При выборе способа вхождения в продуктивную зону следует:

а) оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины;

б) определить характер насыщенности всех проницаемых пла­стов, т.е. содержат ли они одну и ту же жидкость или насыщены разными (один - водой, второй - нефтью, третий - газом и т.д.);

в) выявить устойчивость пород продуктивной зоны;

г) учесть соотношение коэффициентов аномальности пластов давлений в продуктивной толще и в расположенных выше ее проницаемых горизонтах и оценить возможную степень загрязне­ния продуктивной толщи буровым раствором в процессе бурения.

Пример 11.1. Вариант А. Продуктивная толща залегает на глуби­не 2000 м и включает три проницаемых пропластка (мощность каждо­го 7 - 8 м): первый и третий — нефтеносные, второй - водоносный. Общая мощность толщи — 80 м, пластовое давление р_пл1 = 19-5-20 МПа. Над продуктивной толщей залегают аргиллиты мощностью 25 м, а выше - доломиты с прослоями водоносных песчаников - пластовое давление

р_пл2 = 22 МПа (рис. 11.2).

Рис. 11.2. Схема вскрытия продуктивной толщи:

1,2,3 - продуктивные пласты; m - мощность продуктивных пластов.

Решение. 1. Оценивая мощность продуктивного горизонта, число проницаемых пропластков, однородность их насыщения, следует отме­тить, что требуется селективный отбор нефти, т.е. второй и пятый (см. подразд. 11.3) методы, которые отвечают этому требованию.

2. Определим коэффициенты аномальности по формуле (11.3):

3. Если использовать второй метод, то потребуется промывочная жидкость с плотностью [формула (11.7)]

Гидростатическое давление на продуктивный пласт

Разность между гидростатическим давлением и пластовым в про­дуктивной зоне

Если использовать раствор на водной основе, то возможно силь­ное загрязнение продуктивной толщи.

4. Если использовать пятый метод, то относительная плотность про­мывочной жидкости

Гидростатическое давление на продуктивный пласт

Тогда

т.е. вдвое меньше, чем при использовании второго метода.

Вариант Б. Условия идентичные, только выше аргиллитов залегает однородная толща глин (см. рис. 11.2).

Решение. В данном варианте при отсутствии проницаемых пластов в породах, лежащих выше продуктивного горизонта, целесообразно при­менять второй метод. Во-первых, это увеличит площадь фильтрации нефти, а во-вторых, при прохождении глинистых толщ можно использо­вать растворы на нефтяной основе, что позволит улучшить устойчивость глин, снизить трение между бурильными трубами и стенками скважины, а следовательно, повысить скорость бурения.

11.5. Методы обработки ПЗП для повышения ее проницаемости

Известно, что при вскрытии продуктивного пласта в нем форми­руется призабойная зона (ПЗП), где под влиянием различных факто­ров происходит заметное снижение его проницаемости и, как следст­вие, падение продуктивности скважины. Как показывает опыт, при вводе скважины в эксплуатацию пластовый флюид выносит в ствол скважины часть поступившего в пласт бурового раствора, его глини­стой фазы и фильтрата, а также частицы тампонажного раствора. Иногда объем вымываемого из пласта бурового раствора достигает нескольких кубических метров. Это удаление привнесенных веществ, как правило, сопровождается на первых этапах работы скважины повышением ее продуктивности, что свидетельствует о самопроизвольной очистке ПЗП.

Для интенсификации очистки пласта (принудительной) применя­ются различные методы. По способу воздействия на пласт их можно подразделить на механические, физико-химические и химические. Механический способ заключается в создании в скважине колебатель-

ных процессов, которые вызывают частые кратковременные депрес­сии и репрессии на пласт, способствующие промыванию ПЗП.

Наиболее часто применяют физико-химический и химический способы воздействия. При использовании физико-химического спо­соба очистки в пласт закачивают раствор специально подобранных ПАВ с оптимальной концентрацией и выдерживают там некоторое время¹. В присутствии ПАВ происходит деструкция сформировавшей­ся в ПЗП эмульсии и облегчается вынос глины, проникшей в пласт с буровым раствором.

Химическая обработка пласта предусматривает закачку в него растворов химически активных реагентов (соляной кислоты, глино- кислоты и т.п.) и их химическое взаимодействие с минеральным ске­летом коллектора и заполняющим поровое пространство веществом. Химическая обработка по виду реагента подразделяется на кислотную и глинокислотную.

Применение соляной кислоты для обработки пласта основано на способности вступать в реакцию с карбонатными породами (извест­няками, доломитами) с образованием растворимых веществ. Большое значение имеет правильное определение начальной концентрации кислотного раствора и подбор ингибирующих добавок. Повышенная концентрация вызывает интенсивное воздействие на породу и вместе с тем повышение концентрации образующихся солей, что может за­труднить их удаление из ПЗП. К тому же повышенная концентрация кислоты усиливает ее коррозионное действие на буровое оборудова­ние и инструмент. При низкой концентрации требуется гораздо боль­ший объем раствора, закачиваемого в пласт. Оптимальная концентрация соляной кислоты для обработки карбонатных пород около 10 %.

Практический опыт показывает, что при правильном проведе­нии кислотной обработки дебит скважин возрастает в 5—6 рез.

Глинокислотную обработку, т.е. обработку смесью соляной и фтористой кислот, применяют в породах с полимиктовым цементом для воздействия на его глинистые фракции. Первоначальный состав глинокислоты подбирают в зависимости от состава пород, и в сред­нем он представляет собой смесь 10- 12 % НС1 и 1 -3 % HF.

При химическом воздействии глинокислоты на разные фракции глинистого цемента образуются различные вещества, некоторые из них выделяются в виде геля. Он откладывается в поровом простран­стве и, обогащенный солями, может существенно ухудшить прони­цаемость породы. Поэтому не рекомендуется длительное время вы­держивать глинокислотный раствор в пласте. Наибольшую продол­жительность имеет реакция с гидрослюдами (до 4 ч), следовательно, для полной реакции достаточно 6 ч.

** Продолжительность воздействия ПАВ на пласт устанавливают в пределах 1 - 2 сут и уточняют практическим путем

В порах со смешанным цементом при повышенном содержании карбонатов (15—20 % и более) лучшую эффективность обеспечивает двухрастворная последовательная обработка ПЗП. Сначала закачивают раствор соляной кислоты, который выщелачивает открытые включения карбонатного вещества.

Затем в ПЗП подают глинокислоту, которая, растворяя глини­стые фракции, открывает соляной кислоте доступ к ранее экрани­рованным карбонатным частицам.

Технологическая схема химической обработки зависит от цели ее проведения и обычно подразделяется на четыре вида: обработку забоя скважины, призабойной зоны пласта (ПЗП), удаленных участ­ков пласта и многократную обработку скважины.

Забой скважины обрабатывают, создавая кислотную ванну в стволе скважины с целью очистки фильтра, перфорационных кана­лов в обсадной колонне и в цементном камне от остатков глинисто­го раствора и удаления глинистой корки со стенок скважины в от­крытом стволе. Некоторое количество кислотного раствора может проникнуть в горную породу и повысить ее проницаемость вблизи ствола скважины.

При обработке ПЗП кислотный раствор продавливают в кол­лектор для удаления из ПЗП попавшего туда глинистого раствора, а также для восстановления и повышения проницаемости пород в ПЗП.

Удаленные участки пласта обрабатывают для расширения зоны дренирования пласта вокруг ствола скважины. Для этого проводят многорастворную обработку ПЗП и удаленной зоны пласта. В от­даленную зону кислотный раствор можно закачивать с наполните­лем (отсортированный песок, стеклянные шарики и пр.) для закреп­ления трещин, раскрытых в результате гидроразрыва и выщелачивания.

Многократную обработку ПЗП проводят в коллекторах с по- лимиктовым цементом с низкой проницаемостью для ее существен­ного повышения.

В период подготовки скважины к вводу в эксплуатацию и в процессе эксплуатации практикуются и иные способы обработки пласта и повышения его проницаемости: гидроразрыв пород в ПЗП, торпедирование, виброобработка, закачка жидкого азота в пласт перед проведением кислотной обработки, термоакустическое воздей­ствие, стационарный,, и циклический электропрогрев, обработка приза­бойной зоны повырхностно - активными веществами, перфорация в открытом стволе и в обсадных трубах (пулевая, торпедная, кумулятив­ная, гидропеско - струйная), периодическое снижение давления против продуктивного пласта, эжектирование, откачку жидкости из пласта и др.

По данным Э. Юбларисова и Э. Халимова, перспективным является способ использования специальных бактерий. Если по­местить их в скважину, то они образуют колонии на поверхности

промытого водой песчаника и вскоре надежными пробками пере­кроют все крупные поры. Эксперименты показали, что проницае­мость водонасыщенных пород уменьшается при этом на 60 - ВО %. Соответственно возрастает отдача нефтеносных пород.

Интересно, что в ряде случаев достаточно закачивать в пласты только питательные вещества: аборигенная микрофлора, то есть бак­терии, постоянно живущие в нефтяных пластах, "срабатывают" не хуже привнесенных извне. Интересно и то, что бактерии для закачки в пласты не обязательно выращивать специально. Аналогичный эф­фект дает так называемый активный ил - вещество, используемое для биологической очистки сточных вод. В его составе есть нужные бакте­рии, а также простейшие, грибы, дрожжи, иногда водоросли.

Опыты с бактериями с 1981 г. ведутся на трех месторождениях объединения "Башнефть" - Игровском, Воядинском, Югомаш- Максимовском, и, как правило, дебит скважин после микробиологиче­ской обработки пластов резко увеличивается. Бактерии помогли баш­кирским нефтяникам добыть дополнительно многие тысячи тонн нефти.

Так как при вскрытии скважиной продуктивного пласта, несмот­ря на принимаемые меры предосторожности, полностью избежать его загрязнения не удается, разработка рациональной технологии после­дующей обработки призабойной зоны пласта с целью восстановления и повышения проницаемости породы-коллектора в приствольной час­ти имеет очень большое значение. При разработке технологии надо правильно выбрать способ обработки, состав применяемых реаген­тов и определить оптимальную продолжительность воздействия на продуктивный пласт.

В настоящее время для увеличения нефтегороотадчи пласта обра­зованном в ПЗП микроразрывов породы коллекторов разработан спо­соб, основанный на применении устройств, работающих на принципе создания этих микроразрывов с помощью кавитационных процессов.