Причины низкой продуктивности скважин в процессе бурения и эксплуатации скважин

При первичном вскрытии продуктивных пластов (бурении) фильтрационная способность призабойной зоны ухудшается в результате:

1. Уже на стадии бурения во время первичного вскрытия продуктивного пласта в призабойной зоне происходят необратимые процессы связанные с уплотнением, а иногда и пластической деформацией пород от бурового инструмента и горного давления, т.е. перераспределением внутренних напряжений в окружающей забой породе.

2. Проникновение фильтрата (дисперсионной среды) бурового раствора в поровое пространство вызывает:

- набухание глинистых компонентов призабойной зоны;

- при взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок;

- наличие фильтрата в призабойной зоне снижает фазовую проницаемость для нефти.

Глубина проникновения в пласт фильтрата может составлять порядка 3х метров.

3. Проникновение твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое пространство вызывает:

- кольматацию призабойной зоны, т.е. заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта дисперсионной и тонкодисперсионной фазами глинистого раствора с последующим ее закреплением в каналах порового пространства. Так исследованиями установлено, что проникновение частиц дисперсионной фазы наблюдается при

dп /d ч > 3 и особенно сильно проявляется при dп /d ч ≥5. Исследованиями также установлено, что глубина кольматации зависит от соотношения диаметров пор dп и частиц d ч, от физико-химических свойств дисперсной среды, от репресии на пласт, от проницаемости пород и составляет по разным оценкам 5 - 6 см - для пород высокой проницаемости и 1.5 - 2 см - для пород с низкой проницаемостью, что способно снизить проницаемость продуктивного пласта на 30 - 50 %.

4. Фильтрация бурового раствора в призабойную зону сопровождается закреплением более крупных частиц на стенке скважины с образованием глинистой корки, что наблюдается при dп /d ч < 3.

Продуктивность скважины существенно зависит от оборудования забоя скважины и метода вторичного вскрытия продуктивного пласта, что вызывает гидродинамическое несовершенство по характеру вскрытия. Это зависит от метода перфорации, глубины и плотности перфорации.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в результате следующих факторов:

- эксплуатация скважин сопровождается нарушением термобарического равновесия в призабойной зоне (дроссельный эффект), что приводит к выделению из нефти растворенного газа, отложению парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство;

- призабойная зона существенно загрязняется при проведении текущего и капитального ремонтов в сквжинах в результате проникновения в нее жидкости глушения;

- приток нефти в скважину сопровождается выносом песка из призабойной зоны и образованием песчаных пробок, перекрывающих фильтр скважины;

- также можно выделить биологические факторы, обусловливающие загрязнение призабойной зоны продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий.