Проблемы освоения нефтегазовых месторождений западной Сибири (доклады и сообщения научно-технической конференции), страница 25

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.