Cтраница 1
Проницаемость приствольной зоны может уменьшаться при взаимодействии водного фильтрата с пластовой нефтью. При добавлении нефти к водной промывочной жидкости существенно уменьшается липкость фильтрационных корок. [1]
В результате снижается проницаемость приствольной зоны продуктивного пласта, что затрудняет вызов притока пластового флюида при освоении скважины и существенно уменьшает ее дебит, особенно в начальный период эксплуатации. [2]
Проникновение в пласт промывочной жидкости и ее фильтрата ведет к изменению прежде всего структуры норового пространства и проницаемости приствольной зоны. Степень этого изменения зависит от ряда факторов и уменьшается по мере удаления от скважины. В гранулярном пласте всю область, в которую проникли промывочная жидкость и ее фильтрат, условно можно подразделить на две зоны: зону кольматации, примыкающую к скважине, и зону проникновения фильтрата. [3]
Так как 1п ( Лк / Лс) и ( / Л очень близкие величины, то понятно, что увеличение проницаемости приствольной зоны оказывает слабое влияние на гидропроводность пласта. В то же время уменьшение проницаемости приствольной зоны может оказать существенное влияние на снижение гидропроводности пласта. [4]
Следует помнить, что некоторые компоненты, содержащиеся в пластовых флюидах ( углеводородные газы, сероводород и другие), а также некоторые химические реагенты, используемые для обработки промывочных жидкостей ( например, КССБ, хромпик, окзнл и другие) или для увеличения проницаемости приствольной зоны продуктивного пласта ( например, соляная кислота), токсичны, могут вызывать ожоги при попадании на кожу и слизистые оболочки человека, отравление или удушье. В случае применения токсичных химических реагентов персонал необходимо обеспечить спецодеждой и защитными очками и проинструктировать правилам обращения с такими веществами. Для предотвращения несчастных случаев, связанных с наличием в пластовых флюидах вредных компонентов, необходимо контролировать уровень загазованности вокруг скважины, компонентный состав газа, не допускать превышения допустимых норм концентрации вредных газов в атмосфере. На буровой должна быть аптечка с набором необходимых медикаментов, а персонал должен быть обучен пользованию ими. Если же уровень загазованности превышает норму, персонал бригады должен быть обеспечен соответствующими исправными противогазами, за работой его необходим постоянный контроль квалифицированного медицинского работника и газоспасательной. [5]
Следует помнить, что некоторые компоненты, содержащиеся в пластовых флюидах ( углеводородные газы, сероводород и другие), а также некоторые химические реагенты, используемые для обработки промывочных жидкостей ( например, КССБ, хромпик, окзил и другие) или для увеличения проницаемости приствольной зоны продуктивного пласта ( например, соляная кислота), токсичны, могут вызывать ожоги при попадании на кожу и слизистые оболочки человека, отравление или удушье. В случае применения токсичных химических реагентов персонал необходимо обеспечить спецодеждой и защитными очками и проинструктировать правилам обращения с такими веществами. Для предотвращения несчастных случаев, связанных с наличием в пластовых флюидах вредных компонентов, необходимо контролировать уровень загазованности вокруг скважины, компонентный состав газа, не допускать превышения допустимых норм концентрации вредных газов в атмосфере. На буровой должна быть аптечка с набором необходимых медикаментов, а персонал должен быть обучен пользованию ими. Если же уровень загазованности превышает норму, персонал бригады должен быть обеспечен соответствующими исправными противогазами, за работой его необходим постоянный контроль квалифицированного медицинского работника и газоспасательной бригады. [6]
Так как 1п ( Лк / Лс) и ( / Л очень близкие величины, то понятно, что увеличение проницаемости приствольной зоны оказывает слабое влияние на гидропроводность пласта. В то же время уменьшение проницаемости приствольной зоны может оказать существенное влияние на снижение гидропроводности пласта. [7]
Информацию о перспективах горизонта можно получить при опробовании в процессе бурения, пока приствольная зона скважины еще не загрязнена. Интенсивность притока зависит от разности между пла-стовым давлением и давлением в скважине, проницаемости приствольной зоны горизонта и других факторов. [8]
В процессе бурения и заканчивания скважин между скважиной и продуктивным пластом всегда возникает значительная разность давлений, под влиянием которой в пласты проникает жидкая и твердая фаза как промывочной жидкости, так и тампонажного раствора. Поступление в пласт тампонажного раствора и его фильтрата ведет к изменению структуры порового пространства и проницаемости приствольной зоны. При проникновении твердой фазы в продуктивный пласт проницаемость коллектора снижается в десятки раз и более, однако глубина проникновения фильтрата цементного раствора в пласт во много раз больше и ее влияние на коллекторские свойства продуктивных горизонтов более сложно. [9]
Применяемые в настоящее время для вскрытия продуктивных пластов на площадях разбуриваемых буровыми предприятиями Кубаньгазпрома буровые растворы еще не отвечают требованиям качественного вскрытия продуктивных пластов, хотя и обеспечивают достаточно успешную, с точки зрения технико-экономических показателей бурения, проводку скважин. Высокая репрессия на пласт и недостаточно высокий ингибирующий эффект приводят к изменению структуры перового пространства и проницаемости приствольной зоны продуктивного пласта, что в конечном итоге приводит к снижению его продуктивности. [10]
Опыты показали, что при снятии глинистой корки с образца и повторной фильтрации проницаемость закольматированной зоны уменьшается до предельных значений 0 012 - 0 015 мкм2 и остается неизменной независимо от начальной проницаемости кернов и последующих циклов кольматации. Следовательно, удаление глинистой корки с поверхности пород коллектора в среде бурового раствора приводит к значительному снижению проницаемости приствольной зоны за счет резкого увеличения кольматации пород при повторном формировании корки. [11]
Этой же формулой принято пользоваться при обработке результатов опробования пластоиспытателями. Но в процессе опробования продолжительность притока невелика, скорость его меняется вследствие увеличения давления в подпакерной зоне, а также изменения проницаемости приствольной зоны пласта ( благодаря частичной очистке последней от бурового раствора) и вязкости жидкости, фильтрующейся через эту зону. Недостаточно точно известна также работающая мощность пласта. Поэтому характеристики пласта, определенные по данным опробования, нужно рассматривать как приближенные. [12]