Загрязнение продуктивных пластов

Загрязнение продуктивного пласта проявляется двумя путями:

• Пониженным дебитом скважины

• Более значительной, чем ожидалось, величиной скин-эффекта. Однако следует отметить, что загрязнение пласта - это лишь один из факторов, влияющих на скин-эффект. Другими факторами, снижающими продуктивность скважины, являются несовершенство вскрытия перфорацией, несовершенство заканчивания, влияние искривления скважины, влияние операций по повышению продуктивности скважины, неоднородность пласта, влияние многофазного потока, влияние перфорационных каналов, заполненных песком и гравием, эффекты, связанные с естественной проницаемостью, а не с эффектом Дарси.

Загрязнение пласта, приводящее к уменьшению проницаемости породы, может происходить несколькими методами:

• Закупорка пор твердой фазой бурового раствора, жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважины

• Гидратация и диспергирование глинистых минералов, находящихся в порах пласта

• Взаимодействие между несовместимыми жидкостями в скважине и пласте: образование эмульсий, осадков

• Изменение вязкости пластовых флюидов под влиянием полимеров

Как избежать загрязнения пласта

Чтобы уменьшить проникновение твердых частиц и фильтрата в продуктивный пласт, буровой раствор должен образовывать тонкую непроницаемую фильтрационную корку. Если фильтрат проникает в пласт: на расстояние более 51 мм от стенки скважины, он должен быть совместим с породой, т.е. он должен иметь достаточную минерализацию, чтобы ингибировать набухание пластовых глинистых минералов и их диспергирование. При вскрытии водочувствительных газоносных пластов с низким пластовым давлением следует рассмотреть целесообразность применения бурения с продувкой или применение пены в качестве циркуляционного агента для того, чтобы избежать необратимого блокирования пласта жидкостью. Следует использовать в буровом растворе водорастворимые или кислоторастворимые наполнители и утяжелители, если в продуктивном пласте ожидается поглощение. В водочувствительных песчаных пластах важным фактором может быть понижение водоотдачи цементного раствора.

Буровые растворы на нефтяной основе обычно в меньшей степени загрязняют продуктивный пласт по сравнению с растворами на водной основе. Растворы с фракционированной солью были с успехом использованы в горизонтальных скважинах, однако они не уменьшают загрязнения пласта. Фильтрационную корку такого раствора легко удалить. В противном случае такая корка может закупорить отверстия фильтра при вызове притока из пласта.

Ссылка: «Обзор проблемы загрязнения продуктивного пласта и продуктивности скважин», Крюгер Р. Ф., journal of Petroleum Technology февраль 1986 г., стр. 131-152.

Фильтрация жидкостей, применяемых при заканчивании скважин

В процессе перфорации, вызова притока установки гравийного фильтра следует использовать только чистые жидкости без твердой фазы.

Общая концентрация твердой фазы в таких жидкостях не должна превышать 200 мг/л, что эквивалентно 50 единицам непрозрачности в чистых жидкостях. Жидкости для заканчивания не должны содержать частиц, которые будут образовывать своды на поверхности породы, если ожидается значительная потеря жидкости (более 16 л на перфорационный канал). Большинство взвешенных твердых частиц должны быть более мелкими, чтобы не происходило засорения пласта в непосредственной близости от скважины. Трубы должны не иметь ржавчины, а емкости должны быть чистыми. Это поможет сохранить чистоту жидкости в скважине.

Если диаметр твердых частиц больше, чем 10% от размера входных отверстий пор, то будет происходит засорение пласта около ствола скважины. В сочетании с теорией фильтрования эти соображения дают набор обычно применяемых практических правил для определения поведения взвешенных жидкости частиц.

Ссылка: «Оценка качества воды и возможного загрязнения пласта», Баркман Дж. X., Д. Зидсон, JPT июль 1972г.

Чтобы обеспечить чистоту жидкости, следует избегать контакта жидкости с породой. В тех случаях, когда не требуется доступа к перфорационным каналам (например, при замене LCM), в жидкость для заканчивания, предпочтительнее ввести водорастворимый наполнитель для ликвидации поглощения.

Размер частиц наполнителя должен быть таким, чтобы обеспечивалось сводообразование.