Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны

Многочисленными исследованиями доказано существенное влияние гидропроводности призабойной зоны пласта (ПЗП) на продуктивность скважин.

Одним из основных условий, влияющих на добывные возможности скважины, является первичное вскрытие пласта (т.е. при бурении, проводки скважины).

Завышение скорости спуска бурового инструмента в скважину, при вскрытии продуктивного пласта, часто ведет к гидроразрыву (образованию или раскрытию имеющихся трещин) и фильтрации в эти трещины промывочной жидкости. После снятия давления, трещины породы смыкаются и большая часть поверхностных частиц защемляется.

Это ведет к снижению фазовой проницаемости для нефти в 7-10 раз, что снижает дебит нефти в 3-6 раз.

Во время бурения скважин на глинистом растворе, наряду с возможностью проникновения в пласт фильтрата и образования глинистой корки на стенке скважины, идет процесс кольматации пород пласта, т.е. заполнение проницаемой части тонкодисперсной фазой глинистого раствора с последующим закреплением её в каналах порового пространства.

Глубина кольматации твердой фазы бурового раствора пород с высокой проницаемостью составляет 5-6 см, низкой – 1,5-2 мм, что снижает проницаемость продуктивного пласта на 30-50%.

В трещинно-кавернозных коллекторах значительно выше.

Наибольшая глубина кольматации наблюдается в естественных и искусственных трещинах, где она может достигать значений от 10 см до нескольких метров.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и в процессе эксплуатации по следующим причинам:

· глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием мехпримесей;

· несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения ГТМ;

· отложение асфальто-смоло-парафиновых (АСП) соединений;

· закачка в пласт воды с повышенным содержанием мехпримесей (более 30 мг/л);

· несовместимость закачиваемых вод с пластовыми.

Факторы, снижающие гидропроводность ПЗП делятся на три группы: гидромеханические, термохимические и биологические.

Гидромеханические факторы – проявляются в нагнетательных скважинах. это гидромеханическое загрязнение фильтрующей поверхности призабойной зоны механическими примесями и углеводородными соединениями, содержащиеся в закачиваемой воде. Это мелкие частицы песка, глины, окислов Fe (часто содержание > 30 мг/л).

Негативное влияние оказывает даже незначительное содержание (плёночное) нефтепродуктов в закачиваемой воде.

Механические частицы, покрытые слоем нефтепродуктов обладают липкостью, что приводит к заиливанию ПЗП. Со временем может произойти образование вязкопластичной фазы со структурно-механическими свойствами.

Упрочнению этой структуры способствует низкая температура закачиваемой в зимнее время воды (6-8 ^оС).

Термомеханические факторы – нерастворимые осадки, образующие при смешивании пресной (закачиваемой) и пластовой воды, которая обладает более высокой минерализацией.

Происходит осадка солей и АСП соединений. Этот процесс возможен при определенных условиях (несовместимость закачиваемых и пластовых вод, высокое содержание в нефти высокомолекулярных соединений, низкая Т^о пласта, высокая Т^о насыщения нефти парафином. Поэтому обязательно проведение лабораторных исследований на совместимость.

Кроме того – набухание глин при взаимодействии с водой.

Выпадение гидрата окиси Fe, Mg и др. при несоблюдении режима кислотных обработок.

Биологические факторы – загрязнение ПЗП продуктами жизнедеятельности организмов (сульфатвосстанавливающие бактерии). Кроме снижения проницаемости, появляется сероводород, который в свою очередь усиливает коррозию оборудования.

2. Методы воздействия с целью увеличения проницаемости призабойной зоны

Основными признаками, определяющими необходимость проведения работ по улучшению фильтрационной характеристики ПЗП, являются результаты ГДИ скважины:

- снижение проницаемости в ПЗП скважины по отношению к данным предыдущих исследований;

- положительное значение скин-фактора;

- значительно более низкий Кпрод по отношению к окружающим скважинам (при равных геологических условиях);

- низкий охват пласта отбором нефти по толщине.

Признаками необходимости обработок нагнетательных скважин является так же оценка гидродинамического совершенства вскрытия и степень охвата пласта закачкой, которая оценивается по данным исследования скважин измерителями потока (РГД) и методами термометрии.

Когда коэффициент гидродинамического совершенства меньше 0,5, а продуктивные пропластки не все охвачены закачкой, то планируется ОПЗ.

Необходимость проведения ОПЗ можно определить по характеру КВД, которые в зависимости от гидропроводности призабойной зоны в системе координат «Р – lgt» имеют три основные конфигурации:

1) Дренируемая система однородна. Т.е. однородная проницаемость по простиранию пласта
2) Проницаемость пласта в ПЗП (А) меньше удаленной зоны (Б). Большой уклон начального участка характеризует ухудшенную проницаемость в ПЗП.
3) Проницаемость пласта в ПЗП (А) больше удаленной зоны (Б). Более пологий начальный участок по отношению к другим говорит об ухудшенной проницаемости в удаленной зоне.

Условно методы увеличения проницаемости ПЗП разделяют на: химические, механические, тепловыеифизические.

Химические – применяются тогда, когда можно растворить породу пласта и элементы, отложения которых обусловило снижение проницаемости ПЗП.

Наиболее эффективными и часто применяемыми методами являются кислотные обработки с использованием соляной (НCl) и плавиковой (НF) кислот.

Соляно-кислотная обработка (СКО) основана на способности растворять карбонатный цемент, известняки и доломиты. Продукт реакции (CaCl₂) и (MgCl₂) – доломиты, не выпадают в осадок из раствора из-за их высокой растворимости. Они удаляются из ПЗП при освоении скважин. Кроме того соляная кислота растворяет гидроокислы железа, образующиеся при закачке.

Глубина проникновения кислотного раствора в пласт зависит от Рпл, Тпл, концентрации кислотного раствора и скорости закачки его в пласт. При Т^о выше 20^оС основная масса известняка растворяется за 20-30 мин. Поэтому при высокой пластовой температуре, для глубокого проникновения раствора в пласт необходимо повышать скорость закачки или охлаждать ПЗП. Скорость растворения замедляется с повышением Рпл.

Для проведения кислотных обработок, объем и концентрация раствора кислоты готовится для каждого месторождения и скважины индивидуально.

Механические – применяют в продуктивных пластах, сложенных твердыми породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в ПЗП с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта (Например – ГРП, щелевая перфорация).

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – это технологический процесс образования или расширения естественных трещин, при закачке в ПЗП жидкости под высоким давлением, превышающем горное давление (напряжение, возникающее вблизи стенок скважин в результате гравитационных и тектонических сил). Для закрепления трещины в раскрытом состоянии вместе с жидкостью разрыва закачивается кварцевый или керамический (проппант) песок.

Выделяют мало-, средне- и большеобъемные ГРП, по величине закачиваемого проппанта на 1 метр эффективной толщины пласта.

В высокопроницаемых породах главным фактором увеличения дебита скважины является ширина трещины, в низкопроницаемых – длина.

Для создания широких трещин используется технология TSO, при которой снижается объем жидкости гидроразрыва с одновременным увеличением объема проппанта.

Опыт проведения работ показал, что в пластах с проницаемостью 10-50 мД наибольший эффект достигается при создании трещин полудлиной 40-60 м при закачке нескольких десятков тонн проппанта.

Направление трещин в пласте на практике определяется следующими методами:

- добавлением радиоактивных изотопов в проппант на последней стадии закрепления трещин и сравнивая результаты гамма-каратожа до и после операции.

- сравнением результатов исследований глубинных измерений дебитомерами и расходомерами. Изменение профиля притока или приемистости показывает зону образования трещин.

- с помощью датчиков сейсмики.

Метод щелевой перфорации (разгрузки) заключается в создании двух (трех) вертикальных щелей в продуктивном пласте. Для получения устойчивого эффекта необходимо выбирать интервалы несодержащие пластичные прослои.

Целесообразно проводить щелевую перфорацию при небольшой по размерам зоне кольматации (1-2 м) и при незначительном снижении проницаемости ПЗП.

Кольматация — сложный физико-механический процесс снижения проницаемости пласта, протекающий во времени. Применяется для обозначения процесса механического осаждения частиц в поровом пространстве.

В трещинных коллекторах размеры ПЗ значительно больше, поэтому щелевую разгрузку целесообразно комбинировать с кислотной обработкой для увеличения глубины.

Тепловые – применят в тех случаях, когда в призабойной зоне образуются смолопарафиновые соединения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев осуществляется глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и т.д. Температура в ПЗП должна быть выше температуры плавления смолопарафиновых соединений.

Физические – применяют для удаления остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц (Например: волновой, вибрационный и акустический методы).

В основе технологий вибрационных и акустических методов воздействия лежат колебательные процессы и могут использоваться для решения следующих задач:

- повышение продуктивности эксплуатационных скважин, где применение традиционных методов оказывалось технически невозможным или малоэффективным.

- увеличение нефтеизвлечения из обводненных малопродуктивных пластов.

Это различные способы передачи энергии от скважинных источников колебания в продуктивный пласт по скважинной жидкости. Колебания в жидкости быстро затухают на расстоянии 1 м от стенок скважины. Однако, этого вполне хватает для декольматации.

Наибольшее применение получил вибросейсмический метод – циклическое площадное воздействие на пласт низкочастотными колебаниями.

Происходит увеличение охвата по толщине на 30-35%, обводненность в добывающих скважинах снижается на 20-35%. Продолжительность эффекта 6-18 мес. при времени обработки скважины 2-20 часов.