Эксплуатационных качеств пласта

Если отдача скважины после капитального или текущего ремонта не такая, как предполагалась, то это вызвано нарушением эксплуатационных свойств пласта. Если коллектор может давать больше флюида, то, возможно, понадобится его стимуляция.

Жидкая фаза бурового раствора содержит много закупоривающих соединений. Поскольку глубина проникновения фильтрата в песчаники может достигать 5 м или более (табл. 2.1), нарушение эксплуатационных свойств пласта под его действием является одной из важных причин снижения добычи. Однако степень закупорки зависит от чувствительности пласта к фильтрату. Чистые песчаники высокой проницаемости (несмотря на то, что проникновение фильтрата здесь происходит гораздо интенсивнее, чем в коллекторы низкой проницаемости) обычно не кольматируют, когда их пластовая вода химически совместима с фильтратом. Возможно снижение проницаемости в пределах до 100% в зависимости от типа породы пласта и растворов. Чувствительными являются пласты, содержащие глины, диспергируемые и/или такие низкопроницаемые породы, в которых прослеживаются проблемы насыщения, или коллекторы, дающие почти насыщенные рассолы, или нефти, содержащие парафин и асфальтены. Любое изменение минерализации поровой жидкости оказывает влияние на стабильность глинистых частиц в пористой среде. В частности, понижение минерализации или увеличение рН воды, окружающей глинистые частицы дестабилизированного пласта, действует так же, как частицы бурового раствора, вытесненные в его породу. По мере начала добычи мелкие частицы мигрируют в направление сужений либо образуют наносы в зависимости от размера зерен и пор.

Таблица 2.1.

Глубина проникновения фильтрата(согласно Симпсону)

Время, дни	Глубина проникновения, мм
буровой раствор на нефтяной основе	низкоколлоидный буровой раствор на нефтяной основе	буровой раствор на пресной воде
	3,0	8,4	19,6
	11,7	28,0	30,1
	20,0	43,2	4,7
	25,4	53,3	58,4
	30,1	58,4	68,6
	35,6	73,7	78,7
	41,0	81,3	86,4

Факторы, влияющие на инфильтрацию бурового раствора или жидкости глушения, включают:

- высокую проницаемость глинистой корки как результат либо неверно разработанной рецептуры бурового раствора или ЖГ, либо нарушения технологии бурения или освоения после ремонта и глушения скважины;

- длительное время контакта пласта и бурового раствора и/или ЖГ.

Вода является причиной размыва глин в пласте и образования водного барьера в низкопроницаемых породах. Диспергирующие агенты усугубляют проблемы, связанные с глиной, или выпадают в осадок внутри пор. Полимеры, устойчивые при температуре циркуляции, но уже являющиеся потенциальным закупоривающим материалом, могут деструктурироваться с образованием осадка при статических температурах коллектора, поддерживаемых в течение длительного времени. Буровые растворы на водной основе с высокой степенью минерализации образуют фильтраты, способные к взаимодействию с пластовыми водами с образованием различных типов твердого осадка.

Буферные жидкости при бурении и капитальном ремонте всегда содержат большое количество диспергирующих агентов, которые суспендируют и уносят частички раствора и обломки корки. Проникновение таких жидкостей в пласты обусловливает появление дополнительных проблем. Максимальная глубина проникновения фильтрата буферных жидкостей, цементных растворов и ЖГ соответствует нескольким сантиметрам и незначительна в сравнении с глубиной проникновения фильтрата бурового раствора, которая бывает равной нескольким метрам. Это не означает, что инфильтрацией следует пренебречь.

Широкое распределение цементных частиц по размерам в сочетании с применением высококоэффективных понизителей водоотдачи обусловливает ограниченное проникновение частиц и фильтрата цементных растворов в пласт. Однако относительно высокий рН фильтратов цементных растворов особенно вреден для глинистых минералов пласта. Ионы кальция, освобожденные частицами цемента, очень быстро заменяются глинами в приствольной зоне. Соответствующее видоизменение состава фильтрата делает его совершенной дестабилизирующей жидкостью с точки зрения ее диспергирующей способности. Фильтрат цементного раствора, взаимодействующий с пластовыми водами, которые содержат высокие концентрации кальция, может вызывать оседание карбоната кальция, извести или гидроокиси силиката кальция.

Цементирование под давлением считается особенно вредным для разупроченных песчаников высокой проницаемости. Это очевидно при опробовании скважин при заканчивании и освоении после подземного ремонта. Высокое давление, создаваемое при исправительном цементировании, может вызывать гидроразрыв пласта, и произойдет проникновение в него цементного раствора; гидрогазопроводность ПЗП будет нарушена.

Перфорация (и повторный прострел) продуктивного интервала пласта всегда является дополнительной причиной кольматации в пластах. Будь это избыточная или недостаточная перфорация, она всегда уплотняет породу вокруг отверстий перфорации и создает зону средней толщины, равную примерно 1 см, в которой снижение проницаемости в среднем составляет 80 %.

Существует множество других факторов, еще более снижающих продуктивность.

1. Избыточная перфорация всегда вдавливает обломки породы, полученные в результате действия перфоратора, в стенки отверстий перфорации и снижает проницаемость около отверстий.

2. Недостаточная перфорация создает в жидкостях, содержащих частицы, тот же эффект и также образует плотную, непроницаемую глинистую корку на стенках отверстий перфорации.

3. Недостаточная глубина проникновения каналов перфорации, которая не вышла за зону кольматации бурового раствора или ЖГ. Проникновение уменьшается соответственно эффективному напряжению пласта.

4. Несоответствующий выбор геометрии перфорации типу пласта: дыры перфорации большого диаметра предпочтительны для мягких пород, подлежащих заполнению гравием; перфорационные каналы малого диаметра и высокопроницаемые предпочтительны для твердых пород.

Избыточный перепад давления может снизить поровое давление в приствольной зоне пласта до такой степени, что эффективное напряжение превысит предел прочности породы при сжатии. Такое явление очевидно в слабосцементированных песчаниках, в которых происходит вынос пластового песка в ствол скважины. Оно не столь явно в меловых породах, где наблюдаются уплотнение пласта и значительное снижение пористости в приствольной зоне, не вызывающее выноса обломков породы в пластовый флюид. Уплотнение мела возрастает четырехкратно - восьмикратно при закачивании пресных вод в процессе заканчивания или ремонта скважин. Разрушение пласта оказывает особо вредное воздействие в скважинах, где был произведен гидроразрыв и в которых оползание внутри упаковки расклинивающего агента обуславливает широкомасштабное падение производительности. Следует отметить, что, проявившись, такое нарушение не может быть устранено первичными обработками.

Снижение порового давления в процессе добычи, а иногда и охлаждение (как результат расширения газа) вызывают осаждения органического или неорганического материала. Такие осложнения воздействуют на эксплуатационную колонну и наземное оборудование. Однако они могут снижать проницаемость пласта. Активатор, например, глины, с большой удельной поверхностью, способствует отложению органических материалов (особенно асфальтенов) или осаждению солей в перенасыщенных солевых растворах. Обычный твердый осадок представляет собой карбонат кальция и сульфат кальция. Известны осложнения, связанные с отложением элементарной серы и хлорида натрия.

Асфальтосмолопарафинистые отложения (АСПО) на стенках пор могут несущественно уменьшить пористость пласта и абсолютную проницаемость. В результате порода остается гидрофобной, что снижает относительную проницаемость по нефти и может способствовать образованию эмульсионных барьеров, если одновременно поступает вода.

При очистке скважин с целью удаления отложений или продуктов коррозии эксплуатационных подъемных труб кольматирующие материалы высокой концентрации могут проникнуть в продуктивную зону. Необходимо проявлять чрезвычайную осторожность, чтобы предотвратить уход таких суспензий в пористую среду. Особенно опасны соединения, растворимые в очищающей жидкости, поскольку они не могут образовывать нерастворимые корки, предотвращающие инфильтрацию в пласт. Ржавчина в кислоте или парафин в горячей нефти – это наиболее типичные повторно растворимые соединения, встречающиеся в стволе скважины. Они будут повторно выпадать в осадок в пласте и вызывать распространенную, серьезную и зачастую постоянную кольматацию.

Типичные проблемы, уже встречающиеся на других стадиях эксплуатации скважины, могут проявляться и в процессе кислотных обработок. Они включают:

- кольматирующие материалы, поступающие из насосно-компрессорных труб в пластовую породу;

- смачивание нефтью коллектора при наличии поверхностно-активных веществ, особенно ингибиторов коррозии, способных образовывать эмульсионные барьеры;

- водные барьеры;

- АПО при закачивании больших объемов кислоты.

В скважинах, где были произведены гидроразрыв и гравийная набивка, кислоты могут растворять набивочный песок.

Содержание воды в эксплуатационных скважинах может быть уменьшено закачиванием полиакриламидов. В большинстве случаев, однако, это приводит к одновременному снижению добычи нефти и газа. Кроме причин, присущих технологии (механическая, химическая или термическая деструкция полимера), отмечаются отдельные негативные факторы, способствующие нарушению эксплуатационных свойств пласта, вызванному обработкой:

- кольматация пласта не полностью растворенным полимером;

- кольматация пласта сшитыми гелями;

- неотфильтрованная исходная вода;

- водные барьеры;

- взаимодействие воды и полиакриламида с пластовыми глинами, даже в нефтеносных зонах.

Большинство проблем, упомянутых выше, может также прослеживаться и в водонагнетательных скважинах:

- проникновение суспендированной твердой фазы и последующая кольматация;

- внутрипластовое повреждение глин;

- осадок, образованный в результате смешения несовместимых нагнетаемых и пластовых вод, или, как следствие, присутствие в коллекторе двуокиси углерода или сероводорода, или роста ионизации нагнетаемой воды растворением пластовых минералов (такого рода осадок трудно удалить из струйных насосов, так как он скапливается далеко от ствола скважины в результате повышения температуры или падения давления);

- коллоидная закупорка, особенно окисными соединениями железа, образованными в результате коррозии труб в присутствии кислорода в нагнетаемой воде.

В водонагнетательных скважинах развивается закупорка бактериальными остатками. Источником проблем, связанных с данными типами заводнения, является растворение кремниевых пластовых материалов под действием флюидов с высоким рН или высокотемпературных пароконденсатов. Такое растворение может способствовать обвалам слабосцементированных песчаников или повторному оседанию двуокиси кремния в отдалении от ствола скважины, где снизились щелочность и температура заводнения. Определенный объем сво-боднодвижущихся цеолитов, вызывающих нарушения, образуется даже при высоких рН и температурах вследствие химической атаки определенных глинистых минералов (каолинита и монтмориллонита). Твердые осадки отдельных видов могут также выпадать в процессе заводнения щелочью (карбонаты кальция, кремнекислый магний и двуокись кремния в аморфном состоянии).

Характерные проблемы, проявляющиеся при закачивании СО₂ в скважину, включают:

- образование органических материалов в результате контакта СО₂ с пластовой нефтью (особый тип шлама);

- оседание твердого осадка сульфата бария в кислой среде или углекислого железа – в результате взаимодействия СО₂ с соединениями железа, образованными вследствие коррозии;

- растворение карбонатных материалов и соответствующее изменение пористости.

Дополнительные причины, способствующие нарушению эксплуатационных свойств пласта, и особенно связанные с закачиванием полимера в породы, включают:

- закупоривание пор гелевыми осадками;

- смешение и миграцию мелкодисперсной фракции пласта под действием псевдопластических жидкостей.

Твердый осадок представляет собой осевшие минеральные остатки. Он может оседать в насосно-компрессорных трубах, дырах перфорации и/или в пласте. Отложение осадка происходит в процессе добычи из-за более низких температур и давлений в приствольной зоне или в стволе скважины. Твердый осадок может также образоваться вследствие смешения несовместимых вод.

Различные растворители устраняют твердый осадок в зависимости от его минералогии. Наиболее часто встречающиеся типы твердого осадка представлены:

- карбонатным осадком СаСО₃ и FеСО₃;

- СаСО₃ – это наиболее типичный тип осадка, встречается в коллекторах, богатых ионами кальция и карбоната и/или бикарбоната. Соляная кислота легко растворяет все карбонатные осадки;

- сульфатным осадком.

Сульфатные осадки встречаются, главным образом, в виде гипса (СаСО₄2Н₂О) или ангидрита (СаSО₄). Менее типичные, такие как барит (ВаSО₄) или сернокислый стронций, гораздо труднее удалить. Этилендиаминтетрауксусная кислота легко растворяет сульфат кальция. Сернокислые барий и стронций также могут растворяться в этилендиаминтетрауксусной кислоте, если температура достаточно высокая, а период контакта продолжителен: обычно 24 часа – минимальное время пропитывания осадка для скважины глубиной 4000 м с температурой на забое 100°С. Предпочтительна тетранатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, так как данный процесс растворения усиливается при слабощелочном рН; использовалась также и более кислая динатриевая соль.

Быстро растворимы в пресной воде или в очень слабокислых (НСl, уксусном) растворах:

- осадки соединений железа, например, сульфид (FeS₂) или двуокись (Fe₂O₃); соляная кислота в сочетании с восстановителем и связывающим агентом (этилендиаминтетрауксусной кислотой) растворяет такой осадок и предотвращает осаждение побочных продуктов реакции, таких как гидроокись железа и элементарная сера;

- осадки двуокиси кремния; они представлены очень тонкодисперсными кристаллизованными отложениями халцедона или аморфным опалом. Фтористоводородная кислота легко растворяет осадки двуокиси кремния; гидроокисные осадки (гидроокиси магния (Мg(ОН)₂ или кальция (Са(ОН)₂. Соляная кислота или любая другая кислота, которая может существенно снижать рН и не осаждать соли кальция или магния, может применяться для удаления такого рода осадков.

Период контактов является очень важным фактором при проведении обработки в целях удаления осадка. Основной проблемой при обработке отложений твердого осадка является обеспечение достаточного времени, чтобы кислота достигла осадка и эффективно растворила его основную массу. Обрабатывающая жидкость должна растворять большую часть осадка, только в этом случае обработка считается успешной.

Органические отложения представляют собой тяжелые углеводороды (парафины и асфальтены). Обычно они располагаются в НКТ, отверстиях перфораций и/или пласте. Несмотря на то, что механизмы образования органических отложений многочисленны и сложны, главным из них является изменение температуры и давления в приствольной зоне или в стволе скважины в процессе добычи. Тяжелые углеводородные фракции не растворяются в нефти и начинают кристаллизоваться.

Смешанные органические/неорганические отложения представляют собой смесь органических соединений и твердого осадка, ила и/или глин. В процессе миграции мелких частичек, появлению которых сопутствует увеличение поступления воды в песчаные коллекторы, смачиваются нефтью и служат участком образования центров кристаллизации для органических отложений.

В процессе добычи нефти и газа частицы могут мигрировать с флюидами и кольматировать приствольную зону. Если закупоривающие частицы образованы из коллекторской породы, то их обычно называют мелкодисперсными. Это глины (филлосиликаты с размером частиц обычно менее 4 мкм) и илы (силикаты или алюмосиликаты с размером частиц от 4 до 64 мкм). Они растворимы в смесях с фтористоводородной кислотой.

Кольматация мелкодисперсным материалом наблюдается в приствольной зоне в радиусе от 1 до 1,5 м. В песчаниках нарушение устраняется в процессе обработки кислотой, содержащей НР (грязевой кислотой различной концентрации или в сочетании с органическими кислотами и борофтористоводородной кислотой). Система с НСl обычно используется для удаления мелкодисперсного материала, вызывающего нарушения в карбонатном пласте.

ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ

ЗАГРЯЗНЕНИЮ ПЗП

1. Факторы, вызывающие механическое загрязнение ПЗП:

1.1. Засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин. Глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов составляет 1 - 20 мм.

1.2. Закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или фильтратом цементного раствора.

1.3. Проникновение глинистого и тампонажного растворов в трещины.

1.4. Загрязнение ПЗП нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде.

1.5. Обогащение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматации и суффозии (выноса мелких минеральных частиц и растворенных веществ водой) при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спуско-подъемных операций.

1.6. Кольматация пор пород ПЗП минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.