Скважина. УДК М 79 Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин Учебно. Освоение эксплуатационных скважин
 Скачать 1.13 Mb.
|
|
4 1 2 5 3 k 1 k k 2 R c R 1 R 2 13 Снижениепроницаемостиприспускеицементированииобсад- нойэксплуатационнойколонны Конструкция скважины определяется количеством, диаметром и глу- биной спуска обсадных колонн, диаметрами ствола скважины для каждой из обсадных колонн, интервалами цементирования обсадных колонн. В большинстве скважин продуктивные толщи перекрываются обсадной ко- лонной. Заколонное пространство обсадных колонн заполняется специаль- ными цементными растворами, которые со временем затвердевают, чтобы обеспечить герметичное и прочное крепление. Стенки скважины становят- ся устойчивыми, перетоки флюидов из одних пластов или пропластков в другие предотвращаются, если качество цементирования высокое. При спуске обсадных колонн в скважину за счет поршневого эффек- та забойное давление возрастает и раствор, заполняющий скважину, будет более интенсивно фильтроваться в пласт. Степень увеличения забойного давления определяется скоростью спуска и компоновкой низа движущейся обсадной колонны (конструкция башмака, наличие или отсутствие обрат- ного клапана). Для приготовления цементных растворов применяются так называе- мые тампонажные материалы, из водных суспензий которых при затверде- вании образуется практически непроницаемое твердое тело. Прокачка цементных растворов по обсадным трубам и продавка по затрубному пространству сопряжены с очень большими затратами давле- ния на трение. Это связано с большой плотностью необлегченных цемент- ных растворов (от 1800 до 2000 кг/м 3 ), получаемых из базовых тампонаж- ных материалов, и их низкой подвижностью. Причем подвижность це- ментных растворов со временем быстро уменьшается. Возникающие очень большие давления при продавке цементных растворов могут приводить к раскрытию существующих трещин или разрыву продуктивных толщ по наиболее проницаемым слоям и уходу цементных растворов в пласт. В ре- зультате наиболее продуктивные интервалы пласта цементируются и со- вершенно исключаются из числа продуктивных, т.к. восстановить их про- ницаемость в дальнейшем не представляется возможным. Застывание или твердение цементного раствора сопровождается отфильтровыванием из него лишней воды, которая не участвует в гидратации. Количество этой воды может превышать 20 % от массы используемой твердой фазы (це- ментного порошка). Эта лишняя жидкость полностью уходит в проницае- мые толщи, еще больше увеличивая водонасыщенность породы призабой- ной зоны. Растворенные в фильтрате цементных растворов вещества при определенных условиях могут выпадать в осадок или кристаллизоваться в поровом пространстве пласта. 14 Конструкцииэксплуатационныхзабоевскважин Под конструкцией забоя скважины принято понимать комбинацию обсадных колонн и фильтров в интервале продуктивного пласта. Конструкция забоя должна отвечать требованиям сохранения естест- венной фильтрационной характеристики породы продуктивного пласта и обеспечивать: - устойчивость ствола скважины; - разобщение пропластков, насыщенных разными по составу и свойст- вам флюидами; - возможность проведения поинтервального воздействия на породу призабойной и удаленной зон пласта; - возможность проведения ремонтных работ; - возможность возврата на пропущенные или законсервированные продуктивные пласты; - длительную эксплуатацию скважины на оптимальных технологиче- ских режимах работы. Таким образом, правильно выбранная конструкция эксплуатацион- ного забоя скважины сможет обеспечить оптимальные условия вызова притока из пласта в скважину, потенциальные дебиты на установленном технологическом режиме эксплуатации скважины, а также технологиче- ские работы в скважине без осложнений. При конструировании забоев следует учитывать местоположение скважины на залежи и специфические особенности самой залежи. Принципиально эксплуатационные забои скважин можно классифи- цировать следующим образом: - открытый забой без фильтра; - открытый забой с фильтром; - закрытый забой без фильтра; - закрытый забой с фильтром. Закрытый забой, в отличие от открытого, предполагает наличие про- тив продуктивного пласта зацементированной обсадной колонны. В каче- стве обсадной колонны здесь может выступать хвостовик, если он заце- ментирован. Под фильтром здесь понимается какое-либо устройство, на- ходящееся на забое (изготовленное на поверхности или на забое скважи- ны) с целью ограничения разрушения слабосцементированных пород про- дуктивного пласта и предотвращения выноса в скважину частичек породы пласта. Одной из составных частей качественной подготовки скважин к экс- плуатации является правильный выбор конструкции эксплуатационного забоя для каждой конкретной скважины. На выбор конструкции эксплуа- тационного забоя оказывают влияние многие факторы. Основными из них являются: 15 - тип, состав и степень однородности породы пласта; - тип порового пространства породы; - устойчивость породы к разрушению; - величина проницаемости породы; - наличие или отсутствие подошвенных вод или газовой шапки; - наличие или отсутствие близко расположенных других напорных пластов; - технология разбуривания продуктивного пласта. Применение открытого забоя целесообразно, если порода пласта од- нородная и прочная. Если порода прочная, но неоднородная, то уже следу- ет применять закрытый забой. К прочным относятся породы, которые при эксплуатации скважин сохраняют устойчивость и не разрушаются под действием фильтрацион- ных потоков и вертикальной составляющей горного давления. К слабосце- ментированным относят породы, продукты разрушения которых потоком флюидов привносятся в скважины. Порода считается устойчивой к разрушению, если прочность ее при одноосном сжатии удовлетворяет условию: ( ) ( ) − + − ⋅ ⋅ − > заб пл пл п сж Р Р P H g с н 1 н 2 у , (2.1) где σ сж - предел прочности пород продуктивного пласта при одноосном сжатии; ν - коэффициент Пуассона, учитывающий относительные деформации породы по осям нагружения; ρ п - средняя плотность вышележащих пластов; g - ускорение свободного падения; H - глубина залегания продуктивного пласта; P пл - пластовое давление; P заб - забойное давление. Средние значения коэффициента Пуассона для некоторых горных пород приведены ниже: Песчаники 0,30 Песчаные сланцы 0,25 Глины пластичные 0,41 Глины плотные 0,30 Глинистые сланцы 0,25 Известняки 0,31 Часто на месторождениях отдельные пласты объединяются в экс- плуатационные объекты. Одной сеткой скважин такие эксплуатационные объекты могут разрабатываться или раздельно, или совместно, или совме- стно-раздельно. Это обстоятельство также накладывает свои условия на выбор конструкции забоев скважин. 16 Рис. 2.2. Основные конструкции эксплуатационного забоя 1 – цементный камень; 2 – эксплуатационная колонна; 6 – пакер или уст- ройство для подвески фильтра; 8 – перфорационные отверстия; 11 – корпус гравийного фильтра; 13 – продуктивный пласт; 17 скважин и условия их применения: 3 – открытый забой скважины; 4 – пакер; 5 – фильтр; 7 – потайная колонна-фильтр; 9 – потайная обсадная колонна; 10 – гравийный фильтр; 12 – проницаемый тампонажный материал; k а – коэффициент аномальности пластового давления. 18 На рис. 2.2 показаны основные схемы конструкции эксплуатацион- ного забоя скважин и условиях их применения. Представленные схемы достаточно наглядны и понятны. Рассмотрим процесс конструирования эксплуатационного забоя скважин еще с такой позиции. С точки зрения современных способов вскрытия продуктивных пластов резонно выделить два принципиально от- личающихся друг от друга варианта первичного вскрытия пласта, также определяющих конструкцию забоя скважин. Эти варианты, принципиаль- но, рассмотрим на примере очень похожих и находящихся рядом схем е и ж (рис. 2.2). По первому варианту (схема е ) продуктивный пласт разбуривают на всю толщину, не перекрывая предварительно вышележащие породы ко- лонной обсадных труб. Технология бурения в этом случае определяется не столько индивидуальными свойствами продуктивного пласта, сколько свойствами и характеристикой вышележащих горизонтов. Наиболее рас- пространенной конструкцией скважины по этому варианту является спу- щенная обсадная эксплуатационная колонна, зацементированная через башмак на необходимую высоту для перекрытия вышележащих водо-, нефте- или газопроявляющих горизонтов и перфорированная против про- дуктивного пласта. По второму варианту скважину бурят до кровли продуктивного пла- ста по технологии, обеспечивающей ускоренную и безаварийную проводку ствола. Флюидопроявляющие горизонты изолируют обсадной колонной, спускаемой до кровли продуктивного пласта, и цементированием затруб- ного пространства. После испытания колонны на герметичность разбури- вают продуктивный пласт на необходимую глубину. Кроме требования безаварийности такая технология разбуривания продуктивного пласта должна обеспечивать максимальное сохранение естественной проницаемо- сти породы пласта. В зависимости от физических свойств пород конкрет- ная конструкция эксплуатационного забоя может быть различной. Если продуктивный пласт однородный и сложен прочными хорошо сцементи- рованными породами, то скважину можно эксплуатировать с открытым эксплуатационным забоем. Если пласт сложен неоднородными породами, то пласт перекрывают хвостовиком, который часто называют потайной об- садной колонной, цементируют его, а затем скважину вторично сообщают с пластом, применяя какой-либо вид перфорации (схема ж ). Второй вариант наименее распространен, но он наиболее целесооб- разен, поскольку дает возможность применить технологию и обеспечить условия, которые в наибольшей степени сохраняют естественные фильтра- ционно-емкостные свойства породы призабойной зоны. Это несколько ус- ложняет процесс строительства скважины, зато устраняет необходимость последующего применения дорогостоящих методов воздействия на приза- бойную зону с целью восстановления ее проницаемости. Даже без приме- нения специальных технологий вскрытия продуктивного пласта преиму- 19 щество этого варианта проявляется в меньшей продолжительности контак- та бурового раствора с породой пласта. Первый вариант имеет подавляющее распространение (примерно 90% скважин) благодаря дешевизне и простоте его осуществления, воз- можности селективного сообщения скважины с любым пропластком про- дуктивной толщи, меньшей стоимости буровых работ. Однако он менее целесообразен с точки зрения качества вскрытия пластов. Недостатки его следующие: длительное воздействие бурового раствора на пласт в услови- ях больших значений репрессий; при сплошном цементировании обсадной эксплуатационной колонны с подъемом цемента на большую высоту дав- ления закачки и продавки цементного раствора могут превышать давления гидравлического разрыва пластов с уходом в пласт больших количеств це- ментного раствора; свыше 90 % воды, используемой для приготовления цементного раствора, фильтруется в пласт, при этом радиус зоны проник- новения фильтратов цементных растворов часто может превышать длину перфорационных каналов; при вторичном сообщении пласта с обсаженной скважиной с помощью перфорации на репрессии зона вокруг перфораци- онных каналов может иметь значительно пониженную проницаемость. Широкое распространение схема е получила благодаря своей уни- версальности и применимости практически при всех геолого-технических условиях. При такой конструкции забоя скважины значительно упрощает- ся борьба с водопроявлениями (например, установка цементных мостов или взрывных пакеров, если вода подошвенная, или установка кольцевых взрывных пакеров, если обоводнились промежуточные пропластки), уп- рощается регулирование продвижения водонефтяного контакта по пропла- сткам различной проницаемости и т.д. Это все благодаря тому, что в этом случае все пропластки друг от друга изолированы цементным кольцом. Таким образом, осуществить конструкцию перфорированного забоя по первому варианту можно быстрее и дешевле. Однако, из-за трудностей, связанных с освоением такой скважины с загрязненной призабойной зоной пласта, время освоения скважин может превышать время их строительства. Если еще учесть, что такие скважины в течение длительного периода вре- мени эксплуатируются с дебитами, значительно меньшими потенциаль- ных, то становится ясно, что лучше пойти на некоторое усложнение техно- логии строительства скважины, чем ускоренно сдав недоброкачественную скважину в эксплуатацию, пытаться с большими затратами средств и вре- мени довести ее до расчетной продуктивной характеристики. Назначение фильтров, являющихся составной частью конструкции забоев скважин, – задерживать механические частицы, сохраняя тем самым призабойную зону пласта от разрушения, обсадную колонну от смятия, скважину от капитального ремонта или, даже, от ликвидации. В то же время применение фильтров может сопровождаться многими недостатками, основными из которых можно назвать следующие: - механическое и коррозионное разрушение фильтров требует их за- мены. При замене требуется проведение глушения скважины и про- 20 ведение спускоподъемных операций. Глушение скважин часто при- водит к значительному снижению их продуктивности; - механическое засорение и бактериологическое зарастание фильтров приводит к снижению величины притока в скважину; - некоторые фильтры осложняют проведение ряда технологических операций на скважинах (цементирование, воздействие на призабой- ную зону, подземный ремонт); - часто применение фильтров требует установки пакерующих уст- ройств. Последние имеют также много недостатков. При применении фильтров дорогостоящих (металлокерамических или гравийных с пластмассовыми добавками) необходимо заранее тща- тельно очистить призабойную зону пласта от загрязняющего породу мате- риала. В противном случае такие фильтры очень быстро забиваются мел- кими частицами из пласта. Снижениепроницаемостиприперфорациискважин На эффективность освоения скважин большое влияние оказывает технология перфорации скважин. Более 90 % эксплуатационных скважин имеют перфорированный забой. Для вторичного сообщения пласта со стволом скважины после спуска и цементирования обсадной эксплуатаци- онной колонны применялись или применяются следующие виды перфора- ции: пулевая, торпедная, кумулятивная, гидропескоструйная, сверлящая. Первые три вида часто называют стреляющей перфорацией. В сороковых и пятидесятых годах прошлого столетия для перфора- ции скважин применялись, в основном, пулевые перфораторы, причем с горизонтально расположенными стволами. По мере распространения ку- мулятивных перфораторов (конец пятидесятых – начало шестидесятых го- дов) пулевые перфораторы с горизонтальным расположением стволов, не выдерживая конкуренции, практически перестали применяться. В послед- ние два десятилетия из пулевых в ограниченном объеме применяются пер- фораторы с вертикально-криволинейными стволами. Эти перфораторы имеют сравнительно высокую пробивную способность, но за один спуск позволяют получать небольшую плотность перфорации. Торпедные перфораторы, в которых вместо пуль используются сна- ряды замедленного действия, в настоящее время для вскрытия пластов не применяются из-за низкой пробивной способности и низкой производи- тельности работы с ними. Гидропескоструйная и сверлящая перфорации не оказывают взрыв- ного воздействия на обсадную колонну, цементное кольцо и породу пла- ста. Однако, промысловый опыт показал, что с точки зрения пробивной способности гидропескоструйная перфорация в скважинных условиях не дает существенных преимуществ по отношению к кумулятивной перфора- ции. Более того, ее осуществление требует много единиц мощной техники (насосные и пескосмесительные агрегаты, автоцистерны и т.п.), персонала, 21 а также больших затрат рабочих агентов и времени. По этим причинам широкого распространения этот вид перфорации не нашел. Сверлящая перфорация также имеет очень ограниченное применение из-за сложности собственно процесса сверления, низкой производительности, низкой на- дежности. В последние десятилетия основной объем перфорации выполняется кумулятивными перфораторами. Традиционной технологией кумулятив- ной перфорации является перфорация на репрессии, когда бескорпусные или корпусные кумулятивные перфораторы спускаются в заполненную ка- ким-либо раствором скважину на кабеле. В качестве задавочного приме- няют либо тот же буровой раствор, на котором продуктивный пласт разбу- ривался, либо раствор, специально приготовленный для перфорации. Если кумулятивный перфоратор спускается в скважину на НКТ или внутри них, то процесс перфорации можно осуществлять на депрессии. Это более рациональная технология перфорации, но она занимает в общем объеме применения кумулятивной перфорации, примерно, только десятую часть. При кумулятивной перфорации, проводимой на репрессии, на стен- ках перфорационных каналов и в породе продуктивного пласта могут про- исходить различные явления, снижающие как пропускную способность перфорационных каналов, так и проницаемость породы пласта. Рассмот- рим механизм некоторых явлений. Сущность эффекта кумуляции состоит в том, что при наличии выем- ки в заряде газообразные продукты детонации активной части взрывчатого вещества основного заряда двигаются к оси заряда и концентрируются в высокоскоростной поток, называемый кумулятивной струей. Скорость движения головной части кумулятивной струи может превышать 8000 м/с. Если выемка в заряде облицована тонким слоем металла, то вдоль его оси образуется кумулятивная струя, которая будет состоять не только из газо- образных продуктов, но и из размягченного металла. В кумулятивную струю переходит примерно 10 % массы облицовки, а остальная ее часть формируется в виде стержня сигарообразной формы, называемый пестом. Скорость движения песта составляет примерно 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем головная часть струи, пест может застревать в уже образовавшемся перфорационном канале и частично или полностью закупоривать его. В среднем закупоривание пес- том случается в каждом седьмом перфорационном канале. Такой канал уже не является гидродинамически эффективным. Появление канала со- провождается попаданием в породу пласта продуктов взрыва и продуктов разрушения преграды (обсадная колонна, цементное кольцо, порода пла- ста), а также уплотнением или разрыхлением породы пласта вокруг канала. Уплотнение породы снижает ее проницаемость. Разрыхление породы мо- жет привести к ее обрушению и закупорке перфорационного канала. Образование канала происходит за очень короткий промежуток вре- мени – менее 100 микросекунд. При перфорации на репрессии в момент появления перфорационных каналов происходит интенсивная фильтрация скважинного содержимого в продуктивную толщу через полученные кана- 22 лы. Причиной интенсивной фильтрации скважинного раствора в продук- тивную толщу являются внезапно возникающие очень большие (десятки МПа/м) градиенты давления, которые обусловлены действием статическо- го давления от столба раствора и динамических взрывных нагрузок. В ре- зультате вокруг перфорационного канала возникают зона кольматации и зона проникновения. Примерное изображение полученного на репрессии кумулятивного перфорационного канала в пористой среде показано на рис. 2.3. Технология перфорации на репрессии может приводить к многократ- ному снижению гидродинамической эффективности получаемых перфора- ционных каналов. Максимально достижимая плотность перфорации за один спуск ку- мулятивного перфоратора обычно изменяется от 6 до 12 отв./м. Величина перфорируемого интервала за один спуск также ограничена. В то же время фактически применяемая плотность перфорации часто превышает величи- ну 12 отв./м, а интервал перфорации составляет десятки и, даже, сотни метров. Поэтому при перфорации одной скважины производится, как пра- вило, многократный спуск перфораторов. Каждая повторная перфорация сопровождается задавкой в пласт через ранее образованные каналы все но- вых и новых порций раствора, заполняющего скважину во время перфора- ционных работ. Многократная кумулятивная перфорация часто приводит к отслаи- ванию цементного камня от породы пласта и от обсадной трубы. Возмож- но также растрескивание цементного камня на значительных расстояниях от интервала перфорации. Может происходить раздутие и разрушение об- садной трубы. Это приводит к преждевременному прорыву посторонних флюидов в скважину, что может существенно снизить продуктивность скважины по нефти или газу. При воздействии взрывных нагрузок на породу в пласте также могут происходить более сложные физико-химические явления (испускание электронов, свечение, протекание на поверхности зерен породы химиче- ских реакций, излучение звука, пьезоэлектрический эффект и другие), природа и последствия которых еще недостаточно изучены. Например, пьезоэлектрический эффект, получающийся при деформации зерен породы и выражающийся в возникновении дополнительных электрических полей, может существенно изменить взаимодействие породы с полярной жидко- стью, проникшей в пласт, а в некоторых случаях – полностью блокировать проводящие пути (поровые каналы) для жидкости и газа. Изложенное о кумулятивной перфорации в основном касается куму- лятивных перфораторов ПКС80, ПК105, ПР42 и др., разработанных десят- ки лет назад, которые все еще широко применяются в отечественной неф- тегазовой отрасли промышленности, но которые уже не отвечают совре- менным требованиям по пробивной способности и качеству вторичного вскрытия пластов. В сложных горно-геологических условиях, в пластах с трудноизвлекаемыми запасами эти перфораторы следует считать устарев- шими и они не должны применяться. 23 Рис. 2.3. Схематичное изображение состояния пористой среды пласта вокруг скважины и вокруг перфорационного канала (рабочие растворы на водной основе с твердой фазой, перфорация – кумулятивная в условиях репрессии): 1 – обсадная колонна; 2 – цементное кольцо; 3 – зона кольматации (бурение, цементирование); 4 – зона кольматации (перфорация); 5 – пест; 6 – зона проникновения фильтрата рабочих растворов; 7 – зона с естественной проницаемостью пласта 24 Основные направления совершенствования кумулятивной перфора- ции с позиции сохранения и повышения продуктивности скважин сле- дующие: - увеличение пробивной способности (глубина пробития, диаметр ка- налов) зарядов; - увеличение плотности (количество отверстий на один погонный метр обсадной колонны) перфорации; - максимальное соответствие гидродинамической характеристики ка- налов их геометрическим размерам. Новое поколение кумулятивных перфорационных систем, основан- ное на прогрессивных порошковых технологиях с повышенной пробивной способностью, во многом удовлетворяет этим требованиям. В настоящее время кумулятивные заряды по прогрессивным техно- логиям выпускают отечественные предприятия Арзамас-16, ВНИПИв- зрывгеофизика, Перфотех. К сожалению, оптимальными технико- техническими данными в настоящее время обладают перфорационные сис- темы, выпускаемые западными компаниями. Наилучшие глубокопрони- кающие перфорационные системы Dynawell, снаряженные кумулятивными зарядами типа RDX-Hexogen, выпускаются немецкой компанией DYNAe- nergetics. Вес взрывчатого вещества (ВВ) изменяется в этих зарядах от 10 до 32 грамм, а плотность перфорации – от 12 до 20 зарядов на погонный метр. Эти заряды обладают наибольшей глубиной пробития (1,009 м) и наибольшей чистотой каналов перфорации. Заряды выдерживают темпера- туру до 250°С и давление до 140 МПа. Заряды минимально кольматируют породу пласта и незначительно воздействуют на конструкцию забоя сква- жины. Кумулятивная струя не приводит к оплавлению горных пород на стенках пробитых каналов. В России на рубеже столетий налажено производство сертифициро- ванных систем ПКО-102 и ПКТ-89 с торговой маркой Dynajet. Эти перфо- рационные системы по своим основным параметрам аналогичны западным системам. Перфоратор ПКО-102 корпусный одноразовый с поперечным габа- ритом 102 мм предназначен для проведения глубокопроникающей перфо- рации в нефтяных и газовых скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 116 мм при давлении в интервале перфорации до 60 МПа и температуре до 150°С. Плотность перфорации 12,5 отверстий на погонный метр. По результатам теста API PR-43 получено: - глубина пробития 1009 мм, диаметр отверстия 13 мм при использо- вании зарядов Dynawell 32 g DP; - глубина пробития 752 мм, диаметр отверстия 12,8 мм при использо- вании зарядов ЗПКО-102DN. Спуск перфоратора в скважину может осуществляться как на брони- рованном кабеле, так и на колонне насосно-компрессорных труб. Перфоратор корпусный одноразовый с поперечным габаритом 89 мм (ПКТ-89Д), спускаемый на насосно-компрессорных трубах, предназначен 25 для проведения глубокопроникающей перфорации в нефтяных и газовых скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 116 мм при давлении в интервале перфорации до 80 МПа и температуре до 150°С. По результатам теста API PR-43 получено: - глубина пробития 870 мм, диаметр отверстия 10 мм при использова- нии зарядов Dynawell 24 g DP; - глубина пробития 552 мм, диаметр отверстия 10 мм при использова- нии зарядов ЗПКО-89DN. Плотность перфорации 20 отверстий на погонный метр. Снижениепроницаемостиприосвоениискважин Готовить скважину к эксплуатации следует сразу же после перфора- ции. Однако такая рекомендация на практике часто по разным причинам не выполняется. В ожидании освоения скважины порой простаивают неде- ли и даже месяцы. В течение периода ожидания освоения имеют место два следующих процесса: затухающая фильтрация под действием статического давления задавочного раствора и медленное расформирование зоны про- никновения под действием, в первую очередь, гравитационных и молеку- лярно-поверхностных сил. Считается, что в течение периода ожидания освоения в поровых ка- налах малого поперечного сечения происходит дальнейшее упрочнение связей с поверхностью порового пространства фильтрата, проникшего в продуктивную толщу при вскрытии пласта, т.е. поверхность поровых ка- налов становится более гидрофильной. По крупным порам под действием силы тяжести возможно перераспределение фильтрата от кровли к подош- ве пласта или к водонефтяному контакту. Чем больше проницаемость по- роды пласта по нормали к напластованию, тем интенсивнее может проис- ходить это перераспределение. Увеличение периода ожидания освоения скважины приводит, как правило, к дальнейшему росту водонасыщенности породы призабойной зоны, к дальнейшему снижению проницаемости по- роды для нефти и газа. Процесс освоения скважин связан со спуском в скважину различного оборудования и с закачкой в скважину различных рабочих агентов (инерт- ные газы, пены, углеводородные и водные растворы). Под действием воз- никающих при этом дополнительных динамических давлений происходит дальнейшая фильтрация в пласт тех агентов, которые в это время заполня- ют скважину. Применение методов воздействия на породу призабойной зоны с це- лью восстановления ее проницаемости связано с задавкой различных ра- бочих агентов (кислоты, щелочи, пены, эмульсии, полимеры, поверхност- но-активные вещества) в пласт на значительные расстояния от скважины. При этом на забое скважины возникают давления, значительно превы- 26 шающие величину пластового давления. Химически активные рабочие агенты и большие давления негативно влияют на обсадную колонну и це- ментное кольцо, что, в свою очередь, часто приводит к нарушению герме- тичности последних со всеми вытекающими при этом последствиями. Применяемые методы воздействия на породу пласта (методы обра- ботки) при освоении скважин предназначены для восстановления прони- цаемости породы призабойной зоны. Однако далеко не всегда результат применения этих методов бывает положительным. Отмечаются даже слу- чаи, когда продуктивность скважин после тех или иных мероприятий сни- жается. Вероятно, это связано с выпадением в пористой среде продуктов взаимодействия рабочих агентов с породой и с флюидами, насыщающими породу. Возможно также охлаждение пласта и выпадение в осадок асфаль- тосмолопарафиновых веществ. Отмечаются также случаи, когда в резуль- тате применения методов воздействия на нефтяной пласт, например, на- блюдается подтягивание конусов и прорывы воды или газа в интервалы перфорации. Преждевременное конусообразование характерно и для газо- вых залежей, подстилаемых водой. Чаще преждевременное подтягивание конусов возникает после проведения мероприятий, основанных на ини- циировании в пласте трещин. Основными причинами неудавшихся обработок обычно бывают или просчеты в проектировании геолого-технических мероприятий, или нару- шение технологии их проведения. |