• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Привибійна зона пласта

Вибоєм свердловини (або, конкретніше, пробуреним вибоєм) звичайно прийнято називати торцьову поверхню, яка утворюється у стовбурі її під час буріння, тобто дно свердловини.

Штучним вибоєм називають торець, котрий залишають у свердловині після розбурювання цементного корка (ще, інакше, стакана), утвореного в результаті цементування обсадної колони або вибійного цементного заливання.

Експлуатаційним вибоєм нафтових, газових, газоконденсатних, нагнітальних свердловин називаємо поверхню пласта, відслоненну (відкриту, утворену) бурінням, перфорацією або іншими спеціальними засобами. У нафтових і газових свердловинах із цієї поверхні виходять (надходять із пласта) флюїди, а в нагнітальних – вводиться витіснювальний агент (вода, водні розчини, газ тощо). Експлуатаційний вибій вимірюється цілком визначеним інтервалом продуктивного розрізу (по товщині пласта) в межах, наприклад, відміток між покрівлею і підошвою пласта, відкритого вибою чи отворів перфорації.

При спорудженні свердловини на гірську породу надр Землі, яка набула більш-менш усталеного стану при її розбурюванні, а відтак при освоєнні і подальшій експлуатації свердловини, здійснюються різні за своєю суттю дії – механічна, гідродинамічна, температурна, фізико-хімічна і т. д. Внаслідок цих техногенних дій довкола пробуреного стовбура свердловини змінюється природний усталений стан порід, утворюється т. зв. присвердловинна (пристовбурна) зона пластів, частиною якої є привибійна зона пласта (ПЗП) в межах інтервалу продуктивного пласта.

Привибійною зоною пласта називається область довкола експлуатаційного вибою свердловини, в якій відбуваються найбільші деформації породи при розкритті пласта і експлуатації свердловини, змінюється (збільшується або знижується) проникність порід колекторів та настають інші які-небудь зміни породи або властивостей проникного середовища відносно початкового природного стану чи відносно віддаленої зони пласта (ВЗП) поза межами ПЗП (рис. 1.26).

Рис. 1.17 – Схема привибійної зони пласта: ПЗП – привибійна зона пласта; ВЗП – віддалена зона пласта; k_п.з. – проникність привибійної зони пласта; k_в.з. – проникність віддаленої зони пласта; р_г – рівнодіюча гірничого вертикального тиску; р_б – рівнодіюча гірничого бокового тиску; r_с – фактичний радіус свердловини; r₁ – радіус привибійної зони пласта; r₂ – радіус довільно взятої точки б віддаленої зони пласта;
R_к – радіус контуру живлення; r_д – радіус свердловини по долоту при бурінні; d_q – діаметр свердловини по долоту; а – напруження в точці фільтрової поверхні пласта

Привибійна зона не має якої-небудь твердо встановленої кількісної міри і визначається лише якісно. За результатами дослідження конкретної свердловини або виконаних розрахунків стосовно до певної дії на ПЗП (наприклад, стосовно до солянокислотного оброблення) можна оцінити усереднений розмір (радіус) ПЗП, як це показано на рисунку.

Фізичну границю ПЗП пов’язують із деформацією порід, переміщенням порід (опускання, обвалювання покрівлі пласта, переходи породи в пливунний стан, формування каверн через винесення піску), прониканням фільтрату бурового розчину в пласт, глибиною (в радіальному напрямку від свердловини) входження перфораційних каналів чи кислоти в пласт, довжиною тріщини гідророзриву пласта, глибиною розтріскування породи, випадання парафіну із нафти чи мінеральних солей із води, глибиною кольматації (наповнення) пор і тріщин привнесеними із запомповуваною водою механічних домішок і продуктів корозії тощо.

У привибійній зоні витрачається основна частка депресії (репресії) тиску на пласт при припливі (поглинанні) флюїдів, тобто стан привибійної зони визначає продуктивність свердловини.

Нафтові пласти протягом тривалого геологічного часу піддавались дії сил різної природи – сил гравітаційного тяжіння, сил від дії тиску флюїдів, тектонічних сил, пов’язаних із динамікою земної кори, сил, пов’язаних із проявом природних фізичних полів – теплового, магнітного, електричного та ін. Ці сили разом характеризують гірничий тиск. Під гірничим тиском розуміється сума всіх сил, котрі діють на пласт як у природних пластових умовах, так і при техногенному діянні на нього. Але основними силами є сила гравітації і тектонічні сили. Виміряти безпосередньо тектонічні сили неможливо, тому гірничий тиск на тій чи іншій глибині характеризують статичним навантаженням, яке створюється вагою вищезалеглих порід, і ототожнюють його із геостатичним (літостатичним) тиском. Тоді гірничий тиск описують формулою (1.3) так:

, (1.20)

де r_п – середня густина вищезалеглих гірських порід із урахуванням їх водонасиченості (до глибин у декілька кілометрів її приймають рівною 2300 кг/м³); g – прискорення вільного падіння або гравітаційна постійна

(g ≈9,81 м/с²); ρ_п g – градієнт гірничого тиску у вертикальному напрямку, Па/м; z – глибина, м.

Такий підхід дає нам усереднено-однорідний напружено-деформований стан пласта і передбачає залежність вертикальних напружень σ_z (вздовж осі z) від глибини і однорідність напружень по горизонталі σ_х і σ_у (вздовж осей х і у), причому розподіл напружень по вертикалі σ_z є геостатичним.

Вертикальні напруження зумовлюють стиснення порід у вертикальному напрямі (поздовжня деформація) і викликають прояв реактивних горизонтальних (бокових) напружень σ_х, σ_у, тобто створюють т. зв. боковий розпір – горизонтальний тиск. Припускаючи за гіпотезою А.Н. Динника (1925 р.) однаковими напруження по всіх горизонтальних напрямках, отримуємо

σ_х = σ_у = λσ_z , (1.21)

де σ_х, σ_у – компоненти бокового напруження; σ_z – вертикальне напруження,
σ_z = r_п g z; λ – коефіцієнт бокового розпору.

Для пружного однорідного та ізотропного пласта за умови неможливості деформування пласта в горизонтальному напрямі (величина поперечної деформації рівна нулю) із узагальненого закону Гука (лінійного закону пружності) отримується:

, (1.22)

звідки коефіцієнт бокового розпору

, (1.23)

де ν – коефіцієнт Пуассона (відношення деформацій у поперечному і поздовжньому напрямах).

Типові значини коефіцієнта Пуассона для гірських порід лежать в інтервалі 0,2-0,3 (менші для пісковиків та кварцитів і більші для карбонатів та кальцитів), але для порушених тріщинами порід і порід, які мають високу пористість, значина коефіцієнта ν може бути близькою до нуля. Відповідно коефіцієнт λ = 0,25-0,43.

Так, при ν = 0 коефіцієнт λ = 0; при ν = 0,5 коефіцієнт λ = 1.

У породах, які знаходяться в стані пластичної деформації (глина, заглинизовані пласти на великих глибинах), коефіцієнт бокового розпору λ = 1, а стосовно такого випадку гірничий тиск передається як гідростатичний, тобто формула гірничого тиску повністю відповідає відомому із фізики закону гідростатики Паскаля.

Якщо є підстави вважати, що породи в процесі геологічної еволюції або під дією техногенних факторів зазнали необоротних змін розміщення зерен породи, проявляються реологічні властивості (від грец. ρέω – течу і …логія – наука) і відбувається вирівнювання напружень, то коефіцієнт λ = 1 (гіпотеза Гейма, 1878 р.).

У великій мірі зміна природних деформаційних властивостей пласта пов’язана із процесами спорудження свердловини. При бурінні свердловини в породі утворюється циліндрична гірнича виробка, заповнена рідиною. З відслоненням пласта на контурі виробки кругового перерізу виникають радіальна компонента σ_r нормального напруження і тангенціальна (стискна кільцева) компонента σ_τ (або σ_θ) нормального напруження, котра діє по концентричних колах із центром на осі свердловини і визначається боковим гірничим тиском, як показано на рис. 1.18, де r, θ – циліндричні координати;
р_в – тиск рідини на вибої свердловини.

Розподіл напружень σ_r і σ_τ як функції радіус-вектора r, чи точніше відношення r /r_с, r_с – радіус свердловини, за формулами Ламе показано на
рис. 1.19.

При r = r_c маємо:

σ_r(min) = p_в; (1.24)

σ_τ(min) = 2λσ_z – p_в. (1.25)

Звідси випливає, що зниження вибійного тиску р_в викликає підвищення напружень у породі біля стінки свердловини, що може призвести до руйнування експлуатаційного вибою. Критерієм стійкості стінки свердловини є очевидна нерівність

σ_ст ≥ 2λσ_z – p_в, (1.26)

де σ_ст – межа міцності породи при одноосному стисканні, тобто найбільш небезпечним є випадок, коли свердловини повністю опорожнена, а тоді

σ_r = 0, (1.27)

σ_τ = 2λσ_z. (1.28)

Рис. 1.18 – Схема розподілу діючих сил і напружень в елементі гірської породи

Рис. 1.19 – Розподіл напружень довкола свердловини

Під дією вертикального і особливо бокового (горизонтального) тисків виникає сила, котра як би виштовхує породу в гірничу виробку. Нестійкі породи – як глина, сіль, лід, слабко сцементований пісковик – іноді руйнуються або пластично витікають у стовбур, звужуючи його поперечний переріз.

У міцних породах у процесі буріння, перфорації і механічних діянь у привибійній зоні відбувається інтенсивне техногенне тріщиноутворення, яке згасає із віддаленням від свердловини.

Перерозподіл напружень у гірській породі найістотніше впливає на природні тріщини в околиці експлуатаційного вибою із радіусом до 1 м. Від кільцевих напружень частково або повністю змикаються (звужуються) тільки вертикальні і похилі тріщини. У чисто тріщинних колекторах через деякий час внаслідок змикання тріщин може значно порушитися гідродинамічний зв’язок свердловини із пластом і навіть може зовсім припинитися надходження рідини із пласта. У тріщинувато-пористих колекторах змикання тріщин із часом може викликати зниження продуктивності свердловини.

При цементуванні свердловин цементний розчин проникає в природні і техногенні тріщини і зміцнює пристовбурну частину.

У неоднорідних пружних ізотропних пластових системах, складених різнорідними шарами порід, коефіцієнти поперечної деформації яких істотно відрізняються, при загальному зростанні вертикальних напружень із глибиною горизонтальні напруження також будуть зростати, але при переході від одного шару до іншого, що відрізняється значиною коефіцієнта Пуассона ν, вони будуть зазнавати локальних змін: відносно зростати в пластичних породах і зменшуватися у міцних, жорстких породах.

При бурінні свердловини для винесення шламу розбуреної породи створюється циркуляція бурового розчину, репресія тиску бурового розчину на пласт, що погіршує природний стан порід.

Погіршення фільтраційної здатності колектора під час розкриття продуктивного пласта бурінням відбувається в результаті поглинання бурового розчину пластом по тріщинах, кавернах та високодренажних каналах; проникання фільтрату (дисперсійного середовища) бурового (промивного) розчину в поровий простір породи, а також твердих частинок (дисперсної фази) бурового розчину в пори і тріщини.

Глибина входження в пласт твердих частинок може сягати 40 мм, фільтрату – 3 м та бурового розчину – декількох метрів.

Із тріщин через їх стінки у поровий простір гірської породи проникають також фільтрат та тверді частинки бурового розчину, при цьому залишки розчину загущуються (внаслідок відтікання рідини із тріщин у пори) і закупорюють тріщини.

Фільтрат бурового розчину викликає фізико-хімічну дію і спричиняє:

а) набухання глинистих компонентів гірських порід колектора;

б) утворення стійких водонафтових емульсій, які броньовані глинистими частинками та парафіном (внаслідок охолодження циркулюючим буровим розчином привибійної зони пласта нижче від температури насичення нафти парафіном);

в) випадання нерозчинних осадів (сульфатів кальцію, заліза, барію, гідроксидів кальцію, магнію);

г) блокувальну дію води або ефект Жамена.

Проникання твердих частинок у пласт супроводжується утворенням глинистої кірки на поверхні стінки породи, внутрішньопоровою глинизацією породи. Внаслідок цього зменшується дебіт (приймальність) свердловин, окремі пропластки відключаються від роботи.

Зменшити чи в деякій мірі запобігти ці негативні наслідки можна, вибравши відповідний умовам і якісний буровий розчин. Такий розчин повинен мати малу водовіддачу, густину, яка забезпечує допустиму репресію тиску на пласт (5-15% р_пл) та попереджує аварійне (відкрите) фонтанування свердловини, високу стабільність і повинен не викликати набухання глин гірської породи та утворення стійких водонафтових емульсій. Це досягається в певній мірі введенням у розчин різних хімічних додатків та правильним вибором типу бурового розчину (детально ці питання вивчаються в дисципліні “Буріння свердловин”). Є інформація, що з використанням деякого особливого типу промивного агента вдається повністю уникнути надходження його пласт.

Погіршення фільтраційної здатності ПЗП може відбуватися і в процесі експлуатації свердловин (випадання парафіну із нафти, мінеральних солей із пластової води, привнесення механічних домішок і т. д.).

Читайте також:

1. Вибір промивної рідини для розкриття пласта
2. ВИЗНАЧЕННЯ ГУСТИНИ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ ПРИ РОЗКРИТТІ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА РІВНОВАЗІ ТИСКІВ
3. Вплив промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта
4. ВПЛИВ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ НА ЯКІСТЬ РОЗКРИТТЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
5. Вторине розкриття продуктивного пласта перфорацією
6. Гідравлічний розрив пласта
7. Гідророзрив пласта
8. ЗАСТОСУВАННЯ ПОВЕРХНЕВО-АКТИВНИХ РЕЧОВИН ПРИ РОЗКРИТТІ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
9. Методи дії на привибійну зону пласта із використанням поверхнево-активних речовин
10. Основні вимоги до складу і властивостей промивної рідини для розкриття продуктивного пласта
11. Розкриття продуктивного пласта перфорацією

Переглядів: 2918