Физические методы повышения продуктивности скважин
Помимо кольматации сильное влияние на проницаемость оказывает эффективное напряжение:
kпр
sэф
Многие современные технологии не учитывают этих явлений. Например, существует технология декольматации с помощью знакопеременных значений давлений (депрессии и репрессии).
Р+
Это т.н. «эффект вантуза».
t
Р-
Если не учитывать влияния эффективного напряжения, то при реализации такого метода (если деформация идёт по упругопластическому или пластическому механизму) вместо того, чтобы раскупорить пласт, произойдёт необратимая деформация, которая закупорит пласт.
kпр
sэф
Кроме твёрдой фазы, имеют место процессы поражения жидкой и твёрдой фазы.
Фазовая проницаемость меняется за счёт целого ряда факторов:
1. 
в процессе вскрытия пластов жидкая фаза внедряется в пласт, образуя зону возникновения фильтрата. Эта зона заполнена смачиваемой жидкой фазой, и, когда мы разрабатываем пласт, происходит обратное вытеснение жидкой фазы. Но т.к. свойства пластовой воды и жидкой фазы различны, то обратное вытеснение происходит не полностью.
2. В процессе проникновения фильтрата фазовая проницаемость по нефти снижается. А в процессе разработки растёт до значения S¢.
Разница между первичной остаточной водой и вторичной приводит к потере фазовой проницаемости. В результате этого часть пор в околоскважинной зоне останется занятой смачивающей фазой, и она резко снижает пропускную способность околоскважинных зон.
 |
f
fн
S_ S¢ S* S
Какие же существуют подходы?
Наиболее распространён подход к уменьшению влияния флюида в околоскважинной зоне – снижение капиллярного давления.
Рк
S
Это возможно реализовать путём обработки ПАВ околоскважинной зоны, но можем произвести снижение капиллярного давления и более радикально – гидрофобизовать капиллярную зону. Если будет накапливаться несмачивающая фаза, то будет расти пропускная способность пласта.
В околоскважинных зонах возникают капиллярные концевые эффекты. Их название сложилось так: на конце образца происходит скачок водонасыщенности.
Sв
Когда происходит обводнение пластов, то водонасыщенность в пласте и околоскважинной зоне различно, причём в околоскважинной зоне происходит скачок.
Это обуславливает необходимость регулирования капиллярного давления в околоскважинной зоне.
Если у нас пласт гидрофобный, то в околоскважинной зоне водонасыщенность меньше, чем в пласте.
 |
Sв
Таким образом регулирование концевых эффектов сводится к регулированию капиллярных свойств околоскважинной зоны.
Следующий важный фактор – эффекты выделения газа в околоскважинной зоне.
В призабойной зоне давление падает следующим образом:
Рпл
Рнас
Рз
И если забойное давление меньше давления насыщения, то начинает выделяться газ. Выделение газа при обводнённости пласта вводит нас в трёхфазную границу фильтрации, вследствие чего происходит резкое снижение фазовой проницаемости, закупорка пласта, и, как результат, падение дебитов.
Можно поднять забойное давление, но дебит снизится. Поэтому существуют оригинальные технологии, связанные с импульсным снижением давления. В результате выделенный газ расширяется и свободно уходит из скважины. Так происходит периодическая очистка скважины.
В принципе падение забойного давления ниже давления насыщения – нежелательный результат.
Рпл
Рз
Кроме газа в призабойную зону могут выделяться и другие флюиды. Так в призабойной зоне при снижении давления изменяется температура, что приводит к выпадению смоло-асфальтеновых компонентов и дальнейшей закупорки пласта. Аналогичным образом происходит закупорка парафинами.
Выход из такой ситуации – подогрев. Температура является основным инструментом для обработки призабойных зон залежей высоковязких нефтей.
Используются такие методы как: паротепловые методы, электропрогрев, закачка взрывных компонентов с выделением тепла, горение, закачка взрывчатых веществ с дальнейшим поджигом и т.п.
При планировании технологий необходимо учитывать такой ранее обсуждённый нами раздел – тепловое объёмное расширение пласта. Так паротепловая обработка может произвести разрушение пласта с выносом песка и других компонентов.
Рассмотрим газовые скважины.
На Астраханском месторождении пластовое давление составляет порядка сотни атмосфер. Проницаемость при этом низкая, а, значит, для хорошего дебита нужно низкое забойное давление. Но это может привести к выпадению конденсата, что снизит фазовую проницаемость. Толком хорошего способа не существует. Но, накапливаясь, с какого-то критического значения конденсат приобретает подвижность и выходит из скважины.
Газовые месторождения разрабатываются на истощение пластовой энергии, в результате чего пластовое давление снижается, что приводит к снижению проницаемости и падению дебитов. Скважина становится нерентабельной, даже при большом объёме остаточного нефтегазонасыщения.
[1] Газом принято называть смесь углеводородных и не углеводородных газов.
[2] Нефтью принято называть смесь углеводородов, находящихся в жидком состоянии.
[3] Реакции записаны для кальция, т.к. он присутствует в породах в подавляющем количестве.
[4] Реакции записаны для кальция, т.к. он присутствует в породах в подавляющем количестве.
[5] Эксплуатационный объект – группа скважин, объединённая в один объект разработки.
[6] Эпигенез – преобразование породы.
[7] Суспензии – вещества, содержащие дисперсную среду.