Привибійна зона рос призабойная зона англ borehole zone critical area of a formation bottomhole formation zone нім Stoss

Привибійна зона (рос. призабойная зона, англ. borehole zone, critical area of a formation, bottomhole formation zone, нім. Stossnähe f, Stossbereich m; bohrlochnahe (sondennahe) Zone f) — при нафто- і газовидобутку — ділянка пласта, що примикає до стовбура свердловини, в межах якої змінюються фільтраційні характеристики продуктивного пласта в період будівництва, експлуатації або ремонту свердловини.

Рис. 1. Варіант 1 визначення радіусу привибійної зони свердловини

Рис. 4. Схема привибійної зони свердловини.

Рис. 2. Варіант 2 визначення радіусу привибійної зони свердловини

Рис. 3. Динаміка насичення привибійної зони свердловини фільтратами розчинів і рідинами: а — г - фази: а — первинного відкриття, б — цементування обсадної колони, в — вторинного відкриття (перфорація), г — освоєння; 1 — глиниста кірка; 2 — фільтрат промивальної рідини; 3 — обсадна колона; 4 — цементне кільце; 5 — фільтрат цементного розчину; 6 — перфораційний отвір; 7 — рідина глушіння; 8 — рідина освоєння

Вступ

Причини, що приводять до зміни фільтраційних характеристик пласта: перерозподіл напружень у приствольній частині свердловини, гідродинамічний і фіз.-хім. вплив бурового розчину або ін. технологічних рідин на породу і пластові флюїди, фіз.-хім. процеси, викликані технологією і режимами експлуатації.

Конфігурація, розміри і гідродинамічні характеристики П.з. змінюються протягом всього терміну існування свердловини. Вони визначають гідравлічний зв'язок свердловини з пластом та істотно впливають на її продуктивність. Конфігурація зони із зміненими гідродинамічними характеристиками пласта в приствольній частині свердловини не має якоїсь суворої геом. форми, і її морфологія, особливо в тріщинних і тріщинно-порових колекторах, складна і різноманітна.

Впливаючи на П.з. різними способами (кислотне обробляння, гідророзрив пласта тощо), відновлюють або підвищують її фільтраційні характеристики. Найбільший ефект досягається комплексним впливом на П.з.

Визначення розмірів привибійної зони свердловини

До теперішнього часу не існує жодних нормативних рекомендацій щодо чисельного визначення радіусу цієї зони, що в значній мірі ускладнює оцінку ефективності різних методів штучного впливу на привибійні зони свердловин і порівняння їх між собою.

Один з методів базується на апроксимації ліній логарифмічної залежності Р = f(r) прямими лініями 1 і 2, які перетинаються в точці А (рис. 1). Ця точка і дає розміри (радіус) привибійної зони свердловини r_пзс. Можливі й інші методи, наприклад, можна розбити сумарні втрати енергії при русі продукції від контуру живлення до стінки свердловини порівну, тобто щоб площі S₁, і S₂ були рівні (рис. 2). Межа цих площ і буде чисельно визначати радіус ПЗС.

ОБРОБЛЕННЯ ПРИВИБІЙНОЇ ЗОНИ ПЛАСТА

ОБРОБЛЕННЯ ПРИВИБІЙНОЇ ЗОНИ ПЛАСТА — у нафтовидобуванні — діяння на привибійну зону пласта з метою покращення або відновлення фільтраційних властивостей, а також кріплення її у випадку нестійкості колекторів аґентами і способами, які вибрані в залежності від геолого-фізичних умов і поставленого завдання — кислотами, нафтокислотними емульсіями, розчинниками, парою, електропрогріванням, пінами, розчинами ПАР, кумулятивною і гідропіскоструминною перфорацією, термохімічним способом, опромінюванням тепловим і акустичним полями, смолами і ін.

ХІМІЧНІ МЕТОДИ ДІЯННЯ НА ПРИВИБІЙНУ ЗОНУ ПЛАСТА

Методи діяння на гірські породи в привибійній зоні різними кислотними розчинами з метою очищення порових каналів від внесених механічних домішок, розчинення деяких складових порід (карбонатів). У результаті збільшується пористість, проникність і відповідно дебіт свердловини. Найпоширенішим методом є соляно-кислотне оброблення.

Руйнування пласта у привибійній зоні

Основні чинники, що сприяють руйнуванню пласта у привибійній зоні і виносу зруйнованої породи на денну поверхню:

глибина залягання продуктивного пласта, його зцементованість, міцність і тривкість порід, природна проникність і фільтраційна характеристика;
порушення технології перфорації колони обсадних труб, що спричиняє руйнування ПЗП, цементного каменю і колони обсадних труб;
вид пластового флюїду, що видобувається, і співвідношення флюїдів (нафта, вода, газ, газовий конденсат);
освоєння свердловини зі створенням на продуктивний пласт великих депресій;
значні робочі дебіти і швидкості фільтрації пластових флюїдів у ПЗП;
наявність у ПЗП і в стовбурі свердловини рідини тощо.

Колектор являє собою фізичне тіло, що складається зі скелета, складеного зцементованими зернами різних мінералів і порового простору, заповненого пластовими флюїдами, який має певні міцнісні властивості.

Визначення допустимої депресії пов'язано із вивченням характеристик міцності гірських порід; тому для оцінки стійкості стінок свердловин і руйнування ПЗП використовуються рішення тривимірних завдань теорії пружності і пластичності у поєднанні з різними теоріями міцності:  найбільших нормальних напружень;  найбільших деформацій;  найбільших дотичних напружень;  питомої потенціальної енергії деформації.

Слід зазначити, що напруження, при якому відбувається пластична деформація чи руйнація колектора є граничним напруженням стану. Відповідно до теорії нормальних напружень руйнування починається тоді, коли максимальне нормальне напруження досягає тимчасового опору розриву.

Див. також

Література

Мала гірнича енциклопедія : у 3 т. / за ред. В. С. Білецького. — Д. : Донбас, 2007. — Т. 2 : Л — Р. — 670 с. — .