Комплексные виброволновые технологии интенсификации притоков

Промысловый опыт показывает, снижение продуктивности скважин происходит еще в начале строительства скважины и продолжается в процессе эксплуатации. Обусловлено это, как низкими коллекторскими свойствами трудноизвлекаемых продуктивных пластов, так и загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП) разного рода кольматантом. В процессе всего времени эксплуатации скважин до полного истощения проявляются факторы, уменьшающие дебиты нефтяных и газовых скважин. По оценке специалистов можно выделить две группы факторов, влияющих на снижение дебитов скважины во времени: - изменение режима эксплуатации всего месторождения; - изменение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП. К первой группе можно отнести динамику пластового давления (перепада давлений забойного и пластового), изменение приведенного радиуса скважины и радиуса контура питания скважины. Снижение пластового давления приводит к неуклонному снижению дебитов добывающих скважин, несмотря на повышение депрессии. При этом возникает опасность снижения забойного давления в добывающих скважинах ниже давления насыщения нефти газом, особенно при разработке малопродуктивных нефтяных пластов, содержащих высоковязкую нефть, когда существует режим истощения пластовой энергии. Основная группа факторов влияет на изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) призабойной зоны пласта. От состояния фильтрационных характеристик зависит режим эксплуатации и производительности скважин.

Причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП при первичном и вторичном вскрытии продуктивного пласта, принято делить на четыре группы: 1) группа, обуславливающая механическое загрязнение ПЗП; 2) физико-литологическая группа, приводящая к разбуханию пластового цемента при контакте с водой; 3) физико-химическая группа; 4) термохимическая группа. К причинам, обуславливающим механическое загрязнение ПЗП, относятся: - засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового или промывочного раствора при бурении и эксплуатации скважины. В зависимости от коллекторских свойств, твердая фаза глинистого раствора проникает на большие расстояния - до сотни метров - закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или тампонажным цементом в процессе крепления скважин; - проникновение глинистого и особенно тампонажного раствора в трещины, что в несколько раз может снизить среднюю проницаемость ПЗП; - обогащение ПЗП коллоидно-дисперсной системой за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрации и пластового флюида в процессе спуско-подъемных операций - ухудшение проницаемости призабойной зоны во время эксплуатации скважины вследствие кольматации минеральными частицами, выносимыми жидкостью из удаленных зон пласта. Физико-литологическая группа причин ухудшает проницаемость ПЗП вследствие действия пресной воды на цементирующие материалы и скелет породы. Это ухудшение обусловлено: - проникновением в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при первичном вскрытии пласта; - прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт.

К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся: - проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовыми флюидами; - возникновение капиллярного давления, которое проявляется при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой 90 избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания 90 оно способствует ее вытеснению - закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти; - образование эмульсии в гидрофобной среде, образование «бронированной» эмульсии в крупнозернистой среде, в основном в трещинах; - ухудшение проницаемости вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованной пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания.

К группе термохимических причин, приводящих к ухудшению проницаемости при изменении термодинамического равновесия в ПЗП, относятся: - отложение парафина на скелете пласта в залежах с низкой пластовой температурой; - проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее охлаждение их, способствующее отложению солей и ухудшению проницаемости призабойной зоны. Степень ухудшения продуктивности скважин в процессе первичного и вторичного вскрытия зависит от множества факторов, таких как: - качество буровых растворов, используемых при вскрытии пласта; - статическая и динамическая репрессия на продуктивный пласт; - число спуско-подъемных операций во время разбуривания продуктивного пласта; - проницаемость пород призабойной зоны пласта; - время контакта бурового раствора с породой ПЗП и др. Таким образом, существует множество причин, потенциально способных ухудшить фильтрационно-емкостные характеристики при бурении и эксплуатации скважин. В связи с этим процесс вскрытия пласта является одним из важнейших элементов, составляющих понятие об оптимальности системы разработки нефтяных месторождений.

Высокое фильтрационное сопротивление в ПЗП может быть обусловлено характеристиками пласта, способами вскрытия, а также факторами, вызывающими частичную закупорку микроканалов и, соответственно, ухудшение проницаемости пласта. Наиболее выраженное фильтрационное сопротивление находится в зоне кольматации. Как показывают результаты исследований, выполненных различными авторами, зона кольматации - это часть призабойной зоны пласта, где сосредоточены как механически задержанные в порах твердые частицы, так и частицы самой пористой среды. Для повышения продуктивности скважин необходимо очистить (декольматировать) пористую среду. Декольматациянеобходима, во-первых, для разрушения агрегатов частиц, во-вторых, для освобождения задержанных частиц из пор-ловушек и, в-третьих, для удаления частиц из пористой среды.