Состояние призабойной зоны пласта в процессе заканчивания скважин

При промывке скважины в процессе бурения, крепления и цементирования в результате фильтрации технологических растворов в ПЗП на поверхности стенок скважины образуется фильтрационная корка, а внутреннее пространство коллектора заполняется дисперсной фазой (твёрдые и полимерные частицы) и дисперсионной средой (жидкая или газообразная основа) технологических растворов. Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗП для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта. При формировании ПЗП реализуются многообразные процессы как: Гидравлическая фильтрация и кольматация, диффузионный, конвективный и капиллярный массопереносы, деформация и разрушение породы. Суффозия. В результате этих процессов изменяется состояние ПЗП. Существуют две схемы заканчивания скважин.
1. Репрессионная - стратегия заканчивания, которая реализуется с использованием традиционного оборудования и бурильного инструмента при условии нормативного превышения давления на забое скважины над пластовым.
2. Депрессионная (в частном случае - равновесная), которая реализуется при наличии специального оборудования или бурильного инструмента при условии, что давление на забое скважины равно или меньше пластового.

и разведочных скважинах. Показатели во многом определяются показателями первичного вскрытия; если условия осложнены, то мероприятиями по предупреждению и ликвидации осложнений. При испытании скважины может произойти нарушение герметичности ствола скважины, напротив испытуемых интервалов и преждевременному дренажу ПЗП. Поэтому производство технологических операций на этапе первичной борьбы с осложениями, возможного испытания скважины, крепления ствола скважины приводят к загрязнению ПЗП и ухудшению условий заканчивания скважин на этапе вторичного вскрытия и освоения скважин.
4 этап – крепление скважины включает в себя этапы подготовки: ствола скважины к спуску обсадной колонны, обсадных труб к спуску в скважину, бурового оборудования к спуску обсадной колонны в скважину, спуск обсадной колонны в скважину, её цементирование, проверку качества крепления скважины. Этот этап и качественное разобщение пластов определяют конечные результаты работ по качественному созданию углеводородной залежи канала со скважиной и гидроизоляцию всего комплекса отложений по стволу. Первостепенная роль в создании качества принадлежит техническому состоянию скважины, прочности и герметичности ствола. При определении качества крепления ствола скважины определяют качество: герметичности обсадной колонны, сцепления тампонажного камня с обсадной колонны и г.п., самого тампонажного камня.
5 этап – вторичное вскрытие определяет условия сохранения коллекторских свойств ПЗП, изоляция их от чуждых горизонтов при установлении гидродинамической связи в системе «скважин-n пластов». Качество работ на этом этапе зависит от степени защиты ПЗС на этапах первичного вскрытия, крепления скважины и технологий вторичного вскрытия. Гидроизоляция нефтегазовых пластов от чуждых вод будет зависеть от качества крепления скважины и применяемых методов создания каналов связи скважины с пластами. Этот этап завершает формирование конструкции скважины, определяет степень гидравлического совершенства скважины.

6 этап – освоение определяет гидравлические условия степени притока нефти и газа в скважины, необходимость обработки ПЗП перед вводом в эксплуатацию. Качество и затраты на этом этапе зависят от 1, 4 и 5 этапов и применяемых методов освоения скважины.
7 этап – ввод в эксплуатацию определяет технологический режим работы скважины в общей системе разработки залежей