Прискважинная зона

Cтраница 2

При обработке прискважинной зоны зонально-неоднородного пласта газом конденсат несколько хуже удаляется из низкопроницаемых элементов пласта. Это видно из рис. 3.54, а, на котором представлено распределение конденсатонасыщенности в призабойной зоне пласта после ее обработки газом. Характерна достаточно полная осушка низкопроницаемых разностей коллектора в зоне радиусом несколько метров от скважины, что вполне объясняется прокачкой через эту зону газа в объемах, равных нескольким сотням ее поровых объемов. Наличие в пласте участков с более высокой насыщенностью конденсатом не оказывает решающего влияния на прирост продуктивности скважины. [16]

Для обработки прискважинной зоны пласта низкопроницаемых коллекторов в добывающих, нагнетательных и разведочных скважинах, фильтрационные свойства к-рых ухудшены в процессе бурения или эксплуатации, применяется комплексная технология обработки пластов пороховыми генераторами давления совместно с кислотными композициями и др. активными жидкостями. [17]

Расчетное изменение во времени профиля насыщенности конденсатом призабоинои зоны ( по данным W.D. Me. Cain и RJV. Alexander. [18]

Иная динамика насыщенности прискважинной зоны пласта была получена в расчетах. Согласно этим данным, при эксплуатации газоконден-сатной скважины у ее забоя происходит постепенное увеличение насыщенности с установлением в конце концов определенного профиля насыщенности. [19]

Инфильтрация воды в прискважинную зону пласта с защемлением ее в коллекторе ( при использовании раствора на водяной основе) зачастую вызывает основное увеличение скин-эффекта по скважине. Как правило, проникновение водяной фазы в газонасыщенные области газовых и газо-конденсатных пластов приводит к гораздо большему сокращению относительной проницаемости коллектора для углеводородной фазы, чем это отмечается в нефтяных залежах. Данное явление объясняется тем, что одной из особенностей коллекторов многих газовых и газоконденсатных залежей, согласно данным ряда исследователей ( D.B. Bennion, R.F. Bietz, М.Р. Cimolai, Elmworth, D.L. Katz, C.L. Lundy, J.A. Masters, F.B. Thomas), является аномально низкая начальная его водонасыщенность, значительно более низкая, чем насыщенность связанной водой, присущая этому коллектору. [20]

Созданный искусственно в прискважинной зоне пласта несколько выше водонефтяного контакта прослой водонепроницаемого вещества, назначение которого - замедлить процесс обводнения скважины подошвенной водой ( близк. [21]

Схема образования конуса воды. [22]

Образование конуса воды в прискважинной зоне ведет к вынужденному капитальному ремонту для изоляции подошвенных вод, увеличению себестоимости добываемой нефти и нерентабельности добычи нефти из таких скважин. [23]

Общее количество образующихся в прискважинной зоне пузырьков газа зависит от многих факторов: интенсивности и частоты акустического поля, разницы концентраций газа в нефти и в воде, вязкости нефти, минерализации, газонасыщенности воды и многих других. [24]

Ухудшение фильтрационных свойств в прискважинной зоне обычно связано с проникновением твердой и жидкой фазы бурового раствора в пласт-коллектор, формированием зон кольматации и проникновения фильтрата. Фильтрат бурового раствора взаимодействует с породой и пластовым флюидом. В результате изменяются проницаемость, пористость, глинистость и удельное электрическое сопротивление прискважинной части пласта. Эти изменения отражаются на регистрируемых характеристиках. [25]

Кроме пластовой глины в прискважинной зоне пласта могут заходиться илисто-глинистые частицы, попадающие в процессе 5урения и заводнения. Фильтрующийся через глинистый песчаник юдный раствор ПАВ вступает в физико-химическое взаимодействие с глинистыми частицами, вызывая их набухание и щспергирование. При закачке воды происходит перенос щспергированных частиц в глубь пласта, что приводит к за-супорке поровых каналов. В связи с этим может сильно сни-щться проницаемость пород и уменьшиться скорость фильтрации кидкости. С целью проверки некоторых наших рассуждений были доведены экспериментальные работы по изучению влияния вод-амх растворов ПАВ на набухаемость пластовой и буровой глин. [26]

Анализ фактических изменений фильтрационной характеристики прискважинной зоны указывает на их широкий диапазон. На месторождениях ПО Коминефть продуктивность в результате ухудшения фильтрационных свойств прискважинной зоны может уменьшаться в 27 раз, на месторождениях Белоруссии - в 18 раз, на Самотлорском месторождении - в 23 раза. В среднем более 50 % всех пластов имеют в 2 раза меньшую продуктивность, чем потенциальная, 25 % - в 4 раза и 10 % пластов - в 10 раз. [27]

Как указывалось выше, размеры прискважинной зоны пласта, имеющей пониженную или повышенную проницаемость, могут быть достаточно велики ( до 5 - 10 м), и поэтому при интерпретации результатов испытания в пластах, подверженных глубокому загрязнению, необходимо учитывать нестационарные явления, происходящие в призабойной зоне пласта. [28]

По форме КВД оценивают состояние прискважинной зоны пласта. [29]

Для максимального сохранения естественной проницаемости прискважинной зоны пласта вскрытие его бурением следует производить на малоутяжеленных и облегченных растворах под регулируемым давлением при герметизируемом устье с использованием вращающегося превентора. При отсутствии превентора репрессия на пласт должна быть минимальной. Взаимодействие фильтрата промывочной жидкости и цементного раствора с флюидами и минералами пласта не должно приводить к разбуханию глин, образованию эмульсий, гелей, изменению вязкости, выпадению нерастворимых осадков. [30]

Страницы: 1 2 3 4