Прискважинная зона

Cтраница 3

Изменение радиуса ореола протаивания при растеплении пластов скважиной.| Восстановление естественной температуры в растепленном массиве пород. [31]

Установлено, что температурное поле прискважинной зоны мерзлых пород ( рис. 52) изменяется во времени медленно, несмотря на то, что перепад между скважиной и массивом был значительным и составлял 65 - 70 С. [32]

Изменение физических свойств пласта в прискважинной зоне определяется как свойствами пластовой системы, так и технологическими возмущениями, вносимыми в пласт в процессе сооружения скважины и ее эксплуатации. В подавляющем большинстве работ по изучению продуктивности скважин ухудшение фильтрационных свойств прискважинной зоны пласта связывается с поражением ее глинистым раствором. Это обусловлено тем, что традиционные технологии вскрытия пластов бурением предусматривают создание давления в скважине, превышающего пластовое. Чаще всего при бурении используются промывочные жидкости на водной основе, и, в частности, преимущественное применение получили глинистые растворы. Глинистый раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперсной фазой которой являются глина и частицы выбуренных горных пород. Внедрение глинистого раствора в пласт-коллектор происходит в ходе бурения скважины под действием репрессии на него. При этом возникают сложные многофазные многокомпонентные фильтрационные течения с компонентным разделением глинистого раствора по пространству прискважинной зоны. [33]

Для ликвидации водного барьера в прискважинной зоне пласта в последнее время гидроразрыв осуществляется с применением жидкого азота, что дает неплохие результаты. Для обработки газоносных пластов используются также поверхностно-активные вещества и спирт с добавкой моющего препарата. [34]

Для повышения содержания нефти в прискважинной зоне пласта в нагнетательную скважину было закачано 50 т безводной нефти с температурой около 8О С, что обеспечило заполнение перового объема в прискважинной зоне в радиусе нескольких метров. [35]

Состояние фильтрационных свойств коллектора в прискважинной зоне пласта в значительной мере определяется не только процессами формирования зоны проникновения, но и условиями ее расформирования. Именно на стадии расформирования зоны проникновения устанавливается определенное распределение флюидонасыщения коллектора в этой области пласта. Основные процессы, определяющие расформирование зоны проникновения, - капиллярная пропитка, диффузия и гравитационное перераспределение фаз, а также гидродинамическое ( газодинамическое) давление, создаваемое в ходе отбора пластовых флюидов из скважины. Известно, что коэффициент капиллярной пропитки практически никогда не превышает 10 - 4 м2 / с, коэффициент диффузии углеводородных газов в воде составляет около 10 - 9 м2 / с, а максимальная скорость гравитационного перемещения воды в самых благоприятных условиях не превышает 0 1 - 0 2 м / год. Поэтому следует ожидать, что процессы диффузии, гравитации и капиллярной пропитки не могут восстанавливать те изменения свойств коллекторов, которые произошли за счет внедрения в него фильтрата промывочной жидкости. Определенное восстановление исходных фильтрационных свойств коллектора происходит за счет фильтрации газа в скважину. [36]

Схема виброочистки. [37]

Виброобработка происходит после образования в прискважинной зоне режима фильтрации, достаточно близкого к режиму капиллярного запирания вытесняемой фазы. Это значит, что ненулевой поток вытесняемой фазы обусловлен в основном эффектом вибровоздействия. [38]

Вместе с тем из-за влияния сопротивления прискважинной зоны расчеты коэффициента пьезопроводности по формуле (IV.5.6) оказываются недостоверными, и эту формулу можно использовать только для определения расчетного радиуса скважины г с, характеризующего ее сопротивление. [39]

Таким образом, ухудшение фильтрационных характеристик прискважинной зоны при вскрытии пластов бурением является причиной ухудшения технологических показателей разработки, что приводит к существенным потерям нефти. [40]

Влияние пластового давления на процесс обработки прискважинной зоны пласта жидкими растворителями, как и обработки ее сухим газом, может быть продемонстрировано на примере результатов расчетов для условий, близких к условиям эксплуатации скважин Астраханского ГКМ. В рассматриваемой серии расчетов задавались коллекторские свойства пластов, соответствующие скв. [41]

Характер радиального изменения напряженного состояния в прискважинной зоне может быть оценен частотным зондированием скважин на двух существенно различающихся разносах глубинного прибора. Различия в скоростях упругих волн, полученные на двух зондах, должны быть исправлены на влияние фильтрата бурового раствора, глубину проникновения которого-в пласт оценивают боковым электрическим зондированием или другими методами. [42]

В том же направлении сказывается и кольматация прискважинной зоны в запускной скважине. Кроме того, расхождения оказываются меньше для условий непрерывного запуска - в сравнении с пакетным или импульсным. [43]

Результаты анализа материалов по определению физических свойств прискважинной зоны пластов показали, что степень этих изменений зависит от геологических и технологических факторов. [44]

Изменение продуктивности скважин из-за ухудшения фильтрационных параметров прискважинной зоны пласта обычно отражается в понятии скин-эффекта. Впервые оно было введено в нефтегазодобыче Van Everdingen и Hurst, которые отметили несоответствие замеряемых на скважине депрессий вычисленным их значениям. Примечательно, что Van Everdingen и Hurst использовали понятие скин-эффекта только для случая ухудшения коллек-торских свойств призабойной зоны пласта. [45]

Страницы: 1 2 3 4