Технология заканчивания скважин состоит из ряда последовательных операций: выбора конструкции забоя скважины; бурения продуктивной толщи, т. е. выбора типа и показателей свойств бурового раствора, режима бурения; цементирования продуктивной толщи; перфорации и освоения.

В ряду этих операций основным негативным фактором значительно ухудшающим продуктивность нефтяных скважин является контакт бурового раствора с продуктивным пластом во время бурения.

При этом происходит кольматация приствольной части пласта твердой фазой бурового раствора, проницаемая зона блокируется фильтратом бурового раствора; происходит физико-химическое взаимодействие фильтрата как с пластовыми жидкостями, так и с породами пласта.

Таким образом, эффективность вскрытия продуктивных отложений на основании общепринятых представлений и имеющегося опыта, зависит от геолого- физических характеристик залежи, физико- химических свойств пластовых флюидов, характеристик и показателей применяемой технологии работ на всех этапах заканчивания скважин, свойств буровых, тампонажных и специальных растворов, величин и пределов изменения забойных дифференциальных давлений по стволу скважины при бурении и цементировании обсадной колонны стенки гидравлической связи пластов и ствола скважины, нестационарности гидравлических процессов.

Одним из основных факторов, приводящих к осложнениям и отрицательным последствиям при вскрытии продуктивных отложений, является дифференциальное давление, действующее на ствол и призабойную зону скважины.

При наличии избыточной репрессии на продуктивные пласты резко возрастает негативная роль фильтрации различных флюидов и проникновения твердых частиц, кольматирующих проницаемый коллектор. Указанное усугубляется при значительных колебаниях давления в процессе спуско-подъемных операциях. Интенсивность колебаний гидродинамического давления возрастает с увеличением глубины скважины, скорости спуска или подъема бурильной колонны, вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора, а также с уменьшением зазора между стенкой скважины и бурильной колонной.

При проводке глубоких скважин высокие температуры существенно влияют на показатель фильтрации бурового раствора. Например, показатель фильтрации раствора, обработанного КССБ и содержащего 1,5 % соли, при нагреве до 200 ⁰С увеличивается в статических условиях в 6 раз, а в динамических - в 22 раза.

Отрицательное воздействие проникшей в пласт воды может проявляться многообразно. Вода, проникающая в нефтегазовый пласт:

· вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в пласте коллектора, в результате чего резко снижается проницаемость призабойной зоны;

· образует водонефтяные эмульсии, которые в ряде случаев существенно снижают проницаемость призабойной зоны;

· удерживается в пористой среде капиллярными силами и частичное вытеснение ее из поровых каналов может происходить лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины, особенно при низкопроницаемых коллекторах;

· при взаимодействии фильтрата бурового раствора с высокоминерализованной водой могут образовываться нерастворимые осадки в порах коллектора.

Значительная глинистость пород, слагающих продуктивный пласт, требует особого подхода к его вскрытию. Проникновение фильтрата в призабойную зону вызывает набухание глин, что ведет к снижению диаметра поровых каналов или даже частичной их закупорке, вследствие диспергирования и перемещения глин потоком жидкости.

Для предотвращения набухания глинистых пород наиболее часто используются ингибированные буровые растворы, т.е. растворы с добавками чаще всего минеральных солей ) хлористого калия, алюмокалиевых квасцов, хлористого кальция, извести и т. п. ).

Водные растворы большинства известных химических реагентов снижают проницаемость продуктивного пласта значительно больше, чем техническая вода, причем механизмы такого снижения проницаемости могут быть совершенно различны от увеличения набухаемости глин ( при применении диспергаторов NaOH, Na₂CO₃,УЩР) до образования нерастворимых либо студневидных осадков при взаимодействии с пластовым флюидом ( акрилаты, жидкое стекло, КССБ).

Поверхностно- активные вещества ( ПАВ), дающие эффект в одном случае, могут приводить к противоположному эффекту в других условиях.

Таким примером могут служить ПАВ или комбинации на основе анионоактивных веществ, которые положительно изменяя свойства фильтрата бурового раствора, одновременно гидрофилизируют поверхность поровых каналов, уменьшая фазовую проницаемость для углеводородной жидкости.

Это еще раз подтверждает мысль о том, что большинство исследований чаще всего носит эмпирический характер и не базируется на глубоких, комплексных знаниях природы этого явления.

Принято считать, что качество вскрытия пласта и освоения скважины характеризуется степенью изменения гидропроводности призабойной зоны и количественно выражается отношением фактической продуктивности ( гидропроводности) пласта к его потенциально возможной продуктивности

 ( гидропроводности), т. е.

5.1. Современное состояние и основные проблеы качественного вскрытия продуктивных пластов

Эффективность строительства скважин напрямую связана с их продуктивностью, а последняя с сохранением максимально возможной проницаемости коллекторов и длительности высокопродуктивной работы скважин.

Поэтому одна из основных проблем при разработке нефтяных и газовых месторождений - сохранение естественных фильтрационных свойств продуктивных пластов на разных этапах строительства и эксплуатации скважин: первичное вскрытие пород - коллекторов бурением, перфорационные работы, глушение и последующее освоение скважин, капитальный ремонт и т.п.

За последние годы актуальность проблемы сохранения потенциальной продуктивности скважин существенно возросла, в том числе и в связи с вовлечением в разработку месторождений со сложно-построенными залежами и низкопроницаемыми продуктивными пластами, к качеству вскрытия которых предъявляются более высокие требования.

Результаты исследований, а также промысловый опыт показывают, что су­ществующая технология вскрытия пластов значительно снижает продуктивность коллекторов. Достигается лишь 50-70 % потенциальной продуктивности, а зача­стую и меньше особенно для низкопроницаемых пластов (К < 0,01 мкм²) см.табл. 5.1.

Таблица 5.1.