Физические принципы повышения продуктивности скважин

Общая ситуация в стране весьма плачевная, т.к. средний дебит составляет порядка 7.8 т/сут, а при определённой цене средний рентабельный дебит в мире – 10т/сут .

Факторы закрытия многих скважин:

1*. Дармовые скважины от СССР;

2*. Их нерентабельность.

В результате около 35000 скважин, которые могут давать продукцию, остановлены. Это 1/3 всех российских скважин.

Отсюда можно сделать вывод: это колоссальное количество, ведь во всём Газпроме около 7 тысяч скважин, а по нефтяным объектам 35 тысяч скважин простаивают.

Поэтому перед нами стоит проблема доведения скважин до кондиционных значений.

Основные причины снижения продуктивности с точки зрения физики пласта – техногенное снижение абсолютной проницаемости пласта и существенное снижение фазовой проницаемости пласта.

Одним из основных факторов снижения абсолютной проницаемости является засорение призабойной зоны механическими частицами;

Засорение приводит к тому, что поры пласта закупориваются частицами и происходит резкое снижение абсолютной проницаемости.

Существует много причин и механизмов возникновения частиц:

@ блокировка пласта частицами техногенных жидкостей (например, буровых растворов, жидкостей улучшения скважин, жидкостей ГРП и иные суспензии[2]);

@ Кроме того, источником являются частицы, содержащиеся в закачиваемой воде. Для поддержания пластового давления используют поверхностные воды, которые содержат поверхностные частицы.

@ Американские учёные установили, что концентрация поверхностных частиц должна быть £15 мг/л. Но если для примера взять старые районы Москвы, то там концентрация гораздо больше 15 мг/л.

Т.о. дополнительным источником твёрдых частиц являются ржавчина, старая краска, консистентная смазка и другие техногенные воздействия.

@ Воды, попадая в пласт, могут образовывать солевые частицы.

@ Есть частицы, которые образуются благодаря сульфатредуцирующим бактериям, которые в процессе жизнедеятельности закупоривают пласт.

Все вышеперечисленные факторы приводят к кольматации(закупорке) пласта. С точки зрения повышения нефтеотдачи пласт нужно декольматировать.

Существуют два механизма кольматации:

1) Сводообразующая кольматация, когда частицы образуют своды (мостики), которые перекрывают поровые каналы.

Критерием в этом случае является отношение r_част/r_кап. При определённом соотношении происходит потеря проницаемости пласта: r_част/r_кап~2-3.

2) Кроме сводообразующей кольматации существует кольматация с образованием кольматированной пористой среды.

Образуются коагуляции частиц, являющиеся агрегатом для закупорки пор. Он характерен для частиц малого размера и распространён в глинистых коллекторах.

Помимо эффекта чисто механической закупорки, в этом случае проявляются и силы взаимодействия между отдельными частицами. Эти силы определяются электрическими, поверхностно-молекулярными взаимодействиями.

Принципы декольматации в этих двух случаях различны. В первом случае, уничтожение сводообразования возможно механическим воздействием; во втором, помимо механических воздействий, связанных с закупоркой, нужны методы регулирования сил взаимодействия между частицами, а это возможно благодаря использованию физико-химических методов декольматации, и эти методы довольно эффективны.

Помимо кольматации сильное влияние на проницаемость оказывает эффективное напряжение:

k_пр

s_эф

Многие современные технологии не учитывают этих явлений. Например, существует технология декольматации с помощью знакопеременных значений давлений (депрессии и репрессии).

Р+

t Это т.н. «эффект вантуза».

Р-

Если не учитывать влияния эффективного напряжения, то при реализации такого метода (если деформация идёт по упругопластическому или пластическому механизму) вместо того, чтобы раскупорить пласт, произойдёт необратимая деформация, которая закупорит пласт.

k_пр

s_эф

Кроме твёрдой фазы, имеют место процессы поражения жидкой и твёрдой фазы.

Фазовая проницаемость меняется за счёт целого ряда факторов:

1. в процессе вскрытия пластов жидкая фаза внедряется в пласт, образуя зону возникновения фильтрата. Эта зона заполнена смачиваемой жидкой фазой, и, когда мы разрабатываем пласт, происходит обратное вытеснение жидкой фазы. Но т.к. свойства пластовой воды и жидкой фазы различны, то обратное вытеснение происходит не полностью.

2. В процессе проникновения фильтрата фазовая проницаемость по нефти снижается. А в процессе разработки растёт до значения S¢.

Разница между первичной остаточной водой и вторичной приводит к потере фазовой проницаемости. В результате этого часть пор в околоскважинной зоне останется занятой смачивающей фазой, и она резко снижает пропускную способность околоскважинных зон.

f

f_н

S_ S¢ S* S

Какие же существуют подходы?

Наиболее распространён подход к уменьшению влияния флюида в околоскважинной зоне – снижение капиллярного давления.

Р_к

S

Это возможно реализовать путём обработки ПАВ околоскважинной зоны, но можем произвести снижение капиллярного давления и более радикально – гидрофобизовать капиллярную зону. Если будет накапливаться несмачивающая фаза, то будет расти пропускная способность пласта.

В околоскважинных зонах возникают капиллярные концевые эффекты. Их название сложилось так: на конце образца происходит скачок водонасыщенности.

S_в

Когда происходит обводнение пластов, то водонасыщенность в пласте и околоскважинной зоне различно, причём в околоскважинной зоне происходит скачок.

Это обуславливает необходимость регулирования капиллярного давления в околоскважинной зоне.

Если у нас пласт гидрофобный, то в околоскважинной зоне водонасыщенность меньше, чем в пласте.

S_в

Таким образом регулирование концевых эффектов сводится к регулированию капиллярных свойств околоскважинной зоны.

Следующий важный фактор – эффекты выделения газа в околоскважинной зоне.

В призабойной зоне давление падает следующим образом:

Р_пл

Р_нас

Р_з

И если забойное давление меньше давления насыщения, то начинает выделяться газ. Выделение газа при обводнённости пласта вводит нас в трёхфазную границу фильтрации, вследствие чего происходит резкое снижение фазовой проницаемости, закупорка пласта, и, как результат, падение дебитов.

Можно поднять забойное давление, но дебит снизится. Поэтому существуют оригинальные технологии, связанные с импульсным снижением давления. В результате выделенный газ расширяется и свободно уходит из скважины. Так происходит периодическая очистка скважины.

В принципе падение забойного давления ниже давления насыщения – нежелательный результат.

Р_пл

Р_з

Кроме газа в призабойную зону могут выделяться и другие флюиды. Так в призабойной зоне при снижении давления изменяется температура, что приводит к выпадению смоло-асфальтеновых компонентов и дальнейшей закупорки пласта. Аналогичным образом происходит закупорка парафинами.

Выход из такой ситуации – подогрев. Температура является основным инструментом для обработки призабойных зон залежей высоковязких нефтей.

Используются такие методы как: паротепловые методы, электропрогрев, закачка взрывных компонентов с выделением тепла, горение, закачка взрывчатых веществ с дальнейшим поджигом и т.п.

При планировании технологий необходимо учитывать такой ранее обсуждённый нами раздел – тепловое объёмное расширение пласта. Так паротепловая обработка может произвести разрушение пласта с выносом песка и других компонентов.

Рассмотрим газовые скважины.

На Астраханском месторождении пластовое давление составляет порядка сотни атмосфер. Проницаемость при этом низкая, а, значит, для хорошего дебита нужно низкое забойное давление. Но это может привести к выпадению конденсата, что снизит фазовую проницаемость. Толком хорошего способа не существует. Но, накапливаясь, с какого-то критического значения конденсат приобретает подвижность и выходит из скважины.

Газовые месторождения разрабатываются на истощение пластовой энергии, в результате чего пластовое давление снижается, что приводит к снижению проницаемости и падению дебитов. Скважина становится нерентабельной, даже при большом объёме остаточного нефтегазонасыщения.