Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта при эксплуатации скважины

Обновлено: 04.07.2024

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 её 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 её 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 кольматажа. В газовых скважинах при критических для гидратообразования условиях в перфорационных каналах, на фильтровой поверхности и в пористой среде ПЗП могут образоваться кристаллогидраты, что без видимых причин приводит к снижению дебита газа. Принудительной очисткой в этом случае может служить кратковременная остановка скважины, после чего на её забое изменяются определенные условия, нарушается равновесное состояние системы ''газ – гидрат'', а их кристаллы разлагаются на составные компоненты - газ и воду.

После принудительной очистки ПЗП увеличивается (от единиц до сотен процентов) продуктивность скважин, зависящая от степени предыдущей самопроизвольной очистки и загрязнения ПЗП.

Ухудшение проницаемости в призабойной зоне можно ликвидировать с помощью гидроразрыва пласта, кислотной его обработки, торпедирования и других мероприятий. 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 нефтегазоотдачи 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.

После проведения указанных мероприятий продуктивность скважины может не только достигнуть значения естественной продуктивности, но и оказаться выше её за счёт увеличения проницаемости ПЗП и радиуса дренирования пласта.

При вскрытии пласта в трещины вместе с глинистым раствором попадает песок и мелкие кусочки шлама. При освоении скважины после окончания её 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 её природного значения.

Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта

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

1) обуславливающие механическое загрязнение ПЗП;

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

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. Многочисленные исследования показали, что глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов колеблется в пределах 1 - 20 мм. В гравелитовых пропластках и крупнозернистых песках твердая фаза глинистого раствора проникает на большие расстояния - до сотен метров;

- 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 счёт кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спускоподъемных 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 её 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. Радиус кольматажа в ПЗП зависит от величины и распространения перепада давления, а также от времени и объёма извлеченной из ПЗП жидкости.

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 её в эту зону в результате капиллярных процессов. Эти явления в настоящее время изучены слабо.

Ухудшение проницаемости ПЗП происходит и по другим причинам, а именно:

- при контакте пресной воды с некоторыми минералами может произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов;

- при большом объёме проникшего в ПЗП фильтрата возможно растворение, перенос и переотложение солей, а также отложение их из высокоминерализованного фильтрата;

- при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор могут попасть глинистые частицы минералов с высокой степенью разбухания. В химически обработанном буровом растворе разбухание их происходит медленно. После вдавливания указанных частиц в поры или трещины призабойной зоны пласта происходит полное разбухание и значительное увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор. Таким образом, происходит закупоривание пор, нередко до полного перекрытия фильтрационных каналов. Ухудшение проницаемости ПЗП, степень которой колеблется от 5 - 10 до сотен процентов, как правило, происходит из-за одновременного действия нескольких причин.

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 счёт разности поверхностных натяжений с пластовым флюидом;

- возникновение капиллярного давления, которое появляется при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой Θ < 90° избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению её из пласта, а при угле смачивания Θ > 90° оно способствует её вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько её ухудшают в ПЗП. При освоении и эксплуатации скважин с депрессией 0,5 – 1,0 МПа в начальный период эти явления могут в какой-то степени, отразится на времени вызова притока и продуктивности скважин;

- закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти. Во время освоения скважины при обратном движении жидкости капли нефти попадают в фильтрат промывочного раствора и воды. Если диаметр таких капель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходит перекрытие их и ухудшение проницаемости. При подходе же контакта нефти эти капли сливаются с ней и, таким образом, проницаемость ПЗП улучшается;

- 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 асфальтосмолистые 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. Под «бронированной» эмульсией понимается эмульсия, состоящая из глобул с повышенной прочностью поверхностной пленки. Эта прочность создается прилипшими к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами. Чем больше этих частиц на поверхностной пленке глобул эмульсии, тем больше поверхностно-активных веществ удерживается на них и, следовательно, на поверхностной пленке глобул. Это обстоятельство, в свою очередь, увеличивает суммарную массу поверхностно-активных веществ на пленке глобул. Кроме того, частицы, плавающие на пленке, соединяются между собой вследствие сил притяжения, а также электростатических зарядов этих твердых частиц и пологих краевых углов смачивания твердого тела поверхностно-активной жидкостью. Эти физико-химические явления увеличивают толщину поверхностно-активной пленки глобул эмульсии и уменьшают стекание жидкости с них. Все это, в конечном счете, повышает прочность пленки, как бы бронируя глобулы и эмульсию в целом от разрушения. Известно, что стабильность эмульсии повышается не только «черными» эмульгаторами нефти (асфальтенами, смолами), но и «бронирующими» твердыми минеральными эмульгаторами (глинистыми частицами). Эмульсия продавливается в крупные поры и трещины призабойной зоны, в результате чего ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП;

- обогащение бурового раствора пластовыми водами верхних горизонтов. Проникший в микротрещины фильтрат, содержащий щелочную воду, соприкасаясь с глиной, может вызвать диспергирование её щелочными электролитами. Это 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;

- гидрофильная коагуляция, обусловленная электролитами, содержащимися в глинистых суспензиях, особенно в естественном промывочном растворе. Щелочные электролиты, натриевые соли, сода, 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;

- флокуляция коллоидно-дисперсных частиц и оседание их в пористой среде при контактировании фильтрата промывочного раствора с пластовой водой. Этот процесс тем сильнее, чем больше разница в физико-химических свойствах соприкасающихся вод, что также вызывает ухудшение проницаемости ПЗП;

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

- вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора, который, как правило, обрабатывается различными химическими реагентами. Это явление характерно для ПЗП малодебитных газовых скважин (до 10 тыс. м 3 /сут);

- 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 её 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 приводит 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;

- образование гидратов в газовых скважинах.

Как известно, движение многофазных жидкостей в пористых средах подчиняется значительно более сложным закономерностям, чем движение однофазных жидкостей. Движение таких дисперсных систем, как пены, эмульсии, суспензии, в капиллярно-пористых телах осложняется кинетической и агрегативной неустойчивостью дисперсных систем; изменением устойчивости в результате взаимодействия жидких дисперсных систем с капиллярно-пористыми телами; нарушением устойчивости вследствие адсорбции и т. д. Пропитка дисперсными системами (пенами, эмульсиями, суспензиями), как правило, идет значительно медленнее, чем чистыми дисперсионными средами. Фильтрация дисперсных систем через пористые материалы встречает большее сопротивление, чем фильтрация чистых жидкостей. Все эти особенности требуют специального рассмотрения движения дисперсных жидкостей в пористых материалах.

В наиболее простых случаях пропитки высокодисперсными кинетически и агрегативно устойчивыми системами основные законы пропитки и фильтрации сохраняются; необходимо только учитывать изменение вязкости дисперсной системы по сравнению с вязкостью дисперсионной среды.

Основные признаки дисперсных систем

Фаза - часть системы, имеющая одинаковые физические и химические свойства во всех своих точках, отделенная от всех других частей системы поверхностью раздела, причем эти другие части обладают иными физическими и химическими свойствам'

Дисперсная система - раздробленная система, в которой одно вещество раздроблено (диспергировано) и распределено в другом веществе. Вещество, которое диспергировано, называется дисперсной фазой, а среда, в которой это вещество распределено - дисперсионной средой.

Системы, состоящие из одной фазы, называются гомогенными системами. Системы, состоящие из двух и более фаз и имеющие поверхность раздела между фазами, - гетерогенными системами. К гомогенным системам относятся истинные (молекулярные) растворы веществ, к гетерогенным - коллоидные растворы, суспензии, эмульсии, пены.

Измельчение вещества одной фазы другой называется диспергированием, а системы, состоящие из частиц одной фазы, распределенных в другой, называются дисперсными системами (от латинского слова dispesus - рассеянный, рассыпанный).

Фазу, состоящую из частиц раздробленного вещества, называют дисперсной фазой, а среду, в которой распределены частицы – дисперсионной средой.

Характерным признаком дисперсной среды является гетерогенность, указывающая на наличие межфазной поверхности. Следующим признаком дисперсной среды является размер частиц или величина, ему обратная – дисперсность. Чем меньше размер частиц, тем больше дисперсность.

С уменьшением размера частиц при дроблении вещества увеличивается удельная поверхность, т.е. поверхность, приходящая на единицу объёма диспергируемого вещества. В таблице 1 приведены сведения об удельной поверхности при диспергировании.

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;

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. Многочисленные исследования показали, что глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов колеблется в пределах 1—20 мм. В гравелитовых пропластках и крупнозернистых песках твердая фаза глинистого раствора проникает на большие расстояния—до сотен метров;

– 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 спускоподъемпых операций ;

– ухудшение проницаемости призабойной зоны во время эксплуатации скважин вследствие кольматации минеральных частиц, приносимых жидкостью из удаленных зoн 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. Радиус кольматажа в ПЗП зависит от величины и распространения перепада давления, а также от времени и объема извлеченной из ПЗП жидкости.

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 капиталь-

ном ремонте скважин;

б) закачкой воды в пласт для поддержания пластового давления;

в) закачкой в пласт сбросовой жидкости;

г) прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктив-

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.

Ухудшение проницаемости ПЗП происходит и по другим причинам, а именно:

– при контакте пресной воды с некоторыми минералами может произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов;

– при большом объеме проникшего в ПЗП фильтрата возможно растворение, перенос и переотложение солей, а также отложение их из высокоминерализованного фильтрата;

– при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор могут попасть глинистые частицы минералов с высокой степенью разбухания. В химически обработанном буровом растворе разбухание их происходит медленно. После вдавливания указанных частиц в поры или трещины призабойной зоны пласта происходит полное разбухание и значительное увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор. Таким образом, происходит закупоривание пор, нередко до полного перекрытия фильтрационных каналов. Ухудшение проницаемости ПЗП, степень которой колеблется от 5—10 до сотен процентов, как правило, происходит из-за одновременного действия нескольких причин.

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. При освоении и эксплуатации скважин с депрессией 5—10 кгс/см 2 в начальный период эти явления могут в какой-то степени отразится на времени вызова притока и продуктивности скважин;

– закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти. Во время освоения скважины при обратном движении жидкости капли нефти попадают в фильтрат промывочного раствора и воды. Если диаметр таких капель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходит перекрытие их и ухудшение проницаемости. При подходе же контакта нефти эти капли сливаются с ней и проницаемость ПЗП улучшается;

– 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 асфальтосмолистые 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.Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде;

– образование «бронированной» эмульсии в крупнозернистой среде, в основном в трещинах. Под «бронированной» эмульсией понимается эмульсия, состоящая из глобул с повышенной прочностью поверхностной пленки. Эта прочность создается прилипшими к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами (ПАВ). Чем больше этих частиц на поверхностной пленке глобул эмульсии, тем больше ПАВ удерживается на них и, следовательно, на поверхностной пленке глобул. Это обстоятельство, в свою очередь, увеличивает суммарную массу ПАВ на пленке глобул. Кроме того, частицы, плавающие на пленке, соединяются между собой вследствие сил притяжения, а также электростатических зарядов этих твердых частиц и пологих краевых углов смачивания твердого тела поверхностно-активной жидкостью. Эти физико-химические явления увеличивают толщину поверхностно-активной пленки глобул эмульсии и уменьшают отекание жидкости с них. Все это в конечном счете повышает прочность пленки, как бы бронируя глобулы и эмульсию в целом от разрушения. Исследования показали, что стабильность эмульсии повышается не только «черными» эмульгаторами нефти (асфальтенами, смолами), но и «бронирующими» твердыми минеральными эмульгаторами (глинистыми частицами). Эмульсия продавливается в крупные поры и трещины призабойной зоны, в результате чего ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП;

– 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;

– вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора, который, как правило, обрабатывается различными химреагентами. Это явление характерно для ПЗП малодебитных газовых скважин;

– 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.

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;

– образование гидратов в газовых скважинах.

Изменение проницаемости

Проницаемость призабойной зоны k_п отражает ее ухудшение и улучшение при вскрытии пласта, освоении или эксплуатации скважин, а также литологическую неоднородность, различие физико-химических свойств и трещиноватость коллектора. Через приведенный радиус скважины r_о оцениваются аномальные фильтрационные сопротивления от неполноты вскрытия пласта, его литологической неоднородности и трещиноватости по толщине горизонта. Недостаток методики — трудность определения радиуса контура питания. Определение его особенно осложняется в геологоразведочных работах, когда на разведуемой площади имеется только одна скважина. Поэтому радиус контура питания единичной разведочной скважины при ее опробовании был условно принят равным 1000 м. В эксплуатационных скважинах он равен половине расстояния между ними.

Гидродинамическое исследование проводили до и после опробования скважин, а также до и после обработки ее раствором ПАВ. Разница в распределении давления (воронки депрессии) была незначительной. Кроме того, разведочные скважины, которые вскрыли пласт, испытывались при стационарном состоянии пластового давления. Поэтому указанные недостатки имели однозначный характер и по существу не отразились на результатах расчетов для качественных оценок экспериментов и анализа состояния призабойной зоны пласта. Из формулы видно, что коэффициент гидродинамического несовершенства скважины зависит от двух переменных величин: от коэффициента проницаемости призабойной зоны и приведенного радиуса скважины. Если принять, что скважина по степени и характеру вскрытия пласта совершенна (открытый забой), а коллектор литологически однороден, то r _c = r ₀ , а формула примет вид

где j - коэффициент гидродинамического совершенства скважины;

K_п - проницаемость ПЗП;

K_у -проницаемость удаленной зоны пласта.

В этом случае коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет выражать степень ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта, т. е условный фактор, описываемый той же формулой.

Если проницаемость призабойной зоны равна проницаемости удаленной зоны пласта (т. е. ухудшения проницаемости ПЗП без учета возможных прочих условий и комбинации), то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет равен единице (j=l). Если же во время вскрытия пласта проницаемость призабойной зоны ухудшилась, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет меньше единицы (j<1). При образовании в призабойной зоне искусственных трещин проницаемость ее будет улучшена по сравнению с удаленной зоной, и если после вскрытия она не ухудшается, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет больше единицы (j>l). С увеличением количества трещин, соединенных со стволом скважины, коэффициент гидродинамического совершенства тоже будет увеличиваться (j>>1).

Факторы, влияющие на производительность

В системе комплексного контроля за разработкой месторождения наблюдение за состоянием призабойной зоны пласта занимает одно из первых мест. Известно, что дебит скважины и ее продуктивность зависят от гидродинамических параметров пласта, размеров зоны дренирования, а также от состояния эффективности гидравлической связи скважины с пластом. Эффективность гидравлической связи скважины с пластом зависит в основном от первичного и вторичного вскрытия пласта, в результате проведении которых при дальнейшей эксплуатации большинство скважин становятся несовершенными в силу чего фактическая их продуктивность становится меньше потенциальной. Кроме того, в процессе разработки гидродинамические параметры призабойной зоны пласта, такие как проницаемость и гидропроводность постоянно изменяются и, как показывает практика, чаще ухудшаются.

Факторами, влияющими на снижение продуктивности скважин, являются:

Коллекторские свойства нефтеносных пород определяются их минералогическим составом и структурой порового пространства. Одной из важных физико-литологических причин снижения проницаемости при первичном вскрытии пласта с применением бурового раствора на водной основе, а также последующее заводнение с целью поддержания пластового давления является разбухание глинистого материала и повышение водосодержания, что приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти.

К физико-химическим факторам снижения продуктивности скважин относятся - эмульсеобразования, отложения парафина, солей и асфальто-смолистых веществ на поверхности скелета пород. К термобарическим факторам снижения продуктивности скважин относятся изменение температуры пласта и давления, что приводит к активизации физико-химических факторов изменения фильтрационно-емкостных свойств пород и флюидов. Снижение температуры вызывает резкое увеличение вязкости нефти, уменьшение ее подвижности, снижение производительности скважин. Как известно, пластовое давление – важный фактор, определяющий энергетические возможности пласта. При снижении пластового давления ниже давления насыщения уменьшается проницаемость по нефти. Кроме того, снижение давления приводит к уменьшению проницаемости пласта вследствие упругих и упругопластических деформаций пористой среды.

При вскрытии пласта за счет больших репрессий в пласт проникает как фильтрат, так и твердая фаза бурового раствора. В зависимости от величины репрессии и времени ее воздействия глубина проникновения компонентов раствора может достигать до нескольких метров. Таким образом, основными факторами снижения проницаемости ПЗП и продуктивности скважин являются:

1. Разбухание цементирующего материала пород-коллекторов
за счет проникновения фильтрата бурового раствора, технологических жидкостей при ремонте скважин и воды, закачиваемой для поддержания пластового давления;

2. Увеличение водонасыщенности пород с образованием эмульсии;

3. Снижение пластового давления и температуры, приводящие к выпадению парафина и асфальто-смолистых веществ на скелете породы и к его необратимым изменениям за счет уплотнения упаковки и изменения структуры перового пространства;

4. Выпадение солей в поровом пространстве вследствие несовместимости закачиваемых и пластовых вод;

5. Механическое засорение ПЗП глинистым материалом, осадками механических примесей с последующим их уплотнением и образованием непроницаемой корки (кольматация).

Все описанные изменения проницаемости ПЗП значительно
снижают потенциальные возможности скважин и проявляются как
совместно, так и по отдельности. Следовательно, для успешной стабильной добычи нефти необходимо планировать и проводить мероприятия по восстановлению и улучшению ухудшенных фильтрационных свойств ПЗП нагнетательных и добывающих скважин с целью увеличения охвата пласта вытеснением нефти водой.

Классификация гидродинамического

Несовершенства скважин

Как указывалось выше, эффективность гидродинамической
связи пласта и скважин зависит от величины дополнительных
фильтрационных сопротивлений в ПЗП, от ее гидродинамического
несовершенства. Различают следующие виды гидродинамического несовершенства скважин:

1. По степени вскрытия С₁, когда пласт вскрывают не на всю нефтенасыщенную толщину;

2. По характеру вскрытия С₂, когда связь со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные
каналы;

3. По характеру движения жидкости в рабочей части интервала ствола С_З, вызываемое образованием пробок из песка и глины, формированием столба воды выше перфорационных каналов и отложением солей;

4. По качеству вскрытия , когда проницаемость ПЗП снижена (или увеличена) по отношению к естественной проницаемости
породы до вскрытия пласта.

Первые два вида несовершенства называют геометрическим несовершенством, т.к. вблизи стенки скважины нарушается геометрия потока в виде искривления и сгущения линии токов жидкости, что ведет к возникновению дополнительных затрат пластовой энергии на продвижение жидкости к забою скважины.

Качество вскрытия пласта определяется так называемым показателем "скин-эффекта" или эффекта повреждения пласта .

Обозначим через суммарное сопротивление, вызываемое
вскрытием пласта и эксплуатацией скважины

Отметим, что применяемый в иностранной литературе термин
"скин-эффект" по смыслу равнозначен коэффициенту .

С учетом вышеприведенных коэффициентов несовершенства выражение для установившегося и неустановившегося движения жидкости примет вид:

где - гидропроводность пласта , мкм 2 ·см/МПа·с;

- установившееся, текущее давление соответственно, МПа;

- радиус скважины по долоту,м;

- радиус дренирования, м;

- приведенный радиус скважины, м.

здесь - диаметр скважины, м;

- соответственно глубина и диаметр перфорационных отверстий, м;

- толщина пласта, вскрытая перфорацией, м;

- среднее число перфорационных отверстий на 1 м вскрытой толщины пласта.

Определение представляют определенную сложность.

Гидродинамическое несовершенство, вызванное изменением
проницаемости призабойной зоны пласта, или так назваемый скин-эффект, который на сегодняшний день может быть определен, в основном, по данным исследования скважин в открытом стволе.
При этом можно воспользоваться следующими формулами:

где - проницаемость ПЗП радиуса , м;

- проницаемость пласта, мкм 2 ;

- соответственно депрессия и угол наклона КВД в координатах « » в скважине с открытым забоем радиуса .

При работе скважины сопротивления, входящие в формулы (9.1) и (9.2), действуют комплексно и одновременно, поэтому по данным исследования скважин трудно оценить каждое из них. Общим недостатком формул (9.3) и (9.4) является и то, что они не учитывают изменения сопротивлений во времени.

Необходимо отметить, что многолетняя практика оценки
составляющих общего сопротивления по различным методикам показывает, что большая часть общего сопротивления приходится на
скин-эффект. Применяемый на месторождениях принцип вскрытия
всей эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и достаточная
плотность и глубина перфорации позволяет до минимума уменьшить
величины фильтрационных сопротивлений по степени и характеру вскрытия соответственно. Некоторую часть общего фильтрационного сопротивления занимает сопротивление в стволе скважины. Для оценки качества вскрытия пласта и изменения состояния ПЗП во времени в нефтепромысловой практике используют гидродинамические методы.

Причины и факторы снижения проницаемости призабойной зоны пласта

проницаемость призабойной зоны пласта практически никогда не является постоянной, а изменение ее во времени идет, как правило, в сторону снижения.

Одним из главных условий, влияющих на добывные возможности скважины, является качество вскрытия продуктивного пласта. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) происходит и в процессе эксплуатации скважин по различным причинам. К ним можно относить: - 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 и т.д); - отложения смолопарафиновых соединений; - закачку в пласт воды при заводнении с превышением допустимых норм по механическим примесям. Интенсивному загрязнению призабойной зоны пласта, иногда с полной потерей проницаемости, подвергаются нагнетательные скважины, имеющие высокую естественную первоначальную проницаемость.

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. 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.

К этой же группе факторов снижения гидропроводности относится набухание глин при воздействии на них различного состава вод. 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) Сюда же можно отнести загрязнения ПЗП биомассой, приносимой закачиваемой водой, взятой из водоемов с активно развитыми биогенными процессами.

Читайте также: