Применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность

Зона, следующая за ПЗП, в которой  сохранились первоначальное состояние породы и свойства пористой среды, называется удаленной зоной пласта (УЗП).

 

5.2. Проницаемость призабойной  зоны пласта

 

По физическому состоянию призабойной  зоны пласта проницаемость можно разделить на естественную и нарушенную. При вскрытии пласта бурением, как правило, естественная проницаемость ПЗП ухудшается. При обработке ПЗП проницаемость увеличивается по сравнению с текущим ее значением и естественной проницаемостью. Ухудшение проницаемости пласта условно разграничивается на общее, самопроизвольно устранимое, принудительно устранимое, искусственно устранимое и остаточное. Общим называется ухудшение проницаемости в призабойной зоне в результате воздействия на пласт суммы различных причин.

По мере извлечения жидкости из пласта пористая среда и трещины очищаются от фильтрата, промывочного раствора и других загрязнений, в результате чего увеличивается и продуктивность скважин, т. е. происходит так называемая самопроизвольная очистка ПЗП и самопроизвольное повышение продуктивности скважин. Эта очистка может быть полной и частичной. В обоих случаях повышение продуктивности скважин не достигает ее естественного значения, так как сохраняются другие причины ухудшения проницаемости. Степень самопроизвольной очистки зависит от величины депрессии, которую в одних случаях по техническим причинам нельзя увеличить, при этом в ПЗП остается часть фильтрата и глинистого раствора, в других — нельзя уменьшить.

При определенной депрессии на пласт  трещины закрываются и зажимают в своей полости глинистый  раствор, плотно закупоривая выход из трещин пластового флюида к забою скважины. Такое ухудшение проницаемости называется принудительно устранимым, а очистка призабойной зоны пласта — принудительной.

При длительном извлечении жидкости из пласта после самопроизвольной очистки через определенное время может наступить самопроизвольное ухудшение проницаемости в призабойной зоне вследствие отложения в пористой среде парафина, асфальтенов, образования эмульсий и кальмотажа. После принудительной очистки ПЗП увеличивается (от единиц до сотен процентов) продуктивность скважин, зависящая от степени предыдущей самопроизвольной очистки и загрязнения ПЗП.

Ухудшение проницаемости ПЗП ведет к неравномерной выработке пласта. При слоистости коллектора из отдельных пропластков не удается извлечь нефть даже частично. Это, в свою очередь, обусловливает снижение нефтеотдачи коллектора и нерациональное использование недр. Поэтому принудительная очистка ПЗП является одним из необходимых мероприятий.

Остаточное ухудшение проницаемости  ПЗП возникает при проникновении пресной воды (фильтрата) в пористую среду. В результате взаимодействия воды с некоторыми фракциями пластового цемента и его разбухания происходит уменьшение размера пор, фильтрационных каналов и трещин, и ухудшение проницаемости ПЗП. В этом случае восстановить или увеличить проницаемость ПЗП можно, разрушив структуру породы, применив гидроразрыв или кислотные обработки. Однако полностью, во всех элементарных участках породы остаточное ухудшение устранить почти невозможно.

При вскрытии пласта в трещины вместе с глинистым раствором попадает песок и мелкие кусочки шлама. При освоении скважины после окончания ее бурения, когда снижается репрессия на пласт, а затем создается депрессия, глинистый раствор из ПЗП частично вымывается жидкостью, фильтрующейся из пласта в скважину, а зажатый в трещинах песок предотвращает полное их смыкание, что способствует повышению проницаемости призабойной зоны. Поэтому при вскрытии трещиноватого пласта бывает полезно повышать содержание крупнозернистого песка в буровом растворе.

Проницаемость ПЗП, как правило, хуже проницаемости удаленной зоны пласта, однако она может быть равной или даже больше ее природного значения.

 

5.3. Причины ухудшения  проницаемости призабойной зоны  пласта

 

Причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП, делятся на четыре группы:

1) обусловливающие механическое  загрязнение ПЗП;

2) физико-литологические, приводящие  к разбуханию пластового цемента при контакте его с водой;

3) физико-химические;

4) термохимические.

1. К причинам, обусловливающим механическое загрязнение ПЗП, относятся:

засорение пористой среды ПЗП твердой  фазой бурового или промывочного раствора при бурении или капитальном и подземном ремонтах скважин;

впрессовывание в поровую среду  ПЗП зерен породы, разрушаемой долотом при бурении;

закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или тампонажным  цементом в процессе крепления скважин. Во время перфорации скважин заглинизированный и зацементированный слой песчаников обычно пробивается, поэтому существенного влияния на ухудшение проницаемости ПЗП он не оказывает; в крупнозернистых песках и гравелитовых пропластках проницаемость ПЗП по этой причине может существенно ухудшиться;

проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз снижает среднюю проницаемость ПЗП;

загрязнение ПЗП илистыми частицами, содержащимися в воде, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления. Проницаемость ПЗП в этих случаях снижается иногда в 10 раз и более;

обогащение ПЗП коллоидно-дисперсной системой за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спуско-подъемных операций;

ухудшение проницаемости призабойной  зоны во время эксплуатации скважин вследствие кольматации минеральных частиц, приносимых жидкостью из удаленных зон пласта. При кольматаже илистые частицы, вносимые в поровую среду ПЗП фильтрующейся жидкостью, располагаются так, что становятся обтекаемыми и мало препятствуют ее фильтрации, в период же инфильтрации жидкости эти частицы оказываются не обтекаемыми: они смещаются и закупоривают фильтрационные каналы, в результате чего происходит явление обратного клапана, что, в свою очередь, ухудшает проницаемость пористой среды.

2.Физико-литологическая группа  причин ухудшает проницаемость ПЗП вследствие действия пресной воды на цемент и скелет породы. Это ухудшение обусловлено:

а) проникновением в ПЗП фильтрата  бурового раствора или воды при капитальном ремонте скважин;

б) закачкой воды в пласт для  поддержания пластового давления;

в) закачкой в пласт сбросовой  жидкости;

г) прорывом посторонних пластовых  слабоминерализованных вод в  продуктивный пласт;

д) прорывом воды из нагнетательной скважины в ПЗП или проникновением ее в  эту зону в результате капиллярных  процессов. Эти явления в настоящее время изучены слабо.

3. К физико-химической группе  причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся:

проникновение в пористую среду  воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовым флюидом;

возникновение капиллярного давления, которое появляется при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой q<90° избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания q>90° оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП;

нерастворимые в нефти адсорбционные пленки, образующиеся на границе раздела вода—нефть, которые обладают высокой прочностью и напряжением сдвига. В пористой среде капли, окруженные этими адсорбционными пленками, не могут слиться ни с общим фронтом воды, ни с погребенной водой, находящейся около контактов зерен породы. Эти капли воды, двигаясь в нефти, занимают центральную часть пор, закупоривая их, если диаметр пор не превышает диаметра капли. При подходе фронта нефти во время вытеснения фильтрата промывочного раствора из пористой среды эти капли воды, окруженные пленками асфальтенов, не способны в процессе дальнейшего течения их в пористой среде слиться друг с другом и с общей массой фильтрации или с общей массой нефти. В определенных условиях это может привести к существенному снижению проницаемости ПЗП;

образование эмульсии в гидрофобной  среде. На поверхности раздела нефть—вода концентрируются асфальто-смолистые  вещества нефти, образуя твердые пленки, присутствие которых исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор или участков пористой среды. Образования таких пленок на контакте вода—нефть следует ожидать у всех смолистых нефтей, не содержащих значительных количеств нафтеновых кислот. Пленки способны закупоривать отдельные поры и участки пористой среды и значительно затрудняют приток нефти к забою скважины. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде;

 образование «бронированной»  эмульсии в крупнозернистой среде,  в основном в трещинах;

обогащение бурового раствора пластовыми водами верхних горизонтов. Проникший в микротрещины фильтрат, содержащий щелочную воду, соприкасаясь с глиной, может вызвать диспергирование ее щелочными электролитами. Это может привести к связыванию дисперсной среды в гидратные оболочки значительной толщины и к ухудшению проницаемости ПЗП;

гидрофильная коагуляция, обусловленная  электролитами, содержащимися в глинистых суспензиях, особенно в естественном промывочном растворе. Щелочные электролиты, натриевые соли, сода и полифосфаты после обменной адсорбции ионов вызывают сильную гидратацию частиц глины. Электролиты с поливалентными катионами, хлориды кальция, магния, алюминия вызывают после адсорбции ионов резкую дегидратацию поверхностей частиц. Взаимодействие электролитов может привести к сцеплению их по всей поверхности и к образованию агрегированной взвеси в пористой среде. Этот физико-химический процесс также может отразиться на проницаемости призабойной зоны;

образование на поверхности зерен  песчинок пристенных слоев жидкости за счет замещения одной жидкости в поровом пространстве другой. С увеличением полярности жидкости уменьшается ее проницаемость;

ухудшение в нагнетательных скважинах  проницаемости в начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованных пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания;

адсорбция на скелете породы ПЗП  масляных веществ из бурового раствора, происходящая при вскрытии продуктивного водоносного пласта водозаборной скважиной.

4. К группе термохимических причин, которые приводят к ухудшению  проницаемости при изменении термодинамического равновесия в ПЗП, относятся:

отложение парафина на скелете пласта в залежах с низкой пластовой  температурой. Процесс этот происходит при охлаждении призабойной зоны во время вскрытия пласта, длительной эксплуатации скважины и при закачке воды в пласт;

проникновение в продуктивный пласт  нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее охлаждение их, способствующее отложению солей и ухудшению проницаемости призабойной зоны.

 

5.4. Влияние литологических  и коллекторских свойств на  ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта

Основой физико-литологических причин ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта является наличие разбухающих фракций пластового цемента. В каждом месторождении Западной Сибири содержание фракций цемента различно как по площади, так и по разрезу. Основными фракциями пластового цемента являются каолинитовый и карбонатный цементы.

Цемент продуктивных песчаников встречается  всех видов: базальный, поровый, пленочный и цемент соприкосновения (контактный). Поровый цемент состоит в основном из каолинита, в карбонатных или высококарбонизированных пропластках — из кальцита.

Цементы карбонатной группы растворяются в кислотах, разбухаемость в воде кальцита до 30%, сидерита до 20%.

Микротрещины, как правило, зацементированы  кальцитом или битумными отложениями. Размер пор самый разнообразный—от 2—3 мк до 1—2 мм, диаметр фильтрационных каналов—от 1 до 26 мкм. Толщина трещин колеблется также в широких диапазонах—от 5—8 мкм до 2—3 мм.

Таким образом, сильно разбухающих  в воде фракций в пластовом цементе нет. Глинистые и особенно коллоидные частицы, проникая глубоко в ПЗП по трещинам и фильтрационным каналам больших размеров, ухудшают проницаемость. Разбухание в воде очищенных монофракций пластового цемента по своему значению для проницаемости породы не представляет большой опасности. Однако в поровой среде с малыми размерами фильтрационных каналов разбухание пленочного и особенно контактного цемента может значительно уменьшить диаметр и снизить проницаемость. С увеличением проницаемости керна степень ее ухудшения, вызванная разбуханием цемента в дистиллированной воде, увеличивается. При проницаемости керна 50 мД ухудшение ее составляет 80%, а при 500 мД— 58%.  Разбухание цемента в среде фильтрата бурового раствора снижается до 30%, в пластовой воде — до 5—8%. Следовательно, для снижения степени разбухания пластового цемента, улучшения проницаемости ПЗП и продуктивности скважин нужно стремиться к увеличению минерализации фильтрата бурового и промывочного растворов.

Степень ухудшения проницаемости  зависит от разбухания глин. С увеличением содержания цемента прямо пропорционально ухудшается проницаемость. Причем степень этого ухудшения для карбонатного цемента выше, чем для глинистого.

 

5.5. Влияние физико-химических  свойств жидкости на гидродинамическое совершенство скважин

Гидродинамическое совершенство скважин  зависит от состояния проницаемости ПЗП и от состояния фильтра эксплуатационной колонны, плотности и целостности цементного кольца в призабойной зоне пласта. В свою очередь, на гидродинамическое совершенство скважин оказывают влияние результаты физико-химических взаимодействий инородных и пластовых жидкостей между собой, с породой коллектора, с фильтром колонны и цементным кольцом призабойной зоны скважины.

Нефти Западной Сибири обладают разнообразным  составом (их удельный вес колеблется от 0,674 до 0,899, содержание парафина—от 0,4 до 34,84%, асфальтенов — от следов до 8,26%, смол—от 0,6 до 31,8%, тяжелой фракции—от 20 до 87,8% и т. д.), различным поверхностным натяжением, температурой начала кипения и выпадения парафина и т. д. При взаимодействии нефтей с фильтратом и самим буровым раствором в призабойной зоне пласта происходят различные процессы, ухудшающие ее проницаемость. В технических элементах ПЗП откладывается парафин и соли, адсорбируются асфальтены, образуются эмульсии и т. д. Ухудшение фильтрационной способности технических элементов призабойной зоны скважины имеет временный характер и в основном отражается на результатах исследования разведочных скважин. При длительном извлечении жидкости из пласта в эксплуатационных скважинах происходит самопроизвольная очистка в первую очередь технических элементов, а затем и ПЗП.