Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта

Многочисленными исследованиями, проведенными на нефтяных месторождениях, доказано существенное влияние гидропроводности призабойной зоны пласта (ПЗП) на продуктивность скважин. От качественного вскрытия продуктивного пласта, характеризующегося хорошей гидропроводностью и высокой прочностью крепления, зависит производительная работа добывающих и нагнетательных скважин в течение длительного периода. их эксплуатации и, в конечном итоге, эффективность и технико-экономические результаты разработки всего месторождения. С учетом многообразия геолого-физических и технологических условий разработки месторождений призабойная зона пласта в течение всего периода работы скважины подвергается различным физико-химическим, биологическим и другим изменениям, влияющим на гидропроводность ПЗП. В этой связи проницаемость призабойной зоны пласта практически никогда не является постоянной, а изменение ее во времени идет, как правило, в сторону снижения.

Информация о состоянии ПЗП имеет важное значение не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для создания новых эффективных способов обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) с целью повышения проницаемости пласта. Одним из главных условий, влияющих на добывные возможности скважины, является качество вскрытия продуктивного пласта. Завышение скорости спуска бурового инструмента в скважину при вскрытии продуктивного пласта часто приводит к гидроразрыву пласта, образованию или раскрытию трещин коллектора и фильтрации промывочной жидкости в трещины.

После снятия давления трещины породы смыкаются, большая часть поверхностных частиц защемляется в породе пласта. При этом в определенных условиях призабойная зона пласта настолько загрязняется, что восстановление первоначальной, естественной проницаемости пласта достигается с помощью тщательных и трудоемких технологических операций, а в некоторых случаях и не удается. По данным института «ТатНИПИнефть», снижение нефтенасыщенности ПЗП на 25-30% вследствие применения буровых растворов на водной основе и глинизации стенок скважины приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти в 7-10 раз, что снижает дебиты нефти по скважинам в 3-6 раз. Во время бурения скважин на глинистом растворе, наряду с возможным проникновением в пласт фильтрата и образованием глинистой корки на стенке скважины, идет процесс кальматации пород пласта, то есть заполнения внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта тонкодисперсной фазой глинистого раствора с последующим ее закреплением в каналах порового пространства.

В результате этого в призабойной зоне скважин происходит изменение физических свойств пород. Степень необратимости фильтрационных свойств призабойных зон пласта зависит от природы кальматации, интенсивности и глубины.

По данным ВНИИБТ, глубина кальматации твердой фазы бурового раствора пород с высокой проницаемостью составляет в среднем 5-6 см, а с низкой проницаемостью - 1,5-2 мм, что может снизить проницаемость продуктивного пласта на 30-50%.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) происходит и в процессе эксплуатации скважин по различным причинам. К ним можно отнести:

· глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием мехпримесей;

· несоблюдение технологии проведения различных геолого-технических мероприятий (ГТМ);

· несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения геолого-технических мероприятий (кислотные обработки, обработки ПЗП оксидатом, щелевая разгрузка с кислотной обработкой и так далее);

· отложения смолопарафиновых соединений;

· химическую и биологическую кальматацию;

· закачку в пласт воды при заводнении с превышением допустимых норм по механическим примесям (30 мг/л) и т.д.

Интенсивному загрязнению призабойной зоны пласта, с полной потерей проницаемости, подвергаются нагнетательные скважины, имеющие высокую естественную первоначальную проницаемость. Иногда на таких скважинах не удается восстановить приемистость даже после неоднократных солянокислотных обработок ПЗП. Наибольшая глубина кальматации наблюдается в естественных и искусственных трещинах и трещинно-поровых коллекторах, где она может достигать значений от десятков сантиметров до нескольких метров. После проведения геолого-технических мероприятий (кислотные и другие обработки), освоения и последующей эксплуатации, на некоторых скважинах отмечается не полное восстановление приемистости нагнетательных скважин.

Промысловыми исследованиями установлено, что степень восстановления проницаемости ПЗП зависит от времени с момента остановки скважин до ее освоения. С увеличением этого времени полнота восстановления проницаемости снижается. Отсюда следует, что необходимо до минимума сокращать время с момента завершения работ по обработке призабойной зоны пласта или других ГТМ, связанных с глушением скважин до освоения и ввода их в эксплуатацию.

Значительным источником снижения проницаемости ПЗП в период эксплуатации скважины является загрязнение призабойной зоны во время «глушения» скважин перед проведением подземного ремонта.

Процессу загрязнения пласта способствуют:

- снижение пластового давления, за счет чего создаются условия для более глубокого проникновения в пласт механических примесей с жидкостью глушения;

- частичная декальматация прифильтровой части пласта потоком закачиваемой жидкости и перенос кольматанта вглубь пласта;

- образование осадков солей при смешении пресной и пластовой воды «глушения» из-за неодинакового ионно-катионного состава и механических веществ в пресных водах при «глушении» скважин перед подземным ремонтом;

- захват шламовых накоплений и продуктов коррозии с забоя скважины.

Кроме того, нарушение послойной структуры пластовых флюидов при глушении скважины влияет на изменение фильтрационной характеристики пород призабойной зоны. Необходимо обращать внимание на особенности замещения пластовых флюидов жидкостью глушения.

В зависимости от глубины скважины, пластового давления, коллекторских свойств пласта и так далее, количество жидкости глушения и ее плотность меняются в широких пределах. Для нефтяных месторождений Урало-Поволжья в среднем объем жидкости глушения скважины составляет 20-30 м³. Кроме количества жидкости при глушении скважины существенную роль в процессе замещения нефти и газа в призабойной зоне играет и режим глушения скважины. При глушении скважины в зависимости от расстояния от забоя скважины вглубь пласта выделяется три зоны замещения: зона кальматации, обычно расположенная в прифильтровой части скважины, зона интенсивного промывания пород и зона проникновения жидкости глушения. Величина первой зоны зависит в основном от размеров пор и кальматирующих частиц, в меньшей степени - от гидродинамического перепада давлений при запуске; второй - от скорости закачки, давления закачки и объема жидкости глушения; третьей - от объема жидкости глушения и фильтрационно-емкостной характеристики пород. Из-за высоких скоростей продвижения жидкости при глушении в прифильтровой зоне пласта наблюдается так называемый режим вытеснения. Под действием высоких градиентов давлений вытеснения и скорости продвижения жидкости происходит локальное разрушение сплошности смачивающей фазы в наиболее проницаемой части пласта. Гидрофобная по отношению к породе фаза (нефть) остается закупоренной в средних и мелких порах. Существование закупоренности (защемления) нефти при форсированных режимах вытеснения для нефтяных залежей было обнаружено профессором М.Л. Сургучевым. С уменьшением градиента давления и снижением скорости продвижения жидкости все большая часть пор охватывается гидродинамическим вытеснением, а объем защемленной фазы снижается. С удалением от фильтра скважины режим вытеснения нефти переходит в капиллярно-напорный, характеризующийся более полным вытеснением нефти. Отсюда следует, что в прифильтровой зоне, несмотря на высокие скорости продвижения воды, часть нефти может находиться на поверхности пород в виде прерывистой пленки, другая часть находится во внутрипоровом пространстве в защемленном виде. С увеличением вязкости происходит увеличение радиуса фронта проникновения жидкости глушения в пласт. В результате образуются промытые зоны, свободные от нефти. Таким образом, после глушения скважины призабойная зона пласта представляет собой слоисто-неоднородную по флюидному насыщению структуру. Проницаемые участки, как правило, отмыты от нефти, а менее проницаемые имеют пленочную и защемленную нефть.

Фильтрационно-емкостная характеристика призабойной зоны пласта, при прочих равных условиях, в значительной степени зависит от наличия в ней смолопарафиновых отложений. Данные промысловых исследований показывают, что существенное снижение относительного коэффициента фильтрации происходит при снижении температуры, особенно это наблюдается при температуре, равной или ниже температуры насыщения нефти парафином. При этом, в зависимости от проницаемости породы, происходит частичная или полная закупорка поровых каналов смолопарафиновыми отложениями. Образование твердых смолопарафиновых отложений в продуктивной части пласта может происходить не только из-за снижения пластовой температуры, но и в результате изменения температуры насыщения нефти парафином.

Изменение температуры насыщения нефти парафином возможно в течение определенного времени разработки месторождения под влиянием происходящих изменений в самом пласте, например за счет выделения растворенного в нефти газа из-за снижения пластового давления ниже давления насыщения, что повлечет изменение компонентного состава пластовой нефти и как следствие, интенсивность выпадения парафина.

До настоящего времени одной из актуальных проблем, от успешного решения которой зависит текущая добыча нефти, является проблема прогнозирования смолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта и в НКТ, а также разработка эффективных методов по предупреждению и своевременному их удалению.

Принято считать, что одним из главных факторов, обуславливающих интенсивность смолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта и нефтепромыслового оборудования, являются физико-химические свойства нефти, то есть процентное содержание парафина, смол и асфальтенов. Процентное содержание этих отложений в нефти изменяется в широких пределах. В удмуртских нефтях они находятся в пределах от 6до 21%.

Факторы, снижающие гидропроводность призабойной зоны скважин можно отнести к трем группам: гидромеханические, термохимические и биологические.

Гидромеханические факторы в большей степени проявляются в нагнетательных скважинах. Они основаны на гидромеханическом загрязнении фильтрующей поверхности призабойной зоны механическими примесями и углеводородными соединениями, содержащимися в закачиваемой в пласт воде. Это мелкие частицы песка, глины и карбонатов, окислов железа, гидратов окислов железа, продукты жизнедеятельности микроорганизмов и растений. Суммарное содержание механических примесей в водах системы поддержания пластового давления (ППД) часто превышает допустимые нормы (30 мг/л) в несколько раз.

В период нарушения режима работы промысловых установок подготовки нефти и воды количество взвешенных частиц (КВЧ) в сточных водах может достигать 2000-5000 мг/л. Негативное влияние на загрязнение ПЗП оказывает даже незначительное (пленочное) содержание нефтепродуктов в закачиваемой воде. Механические частицы, покрытые слоем нефтепродуктов, состоящих в основном из смол и асфальтенов, обладают повышенной липкостью, что приводит к интенсивному заиливанию порового пространства призабойной зоны пласта. Со временем может произойти образование вязкопластичной фазы со структурно-механическими свойствами. Упрочнению этой структуры способствует низкая (6-8° С) температура закачиваемой в зимнее время воды.

К термохимической группе факторов, снижающих гидропроводность ПЗП, относятся нерастворимые осадки, которые образуются при смешивании пресной и пластовой воды. При этом может наблюдаться образование неорганических солей, гипса, выпадение кристаллов парафина и на их основе - возникновение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Процесс осадкообразования возможен при соответствующих условиях. К ним следует отнести несовместимость по химическому составу закачиваемых в пласт пресных и пластовых вод, высокое содержание в добываемых нефтях высокомолекулярных углеводородных соединений, низкую пластовую температуру, темп закачиваемой воды, высокую температуру насыщения нефти парафином и др.

К этой же группе факторов снижения гидропроводности относится набухание глин при воздействии на них различного состава вод. Наибольшее увеличение объема глин отмечается в пресных и щелочных водах, наименьшее - в сильно минерализированных водах. Одновременно с набуханием глин при их контакте с пресными водами идет и диспергирование глинистых минералов на мелкие кристаллические частицы, которыми забиваются поровые каналы пород. Это может привести к полной закупорке интервалов продуктивного пласта с высокой и низкой проницаемостью. В первом случае за счет набухания заглинизированых прослоев пласта, во втором - за счет мелкодиспертного заиливания.

К термохимической группе факторов снижения проницаемости ПЗП относится выпадение нерастворимых в кислотных растворах солей, гидрата окиси железа, сульфидных и силикатных соединений. Эти процессы наблюдаются обычно при несоблюдении режима кислотных обработок, при применении некондиционных растворов.

Например, при проведении солянокислотных обработок скважин (СКО), в призабойной зоне которых имеются окислы железа, образуется соль железа FеС1₃. После нейтрализации кислоты в ПЗП до величины остаточной кислотности с рН, равным 3-3,5, происходит гидролиз железа с образованием гидрата окиси железа Fе(ОН)₃ в виде объемного осадка, способного закупорить поровые каналы. При обработке пласта, сложенного терригенными коллекторами, фтористоводородной кислотой, в ходе реакции ее с кварцем или каолином, образуется фтористый кремний Si(ОН)₄, который по мере снижения кислотности раствора превращается в студнеобразный гель, блокирующий поровое пространство пласта. Гидроокислы могут образовываться при других видах кислотных обработок. Например, при термохимической обработке призабойной зоны пласта с использованием металлического магния и соляной кислоты может образоваться гидрат окиси магния Мg(ОН)₂, имеющий объем в несколько раз больше, чем объем исходного вещества (Мg). В результате применения серной кислоты Н₂SО₄ при обработке карбонатных пластов в ПЗП может образоваться гипс СаSО₄-2Н₂О в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов. В соляной кислоте гипс растворяется в очень ограниченном количестве, не более 2%.

К биологической группе факторов, ухудшающих гидропроводность призабойной зоны пласта (ПЗП), относится загрязнение ее продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий. При заводнении нефтяных пластов водами, содержащими сульфатосоединения, возможно заражение скважин сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ). Появление их в пласте не только ухудшает проницаемость продуктивных коллекторов, но и отрицательно сказывается на технологических процессах добычи нефти, так как при этом в добываемой нефти появляется сероводород Н₂S, вследствие чего усиливается коррозия нефтепромыслового оборудования, ухудшается качество нефти, осложняется ее промысловая подготовка и переработка нефти на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Сюда же можно отнести загрязнения ПЗП биомассой, приносимой закачиваемой водой, взятой из водоемов с активно развитыми биогенными процессами.

Глава XV

Поиск по сайту: