|
61 Ге радиус площади дренирования; T радиус «загрязненной» зоны; d Fw-радиус скважины. Анализ формулы (2.1) показывает, что продуктивность скважин определяется в основном величиной снижения естественной проницаемости пласта под влиянием различных технологических факторов на стадии их заканчивания и прежде всего величиной радиуса зоны ухудшенной проницаемости. К аналогичному выводу приходят авторы [93], в работе которых приведены зависимости уменьшения продуктивности скважины в результате влияния скважинной жидкости на призабойную зону. В случае снижения проницаемости призабойной зоны на глубине всего лишь 20 см от ствола скважины продуктивность ее может снизиться на 12-90 % в зависимости от степени закупоривания пласта. Влияние снижения проницаемости горной породы на продуктивность скважины убывает с увеличением расстояния от ствола скважины, то есть в случае повреждения пласта (отношение нарушенной проницаемости к первичной менее 0,5) даже на небольшую глубину продуктивность скважины существенно снижается. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта обусловлено действием различных технологических факторов на этапе заканчивания скважин и, прежде всего, свойствами применяемых технологических жидкостей. При этом, как отмечает большинство исследователей, определяющим является влияние буровых растворов, поскольку в процессе бурения и разобщения продуктивных пластов геолого-технические условия зачастую предопределяют необходимость применения технологических жидкостей высокой плотности, содержащих большое количество твердой фазы и разнообразных химических реагентов. Многообразие геологических, технических, физических и других особенностей бурения скважин не позволяет в настоящее время создать такой универсальный метод вскрытия продуктивных пластов, который позволил бы максимально сохранить естественную проницаемость горных пород, слагающих призабойную зону. Поэтому совершенствование вскрытия продуктивных пластов ведется несколькими путями, а именно: изыскание новых видов химических реагентов для обработки буровых растворов и специальных добавок для временного закупоривания поровых каналов в пласте; получение буровых растворов, жидкая фаза которых по своим свойствам была бы однородна с пластовыми флюидами; разработка методов вскрытия продуктивных горизонтов без избыточного давления на пласт. Наиболее распространенными промывочными жидкостями, применяемыми в процессе бурения в интервалах продуктивных пластов, являются в настоящее время буровые растворы на водной основе: глинистые, полимерглинистые, полимерные, с конденсированной твердой фазой. ф |
255 Р продуктивность скважины с "незагрязненной" призабойной зоной; р с 1 продуктивность скважины с "загрязненной" призабойной зоной; К и Ка соответственно естественная и "ухудшенная" проницаемость пород; Ге радиус площади дренирования; Га радиус "загрязненной" зоны; rw радиус скважины. Анализ формулы (4.1) показывает, что продуктивность скважин определяется в основном величиной снижения естественной проницаемости пласта под влиянием различных технологических факторов на стадии их заканчивания и прежде всего величиной радиуса зоны ухудшенной проницаемости. К аналогичному выводу приходят авторы [272], в работе которых приведены зависимости уменьшения продуктивности скважины в результате влияния скважинной жидкости на призабойную зону. В случае снижения проницаемости призабойной зоны на глубине всего лишь 20 см от ствола скважины продуктивность ее может снизиться на 12-90 % в зависимости от степени закупоривания пласта. Влияние снижения проницаемости горной породы на продуктивность скважины убывает с увеличением расстояния от ствола скважины, то есть в случае повреждения пласта (отношение нарушенной проницаемости к первичной менее 0,5) даже на небольшую глубину продуктивность скважины существенно снижается. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта обусловлено действием различных технологических факторов на этапе заканчивания скважин и, прежде всего, свойствами применяемых технологических жидкостей. При этом, как отмечает большинство исследователей, определяющим является влияние буровых и тампонажных растворов, поскольку в процессе бурения и разобщения продуктивных пластов геолого-технические условия зачастую предопределяют необходимость применения технологических жидкостей высокой плотности, содержащих большое количество твердой 256 фазы и разнообразных химических реагентов. Многообразие геологических, технических, физических и других особенностей бурения скважин не позволяет в настоящее время создать такой универсальный метод вскрытия продуктивных пластов, который позволил бы максимально сохранить естественную проницаемость горных пород, слагающих призабойную зону. Поэтому совершенствование вскрытия продуктивных пластов ведется несколькими путями, а именно: изыскание новых видов химических реагентов для обработки буровых растворов и специальных добавок для временного закупоривания норовых каналов в пласте; получение буровых растворов, жидкая фаза которых по своим свойствам была бы однородна с пластовыми флюидами; разработка методов вскрытия продуктивных горизонтов без избыточного давления на пласт. Наиболее распространенными промывочными жидкостями, применяемыми в процессе бурения в интервалах нефтегазоносных пластов, являются в настоящее время буровые растворы на водной основе: глинистые, полимерглинистые, полимерные, с конденсированной твердой фазой, гельсистемы и т.д. Влияние буровых растворов на водной основе на проницаемость призабойной зоны продуктивных пластов зависит от типа и состава применяемых систем. Анализ результатов вскрытия пластов бурением с промьгокой глинистыми растворами на месторождениях Башкирии, Татарии, Ставрополья, Западной Сибири показывает, что применение данных систем увеличивает сроки освоения скважин в среднем на 30-35% и снижает начальные дебиты на 15-40%. Так по данным авторов [277,278], проникновение воды в призабойную зону приводит к значительному снижению проницаемости пласта. В данном случае средняя проницаемость пласта от стенки скважины до контура питания после обработки водой, снизилась с 0,58 мкм^ до 0,25 мкм^, то есть более чем в два раза. Для осуществления проникновения глинистого раствора в пласт, последний должен иметь норовые или другие каналы большего размера, чем дисперсные частицы раствора. Каналы могут быть как естественными, так и |