Повреждение пласта и скин повреждения

Қысқаша негізгісі

Повреждение пласта — снижение проницаемости призабойной зоны. На неё приходится большая часть депрессии, поэтому даже кольцо толщиной в несколько сантиметров может вдвое снизить дебит.
Одни механизмы уменьшают абсолютную проницаемость — частицы раствора и шлама, мигрирующие мелкие частицы, набухшие глины, осадки солей и асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), остатки полимеров. Другие уменьшают фазовую проницаемость для нефти или газа — водяная и эмульсионная блокады, изменение смачиваемости.
Модель зоны пониженной проницаемости: $S_d = (k/k_d - 1)\ln(r_d/r_w)$ . Степень снижения проницаемости входит линейно, глубина — через логарифм. Неоднородный профиль разбивают на кольца и складывают их скины.
Перфорационные каналы, выходящие за зону повреждения, почти обходят её. Поэтому для обсаженной скважины выгодно неглубокое, пусть и сильное, повреждение, а для открытого ствола — как можно более слабое.
Повреждение распознают по продуктивности ниже ожидаемой, по скину из гидродинамических исследований скважин (ГДИС) после вычета псевдоскинов, по профилю притока и истории операций. Для кислотной обработки нужно знать тип и место повреждения, для гидроразрыва — только факт его наличия.
Предупредить дешевле, чем лечить: малая репрессия, растворы с подобранными по размеру частицами, совместимые с пластом фильтраты, чистые жидкости глушения.

Негізгі қатынастар

S_d = \left(\dfrac{k}{k_d} - 1\right)\ln\dfrac{r_d}{r_w}

скин одной зоны пониженной проницаемости (формула Хокинса)

S_d = \sum_i \left(\dfrac{k}{k_i} - 1\right)\ln\dfrac{r_i}{r_{i-1}},\quad r_0 = r_w

несколько концентрических зон

\dfrac{q_d}{q_0} = \dfrac{X}{X + S_d},\quad X = \ln\dfrac{r_e}{r_w} - \dfrac34

доля дебита, которую сохраняет повреждённая скважина при той же депрессии (псевдоустановившийся приток)

Жиі қателіктер

Путать скин повреждения с общим скином: псевдоскины неполного вскрытия, перфорации и инерционных потерь кислота не устраняет.
Усреднять проницаемость повреждённой зоны арифметически по толщинам: тонкий сильно повреждённый слой у стенки определяет скин почти целиком.
Сравнивать глубину повреждения с длиной перфорационных каналов по испытаниям зарядов на поверхности: в пласте каналы короче.
Обрабатывать скважину кислотой, не зная природы повреждения: кислота не растворяет, например, сульфат бария и сама может вызвать осадки и эмульсии.

Сабақтан кейін сіз

объяснить, почему повреждение даже тонкой зоны вокруг ствола сильно снижает продуктивность и чем скин повреждения отличается от других составляющих скина;
различать механизмы повреждения по тому, что они снижают, — абсолютную проницаемость (закупорка, набухание, осадки) или фазовую (водяная и эмульсионная блокады, изменение смачиваемости);
рассчитать скин повреждения по модели зоны пониженной проницаемости, в том числе для профиля из нескольких зон, и оценить потерю дебита;
объяснить, как соотношение глубины повреждения и длины перфорационных каналов влияет на выбор бурового раствора и способа заканчивания;
перечислить способы распознать повреждение и выбрать между его предупреждением, удалением и обходом.

Что такое повреждение и почему оно так дорого

При радиальном притоке поток сходится к стволу, скорость фильтрации и градиент давления наибольшие у стенки, и на первые метры вокруг скважины приходится большая часть депрессии (см. урок о проницаемости и урок о скин-факторе). Поэтому снижение проницаемости именно там — повреждение пласта, в отечественной практике также загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП), — влияет на дебит непропорционально сильно.

Повреждение — не только следствие бурения. Пласт может ухудшить почти любая операция за жизнь скважины: цементирование, перфорация, установка фильтров с гравийной набивкой, глушение и ремонт, добыча и нагнетание воды — и даже обработки, которые должны его улучшить. Источники повреждения на каждом этапе подробно разобраны в теме Источники повреждения пласта. Здесь — как повреждение устроено в порах, как выразить его числом и как с ним поступить.

Дополнительный перепад давления у ствола приходится компенсировать меньшим дебитом или большей депрессией. Повреждённая скважина дольше окупается, раньше требует механизированной добычи и при высоких эксплуатационных затратах раньше достигает предела рентабельности, оставляя часть запасов в пласте. Бывает и хуже: сильно повреждённый низкопроницаемый газовый пласт может не дать притока вовсе и быть ошибочно признан непродуктивным.

Скин повреждения — только часть скина

Скин, измеренный при гидродинамических исследованиях, складывается из скина повреждения $S_d$ и псевдоскинов — неполного вскрытия, наклона ствола, перфорации, инерционных потерь, двухфазного потока у ствола (составляющие скина). Технологией работ и обработками можно предотвратить, удалить или обойти только $S_d$ ; псевдоскины меняет лишь другая конструкция вскрытия или режим работы скважины. Поэтому $S_d$ и выделяют из общего скина.

Что происходит в порах

Течение ограничивают самые узкие места порового пространства — поровые каналы (pore throats). Любое повреждение в конечном счёте либо сужает и закупоривает эти каналы, либо мешает двигаться по ним нужной фазе. По этому признаку механизмы делят на две группы.

Закупорка и сужение каналов: снижается абсолютная проницаемость

Механизм: Твёрдая фаза раствора и шлам (кольматация)
Что происходит: частицы глины, утяжелителя, выбуренной породы входят в поры и застревают в каналах — образуется внутренняя корка
Когда возникает: бурение с репрессией, глушение нефильтрованными жидкостями

Механизм: Миграция мелких частиц
Что происходит: частицы каолинита, иллита, кварца отрываются от зёрен и забивают каналы, как мусор в сливе
Когда возникает: высокие скорости у ствола, начало притока воды, смена минерализации

Механизм: Набухание глин
Что происходит: смектит впитывает воду между слоями кристаллической решётки и увеличивается в объёме
Когда возникает: контакт с пресной или несовместимой водой

Механизм: Осадки солей
Что происходит: в порах выпадают карбонат кальция, сульфаты бария, стронция, кальция
Когда возникает: падение давления и температуры, смешение несовместимых вод

Механизм: Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО)
Что происходит: парафин выпадает при охлаждении, асфальтены — при снижении давления и контакте с кислотой
Когда возникает: эксплуатация, закачка холодных жидкостей, кислотные обработки

Механизм: Полимеры и остатки гелей
Что происходит: крупные молекулы оседают на стенках пор и сужают каналы
Когда возникает: растворы и жидкости разрыва с полимерами

Механизм: Уплотнённая зона вокруг перфорационных каналов
Что происходит: порода раздроблена и уплотнена струёй кумулятивного заряда, в канале — обломки
Когда возникает: перфорация, особенно с репрессией

Механизм	Что происходит	Когда возникает
Твёрдая фаза раствора и шлам (кольматация)	частицы глины, утяжелителя, выбуренной породы входят в поры и застревают в каналах — образуется внутренняя корка	бурение с репрессией, глушение нефильтрованными жидкостями
Миграция мелких частиц	частицы каолинита, иллита, кварца отрываются от зёрен и забивают каналы, как мусор в сливе	высокие скорости у ствола, начало притока воды, смена минерализации
Набухание глин	смектит впитывает воду между слоями кристаллической решётки и увеличивается в объёме	контакт с пресной или несовместимой водой
Осадки солей	в порах выпадают карбонат кальция, сульфаты бария, стронция, кальция	падение давления и температуры, смешение несовместимых вод
Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО)	парафин выпадает при охлаждении, асфальтены — при снижении давления и контакте с кислотой	эксплуатация, закачка холодных жидкостей, кислотные обработки
Полимеры и остатки гелей	крупные молекулы оседают на стенках пор и сужают каналы	растворы и жидкости разрыва с полимерами
Уплотнённая зона вокруг перфорационных каналов	порода раздроблена и уплотнена струёй кумулятивного заряда, в канале — обломки	перфорация, особенно с репрессией

Блокады: снижается фазовая проницаемость

Механизм: Водяная блокада
Что происходит: фильтрат повышает водонасыщенность у ствола, и относительная проницаемость для нефти или газа падает
Особенно опасно: низкопроницаемые и газовые пласты: высокое капиллярное давление удерживает воду месяцами

Механизм: Эмульсионная блокада
Что происходит: фильтрат, нефть, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и мелкие частицы образуют в порах вязкую эмульсию
Особенно опасно: растворы на углеводородной основе, кислотные обработки

Механизм: Изменение смачиваемости
Что происходит: ПАВ из раствора делают поверхность зёрен гидрофобной, и нефть течёт хуже
Особенно опасно: растворы с ПАВ и на углеводородной основе

Механизм: Третья фаза в газовом пласте
Что происходит: углеводородный фильтрат занимает часть пор и мешает течению газа
Особенно опасно: газовые пласты, растворы на углеводородной основе

Механизм	Что происходит	Особенно опасно
Водяная блокада	фильтрат повышает водонасыщенность у ствола, и относительная проницаемость для нефти или газа падает	низкопроницаемые и газовые пласты: высокое капиллярное давление удерживает воду месяцами
Эмульсионная блокада	фильтрат, нефть, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и мелкие частицы образуют в порах вязкую эмульсию	растворы на углеводородной основе, кислотные обработки
Изменение смачиваемости	ПАВ из раствора делают поверхность зёрен гидрофобной, и нефть течёт хуже	растворы с ПАВ и на углеводородной основе
Третья фаза в газовом пласте	углеводородный фильтрат занимает часть пор и мешает течению газа	газовые пласты, растворы на углеводородной основе

Похожий эффект дают выделение газа у ствола при давлении ниже давления насыщения и выпадение конденсата у газоконденсатных скважин. Их относят к эксплуатационной составляющей скина: они зависят от режима работы, а не от повреждения породы.

Как фазы делят поровое пространство, объясняют уроки о относительной проницаемости и смачиваемости. Для повреждения важно различие групп: закупорку снимают растворением частиц или обходом повреждённой зоны, блокаду — удалением воды, разрушением эмульсии, восстановлением смачиваемости; иногда водяная блокада уходит сама, но в плотных породах на это нужны месяцы.

Повреждение усиливает и инерционные потери давления. Скорости течения у ствола наибольшие, а в зоне пониженной проницаемости сопротивление инерционному течению ещё больше. Поэтому у газовых и высокодебитных скважин повреждение увеличивает и ту часть скина, которая растёт с дебитом (подробнее — в разделе для углублённого изучения).

Скин повреждения: модель зоны пониженной проницаемости

Чтобы выразить повреждение числом, реальную картину заменяют простой моделью: вокруг ствола радиусом $r_w$ лежит кольцо радиусом $r_d$ с однородной пониженной проницаемостью $k_d$ , дальше — неповреждённый пласт с проницаемостью $k$ . Установившийся поток через кольцо даёт дополнительный перепад давления, который и выражается скином (вывод — в уроке о скин-факторе).

Скин зоны пониженной проницаемости (формула Хокинса)

S_d = \left(\frac{k}{k_d} - 1\right)\ln\frac{r_d}{r_w}

мұндағы:

$S_d$ скин повреждения, —
$k$ проницаемость неповреждённого пласта, мД
$k_d$ проницаемость повреждённой зоны, мД
$r_d$ радиус повреждённой зоны от оси скважины: радиус скважины плюс глубина повреждения, м
$r_w$ радиус скважины, м

Бірліктер: любые согласованные: входят только отношения $k/k_d$ и $r_d/r_w$ ; логарифм натуральный

Мына жағдайда орындалады

повреждённая зона — цилиндр однородной проницаемости, малый по сравнению с областью дренирования;
поток радиальный по всей толщине: открытый ствол или перфорация, не выходящая за пределы зоны (тогда фактический скин ещё больше из-за схождения потока к каналам);
однофазное течение по закону Дарси.

Кольцо, в котором проницаемость снижена в $k/k_d$ раз, работает как дополнительное последовательное сопротивление. Степень снижения проницаемости входит в скин линейно, радиус зоны — через логарифм. Дополнительный перепад давления $\Delta p_d = qB\mu S_d/(2\pi kh)$ растёт с дебитом.

ЕсептеуДоля дебита, которую сохраняет повреждённая скважина, в зависимости от остаточной проницаемости зоны

k_d/k

для трёх глубин повреждения (за стенкой ствола). Скважина радиусом 0,108 м, область дренирования радиусом 300 м, других составляющих скина нет. A и B — растворы из примера ниже.

На деле проницаемость меняется с расстоянием от ствола. У самой стенки — внутренняя корка из частиц раствора с очень низкой проницаемостью, дальше — зона проникновения фильтрата с умеренным снижением, ещё дальше — неповреждённый пласт. Кольца работают последовательно, их дополнительные сопротивления складываются:

Скин повреждения для нескольких концентрических зон

S_d = \sum_{i=1}^{n} \left(\frac{k}{k_i} - 1\right)\ln\frac{r_i}{r_{i-1}},\qquad r_0 = r_w

мұндағы:

$k_i$ проницаемость $i$ -го кольца, мД
$r_{i-1},\ r_i$ внутренний и внешний радиусы $i$ -го кольца от оси скважины, м
$k,\ r_w$ проницаемость пласта и радиус скважины, мД, м

Бірліктер: любые согласованные

Мына жағдайда орындалады

те же, что для одной зоны; внутри каждого кольца проницаемость однородна.

Тонкое кольцо с очень низкой проницаемостью может дать больше, чем толстое с умеренной. Эквивалентная проницаемость повреждённой зоны — среднее гармоническое с весами $\ln(r_i/r_{i-1})$ , а не среднее арифметическое по толщинам.

Есептеу мысалыСкин двухзонного повреждения

Бастапқы деректер (шартты)

Проницаемость пласта $k$: 150 мД
Радиус скважины $r_w$ (долото 215,9 мм) и радиус области дренирования $r_e$: 0,108 м и 300 м
Зона 1 — внутренняя корка у стенки: первые 2 см, $k_1 = 3$ мД
Зона 2 — проникновение фильтрата: от 2 до 40 см за стенкой, $k_2 = 60$ мД

Шешім

Радиусы зон от оси: $r_1 = 0{,}108 + 0{,}02 = 0{,}128$ м, $r_2 = 0{,}108 + 0{,}40 = 0{,}508$ м.
Зона 1: $S_1 = \left(\dfrac{150}{3} - 1\right)\ln\dfrac{0{,}128}{0{,}108} = 49\cdot 0{,}1699 = 8{,}33$ .
Зона 2: $S_2 = \left(\dfrac{150}{60} - 1\right)\ln\dfrac{0{,}508}{0{,}128} = 1{,}5\cdot 1{,}3785 = 2{,}07$ . Всего $S_d = 10{,}4$ ; на корку толщиной 2 см приходится 80 % скина.
Доля сохранённого дебита: $X = \ln\dfrac{300}{0{,}108} - 0{,}75 = 7{,}179$ ; $\dfrac{q_d}{q_0} = \dfrac{7{,}179}{7{,}179 + 10{,}4} = 0{,}41$ .
Ошибка усреднения: средняя по толщине проницаемость зоны $(0{,}02\cdot 3 + 0{,}38\cdot 60)/0{,}40 = 57{,}1$ мД дала бы скин всего 2,5. Правильная эквивалентная проницаемость, дающая тот же скин, — 19,4 мД.
Если удалить только корку (например, промывкой или кислотной ванной), останется $S_d = 2{,}07$ , и доля дебита вырастет до 0,78 — в 1,9 раза.

Жауап: Скин повреждения — около 10,4, скважина даёт 41 % возможного дебита; удаление двухсантиметровой корки почти удваивает дебит.

Бұл нені білдіреді. Самый тонкий слой определяет почти весь скин, поэтому среднее по толщине вводит в заблуждение, а очистка стенки — промывка, освоение с большой депрессией, кислотная ванна — может дать больше, чем глубокая обработка. Реальный профиль знают лишь приближённо: его оценивают по опытам на керне и по объёму фильтрата, а результат проверяют исследованием скважины. Данные примера условные.

Повреждение и заканчивание: открытый ствол или перфорация

При заканчивании открытым стволом флюид входит в скважину через всю стенку — и через всю повреждённую зону. В обсаженной скважине он входит только через перфорационные каналы. Если каналы проходят повреждённую зону насквозь и заканчиваются в неповреждённой породе, основная часть потока минует повреждение, и его влияние резко уменьшается; остаётся скин самой перфорации, который зависит от плотности, длины и фазировки каналов (Кумулятивная перфорация). Если же каналы заканчиваются внутри повреждённой зоны, поток сходится к ним через плохую породу, и повреждение действует так же или даже сильнее, чем в открытом стволе.

СызбаВид сверху на обсаженную и зацементированную скважину с шестью перфорационными каналами. Слева повреждение глубже каналов: весь поток проходит через повреждённую породу. Справа каналы выходят за тонкую повреждённую зону и соединяют ствол с неповреждённой породой. Схема не в масштабе.

Отсюда неочевидный вывод о выборе бурового раствора для первичного вскрытия пласта. Раствор, образующий тонкую плотную корку, даёт неглубокое, но сильное повреждение: частицы и фильтрат почти не уходят вглубь, зато у самой стенки поры забиты. Раствор с более толстой и проницаемой коркой даёт повреждение умеренное, но глубокое. Для перфорированной скважины лучше первое: каналы его пройдут. В открытом стволе решает другое — удастся ли при освоении вынести корку и забитый слой у стенки: если да, снова выигрывает первый раствор, если нет — меньше вредит умеренное глубокое повреждение.

Есептеу мысалыКакой раствор для вскрытия пласта выбрать

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт: $k = 150$ мД, $h = 12$ м, нефть $\mu = 1{,}8$ мПа·с, $B = 1{,}20$ м³/м³
Скважина: $r_w = 0{,}108$ м, $r_e = 300$ м, депрессия 3,0 МПа
Раствор A: тонкая плотная корка: проницаемость снижена до 6 мД на глубину 0,10 м
Раствор B: толстая проницаемая корка: проницаемость снижена до 60 мД на глубину 0,90 м
Перфорация (если ствол обсажен): каналы проходят в породу на 0,30 м

Шешім

Скин раствора A: $S_A = \left(\dfrac{150}{6} - 1\right)\ln\dfrac{0{,}208}{0{,}108} = 24\cdot 0{,}6554 = 15{,}7$ .
Скин раствора B: $S_B = \left(\dfrac{150}{60} - 1\right)\ln\dfrac{1{,}008}{0{,}108} = 1{,}5\cdot 2{,}2336 = 3{,}35$ .
Дебит неповреждённой скважины (нефть в поверхностных условиях): $q_0 = \dfrac{0{,}536\cdot 150\cdot 12\cdot 3{,}0}{1{,}8\cdot 1{,}20\cdot 7{,}179} = 187$ м³/сут. Открытый ствол: с раствором A $q = 187\cdot\dfrac{7{,}179}{7{,}179 + 15{,}7} = 58$ м³/сут, с раствором B — 127 м³/сут.
Обсаженный ствол: каналы длиной 0,30 м проходят повреждение раствора A (0,10 м) насквозь, и дебит приближается к 187 м³/сут за вычетом скина самой перфорации. Повреждение раствора B (0,90 м) каналы не проходят: поток сходится к ним через повреждённую породу, и дебит будет около 127 м³/сут, а при коротких и редких каналах — ниже.
Цена неверного выбора для открытого ствола: $127 - 58 = 69$ м³/сут (432 bbl/d, 1 м³ = 6,29 барр.). По условной цене 50 долл. за баррель из сквозного учебного проекта уроков экономики (Денежный поток проекта) это около 22 тыс. долл. выручки в сутки.

Жауап: Для открытого ствола лучше раствор B (

S

≈ 3,35 против 15,7), для обсаженного и перфорированного — раствор A: его неглубокое повреждение перфорация обходит.

Бұл нені білдіреді. Один и тот же раствор может быть лучшим для одного способа заканчивания и худшим для другого, поэтому раствор для вскрытия пласта выбирают вместе с конструкцией забоя. Вывод для обсаженного ствола держится на том, что каналы действительно длиннее зоны повреждения: запас здесь 0,20 м, и его съедают неточности в глубине повреждения и в длине каналов в пласте. Данные примера условные.

Длина каналов в пласте

Длину перфорационных каналов по испытаниям зарядов на поверхностных мишенях нельзя прямо сравнивать с глубиной повреждения. В пласте под нагрузкой и в прочной породе каналы короче, часть длины уходит на колонну и цемент, особенно против каверн. Глубину повреждения тоже знают приближённо — по объёму фильтрата, по каротажу сопротивлений с разной глубинностью (Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка), по опытам на керне.

Как распознать повреждение

Повреждение не видно на каротаже и не измеряется напрямую — о нём судят по тому, как работает скважина, и по косвенным данным. Каждый признак допускает и другие объяснения, поэтому их сопоставляют.

Признаки повреждения

Признак: Продуктивность ниже ожидаемой по $kh$ из керна, каротажа или соседних скважин
О чём говорит: возможно повреждение
Другие возможные причины: ошибка в $kh$ , неполное вскрытие, ограничение подъёмником, низкое пластовое давление

Признак: Большой скин по ГДИС после вычета псевдоскинов
О чём говорит: повреждение призабойной зоны
Другие возможные причины: неучтённая геометрия вскрытия, инерционные потери (скин растёт с дебитом)

Признак: Хороший по каротажу пласт почти не работает по профилю притока
О чём говорит: повреждение этого интервала
Другие возможные причины: истощение интервала, неработающая перфорация, переток за колонной

Признак: Резкое падение продуктивности после операции
О чём говорит: повреждение, внесённое глушением, ремонтом или обработкой
Другие возможные причины: совпадение с обводнением или падением давления

Признак: Постепенное падение продуктивности или приёмистости
О чём говорит: отложения солей и АСПО, вынос мелких частиц, засорение нагнетательной скважины
Другие возможные причины: истощение пласта, рост обводнённости

Признак	О чём говорит	Другие возможные причины
Продуктивность ниже ожидаемой по $kh$ из керна, каротажа или соседних скважин	возможно повреждение	ошибка в $kh$ , неполное вскрытие, ограничение подъёмником, низкое пластовое давление
Большой скин по ГДИС после вычета псевдоскинов	повреждение призабойной зоны	неучтённая геометрия вскрытия, инерционные потери (скин растёт с дебитом)
Хороший по каротажу пласт почти не работает по профилю притока	повреждение этого интервала	истощение интервала, неработающая перфорация, переток за колонной
Резкое падение продуктивности после операции	повреждение, внесённое глушением, ремонтом или обработкой	совпадение с обводнением или падением давления
Постепенное падение продуктивности или приёмистости	отложения солей и АСПО, вынос мелких частиц, засорение нагнетательной скважины	истощение пласта, рост обводнённости

Для решения важно понимать, что именно нужно знать. Чтобы обойти повреждение гидроразрывом, достаточно знать, что оно есть: трещина пройдёт через любую призабойную зону. Чтобы удалить его обработкой, нужно знать тип повреждения и где оно находится: кислота, растворитель и поверхностно-активные вещества действуют каждый на своё, и неправильно выбранный состав не поможет или навредит. Для этого изучают историю операций на скважине — какие жидкости и когда в неё закачивали, — анализируют отложения и вынесенные частицы, ставят опыты на керне с этими жидкостями, исследуют повреждённую породу под электронным микроскопом.

Опыт на керне: коэффициент восстановления проницаемости

Через образец керна прокачивают пластовый флюид и измеряют проницаемость, затем воздействуют на образец испытываемой жидкостью — буровым раствором, жидкостью глушения — в условиях, близких к скважинным, и снова прокачивают флюид в направлении притока. Отношение конечной проницаемости к начальной — коэффициент восстановления проницаемости (return permeability) — позволяет сравнить жидкости до того, как их применят на скважине.

Предупредить, удалить или обойти

Предупредить: Малая репрессия при вскрытии пласта, а где возможно — бурение и перфорация на депрессии; растворы для первичного вскрытия с кольматантами подобранного размера, растворимыми в кислоте или воде (карбонат кальция, соль); фильтрат, совместимый с глинами и пластовой водой (например, растворы хлорида калия); отфильтрованные жидкости глушения и чистые ёмкости и трубы; плавный вывод скважины на режим; ингибиторы солеотложения. Это всегда дешевле, чем лечить.
Удалить: Кислотные обработки — соляной кислотой в карбонатах, смесями с плавиковой кислотой в песчаниках (Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин); растворители АСПО; поверхностно-активные вещества и взаимные растворители против водяной и эмульсионной блокад; механическая очистка. Нужно знать тип и место повреждения.
Обойти: Перфорация глубже зоны повреждения, повторная перфорация более мощными зарядами, гидроразрыв (Гидроразрыв пласта: назначение и выбор скважин). Достаточно знать, что повреждение есть; гидроразрыв к тому же даёт отрицательный скин.

Размер частиц-кольматантов подбирают по размеру поровых каналов. По распространённому эмпирическому правилу частицы не меньше трети диаметра канала при достаточной концентрации задерживаются на стенке и образуют внешнюю корку, которую потом легко удалить; частицы от десятой части до трети диаметра проникают вглубь и закупоривают поры изнутри; более мелкие проходят насквозь. Раствору для вскрытия пласта нужна смесь частиц, которая быстро строит тонкую внешнюю корку и не пускает мелочь внутрь (Буровые растворы: функции и свойства).

Как принимают решение по повреждённой скважине

1
Выделить скин повреждения
Из скина по ГДИС вычитают псевдоскины неполного вскрытия, перфорации и наклона ствола; скин, растущий с дебитом, выделяют исследованиями на нескольких режимах.
2
Проверить, что ограничивает дебит
Если дебит ограничивает подъёмник, снижение скина мало что даст (Узловой анализ добывающей системы).
3
Установить тип и место повреждения
По истории операций, отложениям и вынесенным частицам, опытам на керне.
4
Сравнить варианты
Прирост добычи от обработки, гидроразрыва или повторной перфорации сопоставляют с затратами и риском.
5
Изменить технологию
Причину повреждения устраняют на следующих скважинах и при следующих ремонтах.

Терминдер мен белгілер

Повреждение пласта (загрязнение ПЗП): снижение проницаемости призабойной зоны по сравнению с исходной в результате операций на скважине или её эксплуатации.
Скин повреждения $S_d$: составляющая скин-фактора, вызванная снижением проницаемости призабойной зоны; единственная, которую можно удалить или обойти обработкой.
Кольматация: закупорка пор частицами бурового раствора или шлама; кольматантами называют частицы, специально подобранные для быстрого образования корки.
Водяная блокада: снижение фазовой проницаемости для нефти или газа из-за повышенной водонасыщенности у ствола после проникновения фильтрата.
Миграция мелких частиц: отрыв и перенос мелких частиц потоком с последующей закупоркой поровых каналов.
АСПО: асфальтосмолопарафиновые отложения: парафины, смолы и асфальтены, выпадающие из нефти при охлаждении и снижении давления.
Коэффициент восстановления проницаемости: отношение проницаемости образца керна после воздействия жидкости к исходной; служит для сравнения жидкостей.

Жиі қателіктер

Қате

«Скин по ГДИС +12 — значит, пласт сильно повреждён».

Шын мәнінде

Сначала вычитают псевдоскины неполного вскрытия, перфорации, наклона ствола и выделяют скин, растущий с дебитом. Оставшийся скин повреждения может оказаться гораздо меньше.

Қате

«Повреждена лишь пара сантиметров у стенки — это пустяк».

Шын мәнінде

Тонкий слой с очень низкой проницаемостью может дать скин 8–10 и больше и отнять половину дебита. Глубина входит в скин через логарифм, а степень снижения проницаемости — линейно.

Қате

«Для обсаженной скважины всегда нужен раствор с наименьшим повреждением».

Шын мәнінде

Если каналы перфорации проходят зону повреждения насквозь, важна прежде всего её глубина: неглубокое сильное повреждение перфорация обходит, а глубокое умеренное остаётся.

Қате

«Кислота вылечит любое повреждение».

Шын мәнінде

Кислота не растворяет, например, сульфат бария и не устраняет водяную блокаду, а неправильно подобранная может вызвать вторичные осадки, эмульсии и выпадение асфальтенов. Сначала устанавливают тип повреждения.

Қате

«Повреждение возникает только при бурении».

Шын мәнінде

Пласт повреждают и цементирование, и перфорация, и глушение нефильтрованными жидкостями, и вынос мелких частиц, и отложения солей и АСПО при эксплуатации, и закачка грязной воды.

Толық: тереңдетілген

Непрерывный профиль повреждения

Если проницаемость меняется с расстоянием от ствола плавно, кольца становятся бесконечно тонкими, и сумма превращается в интеграл:

Скин повреждения при непрерывном профиле проницаемости

S_d = \int_{r_w}^{r_d} \left(\frac{k}{k(r)} - 1\right)\frac{\dd r}{r}

мұндағы:

$k(r)$ проницаемость на расстоянии $r$ от оси скважины, мД
$r_d$ радиус, за которым проницаемость равна пластовой, м
$k,\ r_w$ проницаемость пласта и радиус скважины, мД, м

Бірліктер: любые согласованные

Мына жағдайда орындалады

радиальный установившийся поток в призабойной зоне, однофазное течение по закону Дарси.

Вклад каждого тонкого кольца пропорционален $\dd r/r$ , поэтому кольца у самой стенки «весят» больше всего. Например, если проницаемость растёт линейно по $\ln r$ от $k_w$ у стенки до $k$ на радиусе $r_d$ , интеграл даёт $S_d = \ln\dfrac{r_d}{r_w}\left[\dfrac{\ln(k/k_w)}{1 - k_w/k} - 1\right]$ .

При $k_w/k = 0{,}04$ и $r_d/r_w = 3$ получается $S_d = \ln 3\,(\ln 25/0{,}96 - 1) \approx 2{,}6$ , тогда как однородная зона того же радиуса с проницаемостью, как у стенки, дала бы $24\ln 3 \approx 26$ . Постепенное восстановление проницаемости смягчает повреждение в десять раз — поэтому важно, как быстро проницаемость восстанавливается с удалением от стенки, а не только её значение у стенки.

Повреждение и инерционные потери

При высоких скоростях к вязкому сопротивлению добавляется инерционное, описываемое уравнением Форхгеймера (Проницаемость горных пород). Для радиального потока его вклад в перепад давления между $r_w$ и $r$ получается интегрированием $\beta\rho v^2$ со скоростью $v = q/(2\pi r h)$ :

Инерционная добавка к перепаду давления в призабойной зоне

\Delta p_{\text{ин}} = \frac{\beta\,\rho\,q^2}{4\pi^2 h^2}\left(\frac{1}{r_w} - \frac{1}{r}\right)

мұндағы:

$\beta$ коэффициент инерционного сопротивления породы, м⁻¹
$\rho$ плотность флюида в пластовых условиях, кг/м³
$q$ дебит в пластовых условиях, м³/с
$h$ толщина пласта, м
$r_w,\ r$ радиус скважины и расстояние от её оси, м

Бірліктер: СИ

Мына жағдайда орындалады

однородная по $\beta$ зона, радиальный поток по всей толщине; в повреждённой зоне вместо $\beta$ подставляют её собственный коэффициент $\beta_d$ .

Множитель $1/r_w - 1/r$ в основном набирается в первых дециметрах: инерционные потери сосредоточены у самого ствола — там, где и лежит повреждение. Коэффициент $\beta$ растёт при уменьшении проницаемости (по разным корреляциям — как $k$ в степени от −0,5 до −1,5), поэтому при снижении проницаемости у ствола в 10 раз инерционные потери в этой зоне возрастают в несколько раз, а то и в десятки раз. В перфорированной скважине поток к тому же сходится к каналам, и скорости у их стенок ещё выше.

Басқа тақырыптармен байланыс

Скин-фактор — скин-фактор, формула Хокинса, коэффициент совершенства и составляющие скина.
Источники повреждения пласта — источники повреждения при бурении, цементировании, перфорации, добыче и ремонтах.
Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка — зона проникновения фильтрата и глинистая корка глазами каротажа.
Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин — как кислотой удаляют повреждение и как выбирают скважины для обработки.
Гидроразрыв пласта: назначение и выбор скважин — как трещина обходит повреждённую зону.
Кумулятивная перфорация — длина и плотность перфорационных каналов и скин перфорации.
Буровые растворы: функции и свойства — растворы для вскрытия пласта и управление фильтрацией.
Узловой анализ добывающей системы — когда снижение скина действительно увеличивает дебит.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Какой из механизмов снижает не абсолютную проницаемость породы, а фазовую проницаемость для нефти или газа?
1. А.Набухание смектита
2. Б.Отложение сульфата бария
3. В.Водяная блокада
4. Г.Закупорка каналов частицами утяжелителя
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. Водяная блокада
При водяной блокаде поровые каналы открыты, но повышенная водонасыщенность у ствола снижает относительную проницаемость для нефти или газа. Остальные механизмы физически сужают или перекрывают каналы.
2
Проницаемость пласта 100 мД, у ствола радиусом 0,1 м она снижена до 20 мД в зоне радиусом 0,4 м от оси. Найдите скин повреждения и долю сохранённого дебита, если $X = \ln(r_e/r_w) - 3/4 = 7$ .
Жауабын көрсету
$S_d = (100/20 - 1)\ln(0{,}4/0{,}1) = 4\ln 4 \approx 5{,}5$ . Доля дебита $7/(7 + 5{,}5) \approx 0{,}56$ : скважина теряет почти половину возможного дебита.
3
Скважину обсадят и проперфорируют каналами длиной 0,35 м в породе. Раствор A даёт сильное повреждение на глубину 0,08 м, раствор B — умеренное на 0,7 м. Какой выбрать?
1. А.Раствор B: его повреждение слабее
2. Б.Раствор A: каналы пройдут его повреждение насквозь
3. В.Всё равно: перфорация обходит любое повреждение
4. Г.Нельзя выбрать без проницаемости пласта
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. Раствор A: каналы пройдут его повреждение насквозь
Каналы длиной 0,35 м выходят за неглубокое повреждение раствора A и соединяют ствол с неповреждённой породой. Повреждение раствора B глубже каналов, и поток к ним идёт через повреждённую породу. Для открытого ствола выбор мог бы быть обратным.
4
Что сильнее снижает продуктивность скважины радиусом 0,1 м: снижение проницаемости в 100 раз в слое толщиной 1 см или в 2 раза в зоне толщиной 1 м?
Жауабын көрсету
Тонкий слой: $S = 99\ln(0{,}11/0{,}1) \approx 9{,}4$ . Толстая зона: $S = 1\cdot\ln(1{,}1/0{,}1) \approx 2{,}4$ . Скин тонкого, но сильно повреждённого слоя почти вчетверо больше, и продуктивность он снижает намного сильнее.
5
После прорыва воды продуктивность добывающей скважины стала постепенно снижаться, хотя пластовое давление поддерживается. Какой механизм повреждения наиболее вероятен?
1. А.Уплотнённая зона вокруг перфорационных каналов
2. Б.Набухание глин от бурового раствора
3. В.Проникновение фильтрата цементного раствора
4. Г.Миграция мелких частиц и отложение солей
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. Миграция мелких частиц и отложение солей
Движение воды — смачивающей фазы — срывает и переносит мелкие частицы, а смешение несовместимых вод и снижение давления вызывают отложение солей. Оба процесса развиваются постепенно при эксплуатации. Остальные варианты — повреждения при строительстве скважины, они проявились бы сразу.
6
Почему для гидроразрыва достаточно знать, что повреждение есть, а для кислотной обработки нужно знать его тип и место?
Жауабын көрсету
Трещина уходит далеко за пределы призабойной зоны и обходит повреждение любой природы. Кислота же, растворитель или ПАВ действуют только на свой вид повреждения и должны попасть туда, где оно находится; неправильно выбранный состав не поможет, а может и создать новое повреждение.

Жаңартылған: 19 октября 2026 г.