Физические процессы, протекающие в призабойной зоне скважины

Под призабойной зоной скважины (ПЗС) понимается зона, прилегающая к стенкам скважины, в которой существенно воз­растают фильтрационные сопротивления движению продукции. До настоящего времени не существует никаких рекомендаций по численному определению радиуса этой зоны, что в значи­тельной степени осложняет оценку эффективности различных методов искусственного воздействия на призабойные зоны скважин и сравнение их между собой.

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие — процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

Так как процессы и первичного, и вторичного вскрытия являются процессами временными, то за время вскрытия в при­забойной зоне скважины (ПЗС) могут происходить различные физические и химические превращения.

К основным факторам, определяющим коэффициент про­ницаемости (а, следовательно, и коэффициент подвижности) ПЗС во времени, относятся:

1. Кольматация — процесс загрязнения ПЗС механиче­скими частицами, содержащимися в жидкостях с возможным последующим их набуханием. Если же в ПЗС попадают только фильтраты различных растворов, то в этом случае возможно набухание частиц цементирующего материала терригенной горной породы или самих частиц скелета породы.

2. Проникновение в ПЗС фильтратов различных растворов и жидкостей, используемых в период первичного, вторичного вскрытия, вызова притока и освоения.

3. Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и призабойной зоны.

4. Оплавляемость поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации.

В процессе вскрытия продуктивного горизонта, вызова при­тока, освоения и эксплуатации в ПЗС происходят существенные изменения, влияющие на продуктивность скважины.

К основным причинам снижения проницаемости приза­бойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.

1. Для добывающих скважин:

• проникновение жидкости глушения (пресной или со­леной воды) или жидкости промывки в процессе подземного ремонта;

• проникновение пластовой воды в ПЗС (в обводненных скважинах) при остановках скважин;

• набухание частиц глинистого цемента терригенного кол­лектора при насыщении его пресной водой;

• образование водонефтяной эмульсии;

• выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий;

• проникновение в ПЗС механических примесей и про­дуктов коррозии металлов при глушении или промывке сква­жины.

2. Для нагнетательных скважин:

• набухание глинистых пород при контакте с пресной за­качиваемой водой, а также с растворами определенных хими­ческих реагентов;

• смена в процессе закачки минерализованной воды на пре­сную с образованием и отложением солей;

• кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при ремонтных и других работах в скважине;

• повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание воды работали как добывающие.

Существенным фактором снижения эффективности выра­ботки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин, приводящее к снижению фазовой проницаемости для нефти. До настоящего времени нет каких-либо определенных рекомендаций по оценке раз­меров ПЗС, что в значительной степени осложняет разработку рациональной технологии первичных обработок ПЗС с целью интенсификации добычи нефти, но, главным образом, это ска­зывается на повторных обработках.