4.2. Зона проникновения.

В водоносные пласты проникновение фильтрата происходит под действием динамических сил - перепады давления. В нефтегазоносных пластах участвуют еще и капиллярные силы. Под действием этих сил пластовый флюид в прискважинной части пласта замещается на фильтрат раствора. Участок от точки внедрения вытесняющей жидкости до резкого изменения водонасыщения получил название - зона проникновения.

Влияние фильтрата на коллекторские свойства пластов носит сложный характер. Во-первых, проникая в пласт, фильтрат увлажняет породу, а также способствует увеличению ее гидрофильности. Это приводит к увеличению толщины гидратных оболочек, и естественно к снижению эффективного сечения порового пространства. Повышение водонасыщенности способствует уменьшению фазовой проницаемости.

Во-вторых, присутствие в составе слагающих пласт пород, как правило, присутствует глинистая фаза. Воздействие фильтрата на последнюю вызывает ее набухание, что также ведет к уменьшению размеров пор.

В третьих, проникая в продуктивный пласт фильтрат, оттесняет пластовый флюид. Кроме того, вследствие меньшей вязкости фильтрата по сравнению с нефтью, фильтрат в порах может двигаться быстрее. В результате возможно образование смеси водного фильтрата и нефти. При движении же эмульсии в пористой среде возникают значительно большие, гидравлические сопротивления, нежели при движении однородной жидкости.

В четвертых, в фильтрате содержаться различные химическиe вещества, которые при взаимодействии с породой могут образовывать либо хорошо растворимые, либо плохо растворимые соединения. Очевидно, что при этом структура порового пространства меняется.

Снижение проницаемости коллектора под воздействием фильтрата, как правило меньше, чем в результате кольматации частицами твердой фазы. Однако глубина проникновения фильтрата в пласт, во много раз больше толщины зоны кольматации. Наиболее интенсивно фильтрат проникает в пласт в период бурения и промывки скважины. После прекращения промывки скорость проникновения уменьшается.

Кроме перепада давления и капиллярных сил на проникновение фильтрата в пласт оказывают влияние и осмотические силы. Последние возникают на контакте двух растворов с разной минерализацией, разделенных полунепроницаемой перегородкой. Они тем выше, чем больше разность концентраций. В скважине роль полупроницаемой перегородки выполняет фильтрационная корка. Высокое осмотическое давление возникает в случае разбуривания продуктивного пласта, содержащего минерализованную воду, с использованием промывочной жидкости на пресной воде.

4.3. Влияние вторичного вскрытия на продуктивность пластов

Вторичное вскрытие предназначается для осуществления связи скважины с пластом после цементирования обсадной колонны. Осуществляется с помощью метода перфорации разработки и применяются комулятотивная перфорация, пулевая, гидропескоструйная, сверлящими керноотборниками. Применяется и беспробойная перфорация. Суть ее заключается в размещении против проницаемого объекта обсадных труб с предварительно просверленными перфорационными отверстиями, которые на время спуска колонны заглушены, например: магниевыми заглушками, или из другого материала, который при воздействии определенной жидкости расплавляется и отверстия вскрываются.

К технологи: вторичного вскрытия предъявляются повышенные требования, в особенности к перфорационным средам (п. с.). Последняя не должна загрязнять призабойную зону пласта и корродировать обсадные трубы. При этом должна увеличиваться гидрофобность поверхности поровых каналов, а ее поверхностное натяжение на границе с нефтью должно быть минимальным. Фильтрат П.С. должен обладать ингибирующими свойствами к породе.

Гидрофобизация гидрофильных участков порового пространства (особенно пород сложенных глинистыми материалами) способствует предотвращению взаимодействия этих участков с фильтратом, образованию адсорбционных пленок, набуханию частичек породы. Снижение межфазового натяжения на границе П.С. - нефть способствует процессу деэмульгирования, фильтрат диспергируется на мелкие капли, легче вытесняются нефтью из призабойной зоны.

При выборе П.С. помимо названных требований следует учитывать и необходимость способствовать сохранению и увеличению проницаемости пород в зоне перфорации.

В последние годы в качестве перфорационных сред используются водные растворы хлористого натрия, хлористого кальция не содержащие твердой фазы. Их недостаток - высокое межфазное натяжение на границе раздела сред. Для его понижения в состав раствора СибНИИНГ рекомендует вводить ПАВ в частности сульфонол. Сульфонол - термостойкий ионогенный ПАВ способствует гидрофобизации глинистых пород, понижает набухаемость глинистых частиц. Не ионогенные ПАВ, например, ОП-10, также снижает набухаемость глин, но в меньшей мере. Кроме того, не ионогенные ПАВ не термостойки.

Для большей его химической активности предлагается в раствор с ПАВ вводить незначительное количество фосфорной кислоты (2,5 %). Это способствует очистке призабойной зоны пласта от окислов металлов, увеличивает проницаемость пород, не вызывает коррозии металла обсадных труб и цементного камня. Данному составу раствора была присвоена марка КПС-1.

Результатами исследований авторами было показано, что поверхностное натяжение на границе с керосином уменьшается в 4,5 раза в сравнении с поверхностным натяжением на границе водный раствор хлористого натрия - керосин.

Данный раствор не воздействует на полиэтиленовую оболочку кабеля, скорость коррозии стальных пластин меньше на 58  60 %, алюминиевых - на 55  77 %, не способствует выделению окислов железа.

Установлено его воздействие на карбонатные породы. Коэффициент восстановления проницаемости увеличивается на 32 %.

Технология использования КПС-1 следующая. Готовится заданный состав ПС из расчета заполнения колонны на 100 - -150 м выше интервала перфорации и закачивается в качестве порции продавочной жидкости на пробку при цементировании эксплуатационной колонны. В период перфорации кислотный состав находится в скважине против продуктивного пласта и к моменту перфорации твердые частицы загрязнений, находящиеся в скважине частично растворяются, частично оседают на забой. Таким образом, перфорация производятся в химически активной жидкости, не содержащей твердых частиц, что исключает дополнительное загрязнение пласта. Об этом свидетельствуют и. данные промысловых испытаний. Продуктивность возросла в 1,5 раза.

В развитие этих работ этими же сотрудниками разработана перфорационная среда КПС-2, представляющая собой гликоль - 7,0 %, соляная кислота (20 % концентрации), 10 %, фосфорная кислота 15 %. По своим свойствам она несколько уступает КПС-1 по сравнению с соляными более эффективна. Применяется перед перфорацией, путем закачивания в НКТ.

Сравнение методов перфорации (комулятотивного, гидропескоструйного - щелевого и сверлящим керноотборником) практически на однотипной перфорационной среде - раствором на основе хлоридов натрия. Освоение осуществлялось промывкой на нефть и снижением уровня, компрессированием.

Установлено, что скважины, вскрытые гидропескоструйной перфорацией перевести на устойчивое фонтанирование не удается.

Переведены на ЭЦН, при этом из-за большой величины депрессии произошли прорывы газа.

В скважинах вскрытых сверлящим керноотборником прорыва газа не наблюдалось. Дебит в этих скважинах на 36 % выше, по сравнению с опытными.