Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Обеспечение эффективной гидродинамической связи скважины с пластов при вторичном вскрытии

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Обеспечение эффективной гидродинамической связи скважины с пластов при вторичном вскрытии"

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНО-КдЦСТРУКТОРСКИЙ ИНСТИТУТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ ЭНЕРГИИ а ОД ВЗРЫВА В ГЕОФИЗИКЕ

(АО ВНИПИ взрывгеофизика)

I. з Ын

На правах рукописи

ГАЙВОРОНСКИЙ ИВАН НИКОЛАЕВИЧ

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ СВЯЗИ СКВАЖИНЫ С ПЛАСТОМ ПРИ ВТОРИЧНОМ ВСКРЫТИИ

Специальность : 04.00.12. - Геофизические методы поисков и разведки сторождений полезных ископаемых.

ДИССЕРТАЦИЯ в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Тверь - 1998

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профес академик РАН Шемякин

Доктор технических ] Лукьянов

Доктор технических наук, профе!

Ловля 1

Ведущая организация : АО "Башнефтегеофиз

Защита состоится 9 апреля 1998 г. в 15 ^ на заседании диссертационнс совета Д 163.13.01 в научно-производственном предприятии по геофизичесн работам, строительству и заканчиванию скважин (АО НПП "Гере") по адрес 170034, г. Тверь, проспект Чайковского, д. 28/2, конференц-зал.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библио НПЦ "Тверьгеофизика"

Диссертация в виде научного доклада разослана^!? марта 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Фионов/

Раменская типография 3. 497-1998 г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Повышение эффективности разведки месторождений нефти и газа и их последующей разработки в значительной мере зависит от качества заканчива-ния скважин, наиболее важным этапом которого является вторичное вскрытие пластов - перфорация скважин.

В разведочных скважинах качественное вскрытие продуктивных пластов перфорацией при условии качественного вскрытия бурением и разобщения пластов является определяющим фактором для сокращения сроков сооружения и испытания скважин, вывода их на уровень рентабельного дебита, оценки запасов углеводородов. Для эксплуатационного бурения^ это получение максимальных дебитов, повышение коэффициентов извлечения нефти, создание наилучших условий для последующего применения методов интенсификации притоков и нефтеотдачи пластов, продления сроков эффективного использования скважин.

Перфорация скважин, составляющая небольшую долю в общем объеме и времени строительства скважин, по мнению большинства специалистов является главной операцией, от результатов которой зависит судьба не только скважины, но и месторождения в целом.

Известно, что при вскрытии продуктивных пластов бурением происходит интенсивное воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП) инородных жидкостей, приводящее как к физической закупорке поровых каналов твердыми частицами, образованию коллоидных систем, так и к проникновению фильтратов буровых растворов, значительно уменьшающих их фазовую проницаемость для пластовых флюидов как за счет химических, так и физических процессов. Последующее цементирование колонны, особенно когда его производят за один этап подъема цемента до устья, приводит к защемлению жидкости затворения в замкнутом объеме и, иногда, к гидроразрыву и цементированию образовавшихся трещин.

В этих условиях перфорационные каналы выполняют не только функции сообщения пласта со скважиной. Процесс образования перфорационных каналов, во-первых, сопряжен с весьма интенсивными взрывными нагрузками на скелет породы, приводящими к уплотнению или разрушению породы вокруг канала, во-вторых, происходит интенсивное воздействие на границах раздела порода-жидкость. Поэтому процесс сообщения пласта со скважиной перфора-

цией является одновременно и мощным импульсным воздействием на ПЗП и, вследствие этого, результаты вторичного вскрытия пластов определяются не только и не столько геометрическими размерами перфорационных каналов. Пропускная способность каналов перфорации, являясь и комплексной гидродинамической характеристикой, служит основным интегральным показателем количественной связи скважины с пластом в различных геолого-технических условиях.

Лабораторные работы по определению влияния различных факторов на эффективность вторичного вскрытия пластов и интенсификацию притоков и промысловые исследования различных технологий и методик заканчивания скважин и составляют основное содержание работы.

Цель работы

Разработка и совершенствование технологии и методики вторичного вскрытия пластов, а также интенсификации притоков взрывными и импульсными методами, обеспечивающих эффективную гидродинамическую связь скважины с пластом, что, в свою очередь, позволяет достоверно решать геологические задачи по определению параметров коллекторов и повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений.

Основные задачи диссертационной работы

- Анализ влияния условий вскрытия пластов бурением на эффективность последующих работ в скважинах.

- Экспериментальные исследования гидродинамической эффективности перфорационных каналов в различных геолого-технических условиях.

- Развитие теоретических основ и усовершенствование аппаратурно-методического обеспечения качественного вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков.

- Разработка системы управления качеством вторичного вскрытия продуктивных пластов.

- Обоснование методики оценки качества вскрытия пластов по промысловым данным.

- Исследование и разработка метода высокоэнергетического воздействия на ПЗП с использованием маловязких безопасных горючеокислительных составов (ГОС).

- Анализ и обобщение результатов применения разработанных технологий в различных геолого-технических условиях.

Научная новизна

- На основании теоретических и экспериментальных исследований

доказано, что свойства заполняющей скважину жидкости и величина репрессии в момент перфорации оказывают более существенное влияние на эффективность вскрытии пластов, чем геометрические размеры создаваемых перфорационных каналов.

- Научно обоснована и разработана методика оценки гидродинамической эффективности перфорационных каналов применительно к различным геолого-техническим условиям вскрытия пластов.

- Разработана методика оценки гидродинамического совершенства скважин по результатам совместного использования гидродинамических исследований методами установившегося отбора и по кривой восстановления давления.

- Методами математического моделирования процессов взрывного и импульсного нагружения пласта научно обосновано использование мощных воздействий на призабойную зону пласта с помощью горюче-окислительных составов, обеспечивающих создание протяженных трещин без нарушения целостности крепи скважин.

Автором выдвигаются для публичной защиты следующие научные положения:

- Необратимые последствия некачественного первичного вскрытия продуктивных пластов, бурением не могут быть полностью устранены качественным вторичным вскрытием перфорацией и требуют дополнительного применения различных методов воздействия на пласт.

- Качество вторичного вскрытия пластов определяется не столько размерами создаваемых перфорационных каналов, сколько технологией и методикой перфорации.

- Использование при интенсификации притоков пороховых генераторов давления и горюче-окислительных составов обеспечивает комплексное высокоэнергетическое (механическое, термохимическое и волновое) воздействие на ПЗП, что приводит к резкому уменьшению фильтрационных сопротивлений, не оказывая разрушительного влияния на крепь скважины.

и результаты:

- Методика и аппаратура для исследования гидродинамической эффективности перфорационных каналов в различных геолого-технических условиях.

- Комплекс методических приемов по определению гидродинамического совершенства скважин в промысловых условиях и по исследованию влияния различных факторов на качество вскрытия пластов.

- Комплекс прострелочно-взрывной аппаратуры и методика его примене-

ния в различных геолого-технических условиях для обеспечения эффективной гидродинамической связи скважины с пластом.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований доложены на Всесоюзных и региональных конференциях, семинарах, школах передового опыта (VI научно-техническая конференция, Москва, 1969; выездная экспертная комиссия секции глубокого разведочного бурения НТС Мингео РСФСР, Ухта, 1980; IVтеоретическая школа-семинар "Термодинамика процессов нефтедобычи", Тюмень, 1985; секция НТС Мингео СССР, Тверь, 1986; I и II Всесоюзные научно-технические конференции "Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин", Ивано-Франковск, 1987, 1988; Всесоюзное совещание "Техника и методика прострелочно-взрывных работ в скважинах", Хадыженск, 1988; Всесоюзный семинар по ПВР, Джубга, 1990; Всесоюзное совещание по ПВР, Геленджик, 1991; Деловой клуб АИС, Гурзуф, 1994, 1995, 1997)

Реализация результатов работы

Основные положения диссертационной работы изложены в методических разработках по рациональной технологии вскрытия продуктивных пластов, руководящих документах, инструкциях, учебном пособии.

Использование рекомендаций только на месторождениях Куйбышевского Поволжья позволило сократить сроки освоения скважин и ввести скважины в эксплуатацию с повышенным дебитом и получить фонтанные притоки на площадях, где при обычных методах вскрытия подъем жидкости был возможен только механическим способом.

Практическая ценность работы

На основании выполненных исследований разработаны и внедрены методики и технологии качественного вскрытия пластов перфорацией. Показано, что одним и тем же техническим средством для вскрытия пластов в различных условиях можно получить разительно отличающиеся результаты в зависимости от условий в скважине, т.е. показано, что в процессе перфорации определяющими являются технология и методика работ.

Выданные рекомендации позволяют получать при перфорации существенно лучшие результаты даже незначительным изменением управляемых параметров, о чем сказано в разделе "Реализация результатов работы".

Показано, что при некачественном вскрытии продуктивных пласто! бурением даже самые современные средства для перфорации скважин не позволяют получить потенциально возможные дебиты. В этом случае необ-

ходимы технологии вскрытия, обеспечивающие эффективность последующей обработки взрывными и импульсными методами. Выданные рекомендации позволяют повысить качество работ по интенсификации притоков. .

Публикации и использованные материалы

Основные научные положения и практические результаты освещены в монографии и учебном пособии, 28 статьях, 7 изобретениях, 3 методических разработках и более 25 научных отчетах, выполненных во ВНИПИвзрывгео-физике и Ухтинском индустриальном институте. В основу диссертации положены результаты 35-летних исследований в области технологии и методики вторичного вскрытия пластов и инуенсификации притоков.

Личный вклад автора состоит в научном руководстве и непосредственном участии в работах по разработке и совершенствованию аппаратурно-методиче-ского комплекса для вскрытия пластов и интенсификации притоков в геолого-технических условиях различных регионов страны (Европейский Север, Западная Сибирь, Урало-Поволжье), анализе его применения и в обеспечении внедрения разработанной технологии и методических приемов в нефтегазовой и разведочной отраслях страны.

При выполнении работ по теме диссертации были использованы геолого-геофизические и эксплуатационные материалы по многим месторождениям и регионам и результаты лабораторных исследований на установке "Пласт", созданной автором для этих целей.

Вопросами создания техники, технологии и методики вторичного вскрытия пластов и интенсификации притоков занимались Н.Г.Григорян, С.А.Ловля, В.П.Челышев, В.С.Замахаев, Л.Г.Петросян, Ю.В.Тюкаев, ПАБродский, В.М.Тебякин, П.В.Вольницкий, Б.М.Беляев, А.Р.Ликутов, Н.С.Санасарян, А.М.Дуванов и др., с которыми автор работал в тесном контакте и которым благодарен за сотрудничество и полученные советы и консультации.

Объем и структура работы

Диссертация в форме научного доклада состоит из общей характеристики работы, шести разделов, заключения, содержащего основные выводы, и списка печатных работ автора по теме диссертации.

РАЗДЕЛ 1

ВЛИЯНИЕ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ БУРЕНИЕМ ПА РЕЗУЛЬТАТЫ ПОСЛЕДУЮЩИХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

Многие авторы признают тот факт, что процесс заканчивания скважин, включающий вскрытие продуктивного пласта бурением, цементирование ствола скважины, ее перфорацию, последующее освоение или испытание, следует рассматривать как единый цикл, в котором все операции должны быть взаимосвязаны и направлены на единую цель - качество заканчивания скважины. При этом технология работ каждого этапа заканчивания должна быть построена исходя из технологии работ предыдущего этапа и позволять максимально эффективно использовать весь арсенал средств и технологий на остальных этапах. Иными словами, специалисту по вторичному вскрытию пластов необходимо строить стратегию выбора технологии и методики не только на основе геолого-геофизических характеристик объекта, но и из его состояния после разбуривания и цементирования, предусмотрев, при необходимости, обеспечение последующего эффективного воздействия на пласт.

Поскольку в настоящее время технология вскрытия продуктивных пластов бурением практически не отличается от технологии бурения всего ствола, то и особенности физических свойств и состава коллекторов и насыщающих их жидкостей при этом, как правило, не учитывают. При выборе типа и состава промывочной жидкости обычно стремятся подобрать ее свойства удовлетворяющими условиям ускоренной и безаварийной проводки ствола скважины до проектной глубины без учета необходимости сохранения коллекгорских свойств продуктивного пласта. А так как буровые растворы в большинстве случаев представляют собой суспензии тонкодисперсных минеральных (глинистых) частиц в воде и водных растворах солей и полимеров, то в результате проникновения в пласт фильтрата бурового раствора и его твердой фазы проницаемость пласта в призабойной зоне в той или иной степени ухудшается, что затрудняет приток пластового флюида в скважину в процессе ее освоения и последующей эксплуатации [25].

Изучением вопросов влияния буровых растворов на качество вскрытия продуктивного пласта бурением в течение длительного времени занимались многие специалисты отраслевых, академических и вузовских коллективов под руководством ВААмияна, Н.Н.Михайлова, В.М.Подгорнова, Р.ПАхмадеева, Р.С.Яремийчука, А.Х.Мирзаджанзаде, Э.М.Симкина, Н.М.Касьянова, Г.Т.Овнатанова, К.Ф.Жигача, КФ.Пауса, М.С.Винарского и многих других.

Известно, что приток жидкости к забою гидродинамически совершенной скважины, т.е. скважины, эксплуатирующей круговой пласт открытым стволом и не имеющей измененной проницаемости в призабойной зоне, з случае соблюдения закона фильтрации Дарси, описывают формулой Дюпюи:

Рзаб' _ 2икЪАР ,

и* Ц1п (Як/хе) \11п(Кк/Гс)

где:

0С - дебит скважины, мг/с\

к - коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования,

л*2;

А - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; Р^ - давление пласта на контуре питания скважины (пластовое давление), 77а; Рмб - давление в скважине в интервале продуктивного пласта (забойное давление), Па; АР - депрессия на пласт, Па; у - динамическая вязкость жидкости, Па.с; 7\ - радиус кругового контура питания скважины, м; гс - радиус скважины по долоту, м.

Отношение ЛР/О = принято называть фильтрационным

сопротивлением на продвижение жидкости количеством 0 по пористой среде от Ль до гс. Нетрудно видеть, что при логарифмическом распределении давления вокруг работающей скважины основные фильтрационные сопротивления сосредоточены в непосредственно прилегающей к забою скважины зоне пласта. Так, если приток осуществляется от находящегося на расстоянии 300 м контура питания до стенки скважины гс = 0,1 м, то половина всех фильтрационных сопротивлений в пористой среде приходится на прилегающую к скважине зону радиусом всего 5,5 м [33]. Поэтому даже незначительное ухудшение проницаемости в этой зоне приводит к существенному снижению дебита скважины и, наоборот, воздействие на призабойную зону с целью увеличения ее проницаемости на небольшую глубину часто приводит к резкому возрастанию дебита скважины.

В процессе вскрытия продуктивного пласта бурением происходит комплексное воздействие на коллекгорские свойства пород в результате проявления физико-механических и физико-химических факторов [25,26]. Под действием репрессии в поры продуктивного пласта могут проникать как фильтрат бурового раствора (инородная для пласта жидкость), так и диспергированные в среде бурового раствора твердые частицы. В общем случае в пласте возникают

две зоны измененной проницаемости: зона проникновения фильтрата (ЗПФ) радиусом В-2 и зона кольматации радиусом

Дебит такой, гидродинамически несовершенной скважины, с двумя зонами измененной проницаемости, определяют по формуле:

о - 2пкЬАР

где - скин-эффекг от загрязнения ПЗП при бурении, находимый по формуле:

Бб = Р11п{Л1/гс) + Р21п(Д2/Я1) -1п(Л2/гс) (3)

где ¡¡1 и р2 " степень ухудшения проницаемости в зоне кольматации и ЗПФ, соответственно.

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины, определяемый как ц> = (>¿0; = [1п(Л1с/гс)]/[1п(Лк/лс) + 5'6], может быть значительно меньше единицы. В отсутствие зоны кольматации величина <р для 11к = 300 м, гс - 0,1 м составляет 0,6 при Я2 - 1 м и рг = 2 и 0,4 при ^ = 3 м и р2 = 4, т.е. дебит такой скважины, даже если эксплуатировать ее открытым стволом, составит величину в 1,6 - 2,5 раза ниже потенциальной. Как показывают многочисленные исследования, наибольшее ухудшение проницаемости имеет место в зоне кольматации. Однако, поскольку размер этой зоны для реальных пористых пластов не превышает 2-4 см, то при последующем вторичном вскрытии пластов каналы перфорации свободно проходят через нее и негативная роль этой зоны слабо сказывается на совершенстве перфорированной скважины (33).

Хуже обстоит дело с проникновением фильтрата. Проницаемость даже относительно неплохих коллекторов (0,4 - 0,6 м/см1) при воздействии водой с добавкой 0,5% КМЦ ухудшается в 2,6 раза, при воздействии силикатно-соле-вым раствором - в 50 раз. Глубина проникновения фильтрата зависит, в основном, от величины репрессии в процессе бурения, скорости образования глинистой корки, времени воздействия раствора и для низкопроницаемых коллекторов может составлять несколько метров.

Таким образом, широко распространенная в настоящее время технология вскрытия продуктивных пластов с применением буровых растворов на водной основе значительно ухудшает эксплуатационные характеристики скважин. Такая технология особенно губительно сказывается на качестве вскрытия

низкопроницаемых пластов, так как у них не возникает защитный экран из глинистой корки и зоны кольматации. Поэтому в пласт беспрепятственно проникает большое количество фильтрата, хотя именно такой пласт нужно предохранить от проникновения инородной жидкости, ибо он очень слабо восстанавливает свою проницаемость. Наоборот, при данной технологии бурения достаточно хорошо защищены от проникновения фильтрата высокопроницаемые пласты, хотя в этом нет особой необходимости, поскольку они почти полностью восстанавливают свою проницаемость. Отсюда можно заключить, что технология вскрытия продуктивных пластов на репрессии с использованием буровых растворов на водной основе отвечает требованиям вскрытия высокопроницаемых пластов и абсолютно неприемлема для низкопроницаемых.

Поэтому необходимо шире применять не наносящие ущерба призабойной зоне технологии вскрытия продуктивных пластов: бурение на равновесии или даже на депрессии с использованием вращающихся превенторов; применение растворов на нефтяной основе; использование инвертных эмульсионных растворов, в которых внешней дисперсионной средой является нефть или ее производные; использование аэрированных жидкостей и пен; продувка забоя газом и т.д.

Существующая технология цементирования обсадной колонны в большинстве случаев предполагает ее спуск до забоя скважины и цементирование за один цикл с подъемом цемента до устья. Этот вариант имеет широкое распространение ввиду простоты его осуществления, возможности селективного сообщения скважины с любым пропластком продуктивной толщи, меньшей стоимости буровых работ, хотя он наименее целесообразен с точки зрения качества вскрытия продуктивных пластов. Недостатки его очевидны: длительное воздействие бурового раствора на пласт в условиях высоких репрессий; при сплошном цементировании с подъемом цемента на большую высоту давление закачки может превысить давление разрыва с уходом в пласт больших количеств цементного раствора; свыше 90% воды, используемой для приготовления цементного раствора, фильтруется в пласт, при этом величина зоны проникновения фильтрата цементного раствора часто превышает длину перфорационных каналов.

Широкое распространение этот вариант получил благодаря своей универсальности и применимости практически во всех геолого-технических условиях. Кроме того, при такой конструкции забоя скважины значительно упрощается борьба с водопроявлениями (установка цементных мостов или взрывных пакеров, если вода подошвенная; установка кольцевых взрывных

пакеров, если обводнились промежуточные пропластки), упрощается регулирование продвижения водонефтяного контакта по пропласткам различной проницаемости гидродинамическим путем - применением перфораторов различной пробивной способности с различной плотностью перфорации и т.д.

В настоящее время подавляющее большинство скважин имеет конструкцию забоя по этому варианту и достаточно большой промысловый материал свидетельствует о следующем. Ускоренная проходка ствола скважины до проектной глубины осуществляется довольно быстро. Достаточно сказать, что большинство буровых бригад достигло производительности до 5-6 тыс.м на станок в месяц, т.е. на бурение одной скважины глубиной 3-4 км затрачивают 15-20 дней. Однако, из-за трудностей при освоении скважины с загрязненной призабойной зоной время освоения зачастую превышает время строительства скважин. Если же учесть, что такие скважины в течение длительного времени работают с дебитами значительно ниже потенциальных, то несомненным становится вывод: лучше пойти на некоторое усложнение варианта заканчива-ния скважины, чем, ускоренно сдав недоброкачественный объект (скважину), пытаться с большими затратами средств и времени довести его до кондиции. Промысловый опыт показывает, что правильный выбор бурового раствора для заканчивания скважин является определяющим в результативности их освоения. Так, фильтраты гуматных растворов резко снижают проницаемость призабойной зоны по сравнению с фильтратами хлоркальциевых глинистых растворов. Все эксплуатационные объекты, вскрытые с применением хлоркальциевых глинистых растворов на месторождениях Западно-Сибирской низменности дали промышленные притоки нефти, а почти 50% скважин вскрытых с УЩР, промышленного притока не дали. На Тахта-Кугультинской и Расшеватской площадях Ставропольского края благодаря вскрытию продуктивных пластов с продувкой газом удалось увеличить дебит газовых скважин на 30%. Однако, после заглушения скважин глинистым раствором при больших временах воздействия притоки газа значительно уменьшились, а в некоторых скважинах приток после этого получить вообще не удалось [9]. Таким образом скважина, как объект для вторичного вскрытия пластов, в большинстве своем представляет собой исходный продукте априорно заниженными характеристиками. С целью заинтересовать буровые бригады в конечном продукте и качественном вскрытии продуктивного пласта нами предложена система материального стимулирования этих работ (12).

При существующей системе оценки проводки скважин основным показателем является скорость проходки, характеризующая, в конечном счете, сроки

ввода скважин в эксплуатацию из бурения. В "угоду" этому показателю подбирают и свойства промывочных растворов, и технологию бурения. При этом, как правило, игнорируют требования сохранения естественной проницаемости пласта в призабойной зоне, этого основного параметра при последующей эксплуатации скважин. В связи с этим наносится значительный ущерб дальнейшей эксплуатации скважины из-за проникновения в пласт больших количеств бурового раствора.

Разработанная нами методика позволяет устанавливать количественную характеристику качества вскрытия пластов после бурения скважин, а, следовательно, и учитывать ее при стимулировании работников буровых организаций за качественное заканчивание скважины.

Предложено после окончания бурения скважины и проведения перфорации проводить ее исследование с определением коэффициента продуктивности по индикаторной диаграмме и коэффициента гидропроводности по кривой восстановления давления и рассчитывать коэффициент гидродинамического совершенства скважин, который и позволит оценить качество сдаваемого буровиками объекта.

Следует отметить, что за последние годы активно разрабатывают и начинают широко применять технические средства и технологии, обеспечивающие эффективную изоляцию продуктивных пластов от бурящейся скважины за счет неглубокой, но надежной их кольматации их твердой фазой буровых растворов или специальными добавками в растворы.

РАЗДЕЛ 2

ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ КАНАЛОВ ПЕРФОРАЦИИ

Формирование кумулятивными зарядами перфорационных каналов в пласте имеет следующие особенности. При схлопывании металлической облицовки при детонации заряда в кумулятивную струю переходит только незначительная часть ее массы. Остальная же часть образует движущийся со скоростью порядка 1000 м/с стержень сигарообразной формы, называемый пестом. Обладая меньшей кинетической энергией и бблыпим диаметром, чем головная часть струи, пест может застрять в образовавшемся перфорационном канале.и частично или полностью закупорить его. Как показали лабораторные эксперименты, около 15% всех перфорационных каналов оказываются полностью закупоренными застрявшим в обсадной колонне пестом [8,9].

При проникновении струи в преграду расширение канала происходит за

счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала, вследствие чего диаметр канала обычно превышает диаметр самой струи. Однако, благодаря этим процессам возникает изменение структуры порового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. При этом, в зависимости от свойств породы и условий в скважине, в момент перфорации может иметь место как уплотнение породы, так и ее разрыхление. Это объясняется тем, что после прохождения волны сжатия в породе происходит схлопывание газового пузыря в образовавшемся перфорационном канале. В результате, если прочность породы на растяжение мала, обратная волна - волна растяжения - может создать зону обрушения породы, значительно превышающую первоначальный размер канала. Так, при отстрелах по слабосцементиро-ванным песчаникам, где средний диаметр канала в породе равен 10 мм, зона обрушения достигает 20-35 мм. В тех же случаях, когда порода имеет высокий предел прочности на растяжение, происходит уплотнение породы вокруг каналов с той или иной степенью снижения проницаемости [10].

Следует также обратить внимание на то, что хотя кумулятивная струя имеет высокую температуру (900-1000 °С), плавления горной породы не происходит ввиду кратковременности процесса образования канала (менее 100 мкс). Поэтому стенки каналов не имеют ни видимых следов оплавлений, ни ухудшения проницаемости вследствие воздействия этого фактора [9,33].

Существующая технология вторичного вскрытия пластов перфорацией обычно предполагает спуск перфоратора в скважину на каротажном кабеле в интервал перфорации с заполнением скважины тем же буровым раствором, на котором происходило вскрытие продуктивного пласта бурением. В момент связи скважины с пластом в последний через перфорационные каналы под действием статического перепада давления и динамических взрывных нагрузок фильтруется буровой раствор. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как фильтрат раствора, так и твердые частицы из него. Кроме того, при воздействии на призабойную зону через перфорационные каналы взрывных нагрузок в пласте могут происходить следующие механоактивационные процессы: испускание электронов (механоэмиссия), свечение (механолюми-несценция), испускание звука (акустоэмиссия), пьезоэффекг и другие. В результате механоактивации поверхность твердого тела приходит в неравновесное активное состояние, поверхностный центр (атом на поверхности) путем перехода из электронно-колебательного в электронное возбуждение становится активным и способным вступать в реакции с молекулами окружающей среды. За счет пьезоэффекта возникающие в кристаллах электрические поля могут

существенно изменить взаимодействие породы с проникающей в пласт полярной жидкостью, а в некоторых случаях и полностью блокировать эти проводящие пути для жидкости [33].

В породе-коллекторе возникает внутреннее электрическое поле довольно высокой напряженности и протекает ряд электромагнитных процессов. В зависимости от направления вектора поляризации породы внутреннее поле может способствовать или препятствовать движению флюидов в скважину. В связи с этим в разведочных скважинах возможны как ложные притоки углеводородов, так и временное их отсутствие. Расформирование охваченной поляризацией прискважинной зоны с нарушенной проницаемостью может длиться сутки, месяцы и даже годы.

При этом наиболее сильно электромагнитные эффекты проявляются в породах, сложенных мелкодисперсными минералами (алевролиты, известняки высокоглинистые песчаники с проницаемостью менее 0,2 мкм1). Эти обстоятельства могут привести как к пропуску продуктивных объектов или к ошибочному заключению, так и к завышению фильтрационно-емкостных параметров пласта.

Вскрытие пластов стреляющими перфораторами в большинстве случаев обеспечивает хорошее качество гидродинамической связи скважины с пластом. Однако, в сложных геолого-технических условиях и на больших глубинах перфорация не всегда эффективна, что объясняется, с одной стороны, недостаточной мощностью выпускаемых аппаратов, с другой - значительным преобразованием физических и физико-химических свойств прискважинной зоны пласта как в процессе бурения, так и в процессе перфорации [8).

Такие явления еще недостаточно изучены, однако, имеющийся лабораторный и промысловый материал позволяет сделать некоторые выводы и дать практические рекомендации по выбору наиболее целесообразной технологии вторичного вскрьггия пласта.

Как показали исследования, проведенные американскими нефтяными компаниями, два канала перфорации оказались одинаковыми по величине расхода жидкости через простреленную мишень, хотя один из них, созданный кумулятивным перфоратором, имел длину 7-9 дюймов, а другой, полученный пулевым перфоратором - всего 2-3 дюйма [33].

Для оценки качества гидродинамической связи скважины с пластом с помощью перфорационных каналов, полученных в различных условиях, введено понятие коэффициента гидродинамического совершенства канала под которым понимают отношение расхода жидкости через перфорированную

в реальных условиях мишень (дф) к расходу жидкости через идеальный канал тех же размеров при прочих равных условиях. Из определения следует, что коэффициент совершенства канала является аналогом коэффициента гидродинамического совершенства скважин и имеет тот же смысл [7].

Нами сконструирована, изготовлена и опробована установка "Пласт" для определения гидродинамической эффективности действия кумулятивных перфораторов, в основном корпусных, а также бескорпусных малой мощности [б].

На установке "Пласт" можно моделировать различные условия вскрытия пластов перфорацией и последующего освоения скважины. Одним из основных узлов установки является кернодержатель, в котором воссоздают условия призабойной зоны.

При лабораторных исследованиях вопросов вскрытия нефтяного пласта возникает необходимость получения образцов горных пород широкого диапазона коллекгорских и физико-механических свойств с одинаковыми для каждой исследуемой партии параметрами. Керновый материал из пробуренных скважин, естественно, не отвечает этим требованиям, поэтому в настоящее время существует несколько методов получения искусственных пород как в виде насыпных моделей, так и в виде сцементированных кернов.

Наиболее широко применяют методику получения искусственных песчаников из смеси кварцевого песка и маршалита с использованием в качестве связующего водного раствора жидкого стекла, заимствованную из литейного дела (изготовление литейных форм).

Приготовленные по этой методике керны с различным содержанием песка и маршалита исследовали на пористость, проницаемость, скорость распространения упругих колебаний, твердость по штампу (условную, т.к. не всегда удавалось наблюдать хрупкий скол) и прочность на сжатие при одноосном раздавливании [17].

Проницаемость искусственных кернов, в зависимости от концентрации песка, охватывает основной диапазон изменения ее в естественных условиях (0,068 - 3,880 мкм1).

Прочностные свойства искусственных кернов, а также скорость распространения в них упругих колебаний представляют важные характеристики для изучения вопросов механического воздействия на породы и вскрытия пластов перфорацией. В процессе отработки технологии изготовления кернов получена четкая зависимость между пористостью искусственных образцов, их твердостью и прочностью, причем для одной и той же пористости величины твердости и прочности больше в области более мелких пор (меньших гидравлических

радиусов). Так, при пористости 31% прочность на сжатие составляет 9,4 МПа для мелких пор и 5,5 МПа для более крупных пор.

Для проведения экспериментов по изучению влияния различных факторов на гидродинамическую эффективность каналов перфорации в качестве единой мишени использованы керны с хорошей воспроизводимостью их Характеристик, благодаря соблюдению режимов прессования, сушки и обжига (см. таблицу 1).

Табл.1

Основные характеристики искусственных кернов

Плотность образца, г/си3

сухого .............................................. 1,817

насыщенного 5% раствором NaCl......................... 2,180

Прочность на сжатие, МПа .................................. 46,0

Скорость распространения упругих колебаний, м/с

в сухом образце........................................ 2277

в насыщенном......................................... 3000

Пористость, %

общая ............................................... 30,7

эффективная.......................................... 30,2

Проницаемость по керосину, мкм1............................ 0,274

Установка высокого давления состоит из сосуда высокого давления и гидравлической части, позволяющей воссоздать различные условия перфорации на депрессии и репрессии с определением коэффициентов совершенства каналов [6].

Сосуд высокого давления с помещенным в нем кернодержателем и камерой для отстрелов зарядов корпусных перфораторов изображен на Рис.1. Корпус сосуда 2 изготовлен из толстостенной трубы (сталь марки 20ХН). Затвор 1 типа "байонет" изготовлен из термически обработанной стали марки 45ХС. Сосуд высокого давления позволяет создавать в нем гидростатические давления до 60 МПа и подрывать заряды с массой ВВ до 22 г флегматизированного гексогена.

В сосуд 2 на толстостенных трубах подвешивают кернодержатель 5, к которому крепят камеру 3 для отстрела зарядов. Кернодержатель представляет собой толстостенный цилиндр с двумя привинчиваемыми к нему крышками, при этом нижняя крышка крепит цилиндр с поршнем 8. Конструкция керно-держателя такова, что позволяет не только создавать регулируемый обжим

керна по боковой поверхности, но и контролируемый обжим по оси, что полностью воссоздает условия залегания породы на глубине.

Недостаток проводившихся до сих пор отстрелов по мишеням при давлении состоит в том, что влиянию горного давления на глубину пробития не уделяли достаточного внимания, тогда как известно, что физические свойства горных пород, особенно их механические характеристики, в значительной степени зависят от горного давления.

На установке высокого давления существует возможность создавать горные давления до 150 МЛа, что примерно соответствует глубине 6000 м. От трубопровода внутри камеры высокого давления первая линия 10 идет на боковой обжим керна Р, цементного камня 11 и обсадной колонны 12, вторая же линия 7идет в полость под поршнем 8. Таким образом, как с торца, так и по боковой поверхности керна создают одинаковое давление гидрообжима или горное давление. Для передачи горного давления по боковой поверхности керна применяют резиновую рубашку б из нефтемаслостойкой резины марки 3826. Подачу пластовой жидкости осуществляют по трубке 4.

Последовательность работ на установке высокого давления может быть описана следующим образом.

Камеру высокого давления заполняют используемой при перфорации жидкостью. После сборки кернодержателя с укрепленной на нем камерой для отстрела и подвески его к затвору всю сборку опускают в сосуд высокого давления. Создают горное давление, в среднем превышающее пластовое в 2,5 раза, затем устанавливают величины пластового и гидростатического давлений, которые поддерживают в заданных пределах. Производят подрыв заряда, при этом сообщаются между собой полости внутри камеры высокого давления и до керна, т.е. полости гидростатического и пластового давлений. Создают перепад давления либо из "пласта в скважину", либо из "скважины в пласт" и в течение некоторого времени поддерживают его на заданной величине. После стабилизации потока количество прошедшей через керн жидкости тщательно замеряют в мерной колбе. Расход жидкости через простреленную мишень, отнесенный к расходу этой же жидкости при этих же условиях через керн с обеими открытыми торцами, представляет собой величину коэффициента потока (А^), полученного в данных условиях.

Для определения коэффициента совершенства перфорационного канала необходимо коэффициент потока, полученный в реальных условиях, соотнести с коэффициентом потока для идеализированных условий, т.е. для чистого канала тех же самых геометрических размеров. Получение данных для идеализированных условий возможно двумя путями - либо математическим решением задачи, либо проведением экспериментов на электролитических моделях по методу электрогидродинамических аналогий (ЭГДА).

Математическая модель представляет собой цилиндр радиусом \ и высотой Не непроницаемой боковой поверхностью. По оси цилиндра имеется отверстие радиусом гс и глубиной h [5].

Задача сводится к отысканию потенциальной функции Ф, удовлетворяю-

щей уравнению Лапласа при определенных граничных условиях.

В работе рассмотрены два случая: 1) когда приток жидкости происходит только через стенки отверстия и 2) когда кроме этого существует еще приток жидкости через верхний торец. Второй случай соответствует отслаиванию цементного блока от торца керна в процессе перфорации, так что фильтрация происходит и по торцевой поверхности.

Задача решена в предположении, что жидкость движется раздельно по цилиндрику радиусом гс и высотой Н-А и по цилиндру между радиусами Ик и гс на высоте Н с притоком всего количества жидкости либо только к стенке отверстия, либо к стенке отверстия и торцу керна. Для этого на невскрытой части отверстия радиусом гс по длине Н-А необходимо задать условие непроницаемости, а именно дФ/дг— 0. Однако, такая задача со смешанными граничными условиями, в данном случае разрывными, весьма трудна и конечным ее результатом будет система уравнений с бесконечным числом неизвестных, которую, как показал М.М.Глоговский, можно урезать для приближенных вычислений. Поэтому для упрощения решения в работе осуществлен переход к задаче с однородными граничными условиями.

ИАЧарный показал, что замена одного распределения давления на стенке несовершенной по степени вскрытия скважины другим, эквивалентным ему, незначительно сказывается на дебите такой скважины. В нашем случае условие непроницаемости стенки отверстия радиусом гс на длине Н-И заменено заданным законом распределения, подобранным наиболее близким к реально существующему из физических соображений. В связи с этим было проверено аналитически влияние закона распределения давления на величину расхода жидкости, для чего в случае закрытого верхнего торца решены две задачи: с прямолинейным распределением давления по длине Я-А и с логарифмическим. Задачу решали методом Фурье - методом разделения переменных с удовлетворением искомой функции всем граничным условиям.

Коэффициент потока для случая притока жидкости только к отверстию (случай закрытого верхнего торца) в предположении линейного распределения давления по стенке отверстия на длине Н-Н определяется следующей формулой:

где: рс = г^/Н - относительный радиус отверстия,

рк = Ry/H- относительный радиус модели, eh = h/H - относительная глубина отверстия,

U0 [я (л+ 1/2) рс) -Г, [я (л+1/2) Стг (л+1/2) рс] ] [я (л+1/2) Pjc] . J„ [я (л+1/2) рс) £7, [я (n+l/2) рс] -I, (я (л+1/2) .(я (л+1/2) рс) ] +К, [я (л+1/2) рк] . 10 [я (л+1/2) рс]

/„, К^, /„ к, - функции Бесселя первого и второго рода нулевого и первого порядка мнимого аргумента.

Коэффициент потока этого же случая, но для логарифмического распределения давления определяют по следующей формуле:

Peí 1 4 у Si [п (л+1/2) ej-six (л+1/2) C/Jn (л+1/2) рс] 1

л*!рИЬ-е„+я2рс1пеп2/ (л+1/2)2 * t/0[7i (л+1/2)рс] /

Сходимость рядов в полученных формулах достаточно хорошая, так что для нахождения коэффициентов потока обычно достаточно первых 6-10 членов. Построенные по этим формулам графики К„ ~Леь) показывают, что некоторое расхождение в величинах Кл имеет место только для еь < 0,4; для значений eh > 0,4 наблюдается почти полное совпадение их значений, т.е. замена одного распределения другим незначительно сказывается на величине коэффициента . потока.

В работе проведена проверка полученных аналитических решений на электролитической модели. Электролитическая модель мишени представляет собой цилиндр из диэлектрика с металлическим дном, служащим первым электродом. Вторым электродом, имитирующим перфорационные каналы, являлись медные стержни. В качестве электролита использовали обычную водопроводную воду, выдержанную в комнате с целью ее стабилизации и удаления пузырьков воздуха. Источником питания служил генератор звуковых колебаний Г3-38 с максимальной выходной мощностью 5 Вт и частотой до 200 кГц. В процесс проведения опытов величину напряжения поддерживали равной 15 Д а частоту - 1500 Гц.

Из теории элеюрогидродинамических аналогий (ЭГДА) известно, что величина тока пропорциональна величине расхода жидкости через керн, а падение напряжения на электродах пропорционально перепаду давления на концах керна при заданных граничных условиях.

Полученные на модели ЭГДА значения К„ для безразмерных радиусов каналов рс = 0,005; 0,01; 0,015; 0,02; 0,025; 0,03; 0,04; 0,05 и для относи-.

тельных длин каналов eh = 0; 0,1; 0,2; 0,3; 0,5; 0,7; 0,9 были сведены в графики К„ = А^ъ!- Сопоставление экспериментальных данных с теоретическими кривыми дало хорошее совпадение. Некоторое расхождение в коэффициентах потока наблюдали только при малых глубинах каналов. Лучшее совпадение было получено для логарифмического распределения давления на невскрытой части мишени [5].

Для упрощения решения аналогичных задач прием замены неизвестного закона распределения давления каким-либо другим, подбираемым из простых физических соображений, вполне приемлем.

Сравнение полученных расчетных данных с аналогичными расчетами американских авторов также дает неплохое совпадение.

Таким образом, если имеется керн некоторого размера, на котором получен реальный коэффицентпотока А"пф, то поданным фактических геометрических размеров каналов по графику определяют Кп для идеализированного канала, отношение которых К^/Ка и есть коэффициент совершенства канала Кс.

Американские исследователи также ввели понятие коэффициента гидродинамического совершенства, обозначив его CFE (Core Flow Efficiency) и предусмотрели его определение в инструкции API RP-43 в качестве вспомогательного параметра, показывающего, насколько эффективен канал, полученный в условиях отстрела заряда на равновесии [29,33].

Мы же использовали этот параметр как интегральную характеристику полученного в тех или иных условиях канала для изучения влияния геолого-технических условий вскрытия на эффективность сообщения пласта со скважиной.

РАЗДЕЛ 3

ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ В СКВАЖИНЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА

Для изучения влияния гидростатического (Р^) и геостатического (P^mi) давлений на эффективность перфорации (принято, что Р^^/Р^^ — 2,5), на первом этапе проведены отстрелы по искусственному песчанику зарядов наиболее распространенного перфоратора ПК-105ДУ при гидростатических давлениях 10, 20, 30 и 40 МПа и, соответственно, геостатических 25, 50, 75 и 100 МПа. При этих отстрелах в процессе перфорации и после нее давление в "пласте" поддерживали на 1 МПа выше, чем в "скважине" с целью предотвращения проникания скважинной жидкости в поры пласта [9,10].

После прострела мишени, состоящей из керна горной породы диаметром

90 и длиной 200 мм, цементного блока толщиной 25 мм и стального диска толщиной 10 мм, производили замер расхода пластовой жидкости через перфорированную мишень при перепаде давлений 1 МПа. Затем мишень извлекали из сосуда давления и замеряли размеры канала.

Каналы в горной породе имеют трещины, смыкающиеся, как было определено экспериментально, при превышении геостатического давления над пластовым на 5-7,5 МПа. Кроме того, вокруг канала видна зона уплотнения породы. Несмотря на это, по величине коэффициента совершенства реальный канал оказался эквивалентен идеализированному каналу (без каких-либо изменений проницаемости породы вокруг отверстия тех же самых размеров). Поэтому, при простреле перфоратором ПК105ДУ песчаников можно использовать имеющиеся в литературе данные по пробивной способности перфораторов для оценки совершенства вскрытия скважины по графикам В.И.Щурова.

В исследованном диапазоне гидростатических давлений до 40 МПа гидродинамическая эффективность перфорационных каналов практически неизменна. Величина коэффициента К^ для принятых размеров мишени равна 1 (независимо от давления) [32].

На втором этапе по определению влияния направления перепада давлений и типа бурового раствора отстрелы перфоратора ПК-105ДУ проводили при гидростатическом давлении 30 МПа и геостатическом давлении 75 МПа на различных растворах: водопроводной воде, глинистом растворе (р = 1,1 г/си3), и утяжеленном баритом растворе (р = 1,6 и 2,0 г/см3) при использовании в качестве пластовой жидкости керосина. При отстрелах на воде по насыщенному керосином керну перепад давлений из скважины в пласт ДР = 1 МПа поддерживали до тех пор, пока не прекращалось дальнейшее уменьшение проницаемости в поровой среде. Обычно это происходит достаточно быстро (10-15 мин) и соответствует прокачке 4-5 объемов пор. Затем создавали поток из пласта в скважину и прокачку пластовой жидкости производили до тех пор, пока величина потока не стабилизировалась. Это время также составляет 10-15 мин.

При отстрелах кернов на репрессии с использованием глинистых растворов потока из "скважины" в "пласт" не наблюдали, хотя водоотдача их составляла 7-15 см3 за 30 мин, а перепад давлений "скважина" - "пласт" достигал 5 МПа в течение длительного времени (до 1 ч). Это объясняется, по-видимому, тем, что проникший в канал глинистый раствор является своеобразным клапаном, предохраняющим пласт от проникания в него фильтрата из остального раствора. Так как, тем не менее, в этих условиях имеет место значительное уменьшение коэффициента Дс, то основное влияние на уве-

личение фильтрационных сопротивлений в зоне вокруг перфорационного канала оказывает только физическая закупорка пор породы проникшими из раствора твердыми частицами. При создании же обратного потока из пласта в скважину происходит как бы заклинивание твердых частиц в порах за счет сжатия породы при уменьшении давления внугри канала перфорации. При • этом величина коэффициента Кс стабилизируется почти сразу после создания потока из пласта в скважину и остается практически неизменной в течение нескольких часов. Таким образом, исследовано раздельное влияние проникновения твердых частиц и фильтрата раствора в поры пласта на величину фильтрационных сопротивлений, в связи с чем представляется возможным

количественно оценить степень этого влияния.

i

Результаты отстрелов приведены на Рис.2 [10). Если считать, что величина коэффициента Кс при положительном перепаде давления (из "пласта " в "скважину) характеризует потенциальные возможности перфоратора и принять ее равной 100%, то при проникновении воды в поры пласта (других причин уменьшения Кс нет) величина коэффициента Кс составит 87,5% от потенциально возможной, а за счет проникновения твердых частиц (глины) - 53,7%. При проникновении же частиц глины и барита величина Кй составляет всего лишь 45,4%.

Эквивалентный реальному ПО Рис.2 Влияние типа раствора и направле-

no™,........ _____ « ния перепада давления на эффективность

величине коэффициента потока идеа- перфорации

лизированный канал правильной

цилиндрической формы диаметром 12 мм имеет длину при вскрытии на глинистом растворе всего 16-18 мм и при вскрытий на утяжеленном глинистом растворе 8-10 мм, в то время как длина реального канала равна 111 мм. Поэтому, оценивая совершенство скважины при вскрытии пластов, сложенных прочно .сцементированными песчаниками, необходимо использовать именно эти размеры канала.

Для примера на Рис.3 показаны значения коэффициента гидроди-

ЛОЛОЖНТС/Н- I ний перепад I давления |

Отрицательный перепад давления

У

Рис.3 Значения <р для различных условий вскрытия перфоратором ПК-103ДУ. При вскрытии: 1 - на равновесии; 2 - на глинистом растворе; 3 - на утяжеленном баритом глинистом растворе.

намического совершенства скважины радиусом ^ = 400 м для различных условий вскрытия. Можно видеть, что для достижения <р = 0,8 при вскрытии на равновесии или при положительном перепаде давления необходимы всего 8 отв/м. При вскрытии на глинистом растворе с р = 1,1 г/см1 на репрессии для достижения ¥> = 0,8 необходимая плотность перфорации составляет 33 отв/м, а при вскрытии на утяжеленном баритом глинистом растворе с р = 1,6 г/си3 и 2,0 г/см3 - 41 отв/м.

Подтверждением результатов стендовых экспериментов по определению влияния свойств буровых растворов на гидродинамическую эффективность каналов перфорации является опыт внедрения разработанного в Раменском отделении ВНИИгеофизики перфоратора типа ПНК, спускаемого в скважины на насосно-компрессорныхтрубах [2], Перфорацию с помощью ПНКосущест-вляют при сниженном уровне жидкости в скважине с подготовленным к эксплуатации устьем. Поэтому в процессе перфорации пластовое давление превышает давление на забое и ухудшения связи скважины с пластом за счет проникновения твердых частиц и жидкости не происходит.

На Ново-Николаевской площади Украины разведочную скважину № 10 простреляли перфоратором ПК-100 в интервале 2584-2655 м с плотностью перфорации 10 отв/м, однако притока получено не было. Затем тот же интервал перфорировали повторно с плотностью 7 отв/м перфоратором ПКС-

105 с тем же результатом. После перфорации того же интервала перфоратором ПНК-89 был получен приток с дебитом 54 м*/сутки [9].

На той же площади скважина № 13 после перфорации перфоратором ПКС-105 с плотностью 10 отв/м притока не дала, но после дополнительной перфорации с перфоратором ПНК-89 с плотностью б отв/м приток газа составил 95 тыс..*«3/сутки при 6-мм штуцере.

На Ново-Григорьевской площади разведочная скважина № 69 после перфорации перфоратором ПК-ЮЗ с плотностью 20 отв/м давала всего 7 т/сутки. После перфорации ПНК-89 с плотностью 7 отв/м дебит составил 52 т/сутки. Скважина № 61 после перфорации ПК-ЮЗ с плотностью 20 отв/м не дала нефти. После перфорации ПНК-89 с плотностью 7 отв/м скважина дала 70 т/сутки при 6-мм штуцере.

Отстрелы, проведенные по естественным горным породам, показали существенное расхождение в характере образования канала в песчаниках и известняках. В отстрелах по коробчеевскому известняку, имеющему примерно одинаковые с искусственным песчаником прочностные свойства, обнаружено значительное уменьшение диаметра канала. Вследствие того, что пест имеет примерно одинаковый с каналом диаметр он обычно застревает в образовавшемся канале, ухудшая его эффективность. В таких породах коэффициент Кс составляет всего 0,62, а глубина пробития 87 ± 4 мм при диаметре канала 5,1 мм. По величине коэффициента Кс реальный канал эквивалентен идеализированному каналу диаметром 5 мм и длиной всего 20 мм.

Отстрелы по слабосцементированным песчаникам - грозненскому и краснодарскому - показали, что при одинаковых с искусственным песчаником размерах каналов (/=111лши</=12 мм) зона обрушения вокруг канала достигает 30-35 мм, причем эта мелкораздробленная порода настолько подвижна, что может быть увлечена потоком жидкости вместе с пестом к обсадной трубе, почти полностью закупоривая канал. Коэффициенты Кс таких каналов составляют всего лишь 0,01-0,05, что эквивалентно нулевой глубине пробития диаметром 1-2 мм [9,10,32].

Поэтому сложенные слабосцементированными песчаниками горизонты необходимо вскрывать с такой плотностью перфорации, чтобы дебит, приходящийся на один канал перфорации, был как можно меньше, а пуск в эксплуатацию производить плавно с целью предотвращения закупорки канала разрушенной породой.

Были также проведены исследования с целью определения влияния на Хс типа бурового раствора, проницаемости породы-коллектора и величины

репрессии в момент перфорации.

В период эксплуатации пласт периодически подвергается действию бурового раствора (при ремонтных работах, дострелах и др.). При этом репрессия АР = Р3 - Рм (Р3 и - соответственно забойное и пластовое давления) часто равна или больше той репрессии, при которой проводили первичное вскрытие пласта. В связи с этим требовалось также выяснить, как изменяется Хс при последующих воздействиях бурового раствора одного и того же типа на породу через каналы перфорации.

В результате этих опытов было определено, что при вторичном воздействии бурового раствора на простреленную мишень при первоначальной репрессии (АР? = 2 МПа) Кс не уменьшается. Это позволило на простреленной мишени провести несколько опытов с целью определения влияния на Кс последующих воздействии бурового раствора (при увеличивающихся ДРр).

Поэтому, определив ^ при ДРр = 2 МПа, в перфорационный канал вводили тот же буровой раствор и создавали репрессию, равную 5 МПа. Спустя 10-15 мин репрессию снимали и вновь определяли Кс. Такие циклы повторяли при ДРр = 10, 15 и 20 МПа.

О влиянии бурового раствора на качество вскрытия пластов перфорацией судили по величине Кст!Л - 1где - коэффициент совершенства канала при отстреле заряда в среде гомогенной углеводородной жидкости.

Для исследований были взяты следующие буровые растворы: обработанный УЩР, известковый и хроматный, которые нашли наиболее широкое применение при бурении скважин в Западной Туркмении [10].

Гранулометрический состав твердой фазы исследованных растворов показан в табл.2. '

Табл.2

Гранулометрический состав твердой фазы растворов

Буровой раствор Содержание фракций (%) и размеры частиц (мкм)

>200 200-50 50-10 10-5 5-1 <1

Хроматный 2,0 44 18,1 9,6 8,5 17,4

Известковый 11,0 28,4 20,2 14,8 6,1 19,3

Обработанный УЩР 3,0 25,2 18,7 15,9 9,1 28,1

На Рис.4 представлена зависимость коэффициента Кс от репрессии йРр в

I

Рис.4 Зависимость коэффициента К, от величины репрессии при перфорации в среде хроматного бурового раствора

момент перфорации в среде бурового раствора, обработанного хроматом. Видно, что этот коэффициент под воздействием бурового раствора тем меньше, чем больше репрессия в момент перфорации. Однако, темпы уменьшения Кс неодинаковы: они наибольшие в интервале ДРр= 0-2 МПа.

Характерные кривые зависимости Кс и АРр для трех типов буровых растворов приведены на Рис.5.

Для построения этих кривых величина Кс = 1,0 при ДРр = 0 взята из данных исследований по отстрелу кумулятивных зарядов в среде керосина, т.е. когда проникновение воды и твердых частиц исключалось. Точки кривых при ДРр = 2,0 МПа характеризуют Кс в момент перфорации, остальные точки соответствуют репрессиям вторичного и последующих воздействий одного и того же бурового раствора на ранее простреленную мишень. Из сопоставления кривых, представленных на Рис.4 и 5, видно, что Кс сильно зависит от величины Д^ в момент перфорации и практически не зависит от нее при повторных воздействиях одного и того же бурового раствора на простреленную мишень (при величине про:,,..умости образцов пород 0,07 - 0,1 мкм1).

На Рис.6 показан характер изменения К,. при изменении проницаемости образцов пород к. С увеличением проницаемости пород увеличивается степень снижения гидродинамической эффективности перфорационного канала под воздействием одного и того же бурового раствора.

Рис.5 Зависимость коэффициента К. от величины репрессии для различных буровых растворов

Надпка на риеумка: 1 . хромащый буроаой растаер, т - 20,94, к" 83 «Л. 2- То жа, т • 26И*. к - 122 мД, 3 - иэаасггоаый буровой раствор, т - 20,9%, к » »2 мД, * - Те ха, п» - 26.1%, к ■ 17* иЦ. 5 - буровой раствор, обработанный УЩР, т - ??,1Ч. .

Результаты экспериментов обрабатывали методами математической статистики. Средние величины подсчитанные с надежностью 0,95 для различных буровых растворов и различных радиусов пор приведены в табл.3 (репрессия в момент перфорации АРр = 2 МПа). Анализ результатов показывает, что при сравнимых радиусах пор наибольшее снижение К^ наблюдают в обработанном УЩР буровом растворе (примерно на 60% от максимально возможной величины Д.), известковом растворе - на 40,8% и наименьшее - в хроматном (на 34,7%). Из табл.3 видно также, что Кс для мишени при воздействии одного и того же бурового раствора тем меньше, чем больше радиус пор.

1.0

0.8

0.6

0.4

О 0,08 0,10 0.12 0,14 0.16 0.18 к, МШг

Рис.6 Зависимость коэффициента К, от проницаемости при перфорации на репрессии

Надписи на рисунм: 1,2* соетм!Стммио 1Ф0ы«1иый и иэмсткоаый буромД раствор.

Табл.3

Влияние состава раствора на коэФФииент совершенства канала

Пори- Среднеарифм. Коэффиц.совер-

Буровой раствор стость, % радиус пор, шенства канала

мкм К

Хромата ый 26,1 1,88 0,80 ± 0,18

20,9- 2,31 0,79 ± 0,25

Известковый 26,1 1,66 0,72 ± 0,11

20,9 2,49 0,52 ± 0,15

Обработанный УЩР 26,1 1,68 0,47 ± 0,14

Большое влияние бурового раствора на гидродинамическую эффективность перфорационного канала и заметная зависимость величины Кс от типа бурового раствора, проницаемости пород и величины репрессии в момент перфорации объясняется следующим.

При контакте через перфорационный канал бурового раствора с пластом происходит проникновение фильтрата и твердой фазы из раствора в поры породы вокруг канала. Под действием фильтрата в пласте имеют место сложные физико-химические процессы, которые в некоторых случаях приводят к значительному снижению проницаемости коллектора. Однако, в определенных

условиях, например, если пласт не содержит набухающих глин, глубина проникания фильтрата в коллектор исчисляется несколькими миллиметрами и проницаемость пласта под влиянием фильтрата практически не снижается.

В наших опытах керны не содержали глинистых минералов, но глубина проникания фильтрата бурового раствора в пласт была незначительной. Последнее объясняется тем, что после простреливания вокруг перфорационного канала за короткое время формируются зона закупорки (кольматации) твердыми частицами и глинистая корка, через которые статическая фильтрация бурового раствора быстро затухает (в наших опытах это время не превышало 1015 мин).

Следовательно, фильтраты исследованных буровых растворов не могли оказать сколько-нибудь заметного влияния на Кс.

На основе этих экспериментов сделан вывод, что при кумулятивной перфорации в среде бурового раствора на режиме репрессии основное влияние на гидродинамическую эффективность перфорационного канала оказывала содержащаяся в растворе твердая фаза.

Визуальное изучение простреленных кернов показало, что твердые частицы кольматировали пристенные слои перфорационного канала, в результате чего создавалась зона пониженной проницаемости, резко ухудшающая условия притока жидкости в скважину.

Исследования по определению влияния кольматации на величину снижения проницаемости образцов горных пород показывают, что твердые частицы бурового раствора, проникая в пористую среду на очень малое расстояние, вызывают снижение се проницаемости в несколько раз. Это снижение тем выше, чем больше размер поровых каналов и дисперсность твердой фазы бурового раствора. Исследованные нами буровые растворы содержат в достаточно большом количестве фракцию твердых частиц размером менее 1 мкм (см.табл.2). Естественно предположить, что при условном диаметре пор пласта более 1 мкм наибольшей закупоривающей способностью будет обладать буровой раствор, в котором содержание тонкодисперсных частиц (< 1 мкм) максимально. В наших опытах буровой раствор, обработанный УЩР и содержащий наибольшее количество тонкодисперсных частиц, вызывал наибольшее снижение Кс.

Некоторые авторы утверждают, что в статических и гидродинамических условиях бурения скважин глубина проникания твердой фазы бурового раствора в гранулярный коллектор практически не зависит от репрессии. По данным других исследователей степень кольматации возрастаетпри увеличении

репрессии до 3,5-4 МПа, при дальнейшем ее росте степень кольматации практически не изменяется [33]. В наших опытах величина Кс определялась степенью кольматации пристенных слоев перфорационного канала твердой фазой бурового раствора. Поэтому по величине Кс можно судить о степени кольматации, которая в наших опытах зависела от репрессии во всем диапазоне ее изменения (0-15 МПа). По-видимому, механизм кольматации в период прострелочных работ отличен от механизма кольматации проницаемых пластов в процессе бурения.

Результаты лабораторных экспериментов дают только качественное представление о влиянии отдельных факторов на эффективность вскрытия пластов перфорацией и результаты лабораторных экспериментов на мишенях с плоскопараллельной фильтрацией нельзя без корректировки переносить на плоскорадиальную систему потока в пласте. Так, по результатам исследований в США, около 80% всего потока жидкости в плоскопараллельной мишени диаметром 90 мм и длиной 380 мм приходится на последние 20% перфорационного канала длиной 200 мм. При тех же условиях в плоскорадиальной системе поток жидкости распределяется по длине канала более равномерно. Наличие вокруг канала перфорации зоны пониженной проницаемости несколько уравновешивает распределение потока жидкости по длине канала в этих системах [33].

Для количественной оценки влияния образующейся зоны пониженной проницаемости породы вокруг каналов перфорации и образующейся зоны проникновения фильтрата при бурении группа американских исследователей решила задачу о притоке жидкости к скважине численным методом с помощью ЭВМ [33]. Полученные ими результаты позволяют оценить как раздельное, так и совместное влияние параметров этих зон. Вначале рассмотрим только влияние несовершенной технологии перфорации, когда вокруг каналов возникает зона пониженной проницаемости породы толщиной 6. Поскольку снижение проницаемости происходит за счет проникновения твердой фазы из раствора, то кратность снижения проницаемости может достигать нескольких десятков раз, поэтому этот параметр был исследован в пределах от 1 до 50. Влияние толщины этой зоны изучено в пределах от 6 до 16 мм.

На Рис.7 показана рассчитанная автором зависимость коэффициента гидродинамического совершенства скважины от плотности перфорации, позволяющая оценить влияние на <р степени снижения проницаемости породы вокруг перфорационных каналов [32,33]. Если в условиях отсутствия загрязнения призабойной зоны при бурении получить перфорационные каналы длиной 150 мм, то при плотности перфорации 15 отв/м коэффициент гидродина-

У

1,0

0.8

0.6

0.4

0.2

у)

- ■(5) ■©

L©

-/

/ / у

.12

10

24

П, отв/и

Рис.7 Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства скважины от плотности перфорации 12,7 мм, (,= 150 мм, г.=75 мм, Я, =300 мм, st=0)■l шифр кривых - кратность снижения проницаемости породы в зоне вокруг перфорационного канала толщиной 12,7 мм.

мического совершенства скважины будет равен 1,05. Если же вокруг перфорационных каналов зона породы толщиной 12,7 мм имеет десятикратное снижение проницаемости, то коэффициентсовер-шенства составит 0,7. При пятидесяти кр атн ом сн ижен и и степени проницаемости этой зоны коэффициент совершенства снизится до 0,2. Иными словами, при использовании перфораторов, дающих глубину пробития 150 мм, и при плотности перфорации 15 ome/м можно получить и практически совершенную

скважину, если перфорировать на депрессии, и скважину, работающую только на 20% от своих потенциальных возможностей, если перфорировать на репрессии. При высокой степени загрязнения породы вокруг перфорационных каналов увеличением плотности перфорации не представляется возможным получить достаточно высокое совершенство скважины. Так, при пятидесятикратном снижении проницаемости этой зоны увеличение плотности перфорации с б до 24 ome/м дает увеличение коэффициента совершенства только от 0,12 до 0,36.

На основании результатов, полученных в этом разделе, были выданы практические рекомендации для производственных организаций [31,32]. Учитывая специфику формирования зоны пониженной проницаемости вокруг перфорационных каналов, необходимо проводить перфорацию на депрессии, особенно для высокопроницаемых пластов. При этом условии выбор перфорационной жидкости может быть менее строгим, т.к. пласт не подвергается ее воздействию. Там, где невозможно провести перфорацию на депрессии, необходимо очень тщательно подбирать жидкость для перфорации с целью уменьшения нарушения проницаемости породы вокруг перфорационных каналов. При этом необходимо учитывать тот факт, что уменьшение величины репрессии в момент перфорации хоть и дает какие-то положительные

результаты, но они являются несущественными. Здесь важна не величина депрессии, а само ее наличие. Поэтому при перфорации на репрессии перфорационные жидкости должны быть гомогенными, желательно либо родственными пластовым флюидам, либо содержать растворы ПАВ-интенсифи-каторов [32].

На основании результатов отстрела зарядов по мишеням, в которых наблюдалось отслаивание цементного камня от керна, было предложено локализовать зону наиболее интенсивного воздействия на крепь скважины с помощью вязко-упругих составов [36], или использовать щадящую перфорацию перфоратором, создающим высокотемпературную высокоскоростную струю, имеющую своим эффектом прожигание отверстий в преграде [39].

На основе наших рекомендаций в объединении Куйбышевнефть перфорацию проводили с использованием жидкостей, не содержащих твердой фазы. Только в результате этих работ в 172 скважинах время освоения удалось сократить в 1,5 раза; по скважине № 308 Дмитриевского, № 196 Тверского, № 200 Барановского и раду других, удалось получить фонтанный приток, в то время как из скважин, пробуренных на указанных месторождениях несколько лет назад - при более высоком пластовом давлении, нефть извлекали глубинными насосами. Коэффициенты гидродинамического совершенства этих скважин оказались выше, чем для скважин, перфорированных на глинистом растворе.

РАЗДЕЛ 4

ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ ЗАЛЕГАНИЯ ПЛАСТОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКОВ

Все известные методы воздействия на ПЗП условно разделяют на 4 группы: группа механических (силовых) методов; 1руппа химических методов, группа термических (тепловых) методов и группа физических (физико-химических) методов. Отнесение к той или иной группе чисто условное и происходит по преобладанию того или иного фактора. К группе механических методов относят гидроразрыв пласта, торпедирование скважин (взрывное воздействие), обработку скважин энергией пороховых газов с. помощью пороховых генераторов давления (ПГД) и аккумуляторов давления (АДС), ядерные взрывы и т.д. Однако только один из них - ПГД (АДС) - достаточно проявляет и эффекты остальных групп методов, т.е. является, по сути, универсальным [4,27,29,30].

При короткоимпульсных нагрузках (торпедирование, ядерные взрывы) длительность положительной фазы давления t составляет 10"3+10"2 с при длительности нарастания Д/ = 10"'+10"7 с. Это приводит к нарастанию давления до величины порядка 103 + 104 МПа, что достаточно не только для трещинообразования, но и для пластического деформирования горных пород, вследствие чего в прискважинной зоне пласта образуются 4 концентрически расположенные зоны: зона трещиноватости (сеть мелких остаточных трещин), зона уплотнения, зона разуплотнения и зона, претерпевшая упругие деформации, но восстановившая свою первоначальную структуру. При этом зона уплотнения играет роль барьера (т.н. "эффект оболочки"), препятствующего или совсем исключающего приток жидкости в скважину. Именно это обстоятельство является причиной того, что во многих случаях торпедирование скважин приводит не к возрастанию, а к снижению дебитов [3,4].

Длинноимпульсные нагрузки, создаваемые в режиме горения порохового состава, занимают промежуточное положение между гидроразрывом пласта и взрывным торпедированием скважин. В отличие от детонации, скорость которой не зависит от внешних условий,- скорость горения очень сильно связана с давлением в зоне реакции и для большинства скважинных условий подчиняется закону: U = а + bF, где а,Ь и v - константы, зависящие от состава пороха и его начальной температуры, Р - давление.

В реальных скважинах линейная скорость горения порохов составляет равна 102+10г мм/с, что позволяет получать импульсы давления с параметрами Д/ = 10"6+10"7 с, / = 10"1 и-1 с, = 50 150 МПа. Как показывают исследования по воздействию импульсными нагрузками на горные породы, такой темп нарастания давления является оптимальным и обеспечивает получение 1-2 магистральных трещин длиной L^ = 10-20 м и остаточным раскрытием S? ~ 3 + 5 мм. Поскольку же относительная доля полезно расходуемой энергии при горении существенно выше, чем при детонации, то и сохранность колонны и затрубного цемента, как показывает накопленный опыт практического применения пороховых газогенерирующих устройств типа АДС и ПГД.БК, обеспечивается в достаточно широком диапазоне прочностных характеристик конструкций скважин.

В соответствии с общепринятыми зависимостями Ю.П.Желтова длина вертикальной трещины L^ и ее ширина 6j зависят, в первую очередь, от модуля Юнга и объема жидкости, поступившей- в трещину в результате воздействия повышенного давления от сгорания пороховых зарядов, а также ряда других факторов.

Количественная оценка влияния формы импульса силового нагружения породы на параметры формируемых в ПЗП трещин проведена в результате решения системы уравнений для трех вариантов: симметричный импульс с тремя значениями амплитуды, симметричный импульс с одним и тем же максимальным значением давления Р^, и несимметричный импульс с тремя скоростями нарастания и убывания давления dP/dt (±50; ± 100 и ± «> МПа/с) [3]. Из анализа зависимостей VT от Р и At сделан вывод, что объем трещины ИГта*тем выше, чем больше величина Pmix (при At = const), а при Р^ = const -чем длительнее импульс давления. При этом длительность импульса давления At оказывает более существенное влияние, чем амплитуда импульса. Кроме того, сделан очень важный вывод: с точки зрения получения VlmiX и Srm^x наиболее предпочтителен импульс с крутым передним фронтом и плавным, как можно более растянутым, спадом давления после максимума.

С помощью математического моделирования произведено количественное сопоставление параметровтрещинообразования в ПЗП при действии продуктов детонации и продуктов горения [3]. Выявлено, что, несмотря на начальное превышение давления продуктов детонации более, чем на порядок давления продуктов горения, начиная с / 2: 0,02 с это соотношение меняется на противоположное и вследствие этого длина трещины и ее ширина ¿j при горении в 2,5-4 раза выше, чем при детонации, а объем трещины VT - более, чем в 6-8 раз.

В результате компьютерного эксперимента по оценке влияния физико-механических характеристик пласта и плотности перфорации на размеры вертикальной трещины в ПЗП сделаны следующие выводы:

- плотность перфорации и модуль упругости пласта Е существенным образом влияют на размеры трещины в ПЗП, в то время как изменение коэффициента Пуассона в широком диапазоне (0,1-0,3) заметного действия на них не оказывает;

- при малых значениях Е (- 0,1.105 МПа) плотность перфорации в большей степени влияет на параметры трещины, чем при высоких Е (до 2.10s МПа)\

- наиболее сильной из всех рассмотренных зависимостей является функция "ширина остаточной трещины - модуль Юнга". Так, при Е = 0,5.10s МПа и плотности перфорации 48 отв/м ширина остаточной трещины составляет 5 мм, а при Е = 2.105 МПа трещина полностью захлопнута. Иначе говоря, для заданных условий амплитуды импульса Р^ = 60 МПа и его длительности / = 0,6 с явно недостаточно.

Таким образом, реакция продуктивного пласта на импульсное силовое воздействие сложным образом зависит от множества факторов и поэтому априорный выбор параметров импульсного воздействия для широкого диапазона характеристик ПЗП не гарантирует 100% успешности обработки скважины. Необходимо наряду с привлечением надежной информации по физико-механическим свойствам породы-коллектора [34] и условий в скважине иметь большой набор источников импульсного давления - пороховых генераторов давления, обеспечивающих оптимальные параметры воздействия для различных геолого-технических условий.

В России, начиная с середины 60-х годов, ведутся работы по созданию и модернизации пороховых генераторов давления. В разные годы были отработаны и внедрены: корпусный генератор давления АСГ-100, аккумуляторы давления типа АДС и бескорпусные генераторы давления серии ПГД.БК. Наиболее высокие технико-экономические показатели получены при применении изделий ПГД.БК-100, ПГД.БК-100М и ПГД-150. За период с 1978 по 1985 г.г. экономический эффект от применения генераторов ПГД.БК составил 80,4 млн руб.

В настоящее время арсенал разработанных во ВНИПИвзрывгеофизике средств для воздействия на ПЗП энергией пороховых газов позволяет охватить весь'спектр геолого-технических условий на объектах нефтегазодобычи. Эти технические средства имеют наружный диаметр от 43 до 100 лш, температуру применения до 200 °С, допустимое давление до 100 МПа.

В прежние годы объемы применения метода составляли по СССР до 2000 скважин в год, в настоящее время по России - свыше 200 скважин в год. Практика применения метода показала, что положительный результат (успешность операций) составляет в среднем 66%, колеблясь в зависимости от геолого-технических условий в широких пределах - от 40 до 80%.

С целью повышения эффективности воздействия на пласт за счет регулирования импульса давления в зависимости от условий в скважине предложено устройство, содержащее подвеску, помещенные на ней трубчатые рабочие пороховые заряды и размещенный под ними трубчатый воспламени-тельный пороховой заряд [29,40]. При этом общее количество воспламенитель-ных пороховых зарядов Л относительно общего количества пороховых зарядов с целью обеспечения более высокого суммарного газоприхода, и поддержания необходимого для развития трещины давления следует выбирать из соотношения

А = КР^В+фЕ, (6)

где

К - эмпирический коэффициент пропорциональности {К = 8.10~*мг/МЛа); Р0 - гидростатическое давление в зоне обработки, МПа\ Н - общая высота трубчатых рабочих и воспламенительных зарядов, м; И и ё - наружный и внутренний диаметры трубчатых рабочих и воспламенительных пороховых зарядов,соответственно, м.

Особенно важен такой подбор количества зарядов в спускаемых через НКТ малогабаритных ПГД для усиления воздействия на пласт.

Также с целью повышения эффективности воздействия давлением на ПЗП за счет возможности концентрирования любого количества энергии в ограниченных участках пласта предложен способ обработки пласта, обеспечивающий рост давления в зоне пласта в "режиме обострения" [37]. Нарастание давления в скважине в таком режиме определяется по закону:

где л - экспериментальный параметр в степенном законе зависимости коэффициента пьезопроводности пласта от давления; х0 - коэффициент пьезопроводности пласта при Р = Рм6, л^/с; t -текущее время, с.

На промыслах республики Коми накоплен богатый опыт применения порохового генератора давления ДГД.БК, его прототипа АСГ-105К, обработок топливно-окислительной смесью TOC и термогазохимического воздействия на пласт (ТГХВ) с помощью АДС в различных геолого-технических условиях. Анализ этого опыта позволяет, во-первых, сравнить эффективность родственных методов, во-вторых, выявить те области, где следует ожидать максимального эффекта от применения ПГД.БК, и предостеречь от применения метода там, где может быть получен отрицательный эффект |24].

Анализ проведен по 84 операциям воздействия на ПЗП указанными методами в скважинах Западно-Тэбукского, Джьерского и Пашнинского месторождений (76 операций - с помощью ПГД.БК, 5 операций - с помощью АДС и 3 операции TOC). Как видно из табл.4, показатели обработки ПГД.БК значительно разнятся для этих месторождений.

р = р

Сравнительные результаты воздействия на ПЗП различными методами

Месторождение Вид обработки Всего операций В том числе % успешных опер. Дополнительно добито нефти, т

эффект. неэф-феет. без измен. Всего на 1 обр. на 1 эф.обр.

Зап.-Тэбукское ПГД.БК 60 42 17 1 70 89867 1497 2139

АДС 4 - 3 1 0 - - -

TOC-1 3 3 - 100 mi 1679 1679

Паипшнское ПГД.БК 8 3 5 - 37,5 3729 464 1243

Дхьерское ПГД.БК 3 3 4 1 37,5 3034 379 1011

АДС I - 1 - 0 - - -

Так, если успешность операций для Западно-Тэбукского месторождения составляет 70%, то для Пашнинского и Джьерского - всего 37,5%. Количество дополнительно добытой нефти на одну обработку на Западно-Тэбукском месторождении также выше, чем на Пашнинском и Джьерском, а на одну эффекгив-. ную в 2 и более раз выше, чем для обработок ТОС, имеющих процент успешности, равный 100%. Из 5 обработок с помощью АДС не оказалось ни одной эффективной.

Одной из причин неуспешности операций ТГХВ, очевидно, является то, что при сгорании порохового заряда АДС основной эффект возникает от теплового и химического воздействий на пласт, но в отсутствие пакеровки места проведения процесса нельзя ожидать развития высоких давлений в зоне сгорания порохового заряда, достаточных для образования остаточных трещин. Тепловое же и химическое воздействие на пласт могут дать эффект только для скважин в ПЗП которых имеют место отложения твердых углеводородов - смол, асфальтенов, парафинов и т.д. Для пластов же исследованных месторождений содержание парафина в нефти менее 6%, а пластовая температура выше температуры кристаллизации парафина. Следовательно, для ПГД.БК, действующему аналогично АДС, основной эффект имеет место не за счет теплового и химического воздействия на пласт, а за счет образования остаточных трещин.

Рассмотрим причины столь разнящейся эффективности обработок ПГД.БК на месторождениях с примерно одинаковыми условиями залегания пласта -глубина обрабатываемых интервалов колеблется везде в пределах 1800-2000 м. Действительно, чем объяснить, что после обработки ПГД.БК в скв. 129 Западно-Тэбукского месторождения произошло увеличение дебита в 180 раз, а в скв.249

того же месторождения дебит скважины уменьшился более чем вдвое - с 1,9 до 0,8 м*/сутки. Очевидно, что на эффективность обработок влияет большой комплекс факторов - геологических, технических и технологических, ряд которых является определяющими.

Ниже приведены результаты анализа влияния на эффективность обработок ПГД.БК следующих факторов: качество вскрытия пласта; процент снижения дебита скважин по отношению к первоначальному; повторность обработок; обводненность продукции скважин до обработки; минеральный состав пород, слагающих пласты, и расположение скважин на структуре [24].

Известно, что ПГД.БК целесообразно применять в скважинах, проницаемость ПЗП которых ухудшена при бурении или эксплуатации. Критерием качества состояния ПЗП является коэффициент гидродинамического совершенства. В табл.5 приведены средние величины коэффициентов совершенства в трех основных пластах, для которых анализируется эффективность операций ПГД.БК, причем коэффициент совершенства определен не по отдельным скважинам, а в среднем по пласту. Из таблицы видна четкая зависимость и процента успешности операций, и коэффициента увеличения дебита от величины

Табл.5

Сопоставление коэффициента совершенства с результатами воздействий

Пласт Средомсоэфф. К-во операций К-во успешных Процент успе- Средн.коэф.

совершенства операций шности увелич. дебита

Па 0,245 30 28 76 2,0

Пб 0,83 10 5 50 1,0

Ш 0,90 1 - 0 0,33

коэффициента совершенства скважин. Так, наибольшего эффекта следует ожидать от операций в скважинах, вскрывших На пласт, т.к. их первоначальный дебит составляет в среднем 24,5% от потенциального. В этих условиях создание даже одной остаточной трещины, выходящей за пределы загрязненной зоны, может привести к увеличению дебита в 4 раза, т.е. его росту до потенциального.

В табл.6 представлены результаты анализа изучения влияния процента снижения дебита до обработки на коэффициент увеличения дебита после обработки. Из таблицы видно, что чем больше снизился дебит по отношению к первоначальному, тем больший эффект можно получить от применения ПГД.БК.

Сопоставление начальных дебитов с дебитами после обработки

Количество Средние показатели по нефти

скважин Начальный Дебнт перед Дебит после Процент сниже- Коэффицент

дебит, т/сутки обработкой. обработки, ния дебита от увеличения

т/сутки гп/сутки начального до обработки дебита

10 53,1 1.6 4,2 97 2,7

8 61,8 3,3 7,5 95 2,3

8 37,2 6,2 9,9 83 1,6

7 135,0 33,2 26,7 75 0,8

При незначительном падении пластового давления за тот же период времени основной причиной уменьшения дебитов является ухудшение проницаемости в призабойной зоне пласта, т.е. уменьшение коэффициентов гидродинамического совершенства скважин. Поэтому, исходя из анализа влияния рассмотренных двух факторов на эффективность операций ПГД.БК, можно сделать следующий вывод: наиболее целесообразными для проведения воздействия с помощью ПГД.БК являются скважины, которые либо вскрыты некачественно, либо в процессе эксплуатации которых произошло ухудшение проницаемости в ПЗП.

На некоторых скважинах обработки ПГД.БК проводили повторно, при этом средний коэффициент увеличения дебита после первых обработок составил 2,5; после вторых - только 1,3. Это объяснено тем, что при первичной обработке пласта ПГД.БК в призабойной зоне пласта возникают трещины,, связывающие скважину с удаленной (незагрязненной) частью пласта, а повторная обработка лишь незначительно увеличивает сеть трещин.

В табл.7 представлены результаты обработок ПГД.БК в группах скважин сразличной первоначальной обводненностью. Наиболееуспешными операциями, дающими значительное увеличениедебита, являются операции в скважинах с низким процентом обводненности.

Из таблицы видна следующая закономерность: в скважинах с низким процентом обводненности операция ПГД.БК приводит к увеличению обводненности, а там, где обводненность большая, происходит ее уменьшение почти в той же степени, что и уменьшение дебита нефти. Для слабообводненных скважин увеличение обводненности объяснено образованием трещин, в большинстве своем вертикальных, которые связывают скважину с удаленной

Результаты воздействий ПГД.БК в скважинах с различной обводненностью

Процент «оды до обработки К-но операций К-во эффект, операций Процент успешности Суммарный дебит нефти, т/сутки Средний коэффициент увеличения дебита Процент воды после обработки

до после

<5 24 20 «3 149,7 249,8 1,7 9,7

{в ср.2,5)

5-40 16 9 56 154,7 148,8 0,96 17,1

(вср.16)

>40 13 6 46 251,9 153,1 0,6 60,5

(»ер. 77)

от забоя водой. Для высокообводненных скважин, которые являются наиболее высокодебитными, уменьшение и дебита нефти, и обводненности, очевидно, связано с несовершенством технологии проведения обработки, заключающейся в том, что скважину заглушают глинистым раствором. В связи с этим имеют место два противойоложных процесса: создание сети трещин и забивка их глиной, залавливаемой в трещины вместе с продуктами горения порохового заряда, причем вредный второй эффект при большой обводненности, очевидно, является преобладающим. Для скважин же со средней обводненностью показатели работы остаются практически неизменными.

Анализ промыслового материала показал, что расположение скважин на структуре На пласта Западно-Тэбукского месторождения также влияет на эффективность обработок. Так, -прирост дебита скважин, расположенных в центре структуры, составляет в среднем 4,3, а на крыльях - всего 1,6. Работами, проведенными в Раменском отделении ВНИИГеофизики, показано, что эффективность взрывных методов воздействия на пласт зависит также и от минерального состава пород. Анализ изменения минерального состава пород по площади месторождения в тех скважинах, где имелись необходимые данные, показал, что существует обратная зависимость между коэффициентом увеличения дебита и содержанием пирита которое повышается от центра залежи к крыльям. Таким образом, применение взрывных методов воздействия противопоказано в породах с большим содержанием пирита. Механизм такой связи изучен еще недостаточно, но предположительно может быть объяснен следующим образом. В минералах типа пирита при пульсирующих ударных нагрузках, характерных для действия ПГД.БК, происходят как упруго-пластические деформации (сдвиг по плоскостям спайности), так и просто разрушение струк-

туры минералов (раслоение, разлом, крошение), что приводит к уменьшению проницаемости в зоне интенсивного воздействия ударной волны - в ПЗП [24].

На основании анализа вышеприведенного промыслового материала можно сделать следующие выводы:

- Не рекомендуется воздействовать с помощью АДС на пласты, в которых не происходит отложение твердых углеводородов.

- Наиболее целесообразно применение ПГД.БК в расположенных в центре структур скважинах, имеющих ухудшенную проницаемость в ПЗП как при бурении, так и при эксплуатации.

- Повторное воздействие на ПЗП аппаратами ПГД.БК нецелесообразно.

- Противопоказано применение взрывных методов воздействия на пласты, содержащие большое количество пирита.

С целью увеличения удельной массы заряда и создания более продолжительного импульса в начале 70-х годов было предложено применять жидкие горюче-окислительные составы (ГОС), полностью заполняя ими скважины в интервале продуктивного пласта. Опыт проведенных исследований показал, что при этом удельная масса заряда может быть удвоена по сравнению с ПГД и достигать величины 20-30 кг/и. По своим энергетическим характеристикам ГОС'ы не уступают порохам и твердым топливам. Если при этом еще обеспечить и меньшую скорость горения, то появляется техническая возможность получить более растянутый во времени импульс давления, не увеличивая максимального давления в скважине. Опыт применения ГОС-1 и ГОСХв 197476 г.г. показал их высокую эффективность, Однако, присущие этим составам некоторые недостатки, в частности, повышенные вязкость и чувствительность, а также недостаточная физическая стабильность, не позволили им занять достойное место в арсенале средств воздействия на ПЗП.

Во ВНИПИвзрывгеофизике, а затем в отделе вторичного вскрытия пластов и интенсификации притока ВНИИнефтепромгеофизика, показана возможность создания безопасных ГОС для обработки продуктивных пластов. Многочисленные стендовые и скважинные испытания подтвердили перспекшв-ность разработки, в результате чего были созданы новые маловязкие ГОС'ы, нечувствительные к внешним тепловым, механическим и электрическим нагрузкам. В качестве окислителя в этих составах используют водный раствор нитрата аммония, а в качестве горючего компонента - водорастворимые органические соединения, имеющие широкую сырьевую базу (глицерин, карбамид, фенол и др.) [3,4,29,30,38].

ГОС типа ВНАГ (вода-нитрат аммония-глицерин) при правильно

подобранном соотношении компонентов представляет собой близкий к насыщению бесцветный маловязкий раствор, который можно готовить как заблаговременно, так и на месте проведения работ, и закачивать в скважину с помощью имеющегося на промыслах штатного технологического оборудования. В качестве источника воспламенения могут быть использованы штатные пороховые газогенерирующие устройства типа ПЩ.БК или АДС, термитные патроны с запасом потенциальной химической энергии не менее 10 + 15 МДж. Раствор ВНАГ-9 (9% глицерина) имеет следующие энергетические и баллистические характеристики: теплота горения ()„ = 2,5 + 3,3 МДж/кгг, температура горения Тт = 110-1400 "К, баллистическая сила/= (4,8 + 5,5).Ю6 м*/(?.

Количество единовременно закачиваемого в скважину ГОС следует определять с учетом того, чтобы обеспечить амплитуду развиваемого давления в 2 Рт (где Рт - гидростатическое давление) и длительность положительной фазы импульса давления /т = й: 3-4 с. Выполненные расчетно-экспериментальные оценки показывают, что для обеспечения этих требований масса ГОС обычно составляет 200 ч-600 кг в зависимости от толщины пласта, типа породы-коллектора, плотности перфорации, начальной температуры и концентрации ГОС, но может достигать и 2+3 т. Продукты горения, как и при ПГД, оказывают комплексное механическое, тепловое и физико-химическое воздействие на пласт.

Расчеты показывают, что в обычных породах-коллекторах нефти и газа за счет механического воздействия при полном сгорании 500 кг ВНАГ-9 остаточные трещины имеют следующие параметры: » 25 + 30 мибт » 2+4 мм. Тепловое воздействие за счет того, что температура пороховых газов при входе в трещину составляет 500+700 "С, приводит к расплавлению отложений парафина и асфальто-смолистых отложений, хотя этот эффект существенно ниже механического [3].

Так как в продуктах горения ГОС содержится большое количество газообразного С02 (12-15%), то поступление его в пласт приводит к улучшению физико-механических и фильтрационных свойств пластовых флюидов.

Технология обработки с помощью ГОС детально отработана на 6 скважинах Уршакского месторождения ОНГДУ "Ишимбайнефть" с забоями от 2150 до 2503 м и пластовыми давлениями от 12,7 до 18,2 МПа. Для обработок использовали от 1000 до 1550 кг ГОС. Полученный прирост давления составил 19+45 МПа и лишь в скв.419 равнялся 96 МПа, прирост температуры через 6 + 12 часов доходил до 15 + 24 °С, ухудшения сцепления цемента с колонной отмечено не было.

Данные испытаний показали, что общий положительный результат высокоимульсной обработки ПЗП горюче-окислительными составами может быть получен лишь при тщательном подборе скважины, требования к которому изложены в РД "Инструкция по повышению продуктивности скважин с применением импульсно-ударного воздействия ГОС типа ВНАГ".

Промысловые испытания комплексной технологии с использованием ГОС проведеныв 1996-1997 г.г. Малаховским отделением ВНИИнефтепромгеофизи-ки в 8 добывающих и 1 нагнетательной скважине, расположенных на 7 различных месторождениях Среднего Приобья, при этом в 3 скважинах обработаны пласты группы АВ, в2-БВив4 - ЮВ-1, сложенные песчаниками, песча-но-алевролитовыми отложениями и характеризующиеся высокой пористостью (17 + 20%), низкой и средней проницаемостью (0,008-4-0,094 и 69 + 202 мкл?).

Во всех обработанных скважинах получено кратное увеличение притока жидкости (в 2 + 16 раз); абсолютное увеличение дебита нефти на скважину равно 5 + 31 м5/сутки. Таким образом, успешность обработок составила 100% и по имеющимся данным о работе только 5 скважин за 2-3 месяца эксплуатации после обработок дополнительно добыто 4766 т нефти. Существенное увеличение обводненности продукции получено только в 2 скважинах, хотя заколонных перетоков в этих скважинах, как и во всех обработанных, по данным гидродинамических исследований не отмечено.

РАЗДЕЛ 5

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКОВ

Для количественной оценки качества вскрытия пластов предложено несколько показателей: коэффициент эффективности Е\ скин-эффект Б; величина отношения продуктивности ОП и др. Не вдаваясь в критический анализ этих параметров отметим лишь, что их определение связано с расчетами, точность которых довольно низка.

Автором предложен способ определения коэффициента гидродинамического совершенства скважин по наиболее точно' определяемым при гидродинамических исследованиях параметрам: коэффициенту продуктивности пласта К = О/АР по индикаторной диаграмме и коэффициенту гидропровод-ности е = по кривой восстановления давления [14,21]. Обычно продуктивность 0 в поверхностных условиях измеряют в т/сутки, к - в Дарси, А - в метрах, ц - в сП, ДР = в кгм/смг. С учетом смешанной системы размерностей

формула для <р нефтяных скважин имеет следующий вид:

v = 0,0184 (6/р) (К/е) 1п(ЛкАс). (8:

где

К - коэффициентпродукгивности скважины, определяемый по индикаторно!

диаграмме по методу установившихся отборов, м1/сутки/(кгс/см1); . е - гидропроводность пласта по кривой восстановления давления дои

удаленной (незагрязненной) зоны, Д.м/сЩ р - плотность нефти в поверхностных условиях, /л/и3; Ь - объемный коэффициент нефти.

Аналогичная формула для газовых скважин такова:

V = 36,8 {¿Р0^АрТв).Щ1угс), (9

где

А - отрезок на оси ординат графика [(Р^2 - Рмб2)/С] - 0. при обработк индикаторной диаграммы по двучленной формуле Р^ - Рм62 = АО + ВО1 [ {кгс/сл^^/тысм^/сутки; Р0 - атмосферное давление, кгс/см1-, Та - нормальная температура, "К; Тп - пластовая температура, "К;

Расчеты по данной формуле позволяют определять реальные коэффицие нты гидродинамического совершенства работающей скважины и методам] математической статистики оценивать влияние различных факторов на качеств! заканчивания скважин.

Оценка этого влияния выполнена в два этапа. На первом этапе методам] дисперсионного анализа определены следующие основные геолого-промысло вые факторы, влияющие на совершенство вскрытия пласта: проницаемость , и пористость т пласта, величина репрессии на пласт при вскрытии его буре нием и перфорацией ДРр; величина водоотдачи глинистого раствора В, плот ность перфорации п, величина депрессии на пласт во время эксплуатации сква жины ДРд и, как это ни покажется странным, толщина вскрываемого пласта [13,19,23].

Для количественной оценки влияния вышеназванных факторов н качество вскрытия пласта на втором этапе применена методика нахождени уравнения множественной регрессии, описывающего связь коэффициент совершенства с этими факторами.

В результате обработки большого промыслового материала по различны!

нефтедобывающим районам страны определены значения ц>, которые изменяются от 0,04 до 1,3. Такой большой разброс, очевидно, может быть объяснен разнообразием условий проходки скважин, их перфорации и освоения.

Для проведения исследования собраны промысловые данные по нескольким сотням скважин месторождений Татарии, Башкирии, Украины, Пермской, Тюменской и Куйбышевской (Самарской) областей, Ставропольского края, республики Коми. Следует отметить, что средняя величина <р по всем районам равна 0,6, т.е. дебит средней скважины составляет только 60% ее дебита при открытом забое и естественном состоянии призабойной зоны пласта [11,23].

Для регрессионного анализа использованы указанные выше основные геолого-промысловые факторы. Соответствие распределения значений нормальному закону определено с помощью критериев согласия Пирсона, Колмогорова, Ястремского и Романовского. Все критерии согласия подтвердили возможность принятия для коэффициента совершенства теоретической модели распределения по нормальному закону.

Для нахождения математической зависимости многофакторной связи ц> с рассматриваемыми факторами-предикторами уравнение регрессии взято в виде произведения функций влияния отдельных факторов.

ф-рф^Ху) .^(х-у) .. .Рр{хр}) (Ю)

где ф'=фср=о, б - средний коэффициент совершенства для //скважин; -

функция влияния для /-го фактора; х'^ = Ш - нормированный фактор х^; /

= I, 2...,р - номер предикатора;у = 1, 2..., число значений для /-го фактора.

Программой предусмотрено, что вид функции выбирают по минимуму среднеквадратичной ошибки аппроксимации из совокупности, включающей полиномы, логарифмическую, гиперболическую, степенную и показательную функции и их комбинации.

Результаты расчетов и полученные зависимости приведены в табл.8 и на Рис.8. Все коэффициенты корреляции надежны с вероятностью более 95%.

Результаты расчетов функций влияния

Показатели Факторы Значения Функции влияния

максим. мнним. срсдневзв.

Проницаемость, к, 10 'V1 6,016 0,002 0,56 12-0,181п(А/0,56+1,22)

пористость, т, доли един. 0,293 0,03 0,186 /V-0,848 + 0,15(я/186)

репрессия, кг/см1 ' 124 11 50 -0,969-0,831п (#50-0,16)

»одоотдача, СМ1/}0 мин 35 3,5 12,4 /7<-1,03-0,0665(г/12,4)

плотность перфорации, л 47 4 22 Д-1,016-0,016(л/22)

депрессия, д Р, кгс/см1 109 0,7 23 /,-0,963-0,211п(Д//23+0,5)

толщина пласта, А, м 110 0,5 22 2 П-.Л» !«/:!•!.Ж Г,-2'"'-—--0,762 * (Л/22+2,23)'-"

коэфф.пиродин. совершу 1,29 0,04 0,60

Совокупный коэффициент корреляции, выражающий меру тесноты связи результативного признака с 7 факторами при нелинейной форме связи, равен 0,664 с достоверностью выше 99%. Уравнение (10) д ля рассмотренных условий имеет следующий вид:

ф=0, 6[1,12-0,181п(к/О,56 +1,22)].(О,848+0,806т) .

[0,969-0,0831п (Л/50-0,16)]-. (1, 03-0, 0054В) . (1, 016-0, 00073л) .

[0,936+0,211п(ДР/23+0,5].1^^-^-^.-0,762]

Стандартная ошибка прогноза ц> по данному уравнению равна 0,3. Так как ее отношение к стандартному отклонению прогнозируемого значения ц> равно 0,75, то точность использования этой зависимости в качестве прогнозной удовлетворительная.

Применяя полученное выражение для ц> в зависимости от влияющих факторов, можно предсказывать степень совершенства скважин для конкретных промысловых условий. Анализ влияния каждого из рассмотренных факторов на /р позволяет наметить пути увеличения этого коэффициента изменением управляемых факторов.

Как видно из Рис.8, увеличение проницаемости продуктивного пласта при прочих равных условиях приводит к уменьшению /р. Так как при анализе использовано большое количество данных по скважинам, бурение и перфора-

0.6

о г 4 во о./ о.г о.з о з в . з ;г Пропицаеиосп, ики* Пористосп Репрессия, МП а

О 10 20 30 0 20 40 0 4 8 12 0 40 80 12С Водоотдача, сч3за 30 пин. Илотносп перфорации, отв/и Депрессия. МЛа Толщина пласта, м

Рис.8 Функции влияния отдельных факторов

цию в которых проводили при репрессии на пластс использованием глинистого раствора, то из этой зависимости можно сделать вывод, что существующая технология первичного и вторичного вскрытия особенно пагубно сказывается на качестве вскрытия высокопроницаемых пластов, что подтверждается результатами стендовых испытаний. В этих случаях, если нельзя изменить технологию вскрытия пластов бурением, то для перфорации необходимо использовать буровой раствор без твердой фазы.

Однако, если рассматривать совместное влияние пористости т и проницаемости к, имея в виду, что фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) в общем случае предполагают линейную связь 1 с т, для наиболее часто встречающихся коллекторов с к = 0,05 + 0,5 мкм1 и т = 0,08 + 0,25 комплексное влияние ФЕС на ц> можно признать малозначащим. Увеличение репрессии на пласт при существующей технологии вскрытия в исследованном диапазоне от 1,1 до 12,4 МПа значительно снижает коэффициент совершенства. Поэтому вредна даже минимальная репрессия. Значит, надо стремиться не к уменьшению, а к полному ее устранению, либо к бурению скважин на растворах, не влияющих на проницаемость пластов.

Увеличение водоотдачи глинистого раствора также нежелательно, так как уже при незначительной ее величине снижается ¡р. Важно подчеркнуть, что при водоотдаче, близкой к нулю, и низком значении репрессии можно получить

очень хорошие результаты по ¡р. Водоотдача - один из основных параметров, ухудшающих ц>.

Увеличение плотности перфорации при существующей технологии проведения перфорации не может повысить <р, так как повторную перфорацию обычно выполняют при репрессии на пласт с использованием глинистого раствора, блокирующего ранее созданные каналы перфорации. Поэтому предложения по увеличению совершенства скважин повышением плотности перфорации без изменения технологии бурения и перфорации не могут быть приняты.

Из рисунка также видно, что для увеличения ц> важным резервом является рост депрессии на начальной стадии эксплуатации скважин. Так, если позволяют условия, при повышении депрессии с 1 до 11 МПа хотя бы в процессе освоения, когда призабойная зона пласта интенсивно очищается, <р увеличивается в 1,5 раза. Это позволяет утверждать, что метод глубоких депрессий наиболее эффективен для освоения скважин, пробуренных при репрессии на пласт [35].

Интересно влияние на ч> толщины пласта. На первых метрах оно или положительно или незначительно влияет на ц> и с увеличением толщины пласта А до 30 м прогрессирует с отрицательным знаком, а начиная с 30 м уверенно возрастает. По-видимому, в маломощных пластах бблыиую роль играют фильтрационные свойства, чем емкостные, а в мощных отложениях, наоборот, влияние емкостных свойств более ощутимо, причем с ростом А свыше 30 м V уверенно растет и на А = 60 м пересекает ординату с <р = 1.

На основании результатов работы, изложенных в данном разделе, можнс сделать следующие выводы:

1. Полученное уравнение множественной регрессии, описывающее связ! коэффициента совершенства с основными факторами, путем измененш регулируемых факторов может бьггь использовано для прогноза качеств: вскрытия пластов и направленного повышения совершенства скважин < целью сокращения продолжительности освоения скважин.

2. Анализ полученной зависимости для подтвердил результата лабораторных исследований.

Данные, приведенные в этом разделе и основанные на результатах анализ; фактического материала, справедливы лишь для вполне определенных условий охваченных исследованием, а именно: бурение скважин и их перфорации проводили на глинистых растворах, продуктивные пласты сложены грануляр ными коллекторами.

РАЗДЕЛ 6

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

На основании выполненных научно-исследовательских работ подробно проанализированы технологии и методики вскрытия на отдельных месторождениях России с целью выдачи рекомендаций по повышению качества закан-чивания скважин. Ниже приведен анализ эффективности вскрытия пластов на Вукгыльскомгазоконденсатном,Возейском,Пашнинском,Западно-Тэбукском нефтяных месторождениях республики Коми, Трехозерном и Самотлорском нефтяных месторождениях Тюменской области [11,13,15,16,18,22].

Вуктыльское месторождение. Перфорацию скважин на месторождении проводят корпусными перфораторами ПКС-80 и ПКС-105 с плотностью перфорации 2+10 отв/м на тех же растворах и с теми же репрессиями, что и при бурении. Это приводит к закупориванию пор породы вокруг перфорационного канала и неполному включению в работу перфорированной мощности. Часть скважин эксплуатируют открытым забоем. Депрессии на пласт изменяются в широких пределах - от 5 до 13 МПа [15].

Все это многообразие условий приводит к существенному различию величин коэффициента гидродинамического совершенства. Нашей задачей было определение влияния управляемых факторов с целью их направленного изменения для получения более высоких значений коэффициента /р. При этом использована методика дисперсионного анализа, позволяющая выявить не только влияние каждого из изучаемых факторов в отдельности, но и влияние их суммарного взаимодействия. Из-за незначительного количества имеющихся полных данных было изучено влияние лишь некоторых основных факторов и их взаимодействия.

При анализе влияния типа перфоратора и плотности перфорации с вероятностью 97% выявлено только влияние плотности перфорации. Влияние же типа перфоратора с достаточной степенью надежности не установлено. Независимо оттого, применяют ли ПКС-105, ПКС-80 или ПК-ЮЗ средний коэффициент совершенства у>ср для плотности перфорации п < 6 отв/м составляет 1,27, а для п > 6 отв/м - 2,52. Этот вывод еще раз подтверждает, что в трещиноватых коллекторах связанная с типом перфоратора глубина канала не служит определяющим фактором при оценке качества вскрытия, хотя для ПКС-105 она равна примерно 240 мм, а для ПК-ЮЗ - 120 мм. Поэтому для трещиноватых коллекторов основным средством повышения коэффициента /р является увеличение плотности перфорации, приводящее к увеличению

вероятности попадания перфорационных каналов в трещины, так как значи тельное повышение ц> не может быть объяснено лишь увеличением числа от верстай. С этой точки зрения, по-видимому, нет необходимости применят мощные перфораторы ПКС-105 с большой пробивной способностью, н деформирующие обсадную колонну и разрушающие цементное кольцо [30,31

На основании результатов исследования влияния величины репресси при бурении и водоотдачи глинистого раствора на коэффициент <р можн утверждать с вероятностью 90% (несколько низкой для технических приложе ний), что в среднем лучшие результаты получают для растворов с водоотдаче в диапазоне 2 + 9,5 си3 за 30 мин. По-видимому, это можно объяснить тем, чт повышенный в начальный период вскрытия поток жидкости в пласт увлекае и твердые частицы, интенсивнее намывая глинистую корку. Влияние ж величины репрессии на пласт на изменение коэффициента ц> в исследование диапазоне не обнаружено.

При исследовании влияния депрессии ДРа на пласт при эксплуатаци скважин выяснилось следующее. Скважины, эксплуатируемые при повышен ных депрессиях, имеют ббльшие значения коэффициента 1р. Так, величина ц>{ для ЛРД>10 МПа составляет 2,31, а для ДРд < 10 МПа - 1,07. Это объясняете тем, что создание повышенных депрессий на пласт приводит к более интенсиЕ ной очистке призабойной зоны пласта от проникших при бурении и перфорац ии жидкой и твердой фаз раствора и, вопреки распространенному мнению, дл условий Вукгыла не приводит к смыканию трещин.

Изучение влияния конструкции забоя скважины на коэффициен совершенства показало, что с гидродинамической точки зрения нельзя отдат предпочтение ни открытому, ни перфорированному забою. Это указывает н то, что геометрия (конструкция) забоя скважин для трещиноватых коллекторо не является столь важной, как для поровых коллекторов, так как одна удачн расположенная естественная трещина может внести существенное изменени в качество сообщения скважины с пластом. Затем проведены исследования п определению степени эффективности солянокислотных обработок (СКО) зависимости от конструкции забоя скважин (открытый или перфорированны забой), а также с первоначально низким или высоким коэффициентом сове! шенства. Оказалось, что для СКО конструкция забоя не имеет значения коэффициенты совершенства в среднем возрастают в 2,5 раза для перфорирс ванного забоя и в 2,77 раза для открытого. Начальный коэффициент совершен ства также не играет существенной роли, т.е. нельзя дать рекомендации г выбору объектов для СКО с этой точки зрения.

Пашнинское месторождение 113.181. Вскрытие пластов бурением на Пашнинском месторождении производят либо на воде, либо на глинистом шламовом растворе с довольно низкой репрессией на пласт, но, ввиду плохих коллекторских свойств пластов, как глубина проникновения фильтрата, так и степень уменьшения проницаемости составляют значительную величину. По данным исследований методом восстановления давления зона проникновения фильтрата (зона ухудшения проницаемости) для некоторых скважин равна 3040 м, при двухкратной степени ухудшения проницаемости.

Табл.9

Основные исходные и расчетные данные по Пашнинскому месторождению

№№ К е V

СКВ. т/сут (кгс/см2) Дм/сП

51 1,40 0,39 0,60

58 3,63 2,90 0,28

53 0,236 0,10 0,545

72 1,86 0,82 0,525

61 1,47 ' 0,334 1,00

59 0,57 0,27 0,45

66 0,21 0,056 0,87

65 0,68 0,35 . 0,45

При использовании самого мощного из существующих перфораторов -ПКС-105 с высокой плотностью перфорации - низкие значения коэффициента совершенства <р могут быть объяснены только ухудшением проницаемости в призабойной зоне пласта. На Пашнинском месторождении при существующей технологии вскрьггия пластов может быть рекомендован спускаемый на насосно-компрессорныхтрубах перфоратор ПНК-89, причем процесс вскрытия перфорацией необходимо проводить при глубокой депрессии, которая может достигать здесь 13 + 14 МПа.

Западно-Тэбукское месторождение [13.181. Вскрытие производят либо на технической, либо на соленой воде с репрессиями на пласт АР =3 + 4 МПа. Перфорацию осуществляют перфораторами ПК-105ДУ (реже ПКС-105) с плотностью перфорации 12 + 20 отв/м. Сравнительно низкие коэффициенты совершенства скважин, эксплуатирующих несколько пластов одновременно, можно объяснить малой долей работающей мощности пласта во вскрытой перфорацией мощности. Так, по некоторым данным отношение работающей

мощности пласта к перфорированной мощности составляет 53,7%. Средни! данные по отдельным пластам и их комбинациям в работающей мощносп сведены в табл.10.

Табл.11

Средние данные по отдельным пластам и их комбинациям

Пласты К е Ч>

т/сут (кгс/см5) Дм/сП

Пб 9,8 2,49 0,86

ВК+Ш+Пб 25,7 10,12 0,5 6

Ш+Па+Пб 18,8 8,64 0,54

Ш+Пб 17,1 6,13 0,61

ВК+Ш 7,7 3,37 0,50

Ввиду различных коллекторских свойств одновременно работающи пластов степень закупорки пор различна и при освоении скважин в работ включаются наиболее легко очищающиеся пласты. Поэтому при эксплуатаци нескольких пластов общим фильтром необходима методика поинтервально1 освоения пластов с различными коллекторскими свойствами без изменена методики вскрытия.

Трехозерное месторождение [111. Исходные и расчетные данные привед! ныв табл.11.

Из табл.11 видно, что <рх определенное по г^,. может значителы отличаться от ц> по предложенному методу как в ту, так и в другую сторону.

По некоторым скважинам ip значительно меньше единицы, что требу усовершенствования технологии вскрытия пластов. Это совпадает с мнение ВА.Сидоровского, который на основе анализа коэффициентов продуктивное: за период самопроизвольной очистки приходит к выводу, что степи загрязнения ПЗП высока, а степень самопроизвольной очистки недостаточк

Возейское месторождение 1161. В начале 1976 г. залежь легкой нефти отложениях песчаников среднего девона на Возейском месторождении вскры. девятью разведочными и двумя эксплуатационными скважинами.

Бурение разведочных скважин вели с промывкой глинистым раствор! плотностью 1,22 •»-1,4 г/с«3, условной вязкостью 45-90 с, водоотдачей 3 +10 с за 30 мин.

Поскольку глубина залегания пласта значительная (свыше 3000 м), вре: строительства разведочных скважин колебалось от 216 до 636 суток, а врем

Основные исходные и расчетные данные по Трехозерному месторождению •

№№ СКВ. К, т/сут (кгс/см1) е Дм/сП п, отв/м V

по Щурову пог^ по автору

6 2,12 1,06 10 0,747 0,491 0,383

61 6,95 1,98 15 0,839 0,613 0,67

63 7,35 2,64 10 0,747 0,920 0,53

74 12,05 2,28 . 10 0,747 0,987 1,00

535 5,00 0,70 20 0,892 0,817 1,33

560 10,2 2,26 20 0,885 0,864 0,86

562 3,43 0,88 18 0,87 0,776 0,776

580 2,50 0,41 20 0,885 0,773 1,16

559 5,00 5,00 5 0,58 0,794 0,57

разбуривания продуктивного пласта - от 53 до 180 суток. Эксплуатационные скважины бурили с промывкой глинистым раствором несколько меньшей плотности и на разбуривание продуктивного пласта при этом затрачивали 22-24 сут.

Таким образом, первичное вскрытие продуктивных толщ происходило при неблагоприятных для призабойной зоны пласта условиях, репрессия на пласт составляла 4-12 МПа.

Вторичное вскрытие пласта проводили с помощью кумулятивных перфораторов ПКС-105 и ПКС-80 при наличии в стволе скважины того же раствора, который использовали при бурении, т.е. при той же репрессии на пласт.

Вызов притока, как правило, осуществляли путем замены раствора водой. Иногда уровень жидкости в скважине снижали с помощью компрессора. Всего в девяти разведочных скважинах подобным образом опробовано 36 объектов в интервале глубин 3008-3748 м. Около половины объектов дали фонтаны нефти, из одного получен фонтан газа. В двух эксплуатационных скважинах фонтаны нефти получены из всех четырех объектов испытаний.

При окончании освоения скважин проводили гидродинамические исследования. Обычно после исследования методом пробных откачек снимали кривую восстановления давления.

По результатам исследований (см.табл.12) сделана попытка дать гидродинамическую оценку состояния призабойной зоны пласта сразу после освоения разведочных и эксплуатационных скважин месторождения. Для оценки качества вскрытия пласта использовали методику определения отношения продук-

тивностей (077) и методику определения коэффициентов совершенства пс результатам гидродинамических исследований скважин в установившемся и неустановившемся режиме работы.

Средняя величина ОП для всех рассматриваемых скважин составляет 0,666, а средняя величина ц> = 0,48.

Сравнивая два коэффициента - <р и ОП, можно сделать вывод о качеств( вскрытия пласта в результате перфорации. В среднем коэффициент совершенства при перфорации составляет 0,75 (по тем скважинам, для которых был! определены ОП и ф).

Результаты расчетов показывают, что проблему качества вскрытш пласта необходимо учитывать как при бурении, так при перфорации. Если ] процессе бурения призабойная зона загрязняется до такой степени, что даж( для скважины с необсаженным стволом коэффициент совершенства составит 0,66, то, применяя самую совершенную технику и технологию перфорации (| использованием мощных зарядов при депрессии на пласт), можно увеличит: этот коэффициент максимум в 1,2 раза, т.е. дебит скважины составит не боле' 80% потенциального дебита. Для пластов-коллекторов Возейского месторожде ния коэффициент совершенства низок даже при небольшой водоотдач бурового раствора и малой зоне проникновения его фильтрата. Вследстви этого необходимо либо применять растворы на нефтяной основе, либо бурит при депрессии на пласт с использованием вращающихся превенторо! Перфорацию следует проводить при герметизированном устье скважины, такж с депрессией на пласт, применяя перфораторы типа ПНК, спускаемые н насосно-компрессорных трубах, или малогабаритные перфораторы типа П! спускаемые через лубрикатор и насосно-компрессорные трубы [2,30,31,32].

Самотлорское месторождение 122). На месторождении в разработк находятся пласты Аи А1+1, ЛА+5, (комплекс А) и пласты Бг, 7>10 (комплекс Б, глубина залегания которых составляет 1540-2165 м. Коллекторы представлен] поровыми и порово-трещинными песчаниками с глинистым, реже карбонат ным, цементом.

Вскрьггие продуктивных пластов ведут на глинистом растворе с относ* тельной плотностью 1,18 + 1,22, водоотдачей 4 + 8 си3 за 30 мин, вязкость: 25 + 33 с. Учитывая, что начальное пластовое давление в продуктивнь горизонтах равно гидростатическому, величина репрессии на пласт' от стол С бурового раствора достигает 5 МПа. При спуске бурового инструмента величин репрессии значительно возрастает. Вскрытие пластов перфорацией осущесп ляют кумулятивными перфораторами типа ПКС-80 на этом же буровс

растворе. Плотность перфорации в основном составляет 20 отв/м.

Результаты гидродинамических исследований на Возейском месторождении

№ СКВ. Интервал исследования, м КСР. мД К.мД Ксг/К Ч> Глубина проникновения фильтрата, по геофизическим данным, мм

54 3303-3247 134,0 180,0 0,745 0,780 800

55 3614-3628 9.2 18,5 0,497 0,278 400

56 3210-3233 4.2 21,8 0,193 . - 400

57 3247-3252 47,0 91,4 0,514 - -

3208-3237 187,9 192,8 0,975 - -

3174-3197 127,5 133,4 0,956 0,767 -

59 3068-3071 34,2 46,8 0,731 0,701 -

3040-3061 30,0 54,7 0,548 0,630 -

3008-3028 28,5 42,6 0,669 0,249 -

60 3365-3377 52,0 64,3 0,809 0,322 -

3324-3331 17,8 32,7 " 0,544 ■ 0,770 -

62 3249-3271 19,4 48,3 0,402 0,108 600

64 3154-3200 18,2 41,2 0,442 0,206 -

680 3214-3242 129,0 154,2 0,837 - -

684 . 3160-3198 124,4 132,0 0,942 г -

Поскольку при вскрытии продуктивных горизонтов существуют условия для проникновения в пласт бурового раствора и ухудшения гидродинамической связи пласта со скважиной, то представляет интерес выяснить степень ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) при существующих условиях вскрытия пластов бурением и перфорацией. Факт ухудшения состояния ПЗП подтверждает также работа многих скважин с нарастающим дебитом в течение нескольких месяцев после освоения, причем коэффициент продуктивности в этот период по некоторым скважинам возрастает на 50% и более.

При обработке промысловых данных более, чем по 80 скважинам, получено, что величина <р в этих скважинах изменяется от 0,148 до 2,6 при среднеарифметическом значении 0,775.

Элементарный анализ формулы Дюпюи показывает, что для гранулярного коллектора при идеальном вскрытии продуктивного пласта бурением и последующем применении мощных перфораторов, величина ч> не может превышать величины 1,2-1,3. Следовательно, для реальных условий закономер-

но предположить, что при ц> больших единицы скважина вскрыла не грануля ный, а трещинный коллектор; наличие же только одной трещины достаточн чтобы дебит скважины резко возрос. Поэтому для дальнейшего анали отобраны скважины с величиной <р не более единицы, предполагая тем самы что они находятся на участках с преимущественно гранулярным коллекгоро Средняя величина коэффициента гидродинамического совершенства отобранным скважинам равна 0,594.

Для исследования влияния на гидродинамическое совершенство скваж: условий вскрытия продуктивного пласта применен метод дисперсионно анализа, результаты которого показали следующее.

Коэффициент совершенства в среднем на 55% выше для тех скважин которых время от перфорации до освоения меньше 30 суток, т,е. длительн воздействие бурового раствора на пласт значительно ухудшает проницаемое ПЗП из-за роста водонасыщенности коллектора и образования в плас коллоидных систем. Поскольку на Самотлорском месторождении бурен скважин ведут кустовым методом, то каждую скважину перфорируют оставляют с буровым раствором до тех пор, пока не пробурят все остальн скважины куста. Проведенный анализ позволяет сделать следующий важн: практический вывод: перфорацию следует проводить только после того, к будут пробурены и обсажены все скважины куста, чем до минимума сократит время воздействия бурового раствора на пласт.

Установлено, что коэффициент совершенства в среднем на 31% выше я скважин, с момента освоения до момента исследования которых прошло бо; 8,5 месяцев. Этот результат подтверждает, что в начальный период рабо скважины происходит самоочищение ПЗП от проникших в пласт при вскрыт твердых частиц и фильтрата и, следовательно, для ускорения этих процесс необходимо интенсифицировать приток на начальных этапах работы скважш

Коэффицент совершенства скважин в среднем на 22% выше при прони1 емости пласта в зоне влияния скважины меньшей 0,52 Д чем для пласто более высокой проницаемостью. Это еще раз подтверждает необходимо проведения перфорации на растворах без твердой фазы, особенно ^ высокопроницаемых коллекторов.

Таким образом, внедрение таких простых мероприятий, как снижение минимума времени от перфорации скважины до ее освоения (т.е. проведе} перфорации только после разбуривания всего куста скважин) и замена I проведении перфорации естественного глинистого раствора на жидкость твердых частиц (например, на нефть хотя бы только в интервале перфорац:

может значительно увеличить гидродинамическое совершенство скважин и, следовательно, их продуктивность.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основным научно-практическим результатом диссертационной работы является разработка эффективной технологии заканчивания скважин в различных геолого-технических условиях, включающей в себя аппаратурно-методический комплекс вторичного вскрытия пластов и интенсификации притоков с использованием энергии пороховых газов.

В итоге выполненных работ получены следующие основные результаты:

1. На основании анализа и обобщения материалов по оценке совершенства скважин с использованием графиков дополнительных фильтрационных сопротивлений, учитывающих только геометрическое несовершенство скважин по степени и характеру вскрытия (графики В.И.Щурова), было установлено, что коэффициенты совершенства скважин в реальных условиях могут отличаться от рассчитанных в 2-5 раз.

2. Показано, что при существующей технологии первичного вскрытия продуктивного пласта бурением качество исходного продукта - скважины -является определяющим для осуществления последующих операций по ее заканчиванию .

3. Разработана методика оценки гидродинамической эффективности перфорационных каналов по величине коэффициента совершенства канала как интегрального параметра, характеризующего качество гидродинамической связи пласта со скважиной.

4. Создана уникальнаяустановка высокого давления "Пласт", позволяющая изучить влияние различных геолого-технических условий при отстреле кумулятивных зарядов по мишеням из искусственных или естественных кернов на качество сообщения скважины с пластом, и разработана методика изготовления искусственных кернов большого размера с заранее заданными свойствами и хорошей воспроизводимостью характеристик.

5. Экспериментально на установке "Пласт" изучено влияние различных факторов на качество гидродинамической связи скважин с пластом. Показано, что даже малейшая репрессия на пласт в момент перфорации значительно ухудшает качество перфорационного отверстия как канала связи скважины с пластом. Наличие твердой фазы в перфорационной жидкости при перфорации на репрессии также губительно сказывается на совершенстве канала. На

основании экспериментальных исследований сформулированы требования перфорационной жидкости, промысловая проверка которых позволил получить значительно более высокие показатели по времени освоения скважи и коэффициенту продуктивности.

6. Экспериментально доказано, что технология перфорации на депресси всегда дает лучший по сравнению с перфорацией на репрессии результат, если нет противопоказаний к ее применению по геолого-техническим при: накам, целесообразно ее применение на всех объектах в соответствии рекомендациями [2].

7. Пред ложена методика определения коэффициента гидродинамическог совершенства скважин <р по результатам гидродинамических исследовани двумя способами - методу установившегося отбора и по кривой восстановлен!) давления, с использованием наиболее точно определяемых параметров коэффициента продуктивности по индикаторной диаграмме и коэффициент гидропроводности по КВД. Знание ц> по работающим скважинам позволж анализировать влияние условий вскрытия на качество скважины на предшес вующих этапах и прогнозировать эффективность последующих операций г интенсификации притоков.

8. Методами математической статистики исследовано влияние основнь факторов при заканчивании скважин на величину ч>. Показано, что наибол важными управляемыми факторами являются величина репрессии на пласт момент перфорации и величина депрессии в период освоения. Также влия» свойства пласта, (пористость и проницаемость), водоотдача глинистого раство] при бурении, плотность перфорации и работающая толщина пласта.

9. Проанализирован промысловый материал по конкретным месторожд ниям с выдачей рекомендаций по улучшению качества заканчивания скважи которые легли в основу "Руководства по рациональной технологии вскрытия освоения потенциально нефтегазонасыщенных пластов на разведочных плош дях Тимано-Печерской провинции", утвержденной Генеральным директор( ПГО "Ухганефтегазгеология" в 1978 г., и "Методической инструкции : вскрытию продуктивных пластов перфораторами на насосно-компрессорн] трубах", 1978 (соавторы Григорян Н.Г., Фридляндер Л.Я. и др.).

10. Показано, что из всего многообразия методов воздействия на ГС наиболее универсальным являетсямегодвоздействияэнергией пороховых газе т.к. он сочетает в себе эффекты механических, химических и физическ способов интенсификации притока. При этом, в отличие от взрывных метод« он не оказывает разрушительного действия на крепь скважины, но облад;

преимуществом в части получения трещин с остаточными деформациями при динамическом нагружении породы.

11. Проанализировано влияние различных факторов на эффективность обработки ПЗП различными методами с использованием энергии газов (ПГД, АСГ, АДС, TOC) с выдачей рекомендаций по наиболее рациональным технологиям их применения.

12. Совместно с Челышевым В.П., Фазлутдиновым К.С. и др. разработан новый маловязкий горюче-окислительный состав, нечувствительный к действию внешних тепловых, механических и электрических нагрузок и технология его применения. Промысловый опыт применения ГОС показал перспективность глубокого термомеханического воздействия на ПЗП.

13. Предложена система материального стимулирования качественного вскрытия пласта при бурении, ставящая поощрение работников буровой бригады в зависимость отвеличины коэффициента гидродинамического совершенства пробуренной скважины.

МОНОГРАФИИ, РУКОВОДСТВА, ОБЗОРЫ

1. Гайворонский И.Н., Леоненхо Г.Н., Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. - М., Геоинформмарк. 1998, 238 с.

2. Методическая инструкция по вскрытию продуктивных пластов перфораторами на насосно-компрессорных трубах / И.Н.Гайворонский, Н.Г.Григорян, Л.Я.Фрвдшщдер и др. - М., ВНИИГеофизика, 1973, 28 с.

3. Руководящий документ РД 39Р-5794688-009-90. Инструкция по повышению продуктивности скважин с применением импульсно-ударного воздействия горюче-окислительным составом ВНАГ / И.Н.Гайворонский, К.С.Фазлугдинов, В.П.Челышев и др.- МНГП СССР, 1990, 90 с.

4. Методы интенсификации притоков в нефтяных и газовых скважинах с использованием энергии взрыва и горения взрывчатых материалов / А.М Дуванов, И.Н.Гайворонский, АА.Михайлов и др. Региональная и морская геофизика; геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых: Обзор / ВИЭМС, М., 1990, 34 с.

НАУЧНЫЕ СТАТЬИ

5. Гайворонский И.Н. Определение расхода жидкости через перфорированную мишень / Нефть и газ, 1969, № 6, с.37-41.

6. Гайворонский И.Н. Установка для исследования гидродинамической эффективности перфораторов / Нефть и газ, 1969, № 12, с.49-54.

7. Гайворонский И.Н. Методика определения гидродинамической эффективности перфораторов / Тр.МИНХиГП, сер.бурение, эксплуатация, транспорт нефти и газа. -1970, с.13-18.

8. Эффективность вскрытия пластов стреляющими перфораторами на больших глубинах //Н.Г.Григорян, И.Н.Гайворонский, Н.С.Чихладзеидр.//Труды VI научно-технической геофизической конференции. Недра. - 1970, с.16-19.

9. Гайворонский И.Н., Григорян Н.Г. Влияние условий в скважине на эффективность перфорации// НТС Нефтепромысловое дело,- 1971, № 7, с.20-24.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

17.

18.

19.

20.

21.

22.

23.

24.

25.

26.

27.

28.

29.

Эффективность вскрытия пластов перфорацией в зависимости от типа бурового раствор //Н.Г.Григорян,И.Н.Гайворонский, МААхметшинидр.//Нефтяноехозяйство.- 1973 N»11,0.15-19.

Гайворонский И.Н. Исследование некоторых вопросов применения прострелочно взрывной аппаратуры на месторождениях Татарии, Башкирии, Тюмени и Коми АСС1 Отчет ВНТИцентр; N5 ГР 73042774; инв. N5 Б 404494. - М., 1974, 86 с. Гайворонский И.Н., Бережной Н.И., Углов В А. К вопросу о материальном стимулирова нии за вскрытия пласта // РИЭС Экономика нефтяной промышленности. - М. ВНИИОЭНГ. - 1975, № 9, с.4-6.

Гайворонский И.Н. Оценка влияния различных факторов на качество вскрыли пласто методами математической статистики // Сб.Геология и разработка нефтяных месторож денмй Коми АССР, Сер.Нефтегазоваягеологияигеофизика.ТрудыПечорНИПИнефть. М.: ВНИИОЭНГ. - 1975, с.70-74.

Гайворонский И.Н. Оценка качества вскрытия по промысловым данным // НТ' Нефтегазоцромысловое дело. - 1976, N° 8, с.17-19.

Гайворонский И.Н., Турниер В.Н., Чернов М.В. Оценка качества вскрытия продукгш ных пластов Вуктыльского месторождения // Разработка и эксплуатация газовых газоконденса'шых месторождений, - ВНИИЭГазпром. - 1977, № 4, с.16-21. Гайворонский И.Н., Мордвинов АА. Анализ результатов вскрытия продуктивны пластов на Возейском месторождении по данным гидродинамических исследований, РНТС. Сер.Бурение, вып.7. М. - ВНИИОЭНГ - 1978, № 7, с.66-73. Гайворонский И.Н., Нуртельдыев Х.К., Кейбал Т.Н. К методике изготовлен» искусственных кернов //Сб. Физико-химия р разработка нефтяных месторождений. Уфа. - 1978, с.66-73.

Гайворонский И.Н., Мордвинов АА. Анализ условий вскрытия и интенсификаци притока на месторождениях Коми АССР // Сб.рефератов НИОКР. - 1979.- № 2, с.4. Гайворонский И.Н., Мордвинов АА. Исследование гидродинамического совершенен скважин методами математической статистики // Нефтяное хозяйство. -1979. - № 9,с.4; 51.

Гайворонский И.Н., Аметов И.М. Гносеологические проблемы нефтетазопромысловс науки//Тезисы доклада на юбилейной конференции УИИ. - Сыктывкар. - 1980, с.40-4 Гайворонский И.Н., Мордвинов АА. Методика оценки гидродинамического соверше1 ства скважин //Депонированная рукопись № 746, М.: ВНИИОЭНГ. - 1980, 24с. Гайворонский И.Н., Мордвинов АА. Гидродинамическое совершенство скваж! Самотлорского месторождения // Межвуз.тем.сб.: Вопросы разработки нефтяных газовых месторождений. - ТИИ, 1981.- вып.71, с.86-90.

Гайворонский И.Н., Мордвинов АА. Влияние некоторых факторов на коэффицие] гидродинамического совершенства скважин при вскрытии продуктивных пластов различных районах страны // Сб.научных трудов "Прострелочно-взрывные работы скважинах". - М., 1981, с.20-25.

Гайворонский И.Н., Мордвинов АА., КателинаЛ.В. Воздействие на призабойную зо: пласта пороховым генератором давления ПГД.БК // Межвуз.научно-тем. сб.: Физик химия и разработка нефтяных месторождений. - УИИ. - 1982, с.66-72. Гайворонский И.Н., Дорфман М.Б., Раинкина Л.Н. Нелинейные эффекты при стаци нарной фильтрации вязкоупрутой жидкости // Нефть и газ. - 1985. - N5 7, с.49-52 Гайворонский И.Н., Дорфман М.Б. О некоторых особенностях стационарн фильтрации вязкоупрутой жидкости // Нефть и газ. - 1986. - № 11, с.16-19. Гайворонский И.Н. Состояние и перспективы развития методов интенсификац притоков в нефтяных и газовых скважинах // Техника и методика прострелочи взрывных работ в скважинах // Тезисы докладов Всесоюзного совещания. - ВНИП взрывгеофизгаса. - 1988, с.30.

Гайворонский И.Н. Состояние и перспективы применения прострелочно-взрывн работ в скважинах Ц Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин // Тези докладов Второй Всесоюзной научно-технической конференции. - М.: 1988, с.160. Гайворонский И.Н. Состояние и перспективы развития методов интенсификац притоков в нефтяных и газовых скважинах взрывными и импульсными методами // Н'

Каротажник. Тверь - 1998. - вып.43, с.40-46.

30. Гайворонсхий И.Н. Основные задачи разв1пих техники и технологии вскрыли продуктивных, интенсификации добычи в газовой промышленности // НТВ Каротажник, Тверь, 1998, вып.43, с.53-56.

31. Гайворонсхий И.Н., Тебякин В.М. Совершенствование техники и технологии вскрытия пластов перфорацией // НТВ Каротажник. Тверь. - 1998. - вып.43, с.73-77.

32. Гайворонсхий И.Н. Эффективность вскрытия пластов перфорацией //НТВ Каротажник. Тверь. - 1998. - вып.43, с.96-101.

33. Гайворонсхий И.Н., Ахмадеев Р.Г., Мордвинов АА Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации // Учебное пособие // Ухтинский индустриальный институт. - 1985.

34. Ас. 206476 СССР кл. 5а 18/40. Устройство для отбора образцов пород из стенок скважины / И.Н.Гайворонский, Л.С.Воробьев, ЛАГорбенко и др. - № 1033058/22-3; заявл. 15.10.65, опубл. 08.12.67. Бюлл. N° 1.

35. Патент 1572084 РФ КЛ.Е21В 43/11 Способ заханчивания скважин и устройство для его осуществления / И.Н.Гайворонский, В.М.Тебякин, Л АШипицин и др. АООТВНИПИ-взрывгеофизюса (РФ); № 4481150/23-03; заявл.13.09.88, опубл. 12.11.96. Бюлл. № 32.

36. Ас. 1596844 СССР кл. Е21В 43/22. Способ проведения перфораторно-взрывных работ в скважине / Б.М.Блинов, В.В.Иваненко, И.Н.Гайворонский и др. - № 484622/24-03; заявл. 13.07.88.

37. Ас. 1676295 СССР кл. Е21В 43/25. Способ обработки пласта / И.МАметов, И.Н.Гайворонский, М.БДорфман и др. - № 4692149/03; заявл. 28.03.89.

38. Патент 1789042 РФ юг. И230 7/04. Способ огневого уничтожения ядовитых веществ / И.Н.Гайворонский, В.Н.Кестельман, САКрыськов и др. Малое предприятие "Сепорис" при фирме "Девелопмент продактс Инк." (РФ). - № 4908475/33; заявл. 06.02.91, опубл. 15.01.93. Бюлл. № 2.

39. Патент 2015311 РФ КП.Е21В 43/114 Перфоратор/В АДубинин, РАСлиозберг, И.Н.Гайворонский и др.(РФ). - N° 4874294/03; заявл. 10.09.90, опубл. 30.06.94. Бюлл. № 12:

40. Патент 2047744 РФ кл.Е21В 43/114. Устройство для воздействия на пласт / И.Н.Гайворонский, ВД.Крощенко, Н.С.Санасарян и др.; Малаховское отделение Всесоюзного научно-исследовательского института нефтепромысловой геофизики (РФ). - № 5033540/03; заявл. 23.03.92, опубл. 10.11.95. Бюлл. N° 31.

УЧЕБНАЯ И УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКАЯ ЛИТЕРАТУРА

ИЗОБРЕТЕНИЯ

4Г. О! Др,

Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора технических наук, Гайворонский, Иван Николаевич, Тверь

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНО-КОНСТРУ КТОРС КИ Й ИНСТИТУТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ ЭНЕРГИИ ВЗРЫВА В ГЕОФИЗИКЕ

(АО ВНИПИ взрывгеофизика)

I | На правах рукописи

ГЛЙВОРОНСКИЙ ИВАН НИКОЛАЕВИЧ

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНЕЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ СВЯЗИ СКВАЖИНЫ С ПЛАСТОМ ПРИ ВТОРИЧНОМ ВСКРЫТИИ

Специальность : 04.00.12. - Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых.

.ч '

ДИССЕРТАЦИЙ

в виде научного доома^н^сюискание^ч^н^й-е'тепенй

■У

гА- .., _,

/' .0-у

л у V

%

\

Тверь - 1998

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессо академик РАН Шемякин Е.1

Доктор технических на;

Лукьянов Э.

Доктор технических наук, професс<

Ловля С.,

Ведущая организация : АО "Вашнефтегеофизик;

Защита состоится 9 апреля 1998 г. в 15 на заседании диссертационного совета Д 163.13.01 в научно-производственном предприятии по геофизическт работам, строительству и заканчиванию скважин (АО НПП "Гере") по адресу: 170034, г. Тверь, проспект Чайковского, д. 28/2, конференц-зал.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиоте! НПЦ "Тверьгеофизика"

Диссертация в виде научного доклада разос лана марта 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного , доктор технических наук, профессор

Фионов А.Р

%

Раменская типография 3. 497-1998 г. Т. 1

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Повышение эффективности разведки месторождений нефти и газа и их последующей разработки в значительной мере зависит от качества заканчива-ния скважин, наиболее важным этапом которого является вторичное вскрытие пластов - перфорация скважин.

В разведочных скважинах качественное вскрытие продуктивных пластов перфорацией при условии качественного вскрытия бурением и разобщения пластов является определяющим фактором для сокращения сроков сооружения и испытания скважин, вывода их на уровень рентабельного дебита, оценки запасов углеводородов. Для эксплуатационного бурения - это получение максимальных дебитов, повышение коэффициентов извлечения нефти, создание наилучших условий для последующего применения методов интенсификации притоков и нефтеотдачи пластов, продления сроков эффективного использования скважин.

Перфорация скважин, составляющая небольшую долю в общем объеме и времени строительства скважин, по мнению большинства специалистов является главной операцией, от результатов которой зависит судьба не только скважины, но и месторождения в целом.

Известно, что при вскрытии продуктивных пластов бурением происходит интенсивное воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП) инородных жидкостей, приводящее как к физической закупорке поровых каналов твердыми частицами, образованию коллоидных систем, так и к проникновению фильтратов буровых растворов, значительно уменьшающих их фазовую проницаемость для пластовых флюидов как за счет химических, так и физических процессов. Последующее цементирование колонны, особенно когда его производят за один этап подъема цемента до устья, приводит к защемлению ^жидкости затворения в замкнутом объеме и, иногда, к гидроразрыву и

цементированию образовавшихся трещин. | В этих условиях перфорационные каналы выполняют не только функции j сообщения пласта со скважиной. Процесс образования перфорационных каналов, во-первых, сопряжен с весьма интенсивными взрывными нагрузками на I скелет породы, приводящими к уплотнению или разрушению породы вокруг канала, во-вторых, происходит интенсивное воздействие на границах раздела ' порода-жидкость. Поэтому процесс сообщения пласта со скважиной перфора-

цией является одновременно и мощным импульсным воздействием на ПЗП и, вследствие этого, результаты вторичного вскрытия пластов определяются не только и не столько геометрическими размерами перфорационных каналов. Пропускная способность каналов перфорации, являясь и комплексной гидродинамической характеристикой, служит основным интегральным показателем количественной связи скважины с пластом в различных геолого-технических условиях.

Лабораторные работы по определению влияния различных факторов на эффективность вторичного вскрытия пластов и интенсификацию притоков и промысловые исследования различных технологий и методик заканчивания скважин и составляют основное содержание работы.

Цель работы

Разработка и совершенствование технологии и методики вторичного вскрытия пластов, а также интенсификации притоков взрывными и импульсными методами, обеспечивающих эффективную гидродинамическую связь скважины с пластом, что, в свою очередь, позволяет достоверно решать геологические задачи по определению параметров коллекторов и повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений.

Основные задачи диссертационной работы

- Анализ влияния условий вскрытия пластов бурением на эффективность последующих работ в скважинах.

- Экспериментальные исследования гидродинамической эффективности -перфорационных каналов в различных геолого-технических условиях.

- Развитие теоретических основ и усовершенствование аппаратурно-методического обеспечения качественного вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков.

- Разработка системы управления качеством вторичного вскрытия продуктивных пластов.

- Обоснование методики оценки качества вскрытия пластов по промысловым данным.

- Исследование и разработка метода высокоэнергетического воздействия на ПЗП с использованием маловязких безопасных горючеокислительных составов (ГОС).

- Анализ и обобщение результатов применения разработанных технологий в различных геолого-технических условиях.

Научная новизна

- На основании теоретических и экспериментальных исследований

доказано, что свойства заполняющей скважину жидкости и величина репрессии в момент перфорации оказывают более существенное влияние на эффективность вскрытии пластов, чем геометрические размеры создаваемых перфорационных каналов.

- Научно обоснована и разработана методика оценки гидродинамической эффективности перфорационных каналов применительно к различным геолого-техническим условиям вскрытия пластов.

- Разработана методика оценки гидродинамического совершенства скважин по результатам совместного использования гидродинамических исследований методами установившегося отбора и по кривой восстановления давления.

- Методами математического моделирования процессов взрывного и импульсного нагружения пласта научно обосновано использование мощных воздействий на призабойную зону пласта с помощью горюче-окислительных составов, обеспечивающих создание протяженных трещин без нарушения целбстности крепи скважин.

Автором выдвигаются для публичной защиты следующие научные положения:

- Необратимые последствия некачественного первичного вскрытия продуктивных пластов, бурением не могут быть полностью устранены качественным вторичным вскрытием перфорацией и требуют дополнительного применения различных методов воздействия на пласт.

- Качество вторичного вскрытия пластов определяется не столько размерами создаваемых перфорационных каналов, сколько технологией и методикой перфорации.

- Использование при интенсификации притоков пороховых генераторов давления и горюче-окислительных составов обеспечивает комплексное высокоэнергетическое (механическое, термохимическое и волновое) воздействие на ПЗП, что приводит к резкому уменьшению фильтрационных сопротивлений, не оказывая разрушительного влияния на крепь скважины.

и результаты:

- Методика и аппаратура для исследования гидродинамической эффективности перфорационных каналов в различных геолого-технических условиях.

- Комплекс методических приемов по определению гидродинамического совершенства скважин в промысловых условиях и по исследованию влияния различных факторов на качество вскрытия пластов.

- Комплекс прострелочно-взрывной аппаратуры и методика его примене-

ния в различных геолого-технических условиях для обеспечения эффективной гидродинамической связи скважины с пластом.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований доложены на Всесоюзных и региональных конференциях, семинарах, школах передового опыта (VI научно-техническая конференция, Москва, 1969; выездная экспертная комиссия секции глубокого разведочного бурения НТС Мингео РСФСР, Ухта, 1980; IVтеоретическая школа-семинар "Термодинамика процессов нефтедобычи", Тюмень, 1985; секция НТС Мингео СССР, Тверь, 1986; I и II Всесоюзные научно-технические конференции "Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин", Ивано-Франковск, 1987, 1988; Всесоюзное совещание "Техника и методика прострелочно-взрывных работ в скважинах", Хадыженск, 1988; Всесоюзный семинар по ПВР, Джубга, 1990; Всесоюзное совещание по ПВР, Геленджик, 1991; Деловой клуб АИС, Гурзуф, 1994, 1995, 1997)

Реализация результатов работы

Основные положения диссертационной работы изложены в методических разработках по рациональной технологии вскрытия продуктивных пластов, руководящих документах, инструкциях, учебном пособии.

Использование рекомендаций только на месторождениях Куйбышевского Поволжья позволило сократить сроки освоения скважин и ввести скважины в эксплуатацию с повышенным дебитом и получить фонтанные притоки на площадях, где при обычных методах вскрытия подъем жидкости был возможен только механическим способом.

Практическая ценность работы

На основании выполненных исследований разработаны и внедрены методики и технологии качественного вскрытия пластов перфорацией. Показано, что одним и тем же техническим средством для вскрытия пластов в различных условиях можно получить разительно отличающиеся результаты в зависимости от условий в скважине, т.е. показано, что в процессе перфорации определяющими являются технология и методика работ.

Выданные рекомендации позволяют получать при перфорации существенно лучшие результаты даже незначительным изменением управляемых параметров, о чем сказано в разделе "Реализация результатов работы".

Показано, что при некачественном вскрытии продуктивных пластов бурением даже самые современные средства для перфорации скважин не позволяют получить потенциально возможные дебиты. В этом случае необ-

ходимы технологии вскрытия, обеспечивающие эффективность последующей обработки взрывными и импульсными методами. Выданные рекомендации позволяют повысить качество работ по интенсификации притоков. .

Публикации и использованные материалы

Основные научные положения и практические результаты освещены в монографии и учебном пособии, 28 статьях, 7 изобретениях, 3 методических разработках и более 25 научных отчетах, выполненных во ВНИПИвзрывгео-физике и Ухтинском индустриальном институте. В основу диссертации положены результаты 35-летних исследований в области технологии и методики вторичного вскрытия пластов и интенсификации притоков.

Личный вклад автора состоит в научном руководстве и непосредственном участии в работах по разработке и совершенствованию аппаратурно-методиче-ского комплекса для вскрытия пластов и интенсификации притоков в геолого-технических условиях различных регионов страны (Европейский Север, Западная Сибирь, Урало-Поволжье), анализе его применения и в обеспечении внедрения разработанной технологии и методических приемов в нефтегазовой и разведочной отраслях страны.

При выполнении работ по теме диссертации были использованы геолого-геофизические и эксплуатационные материалы по многим месторождениям и регионам и результаты лабораторных исследований на установке "Пласт", созданной автором для этих целей.

Вопросами создания техники, технологии и методики вторичного вскрытия пластов и интенсификации притоков занимались Н.Г.Григорян, САЛовля, В.П.Челышев, В.С.Замахаев, Л.Г.Петросян, Ю.В.Тюкаев, П.А.Бродский, В.М.Тебякин, П.В.Вольницкий, Б.М.Беляев, А.РЛикугов, Н.С.Санасарян, А.М.Дуванов и др., с которыми автор работал в тесном контакте и которым благодарен за сотрудничество и полученные советы и консультации.

Объем и структура работы

Диссертация в форме научного доклада состоит из общей характеристики работы, шести разделов, заключения, содержащего основные выводы, и списка печатных работ автора по теме диссертации.

РАЗДЕЛ 1

ВЛИЯНИЕ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ БУРЕНИЕМ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ПОСЛЕДУЮЩИХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

Многие авторы признают тот факт, что процесс заканчивания скважин, включающий вскрытие продуктивного пласта бурением, цементирование ствола скважины, ее перфорацию, последующее освоение или испытание, следует рассматривать как единый цикл, в котором все операции должны быть взаимосвязаны и направлены на единую цель - качество заканчивания скважины. При этом технология работ каждого этапа заканчивания должна быть построена исходя из технологии работ предыдущего этапа и позволять максимально эффективно использовать весь арсенал средств и технологий на остальных этапах. Иными словами, специалисту по вторичному вскрытию пластов необходимо строить стратегию выбора технологии и методики не только на основе геолого-геофизических характеристик объекта, но и из его состояния после разбуривания и цементирования, предусмотрев, при необходимости, обеспечение последующего эффективного воздействия на пласт.

Поскольку в настоящее время технология вскрытия продуктивных пластов бурением практически не отличается от технологии бурения всего ствола, то и особенности физических свойств и состава коллекторов и насыщающих их жидкостей при этом, как правило, не учитывают. При выборе типа и состава промывочной жидкости обычно стремятся подобрать ее свойства удовлетворяющими условиям ускоренной и безаварийной проводки ствола скважины до проектной глубины без учета необходимости сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта. А так как буровые растворы в большинстве случаев представляют собой суспензии тонкодисперсных минеральных (глинистых) частиц в воде и водных растворах солей и полимеров, то в результате проникновения в пласт фильтрата бурового раствора и его твердой фазы проницаемость пласта в призабойной зоне в той или иной степени ухудшается, что затрудняет приток пластового флюида в скважину в процессе ее освоения и последующей эксплуатации [25].

Изучением вопросов влияния буровых растворов на качество вскрытия продуктивного пласта бурением в течение длительного времени занимались многие специалисты отраслевых, академических и вузовских коллективов под руководством В.ААмияна, Н.Н.Михайлова, В.М.Подгорнова, Р.Г.Ахмадеева, Р.С.Яремийчука, А.Х.Мирзаджанзаде, Э.М.Симкина, Н.М.Касьянова, Г.Т.Овнатанова, К.Ф.Жигача, К.Ф.Пауса, М.С.Винарского и многих других.

Известно, что приток жидкости к забою гидродинамически совершенной скважины, т.е. скважины, эксплуатирующей круговой пласт открытым стволом и не имеющей измененной проницаемости в призабойной зоне, £ случае соблюдения закона фильтрации Дарси, описывают формулой Дюпюи:

^заб' _ 2пкЬАР

ц1п(Я*/гс) \11п(Кк/хс)

где:

(2С - дебит скважины, мг/с\

к - коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования, м2; А - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м\ Рт - давление пласта на контуре питания скважины (пластовое давление), Па; Рм6 - давление в скважине в интервале продуктивного пласта (забойное давление), Па; АР - депрессия на пласт, Па; ц - динамическая вязкость жидкости, Па.с; Еь - радиус кругового контура питания скважины, м; гс - радиус скважины по долоту, м.

Отношение АР/О = иЩ^/гс)/(2гтЩ принято называть фильтрационным сопротивлением на продвижение жидкости количеством 0 по пористой среде от Якдо гс. Нетрудно видеть, что при логарифмическом распределении давления вокруг работающей скважины основные фильтрационные сопротивления сосредоточены в непосредственно прилегающей к забою скважины зоне пласта. Так, если приток осуществляется от находящегося на расстоянии 300 м контура питания до стенки скважины гс = 0,1 м, то половина всех фильтрационных сопротивлений в пористой среде приходится на прилегающую к скважине зону радиусом всего 5,5 м [33]. Поэтому даже незначительное ухудшение проницаемости в этой зоне приводит к существенному снижению дебита скважины и, наоборот, воздействие на призабойную зону с целью увеличения ее проницаемости на небольшую глубину часто приводит к резкому возрастанию дебита скважины.

В процессе вскрытия продуктивного пласта бурением происходит комплексное воздействие на коллекторские свойства пород в результате проявления физико-механических и физико-химических факторов [25,26]. Под действием репрессии в поры продуктивного пласта могут проникать как фильтрат бурового раствора (инородная для пласта жидкость), так и диспергированные в среде буро�