|
# 67 Одной из причин частичного закупоривания призабойной зоны может быть значительная глубина внедрения полимерных растворов в пласт под действием высоких репрессий. В частности, результаты экспериментов [106] показывают, что безглинистые соленасыщенные растворы карбоксиметилцеллюлозы (БСР-КМЦ) весьма чувствительны к репрессии, а глубина их внедрения зависит от Р. При малых репрессиях ( Р < 2,5 МПа) через песчаник отфильтровывается в основном раствор хлорида натрия, а при Р > 10 МПа на значительную глубину (до 0,34 м) проникает собственно раствор БСР-КМЦ. В результате коэффициент восстановления проницаемости образцов керна по нефти уменьшается с 73% до 57% соответственно. Отмечаются случаи полной закупорки коллектора при вскрытии низкопроницаемых газонасыщенных пластов с промывкой БСР-КМЦ. Противоречивость результатов опытного применения полимерных буровых растворов и несопоставимость результатов лабораторных исследований обусловлены различиями геолого-технических условий вскрытия продуктивных пластов, составов растворов и отсутствием единой методики оценки влияния полимерных систем на коллекторские свойства нефтегазонасыщенных пород на стадии их разработки и внедрения. Многолетний опыт вскрытия продуктивных пластов в России и за рубежом с применением буровых растворов на углеводородной основе (РУО) показал значительное их преимущество по сравнению с промывочными жидкостями на водной основе. Данные о продуктивности скважины, продуктивный пласт в которой был вскрыт с применением раствора на нефтяной основе (РНО) и, для сравнения, с промывкой растворами на водной основе, приведены в табл. 2.4, [107]. Таблица 2.4. Влияние промывочной жидкости на продуктивность скважины при вскрытии пласта Длительность эксплуатации, мес. На нефтяной основе 8 8 Вода с добавкой (ПАВ) Пластовая вода с до8 бавкой ПАВ Глинистый 8 Буровой раствор Дебит, т/сз^ 72,0 45,0 39,0 33,0 Снижение дебита, % 0 37,5 46,0 54,0 |
262 са, а также 43 % и 48 % соответственно ПАА. На основании полученных данных авторами констатируется, что полимерные системы не могут быть рекомендованы в качестве перспективных для первичного вскрытия пластов и необходимо разработать мероприятия, нейтрализующие отрицательное действие этих систем (например, за счет использования ПСБР с неионогенными ПАВ). Одной из причин частичной закупорки призабойной зоны может быть значительная глубина внедрения полимерных растворов в пласт под действием высоких репрессий. В частности, результаты экспериментов [285] показывают, что безглинистые соленасыщенные растворы карбоксиметилцеллюлозы (БСР-КМЦ) весьма чувствительны к репрессии, а глубина их внедрения зависит от АР. Многолетний опыт вскрытия продуктивных пластов в России и за рубежом с применением буровых растворов на углеводородной основе (РУО) показал значительное их преимущество по сравнению с промывочными жидкостями на водной основе. Сравнительные данные о продуктивности скважины, продуктивный пласт в которой был вскрыт с применением раствора на нефтяной основе (РНО) и, для сравнения с промывкой растворами на водной основе, приведены в табл. 4.4 [286]. Таблица 4.4 Буровой раствор Длительность эксплуатации, мес. 8 8 8 8 Дебит, т/сут Снижение дебита. % 0 37.5 46.0 54.0 для 0,1 и 0,3 %-ных растворов На нефтяной основе Вода с добавкой (ПАВ) Пластовая вода с добавкой ПАВ Глинистый 72.0 45.0 39.0 33.0 |