Причины, снижающие фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах. Выбор метода воздействия на ПЗП.
Информация о состоянии ПЗП имеет важное значение не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для сод\здания новых эффективных способов обработки ПЗП с целью повышения проницаемости пласта. Одним из главных условий, влияющих на добывные возможности скважин, является качество вскрытия продуктивного пласта. Завышение скорости спуска бурового инструмента в скважину при вскрытии продуктивного пласта часто приводит к гидроразрыву пласта, образованию или раскрытию трещин коллектора и фильтрации промывочной жидкости в эти трещины.
После снятия давления трещины породы смыкаются, и большая часть поверхностных частиц защемляется в породе пласта. При этом в определенных условиях ПЗП настолько загрязняется, что восстановление первоначальной проницаемости пласта достигается с помощью длительных и трудоемких технологических операций, а в некоторых и не удается. По данным института «ТатНИПИнефть», снижение нефтенасыщенности ПЗП на 25-30% вследствие применения буровых растворов на водной основе и глинизация стенок скважины приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти в 7-10 раз, что снижает дебиты нефти по скважинам в 3-6 раз. Во время бурения скважины на глинистом растворе, наряду с возможным проникновением в пласт фильтрата и образования глинистой корки на стенке скважины, идет процесс кольматации пород пласта, то есть заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта тонкодисперсной фазой глинистого раствора с поаледующим его закреплением в каналах порового пространства.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин по различным причинам :
- глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием мех.примесей;
- несоблюдение технологии проведения различных ГТМ;
- несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения ГТМ ( кислотные обоаботки, обработки ПЗП оксидатом, щелевая разгрузка с кислотной обработкой и т.д.)
- отложение смолопарафиновых соединений;
- химическую и биологическую кольматацию;
- закачку в пласт воды при заводнении с повышением допустимых норм по мех.примесям (30мг/л) и т.д.
Степень восстановления проницаемости ПЗП (по данным промыслового исследования ) зависит от времени с момента остановки скважины до ее освоения. С увеличением этого времени полнота восстановления проницаемости снижается. Отсюда следует, что необходимо до минимума сокращать время с момента завершения работ по обработке ПЗП или других ГТМ, связанных с глушением скважины до освоения и ввода их в эксплуатацию.
Существенное снижение относительного коэффициента фильтрации происходит при снижении температуры, особенно это наблюдается при температуре, равной или ниже температуры насыщения нефти парафином. При этом, в зависимости от проницаемости породы, происходит частичная или полная закупорка поровых каналов смолопарафиновыми отложениями. Образование твердых смолопарафиновых отложений в продуктивном пласте может происходить не только из-за снижения пластовой температуры, но и в результате изменения температуры насыщения нефти парафином.
Изменения температуры насыщения нефти парафином возможно в течении определенного времени разработки месторождения под воиянием происходящих изменений в самом пласте, например за счет выделения растворенного в нефти газа из-за снижения Рпл ниже Рнас., что влечет к изменению компонентного состава пластовой нефти и, как следствие, интенсивность выпадения парафина.
Интенсивному загрязнению призабойной зоны пласта, иногда с полной потерей проницаемости, подвергаются и нагнетательные скважины, имеющие высокую естественную первоначальную проницаемость.
Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.
Факторы снижающие гидропроводность ПЗП: гидромеханические, термохимические, биологические.
Гидромеханические – в большей степени прявляются в нагнетательных скважинах. Они основаны на гидромеханическом загрязнении фильтрующей поверхности ПЗП мех.примесями и углеводородными соединениями, содержащимися в закачиваемой в пласт воде.
К термохимической – относятся нерастворимые осадки, которые образуются при смешивании пресной и пластовой воды. При этом может наблюдаться образование неорганических солей, гипса, выпадение кристаллов парафина и на их основе – возникновениеАСПО.
К термической группе факторов снижения проницаемости ПЗП относится выпадение нерастворимых в кислотных растворах солей, гидрата окиси железа, сульфидных и силикатных соединений. Эти процессы наблюдаются при несоблюдении режима кислотных обработок, применение некондиционных растворов.
Биологические - загрязнение ПЗП продуктами жизнедеятельности организмов и бактерий. При заводнении нефтяных пластов водами, содержащими сульфатосоединения, возможно заражение скважин сульфатовосстанавливающими бактериями (СВБ). Появление их в пласте не только ухудшает проницаемость продуктивных пластов, но и отрицательно сказывается на технологических процессах добычи нефти, т.к. при этом в добываемой нефти появляется сероводород, вследствие чего усиливается коррозия промыслового оборудования, ухудшается качество нефти. Сюда же можно отнести загрязнения ПЗП биомассой, приносимой иззакачиваемой воды, взятой из водоемов с актвно развитыми биогенными процессами.
Выбор метода воздействия на ПЗП.
Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопарафиновых отложений, окислов железа, мех.примесей и т.д. условно методы увеличения проницаемости пород ПЗП скважин разделяют на химические, механические, тепловые, физические и вибрационные. Нередко эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно для получения лучших результатов.
Химические методы чаще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекторах. А также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Химические – применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложения которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и др.) Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислая обработка.
Механические методы воздействия применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных или расширения существующих трещин в ПЗП с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду относится ГРП, щелевая разрузка и т.п.
Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗП образуются смолопарафиновые отложения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев ПЗП с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляется при помощи прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перешретой водой, горячей нефтью и т.д. При этом в ПЗП должна создаваться и поддерживаться тенмпература выше температуры плавления смолопарафиновых отложений.
Физические методы предназначены для удаления из ПЗП скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.
Последнее время с целью улучшения проницаемости ПЗП в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования.
Разработка месторождений с вязкими нефтями.
До настоящего времени наиболее признанными методами разработки месторождений вязкой нефти являются тепловые. Это паротепловое воздействие (ПТВ), воздействие горячей водой (ВГВ), внутрипластовое горение.
При паротепловых методах разработки месторождений вязкой нефти в залежь через специальные паронагнетательные скважины закачивается оторочка теплоносителя с температурой 320-340°С в объеме 60-80% объема пор пласта, а затем через эти же нагнетательные скважины в пласт закачивается холодная вода для проталкивания тепла к добывающим скважинам в количестве до экономически предельного уровня рентабельности. Это может быть 2-3 поровых объема пласта.
В результате многолетних целенаправленных исследований в объединении «Удмуртнефть» совместно с институтами разработаны научно обоснованные, принципиально новые технологии термоциклического и термополимерного воздействия на пласты:
- Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт – ИДТВ;
- Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами – ИДТВ(П);
- Технология комбинированного теплоциклического воздействия на пласт через системы нагнетательных и дбывающих скважин – ТЦВП.