Понятие об околоскважинной зоне пласта (ОЗП).

Призабойная зона пласта – часть общей пластовой гидродинамической системы, где фильтрация флюидов происходит при повышенных скоростях, градиентах давления и температуры и осложняется появлением трещиноватых, неоднородных по проницаемости зон, фазовых переходов. ПЗС находится в неравновесном термодинамическом состоянии активного энерго- и массообмена со скважиной и пластом, при этом ее состояние непрерывно изменяется в ходе разработки месторождений. Размер оценивается по радиусу зоны нарушения линейного закона фильтрации, которая может простираться на 6-23м от оси скважины. Несмотря на такие малые размеры, ПЗП имеет большое значение в вопросе, касающегося процесса разработки всего месторождения нефти в целом.

Под скин-эффектом понимается изменение проницаемости фильтрационных каналов вследствие их загрязнения (очистки) частицами, содержащимися в фильтрующемся флюиде. Процесс загрязнения фильтрационных каналов механическими частицами называется кольматацией (декольматацией). Особую важность это имеет для ОЗП, в которой - преобладающие потери энергии.

Кольматация ПЗС может происходить в различные периоды жизни скважины, начиная от первичного вскрытия. В процессе первичного вскрытия и последующего цементирования в ПЗС попадают не только фильтраты применяемых растворов, но и частицы дисперсной фазы глинистого и цементного растворов, которые, отлагаясь в фильтрационных каналах, снижают их проницаемость. При первичном вскрытии на репрессии возможно и разрушение цементирующего вещества терригенного коллектора в ПЗС и кольматация фильтрационных каналов. В процессе эксплуатации добывающей скважины кольматация возможна вследствие облитерации, отложения асфальто-смоло-парафиновых компонентов нефти, солей и т.п. При эксплуатации нагнетательной скважины кольматация возможна из-за отложений в ПЗС механических частиц, поступающих с закачиваемой при ППД водой, а также других твердых примесей (соли, продукты коррозии труб и т.п.).
Ухудшение свойств ПЗС вызвано:
• Проникновением жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта скважины;
• Проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважин;
• Деформация пород на забое скважины при бурении;
• Снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного напряжения;
• Снижение фазовой проницаемости по жидкости (нефти) при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом;
• Снижение фазовых проницаемостей по нефти от водонасыщенности пласта при разработке месторождений (с использованием заводнения, в случае образования водяных конусов и др.);
• Набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
• Выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий.

Влияние техногенных процессов при бурении, первичном вскрытии и освоении скважин:
• Из-за этих процессов - дополнительные фильтрационные сопротивления в околоскважинной зоне;
• Проницаемость ПЗС определяет добывные возможности скважин. В этой области имеет место основное снижение пластового давления (воронка депрессии), и, следовательно, возрастает эффективное напряжение;
• Уравнение притока (Дюпюи) с учетом дополнительных сопротивлений выглядит следующим образом:
, где S – скин-фактор
k0 – проницаемость пласта, неподвергшегося воздействию

При бурении скважин ПЗП кольматируется промывочной жидкостью. Кажущийся очевидным путь использования в качестве промывочной жидкости нефти далеко не очевиден по разным причинам, в том числе по экологическим, поскольку необходимо особым образом утилизировать шлам, насыщенный нефтью. ГИС будет невозможно интерпретировать. Сегодня наибольшей популярностью пользуются растворы полимеров, которые в наименьшей степени кольматируют ПЗС. Однако, если использовать обычные полимерные растворы, то кольматация пласта происходит при цементировании скважин.

Плотность цемента очень высока. При цементировании скважины цемент необходимо поднимать до устья. Давление, создаваемое при цементировании на забой скважины, очень часто превышает давление ГРП.

При «старых» технологиях бурения, когда промывка скважины осуществлялась глинистым раствором, происходила значительная кольматация скважин. Глинистые частички были способны проникать на большую глубину в зону с высокой проницаемостью и трещины. И наоборот, зоны с низкой проницаемостью практически не кольматировались. На поверхности низкопроницаемого коллектора образовывалась глинистая корка, которая в последующем легко преодолевалась при создании перфорационных отверстий. Кольматация пласта глинистым раствором была тем больше, чем выше проницаемость коллектора. При бурении скважин на глинистом растворе профили притока или приемистости выравнивались за счет снижения дебита скважин. В результате на месторождениях с хорошими коллекторскими свойствами на такую кольматацию большого внимания не обращали. Дебиты скважин всё равно были высокими. И наоборот, на залежах с низкопродуктивным коллектором проблемы кольматации при бурении скважин были очень значимы. Если высокопроницаемую зону в низкопроницаемом коллекторе закольматировать, то дебиты скважин могут оказаться очень низкими и нерентабельными. От величины этих дебитов сильно зависит окупаемость проекта.

Чтобы предотвратить поражение ПЗС при цементировании скважин, в ПЖ с полимером добавляют карбонатную крошку. Она препятствует проникновению полимерного раствора в высокопроницаемые зоны при цементировании скважины, но легко удаляется после вторичного вскрытия кислотной обработкой. В результате получается скважина с низким или отрицательным скин-фактором, однако за это приходится платить быстрой обводненностью, а вода является кольматантом для низкопроницаемого коллектора.
ГРП является хорошим способом преодоления загрязнения ПЗП.