|
^, ^ i^. ,Л^ 85 ных пластах радиус зоны проникновения за первые 15-20 суток достигает 0,8-2 м, а при длительном воздействии может увеличиться до 4-6 м и более. В газонасыщенных пластах радиус зоны проникновения фильтрата через 15-20 сут. может достигать 2-4 м, а в последующем 8-^12 м [96]. Так, при испытании пластов в скважинах на месторождениях Волгоградской области было установлено, что содержание фильтрата в единице объема пластовой жидкости, отобранной в процессе бурения, в 2-^2,5 раза меньше, чем при испытании того же объекта после окончания бурения [120]. Фактические замеры при этих испытаниях позволили определить пределы изменения поглощенных удельных объемов фильтрата, которые при глубинах скважин до 2500 м составляли 0,7-0,48 м^ (при бурении) и 0,13-0,75 м^ (после окончания бурения). Глубокое проникновение водной фазы растворов в пласт в сочетании с процессами физико-химического воздействия фильтрата с коллектором и насыщающими флюидами приводит к снижению проницаемости ПЗП и необходимости увеличивать предельные значения давлений, при которых можно осуществить вызов притока. Для глубины проникновения 0,5 м величина дополнительного давления достигает 3,5 МПа, а для глубины проникновения 2 м — до 6,5 МПа, что соответствует градиентам давления соответственно 7 и 3,25 МПа/м[121]. Если в случае вскрытия продуктивных горизонтов с высокими пластовыми давлениями отрицательное воздействие бурового раствора может быть снижено путем создания значительных депрессий на пласт, когда в системе «пласт-скважина» могут быть обеспечены большие перепады давления, то ущерб нанесенный породой призабойной зоны с низкими пластовыми давлениями устраняется с большими трудностями. Трудности возникают и при испытании пластов с низкой проницаемостью, когда даже значительные перепады давления между пластом и скважиной не позволяют получить притока жидкости из призабойной зоны. На зависимость проникновения фильтрата в коллектора от физикохимических свойств буровых растворов и, в первую очередь, от водоотдачи (фильтрации), указывают многие авторы. Исследования процесса проникновения фильтрата в пласты позволяет выделить три вида фильтрации, возникающей при бурении скважины: проникновение бурового раствора в породы пласта, расположеннью под долотом, т.е. фильтрация, опережающая процесс углубления забоя; динамическая фильтрация, которая осуществляется через проницаемые породы стенок скважины при циркуляции бурового раствора; |
280 Образовавшаяся в пористой среде пена обладает тиксотропными свойствами, то есть при градиентах давления ниже минимальных фильтрация прекрапдается и наступает состояние неподвижности. Из этого состояния она может быть выведена лишь при градиентах давлений более высоких, чем действовавших до ее остановки. В то же время пена в пористой среде ведет себя как самостоятельная фаза и значительно снижает фазовую проницаемость по газу (примерно в 16-23 раз). Степень снижения проницаемости ПЗП зависит также от глубины проникновения водной фазы буровых растворов в пласт. Глубина проникновения фильтрата в промысловых условиях зависит от величины, избыточного давления, коллекторских свойств породы, свойств бурового раствора, времени воздействия раствора на пласт. При нормированных значениях репрессии на пласт глубина проникновения фильтрата в гранулярный коллектор составляет величину от 0,25 до 0,75 м и зависит от проницаемости фильтрационной корки и зоны кольматации. Чем больше показатель фильтрации бурового раствора, тем в большем объеме и на большую глубину фильтрат проникает в пласт. В нефтенасьщенных пластах радиус зоны проникновения за первые 15-20 суток достигает 0,8-2 м, а при длительном воздействии может увеличиться до 4-6 м и более. В газонасыщенных пластах радиус зоны проникновения фильтрата через 15-20 сут может достигать 2-4 м, а в последующем 8-12 м [275]. Глубокое проникновение водной фазы растворов в пласт в сочетании с процессами физико-химического воздействия фильтрата с коллектором и насыщающими флюидами приводит к снижению проницаемости ПЗП и необходимости увеличивать предельные значения давлений, при которых можно осуществить вызов притока. Для глубины проникновения 0,5 м величина дополнительного давления достигает 3,5 МПа, а для глубины проникновения 2 м до 6,5 МПа, что соответствует градиентам давления соответственно 7 и 3,25 МПа/м [297]. Если в случае вскрытия продуктивных горизонтов с высокими пласто 281 выми давлениями отрицательное воздействие бурового раствора может быть снижено путем создания значительных депрессий на пласт, когда в системе "пласт-скважина" могут быть обеспечены большие перепады давления, то ущерб нанесенный породам призабойной зоны с низкими пластовыми давлениями устраняется с большими трудностями. Трудности возникают и при испытании пластов с низкой проницаемостью, когда даже значительные перепады давления между пластом и скважиной не позволяют получить притока жидкости (газа) из призабойной зоны. На зависимость проникновения фильтрата в коллектора от физикохимических свойств буровых растворов и, в первую очередь, от водоотдачи (фильтрации), указывают многие авторы . Исследования процесса проникновения фильтрата в пласты позволяет выделить три вида фильтрации, возникающей при бурении скважины: проникновение бурового раствора в породы пласта, расположенные под долотом, то есть фильтрация, опережающая процесс углубления забоя; динамическая фильтрация, которая осуществляется через проницаемые породы стенок скважины при циркуляции бурового раствора; статическая фильтрация, когда циркуляция раствора в скважине прекращается. На забое скважины за счет воздействия высокоэррозионных струй бурового раствора, а также вследствие обнажения новых поверхностей породы при каждом ударе зуба долота образуется очень тонкая фильтрационная корка. Ранее считалось, что самое значительное проникновение фильтрата происходит ниже долота, однако ряд последующих исследований показал, что фильтрацию в породы под долотом существенно ограничивает образующаяся внутренняя глинистая корка. Даже в том случае, когда в качестве бурового раствора используется вода, фильтрация весьма ограничена (хотя и в меньшей степени), так как поры кольматируются частицами выбуренной породы [20]. По мнению большинства исследователей наибольшую величину имеет при прочих равных условиях динамическая фильтрация [41,49,293,298 . |