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;

3) физико-химические;

4) термохимические.

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-

ный пласт;

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/см² 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

(4.1)

 

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).

Расчетная часть