуатационной колонны составляют из труб с заранее профрезерованными щелями и цементируют скважину лишь выше кровли продуктивного пласта. Способ можно применять только в тех случаях, когда применимы первые два из описанных выше. Состав и плотность промывочной жидкости здесь выбирают так же, как и при третьем из рассмотренных способов.
Если один способ первичного вскрытия показан на рис.1, д. До начала разбуривания продуктивного пласта расположенную выше него толщу пород укрепляют обсадной колонной и заколонное пространство цементируют. После разбуривания пласта скважину закрепляют потайной обсадной колонной и цементируют. Затем с помощью одного из способов вторичного вскрытия в колонне и цементном камне пробивают отверстия, по которым может притекать пластовая жидкость. Этому способу присущи основные достоинства первых трех. Если потайную (эксплуатационную) колонну цементировать лишь в нижнем интервале от забоя до сечения, расположенного немного (на 100–300 м) выше кровли продуктивного пласта, можно практически полностью исключить опасность загрязнения последнего тампонажным раствором.
Если применять потайную колонну такого же диаметра, как диаметр эксплуатационной колонны при третьем из рассмотренных способов, стоимость строительства скважины будет более высокой. Этот способ не позволяет также предотвратить разрушение коллектора при создании значительной депрессии.
Дебит скважины возрастает с увеличением поверхности ствола, через которую фильтруется пластовая жидкость. Известно несколько путей увеличения поверхности фильтрации. Один из них – создание нескольких боковых почти горизонтальных стволов, расходящихся от основной скважины по продуктивному пласту. Использовать это можно в том случае, если пласт насыщен только одной жидкостью – и сложен в основном устойчивой породой.
Литература:
Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1985.
Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М., Недра, 1984.
Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983.