Длительные простои скважин (ожидание обустройства после бурения, ожидание ремонта или ликвидации парафино-гидратных пробок) приводят к значительному снижению продуктивности или даже полному прекращению притока, причем обычные методы вызова притока (промывка и продувка скважин, закачка в призабойную зону углеводородов и различных ПАВ, повторная перфорация) далеко не всегда приводят к возобновлению работы скважины и почти никогда к восстановлению первоначальных параметров.
Очевидной причиной такого явления представляется сокращение притока углеводородов вследствие снижения проницаемости приза-бойной зоны. Одной из гипотез механизма снижения проницаемости
74
предполагается кольматация ПЗП выпадающими из пластового флюида тяжелыми УВ асфальтен-церезинового ряда. Однако такой механизм мало вероятен, поскольку содержание этих УВ в нефтях не превышает 0,2-0,3%, а градиенты температур, давлений и "обилие газа" в ПЗП при остановках скважин, которые,собственно,и предопределяют возможность такой дезинтеграции флюида, препятствуют этому процессу. По той же причине более вероятно выпадение асфальтенов и церезинов при интенсивной работе скважины. При этом через призабойную зону фильтруются значительные объемы тяжелых УВ и при правильности данной гипотезы поровое пространство призабойной зоны должно закупориваться. Однако такое явление не наблюдается. Примером может служить многолетняя устойчивая работа скважин на фонтанном режиме.
Значительно более корректен другой механизм. При бурении в пласт продавливается большой объем бурового раствора и его фильтрата, причем при освоении и эксплуатации скважины они выносятся чрезвычайно медленно и период освоения и исследования скважины не обеспечивает полный вынос техногенных жидкостей. Кроме того, по данным исследования керна, для Уренгойского месторождения характерна высокая остаточная водонасыщенность пласта (30-50%). При эксплуатации нефтяных скважин отмечается наличие пластовой воды, хотя и в небольших (не более 1-2%) количествах. При нормальной работе скважины эта вода и водные растворы частично выносятся в эмульгированном виде, а частично накапливаются на забое ниже башмака НКТ. При остановке скважины вода и водные растворы постепенно оседают в стволе, накапливаясь на забое. При глубине скважины 3000м столб воды при 5%-ном ее содержании составит 150 м и при плотности ее, равной 1,05 г/см (фильтрат - до 1,1 г/см и более), давление такого столба будет не менее 1,5 МПа. По мере гравитационной дифференциации продукта в стволе на забое накапливается водная фаза, которая со временем смыкается с остаточной влагой пласта, вытесняя УВ из пор ближней ПЗП, что приводит к резкому падению проницаемости по УВ. Таким образом, компенсация образовавшейся при работе скважины депрессионной воронки произойдет в основном накопившейся на забое водой. Примером могут служить поинтервальные замеры давлений в простаивающих скважинах. На всех без исключения объектах плотность забойной пачки колеблется от 0,81 до 0,95 г/см . В отдельных скважинах она достигает 1,18 г/см , в то время как в рабочих скважинах плотность забойной пачки колеблется от 0,64 до 0,68 г/см . Тем самым призабойная зона пласта оказывается запертой водной фазой,
75
причем тем сильнее, чем более эта фаза минерализована сильными электролитами (хлориды и сульфаты щелочных металлов и кальция и т.п.) и чем длительнее простой.
Кроме того, вместе с водной фазой оседают и частично возвращаются в пласт дисперсные минеральные частицы, кольматирующие поры.
В результате при освоении скважины слабо проницаемые продуктивные слои к работе не возвращаются и даже повторное вскрытие их при перфорации не преодолевает "запертой" зоны, а чем большая доля эффективной мощности приходится на такие слои, тем меньше продуктивность скважвны и тем меньше вероятность возобновления ее работы после длительного простоя.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.