Причины, снижающие проницаемость призабойной зоны пласта

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.

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.

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.

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.

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. 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.

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.

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.

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.

Условно методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин разделяют на химические, механические, тепловые, физические и вибрационные.

Химические методы чаще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекторах, а также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Химические методы воздействия применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и др.). Наиболее распространенным методом при этом является проведение кислотной обработки. Механические методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в призабойной зоне пласта с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка и так далее.

Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в призабойной зоне пласта образуются смолопарафиновые отложения, также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев призабойной юны с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и так далее. При этом в призабойной зоне пласта должна создаваться и поддерживаться температура выше температуры плавления смолопарафиновых отложений. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.

Последнее время с целью улучшения проницаемости призабойной зоны пласта в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования.

5. Вызов притока и освоение скважин. Методы вызова притока. Критерии выбора, условия эффективного применения.

Вызов притока — технологический процесс снижения противодавления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.

Освоение скважины — комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих.

Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны для получения соответствующего дебита или приемистости.

КРИТЕРИИ ВЫБОРА МЕТОДА ВЫЗОВА ПРИТОКА

Так как возможности и техническая реализация известных методов вызова притока и освоения существенно различаются, выбор наилучшего для конкретных условий зависит от следующих критериев:

1. Величина пластового давления:

— с нормальным пластовым давлением (давление равно гидростатическому, вычисленному при плотности воды р_в= 1000 кг/м3);

— с пониженным пластовым давлением (давление ниже гидростатического) или с аномально низким пластовым давлением (АНПД);

— с повышенным пластовым давлением (давление выше гидростатического) или с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших залежи с АНПД или АВПД, указанный критерий следует рассматривать как определяющий.

2. Коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины, насыщенной различными флюидами:

— с низкой проницаемостью;

— с хорошей проницаемостью.

При этом необходимо учитывать изменение проницаемости в течение всего периода времени от первичного вскрытия до начала вызова притока.

3. Механическая прочность коллектора:

— рыхлые, слабосцементированные породы;

— крепкие, хорошосцементированные породы.

4. Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности и гидропроводности )

5. Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.

Учет вышеприведенных основных критериев при выборе метода вызова притока позволит получить наилучший технико-экономический эффект.

МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ВЫЗОВА ПРИТОКА И ОСВОЕНИЯ

Можно дать следующую классификацию методов вызова притока и освоения скважин:

I. Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения).

П. Метод понижения уровня.

III. Метод «мгновенной» депрессии.

А. Общая характеристика и условия эффективного применения

Общая характеристика методов вызова притока и освоения сводится к рассмотрению изменения забойного давления в функции времени, а условия эффективного применения определяются совокупностью параметров, отражающих геологические, технологические, технические и организационные факторы с учетом известных критериев.

Рассмотрим все известные методы (рис. 2.2).

I. Метод облегчения столба жидкости в скважине (рис. 2.2 а).

Реализуется различными способами, но наибольшее распространение получили промывки. При промывке скважины в период времени 0 – t1 (достижение уровнем раздела жидкостей башмака НКТ) возникает 1 фаза - фаза роста поглощения пластом жидкости глушения. Вследствие этого происходит дополнительное изменение фильтрационных характеристик ПЗС. Именно поэтому выбору жидкости глушения должно уделяться особое внимание, исходя из требования сохранения фильтрационных характеристик ПЗС. В период времени t1 - t2 (2 фаза снижения поглощения) объем поглощаемой пластом жидкости снижается. Таким образом, в период времени 0 -t2 жидкость глушения поглощается пластом, а объем поглощенной жидкости Vпогл в этот период можно рассчитать, зная коэффициент приемистости Кпр, величину пластового давления Pпл и характер изменения забойного давления Pзаб (t), то есть

В период времени t > t2 реализуется 3 фаза - фаза притока жидкости из пласта за счет создания депрессии ∆Р.

II. Метод понижения уровня (рис. 2.2 б).

Особенностью данного метода является отсутствие первой фазы, что делает его предпочтительнее, благодаря меньшему «загрязнению» ПЗС в период вызова притока.

III. Метод «мгновенной» депрессии (рис. 2.2 в).

Особенностью данного метода является кратковременность второй фазы (t1 – t2).

Б. Способы вызова притока и освоения

К первому методу относятся:

I. Промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями).

II. Закачка газообразного агента (газлифт).

III. Закачка пенных систем

К методу понижения уровня относятся:

I. Тартание желонкой.

И. Свабирование.

III. Понижение уровня глубинным насосом.

К методу «мгновенной» депрессии относятся:

I. Способ падающей пробки.

П. Задавка жидкости глушения в пласт.

Рассмотрим некоторые из способов.

Тартание желонкой — не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной), в нижней части которой имеется обратный клапан. Спускается в скважину на канате с помощью лебедки. Так как объем желонки невелик, то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Работа проводится при открытом устье, что представляет определенную опасность, особенно при фонтанных проявлениях. Спуск желонки, как правило, проводится в обсадную колонну.

Свабирование — способ понижения уровня в скважине, в которую спущена колонна НКТ. Сваб представляет собой трубу небольшого диаметра, на наружной поверхности которой укреплены эластичные уплотнительные манжеты, наружный диаметр которых соизмерим с внутренним диаметром НКТ. В нижней части сваба имеется обратный клапан. Уплотнительные манжеты имеют чашеобразную форму, которые при подъеме сваба распираются за счет давления столба жидкости над свабом, уплотняя зазор между наружным диаметром манжет и внутренним диаметром НКТ. Сваб cпускается внутрь НКТ на лебедке, а глубина его погружения под уровень жидкости определяется прочностью каната и мощностью привода лебедки.

Свабирование — более производительный способ и может осуществляться с использованием фонтанной арматуры (т.е. скважина герметизируется и выброс невозможен) со специальным лубрикатором.

Способ падающей пробки — суть его заключается в том, что колонна НКТ, спускаемая в скважину, в нижней части закрывается специальной пробкой, изготовленной из нефтерастворимого материала. Под действием собственного веса колонна НКТ спускается в скважину до определенной глубины, определяемой из равенства сил сопротивлений и собственного веса колонны. При необходимости увеличения глубины спуска колонны НКТ в нее с поверхности заливается определенное количество воды, удерживаемое в НКТ за счет пробки. При спуске колонны до расчетной глубины внутрь НКТ сбрасывается тяжелый предмет, который выбивает пробку. Так как столб воды в НКТ существенно меньше столба жидкости глушения в скважине, после падения пробки у башмака НКТ возникает достаточно большой перепад давлений, под действием которого жидкость глушения из скважины перетекает в НКТ, приводя к быстрому снижению забойного давления и вызову притока.

Задавка жидкости глушения в пласт — при этом вся или большая часть жидкости глушения залавливается в пласт за счет подключения компрессора, давление которого воздействует на уровень жидкости глушения. Когда расчетный объем жидкости глушения поглощен пластом, компрессор отключается и давление в газонаполненной части скважины резко снижается (стравливание давления газа в атмосферу). При этом существенно снижается и забойное давление, провоцируя поступление флюидов из пласта в скважину.