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

Установлено также, что для продавливания  пены в пласт следует закачивать нефть в насосно-компрессорные трубы. Время выдержки скважины на реакцию 12 ч (против 3 ч при обычных кислотных обработках).

Глинокислотная  обработка

Грязевыми кислотами (или глинокислотами) называют смесь соляной НС1 и фтористо-водородной (плавиковой) кислот HF.

Грязевую кислоту применяют  для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтористого кальция CaF₂, который способен закупоривать поровые каналы.

Особенностью грязевой кислоты является ее способность  растворять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким образом, проницаемости.

Порядок проведения обработки  призабойной зоны скважины, как правило, следующий.

Предварительно в скважине против обрабатываемых продуктивных пластов делают солянокислотную ванну с целью очистки призабойной зоны от различных загрязнений. Если стенки скважины покрыты цементной коркой, к солянокислотному раствору добавляют до 1,5% плавиковой кислоты.

После солянокислотной  ванны в продуктивные пласты закачивают 10—15%-ный раствор соляной кислоты с целью растворения карбонатных включений. Продукты реакции пород с кислотными растворами из призабойной зоны интенсивно удаляются перед обработкой скважины грязевой кислотой. На следующем этапе обработки в продуктивные пласты закачивают грязевую кислоту — смесь растворов 3—5%-ной плавиковой кислоты с 10—12%-ной соляной кислотой. В этом случае происходит следующая реакция плавиковой кислоты с окисью кремния

6HF + SiO₂ = H₂SiF₆ + 2Н₂О

Для сильно заглинизированных в процессе бурения скважин количество плавиковой кислоты в смеси с 15%-ной НС1 может быть доведено до 6%. Во избежание контактирования с промывочной водой в скважине рекомендуется кислотный раствор приготовлять только на пресной воде и перед его закачкой в насосно-компрессор-ные трубы вводить 4—8 м³ нефти. После продавки глинокислотного раствора в пласт по истечении 8—12 ч скважину вводят в эксплуатацию.

Установлено, что при газолино-глинокислотных обработках с применением от 2 до 5 м³ специального раствора (16—20%-ная НС1 + + конденсат) на 1 м вскрытой мощности пласта при сроках реагирования 16—24 ч получают хорошие результаты. Наиболее эффективны газолино-глинокислотные обработки при закачке небольших объемов глинокислоты — от 0,5 до 1,5 м³ на 1 м вскрытой мощности пласта. Эффективность обработок резко возрастает при соотношениях растворителя и кислоты 3:1 и 4:1.

Углекислотная обработка призабойных зон скважин

Этот вид обработки способствует увеличению дебита нефтяных и приемистости нагнетательных скважин. Он основан на том, что водные растворы углекислоты хорошо растворяют некоторые породы пластов, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальтено-смолистые осадки, способствуя повышению проницаемости продуктивных пластов.

Перед закачкой углекислоты эксплуатационную скважину исследуют: определяют коэффициент продуктивности, процентное содержание воды, вязкость нефти и другие параметры. Если на забое образовалась песчаная пробка, скважину промывают и очищают, а затем в эксплуатационной колонне устанавливают пакер на 5—10 м выше верхних перфорационных отверстий. При подготовке нагнетательной скважины определяют ее приемистость, снимают профиль приемистости, если скважина находится под закачкой. Способами прямой и обратной промывки очищают забой и с помощью пакера изолируют продуктивный пласт от колонны.

6.3.6.  Характеристика  кислотного раствора и причины  снижения эффективности обработок

   Основной задачей при кислотной обработке является растворение минерального материала продуктивных пластов с целью улучшения их проницаемости и увеличения продуктивности скважин.

Концентрацию кислотного раствора до последнего времени устанавливают без строгого научно-технического обоснования, и поэтому она может быть или завышенной, или заниженной. Положительной стороной повышенной концентрации раствора является то, что действующая масса активного НСl при продвижении раствора на одинаковое расстояние от ствола скважины будет тем больше, чем выше эта концентрация. Кроме того, высокая концентрация раствора ограничивается тремя причинами:

1) чем выше концентрация растворов,  тем более тяжелый и вязкий  раствор солей отработанной кислоты получается при нейтрализации кислотного раствора с пластовым цементом. А чем выше концентрация солей в отреагировавшем растворе, тем трудней извлечь его из ПЗП;

2) в высококонцентрированных растворах  ингибированной кислоты значительно больше растворяется железа с 1 м² поверхности металла, что приводит к более быстрому коррозионному разрушению оборудования скважин;

3) при больших (свыше 12—16%) концентрациях  соляной кислоты ограничивается добавка уксусной кислоты, которая применяется в качестве замедлителя реакции. Это ограничение обосновывается тем, что при полной нейтрализации уксусной кислоты породой образовавшийся уксуснокислый кальций выпадает в осадок вследствие высокой концентрации хлористого кальция в том же растворе.

Кислотные растворы с пониженной концентрацией  лишены указанных недостатков, но они имеют свои отрицательные стороны. При низких концентрациях увеличивается объем закачиваемого в пласт раствора и тем самым затрудняется его обратное извлечение из пласта после окончания реакции с породой. При выборе концентрации соляной кислоты важно учитывать и химическую активность добавляемой в раствор уксусной кислоты, растворяющая способность которой соответствует 0,67% НС1. При добавках 1 % уксусной кислоты повышение химической активности раствора будет незначительным. При большом количестве добавляемой уксусной кислоты в раствор ее химическая активность существенно отразится на общей активности раствора. Так, при добавке 5% СНзСООН концентрация солянокислотного раствора увеличится на 3%.

Применение только одного глинокислотного  раствора для обработки карбонизированных терригенных коллекторов даже с малым содержанием карбонатов недопустимо. Важное значение имеют сведения о составе карбонатного материала и характере его распределения в терригенной породе (контактная цементация кварцевых зерен, базальная цементация, отложения солей в порах, рассеянность или отдельные стяжения и др.).

Кроме того, необходимо знать о  наличии количества минералогического типа глинистого материала, роли его в породообразовании, характере взаимоотношения с карбонатным материалом и т. д. В зависимости от характера распределения и взаимоотношения карбонатного и глинистого материалов в породе при малом содержании карбоната (8—10%) в ряде случаев будет достаточной обработка только одним солянокислотным раствором, а при более высоком (15—20%) его содержания потребуется вслед за солянокислотным раствором закачать в пласт глинокислотный раствор, т. е. провести двухрастворную кислотную обработку ПЗП.

При проведении одной солянокислотной  обработки даже при высоком содержании карбонатного материала может произойти  снижение проницаемости породы, так как при растворении карбонатной фракции смешанного пластового цемента пелитовые фракции, не растворимые в соляной кислоте, освободятся и окажутся в свободном взвешенном состоянии. При выносе их из удаленных зон пласта в ПЗП может произойти кольматаж, т. е. накапливание и закупоривание пористой среды. При проведении двухрастворной обработки глинокислота растворяет эти пелитовые фракции и тем самым повышает эффективность обработки.

В пользу проведения двухрастворной обработки ПЗП свидетельствует и неравномерность количественного распределения содержания карбонатных и глинистых фракций пластового цемента по разрезу продуктивного пласта.

Выбор замедлителя реакции кислотного раствора в пласте также определяется степенью карбонизации коллектора. Если планируется обработка только солянокислотным раствором, то добавка в него замедлителя реакции необходима, так как в этом случае требуется доставка активного раствора в глубь ПЗП.

При проведении двухрастворной глинокислотной обработки первым закачивают солянокислотный раствор, который полностью растворяет карбонатный материал и переносит его в глубь ПЗП. Закачанная за первым раствором глинокислота заполняет часть ПЗП, освобожденную от карбонатов.

Следовательно, при многорастворных  обработках применение замедлителей реакции нецелесообразно. При многократных (повторных) многорастворных обработках целесообразно применять замедлители реакции только для первого солянокислотного раствора.

При проведении кислотных обработок  эффективность их может оказаться сниженной по технологическим и организационным причинам.

К технологической группе причин относятся: 1) плохая изученность литологического и минералогического составов породы и особенно полимиктового пластового цемента; 2) недостаточная изученность химических процессов и продуктов реакции кислотного раствора с фракциями пластового цемента (как смеси фракций, так и каждой из них в отдельности) и влияния их на физико-химические процессы, протекающие в пласте, и на проницаемость породы терригенного коллектора; 3) влияние количественного и качественного содержания в коллекторе пластовых флюидов на кислотный раствор, на продукты реакции и т. д.; 4) несоответствие состава раствора пластовому цементу; 5) неправильная технология проведения обработки; 6) нарушение выдержки кислотного раствора в пласте; 7) неграмотная технология освоения скважины и др.

К группе организационных причин относятся: 1) нарушение технологии приготовления кислотного раствора; 2) низкое качество применяемых кислот; 3) неправильный выбор ингибированной соляной кислоты или самого ингибитора; 4) неправильный выбор добавок в кислотный раствор; 5) применение некачественной воды; 6) загрязнение оборудования,  емкостей и насосов; 7) загрязнение ствола скважины и насосно-компрессорных труб.

6.3.6. Механизм действия  кислот на коллекторы

Метод обработки скважин соляной  кислотой впервые был разработан в ЦНИЛ объединения «Башнефти» [16]. Впоследствии этот метод получил широкое развитие и был использован для солянокислотных обработок карбонатных пластов. Разработка метода глинокислотной обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов с применением плавиковой кислоты проводилась во ВНИИнефть.  Недостатком всех исследований по разработке метода глинокислотных обработок является то, что они проводились в общем плане, без детального изучения химических реакций глинокислотного раствора с каждой из многочисленных фракций полимиктового цемента, а также без учета влияния физико-химических свойств жидкостей и коллекторских свойств породы на процесс реакции и раствора в пласте.

Сущность всех кислотных обработок  заключается в растворении самой породы, пластового цемента или материала, загрязняющего ПЗП, а также в образовании новых и расширении имеющихся фильтрационных каналов в пористой среде.

Для обработки терригенных (песчано-глинистых) коллекторов применяют более сложные кислотные растворы. Механизм кислотной обработки здесь такой же, различие состоит в протекающих реакциях и в их воздействии на проницаемость коллектора. По механизму воздействия кислотного раствора на породу коллекторы условно делятся на пористые, трещиноватые, пористо-трещиноватые, терригенные, содержащие карбонатный цемент, и песчано-глинистые.

В пористом коллекторе кислотный раствор  фильтруется по пористой среде, вытесняя пластовый флюид и вступая в реакцию с породой. В результате воздействия соляной кислоты на карбонатную пористую среду, а также в зависимости от объема пропущенной кислоты, главным образом за счет образования пористых каналов больших диаметров, ее проницаемость может возрастать весьма значительно.

Механизм кислотной обработки  трещиноватых коллекторов принципиально отличается от механизма обработки пористых пород. Расширение трещин за счет частичного растворения стенок породы трещин к существенному повышению дебита не приводит, так как существующая сеть трещин и без того является нефтепроводящей системой большой пропускной способности. Повышение дебита здесь объясняется увеличением раскрытия трещин и их очисткой от загрязнения. В пористо-трещиноватом коллекторе обработке подвергаются поверхности самих трещин и непосредственно примыкающих к ним пор и поровых каналов. При высокой эффективности обработок происходит очищение трещин от загрязнения. Обработка соляной кислотой песчаных коллекторов не всегда дает положительные результаты. Исследованиями [20] доказано, что скелет породы нередко разрушается от соляной кислоты, а выделяющиеся нерастворимые пелитовые фракции заполняют поровое пространство коллектора. Проницаемость после обработки таких пород нередко уменьшается в 4 и более раз.

Полимиктовые песчаные коллекторы нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири в своем составе содержат от следов (0,01%) до 45% карбонатного цемента и таких же включений.

Для изучения влияния пластового цемента на продуктивность скважин был обработан материал по характерным типам песчаных коллекторов—с высокой (45%) и низкой (4—6%) карбонатностью.

При солянокислотной обработке  воздействию в первую очередь подвергаются фильтрационные каналы, на стенках которых в основном находился глинистый цемент. Проницаемость увеличивается только за счет растворения остаточного карбонатного цемента в этих каналах и обработки прилежащей пористой среды.

С увеличением в фильтрационных каналах карбонатного цемента свыше 10—15% повышается эффективность обработок. Эффективность обработок в песчаных коллекторах по сравнению с поровыми карбонатными коллекторами значительно ниже. Это объясняется тем, что скелет породы песчаников в соляной кислоте не растворяется. При карбонатности песчаника 20—25% прекращается увеличение эффективности обработок. При кислотной обработке терригенных коллекторов необходимо стремиться к образованию в породе поровоканальной фильтрации. С повышением скорости прокачки кислотного раствора через породу увеличивается вероятность поровоканальной фильтрации и кислотного раствора, что, в свою очередь, благоприятно отражается на эффективности обработок и прочности породы. Стабилизация влияния этой скорости на процесс образования поровоканальной фильтрации в породе наступает при скорости прокачки кислотного раствора 20—22 м³час на 1 м² фильтровой площади песчаника. Эта скорость и является оптимальной, при которой достигается высокая эффективность обработки без разрушения породы в ПЗП.