Причины кольматации призабойной зоны скважин при первичном вскрытии - ABCD42.RU

Причины кольматации призабойной зоны скважин при первичном вскрытии

МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ

Факторы, определяющие коэффициент проницаемости

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие — процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

Так как процессы и первичного, и вторичного вскрытия являются процессами временными, то за время вскрытия в призабойной зоне скважины могут происходить различные физические и химические превращения.

К основным факторам, определяющим коэффициент проницаемости (а следовательно, и коэффициент подвижности) ПЗС во времени, относятся:

Категории призабойной зоны скважины

При технологически обоснованном режиме бурения с использованием глинистого раствора на стенке скважины образуется глинистая корка. Проникновение в ПЗС фильтратов через глинистую корку происходит как за счет разности давлений в скважине и пласте (репрессии), так и за счет капиллярных сил и осмотического давления.

Диаметр зоны проникновения фильтратов и жидкостей может достигать определенных величин, а процесс расформировывания этой зоны является достаточно сложным и длительным.

По условиям образования зоны проникновения фильтратов (при вскрытии пласта на глинистом растворе) и различных технологических жидкостей и замещения ими пластового флюида призабойные зоны можно разделить на три категории:

Дилатансия горных пород

В процессе бурения скважины горные породы испытывают как сжимающие, так и растягивающие напряжения. Напряженное состояние плоского элемента горной породы под действием сжимающих и растягивающих усилий во взаимно перпендикулярных плоскостях характеризуется разностью относительных деформаций, которая при определенных условиях может вызвать сдвиг породы.

Тогда относительные деформации сжатия εсж и растяжения εр можно записать в виде:

Для объема образца горной породы действие сжимающих и растягивающих нагрузок может привести к изменению его первоначального объема, т.е.:

— изменение объема образца горной породы — характерна для всех пород. Дилатансия может быть отрицательной (порода уплотняется), положительной (порода разрыхляется) и нулевой. Знак дилатансии зависит от свойств породы, в частности, от ее прочности, пористости и структуры порового пространства. Оценку дилатансионной способности горных пород можно провести, например, введением понятия критической плотности горной породы.

— это плотность, при которой дилатансия равна нулю при любом конечном сдвиге породы. При начальной плотности, меньше критической, порода при сдвиге уплотняется, в противном случае — разрыхляется. При дилатансии породы происходит перестройка структуры порового пространства, что может привести к анизотропии проницаемости в ПЗС даже в изотропном пласте. Очевидно, что дилатансия является функцией времени и развивается в процессе объемной ползучести горных пород.

Проницаемость призабойной зоны

С увеличением времени вскрытия продуктивного горизонта и вызова притока (освоением скважины) частичное изменение проницаемости ПЗС в процессе объемной ползучести может привести к снижению коэффициента продуктивности скважины.

Фильтрация флюидов (даже малой вязкости) в местах резкого сужения фильтрационных каналов может сопровождаться их закупориванием коллоидными частицами или продуктами окисления фильтрующегося флюида — . Облитерация зависит от свойств твердой поверхности, по которой фильтруется флюид, от температуры (с ростом температуры склонность к облитерации возрастает), от колебательных процессов в системе (при вибрационном воздействии на систему облитерация не возникает). Таким образом, облитерация может быть одной из причин ухудшения фильтрационных характеристик ПЗС и отсутствия притока.

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.

Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин, приводящее к снижению фазовой проницаемости для нефти. До настоящего времени нет каких-либо определенных рекомендаций по оценке размеров ПЗС , что в значительной степени осложняет разработку рациональной технологии первичных обработок ПЗС с целью интенсификации добычи нефти, но, главным образом, это сказывается на повторных обработках.

Причины кольматации призабойной зоны скважин при первичном вскрытии

Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне скважины может быть обусловлено геологическими характеристиками нефтяного пласта, физическими свойствами добываемой жидкости (высоковязкие и высокопарафинистые нефти) или кольматацией призабойной зоны пласта (ПЗП), то есть частичной закупоркой микроканалов пористой среды, в результате проведения технологических мероприятий.

К таким технологическим мероприятиям можно отнести:

— бурение скважины и цементирование обсадной колонны;

— освоение и глушение скважин (с применением промывочных жидкостей и жидкостей глушения);

— эксплуатация скважины и др.

Под кольматацией понимают загрязнение призабойной зоны буровым раствором при вскрытии продуктивного пласта, ухудшение свойств призабойной зоны при цементаже, перфорации продуктивного интервала, набухании глин.

Во время вскрытия продуктивного пласта бурением происходит проникновение глинистых частиц из бурового раствора в приводящие фильтрационные каналы породы. Как правило, продуктивные пласты вскрываются при давлениях, значительно превышающие пластовое. Для предотвращения нефтегазопроявлений при бурении приходиться создавать гиростатическое давление столба жидкости (бурового раствора) значительно превышающее пластовое давление. Величина гидростатической репрессии зависит от плотности бурового раствора, высоты столба жидкости и пластового давления.

Помимо гидростатического давления столба жидкости при бурении могут возникать гидродинамические репрессии на пласт, часто имеющие пульсирующий характер. Они возникают при спускоподъемных операциях, пульсирующей подачи жидкости, остановке насоса, образовании сальника в затрубном пространстве и на долоте. Установлено, что гидродинамический перепад давления повышается с глубиной спуска бурильной колонны, увеличением скорости спуска колонны, ростом числа спускоподъемных операций. Особенно высокие значения гидродинамических давлений возникают в процессе быстрого спуска бурильной колонны, и они могут достигать 4-10МПа. Набухание глинистых частиц представляет собой достаточно сложное явление, возникающее при проникновении в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения физико-химического равновесия между глиной, пластовой водой и водой, проникающей в пласт по какой либо причине.

Основываясь на эмпирических данных, полученных за период работы ОАО «Сургутнефтегаз», а именно Сургутского УПНПиКРС в области гидравлического разрыва пласта можно сделать вывод, что засоренные твердыми частицами бурового раствора фильтрационные каналы пород приводят к тому, что в процессе гидроразрыва пласта (ГРП) возникают дополнительные давления в призабойной зоне пласта. Это в свою очередь существенно влияет на успешность проведения операции ГРП в целом. Также добавочное давление может быть обусловлено различными ограничениями вблизи ствола скважины: извилистым путем потока через микрозазор между цементом и породой, ограниченным количеством перфораций, соединяющих с трещиной, многочисленными ответвлениями трещины, переориентацией трещины по мере ее распространения от ствола скважины и т.д. Измеренное давление превышает давление внутри трещины и зависит от расхода. Коллектор высокой проницаемости, для которого расход распространения относительно велик, имеет весьма значительный компонент трения, из-за чего давление распространения значительно превышает давление смыкания. Кроме того, как трение в зоне перфорации из-за кольматации, так и извилистость зависят от расхода и увеличиваются с ростом расхода.

Используя ступенчатое снижение расхода после тестового ГРП, можно установить природу высоких аномальных пластовых давлений, при их наличии.

Они могут влиять на график зависимости давления от расхода таким образом, что участок распространения не попадет на прямую линию и наклон будет отличаться от того, каким он должен быть. Эти точки данных могут смещаться, и, в зависимости от их смещения, можно сделать вывод о причине высоких давлений, это может быть как кольматация и извилистость, так и трение в перфорационных отверстиях. При наличии большого трения в зоне перфорации маловероятно получение эффекта от проработки призабойной зоны пласта мелким проппантом и с увеличением расхода, ведь увеличение расхода приводит к резкому увеличения давления и невозможности закачки проппанта в пласт.

Читайте также  Педагогическая деятельность и взгляды Н.И.Пирогова

8 октября 2015 года был произведен анализ тестового ГРП на кусту 188, скважина 5680Гр Северо-Лабатьюганского месторождения.

На рисунке 1 представлен график проведения тестового ГРП. При проведении тестового ГРП было закачано 53.4 м3 жидкости и получены следующие давления: разрыва — 463 атм., рабочее — 480 атм., конечное — 491 атм., мгновенное — 240 атм., открытия гидравлического порта — 300 атм. На графике явно выражена высокая степень кольматации ПЗП, о чем свидетельствует высокое рабочее давление, а также отсутствие изменения мгновенного давления по выраженной затухающей амплитуде (гидравлический удар).

Рисунок 1 – Тестовый ГРП

Основываясь на полученных данных можно сделать вывод, что в данном случае имеет место высокая кольматация ПЗП и закачка проппанта в пласт со стандартым расчетом не подходит ввиду высокого шанса получения режима «Стоп».

В результате произведено изменение дизайна закачки. Увеличена начальная стадия закачки геле-проппантовой смеси с концентрацией 100 кг/м3 до объёма 30 м3 вместо 16 м3 запланированных первончально и до 17 м3 с концентрацией проппанта 100-200кг/м3 фракции 30/60 с целью проработки призабойной зоны пласта, а также с целью контроля прохода зоны перфорации и призабойной зоны на первых стадиях закачки.

В результате изменения дизайна закачки был успешно проведен первый этап многосекционного ГРП на кусту 188, скважина 5680Гр Северо-Лабатьюганского месторождения. На последующих этапах проблем с кольматацией призабойной зоны не возникло и изменения дизайна с целью проработки призабойной зоны не потребовалось. На рисунке 2 представлен график закачки при многосекционном ГРП на Северо-Лабатьюганском месторождении.

Также одним из методов снижения влияния кольматации ПЗП при гидравлическом разрыве пласта является метод дренирования. На рисунке 3 представлен пример дренирования ПЗП на скважине 5504Гр (куст 181) Северо-Лабатьюганского месторождения.

Рисунок 2 – График изменения давления при многосекционном ГРП

Рисунок 3 – Изменения давления при дренировании

Метод дренирования заключается в повышение давление на забое скважины с последующим резким снижением расхода, соответственно и давлением, приводящим к разрушению кольматированной породы призабойной зоны пласта. Примером успешного дренирования является проведенный МС ГРП на кусту 1104, скважина 10644, где после тестового ГРП было принято и согласовано решение проведения дренирования, давление на устье скважины не превышало 40 МПа.

За год было произведено 56 многосекционных ГРП, из которых в 10 случаях применялась проработка ПЗП мелким проппантом. В двух случаях произошли осложнения: на первом этапе в скважине 620 (куст 40) Западно-Чигоринского месторождения, на втором этапе в скважине 3512 (куст 80Б) Русскинского месторождения. Использование проработки, как метода снижения влияния кольматации ПЗП, оправдано, это является эффективным средством по снижению влияния кольматации на процесс проведения ГРП, позволяющим безопасно определить возможность закачки в пласт требуемого объема проппанта.

Причины кольматации призабойной зоны скважин при первичном вскрытии

Главная Переработка нефти и газа

1. Надежное разобщение пройденных пород и их герметазация, что вытекает из требований охраны недр и окружающей феды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн, межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов.

2. Получение максимального количества горно-геологической и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу.

3. Возможность оперативного контроля за вероятным межколонным или заколонным перетоком флюидов.

4. Длительная безаварийная работа при условии безопасного ведения работ на всех этапах жизни скважины.

5. Конструкция должна иметь определенный диаметр обсадных труб, что особо относится к эксплуатационной колонне.

6. Быть стабильной (не изменять своих первоначальных характеристик в течение длительного времени или после проведения определенных технологических операций).

7. Эффективное фиксирование конструкции в стволе скважины.

8. Возможность аварийного глушения скважины.

9. Возможность трансформации одного вида скважины в другой за счет максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Кроме перечисленных, конструкция скважины должна удовлетворять определенным технологическим требованиям, основными из которых являются:

1. Хорошая гидравлическая характеристика (минимум сопротивлений).

2. Максимально возможное использование пластовой энергии в процессе подъема продукции на дневную поверхность за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и конструкции забоя.

3. Возможность проведения всех видов исследований известными и перспективными глубинными приборами.

4. Проведение всех технологических операций в скважине, в том числе и по воздействию на продуктивный горизонт.

5. Применение различных способов эксплуатации с использованием эффективного оборудования, в том числе и с большими нагрузками на стенку скважины (колонны).

1.3. ФИЗИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ПРОТЕКАЮЩИЕ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ В ПЕРИОД ВСКРЫТИЯ, ВЫЗОВА ПРИТОКА, ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбури-вания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие — процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

Так как процессы и первичного, и вторичного вскрытия являются процессами временными, то за время вскрытия в призабой-ной зоне скважины (ПЗС) могут происходить различные физические и химические превращения. Ниже мы остановимся, в основном, на физических процессах, протекающих в ПЗС в период первичного и вторичного вскрытия, вызова притока, освоения и эксплуатации.

К основным факторам, определяющим коэффициент проницаемости (а следовательно, и коэффициент подвижности) ПЗС во времени, относятся:

1. Кольматация — процесс загрязнения ПЗС механическими частицами, содержащимися в жидкостях с возможным последующим их набуханием. Если же в ПЗС попадают только фильтраты различных растворов, то в этом случае возможно набухание частиц цементирующего материала терригенной горной породы или самих частиц скелета породы.

2. Проникновение в ПЗС фильтратов различных растворов и жидкостей, используемых в период первичного, вторичного вскрытия, вызова притока и освоения.

3. Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и призабойной зоны.

4. Оплавляемость поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации.

В табл.1.1 представлены основные факторы, определяющие загрязнение ПЗС; процессы, протекающие в ПЗС, а также основные следствия этих процессов.

Анализ данной таблицы показывает, что в процессе вскрытия продуктивного горизонта, вызова притока, освоения и эксплуатации в ПЗС происходят существенные изменения, влияющие на продуктивность скважины.

Факторы загрязненя ПЗС

Основные факторы, определяющие загрязнение ПЗС

Процесс, протекающий в ПЗС

— насыщение норового пространства ПЗС частицами глинистого или цементного материала;

— набухание глинистых и цементных частиц или зерен скелета породы;

— адгезия набухших частиц поверхностью фильтрационных каналов;

1. Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности.

2. Изменение структуры фильтрационных каналов.

3. Закупорка фильтрационных каналов механическими частицами.

4. Сложность вызова притока при освоении скважины.

Проникновение в ПЗС фильтратов бурового и цементного растворов, жидкостей глушения и освоения

— изменение фазовых проницае-мостей;

— изменение свойств поверхности твердого тела;

— адсорбция химических реагентов из фильтрата бурового распюра;

— диффузионное «перемешивание» различных фильтратов и жидкостей с возможным образованием твердых осадков;

— образование водонефтяных эмульсий;

— изменение рН среды;

1. «Неподвижность» одной из жидкостей.

2. Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности.

3. Изменение фильтрационных свойств системы.

4. Закупорка фильтрационных каналов и изменение структуры поропого пространства.

5. Сложность вызова притока при освоении скважины.

Термодинамическая не-утойчивость забойных условий со стороны скважины и призабойной зоны

— изменение свойств дисперсионной среды и дисперсной фазы бурового и цементного распюров;

— изменение свойств жидкостей промывки, глушения и освоения;

Читайте также  Чехия географическое положение и культурные особенности

— изменение свойств пластовых флюидов;

1. Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности.

2. «Неподвижность» одной из жидкостей (как правило, нефти).

3. Закупорка фильтрационных каналов и изменение структуры порового пространства.

Исследование закономерностей кольматации пористых сред и оценка кольматации продуктивных пластов

Николай Степанов, к.т.н., ОАО «РИТЭК»

Актуальность исследований, направленных на определение путей восстановления проницаемости в призабойной зоне продуктивных пластов постоянно увеличивается. В работе приведен анализ результатов обработки экспериментальных данных в широком диапазоне проницаемостей пористой среды. Показано, что при линейной фильтрации изменение проницаемости зоны кольматации имеет вид степенных функций, позволяющих рассчитать изменение проницаемости в зоне кольматации и ее глубину как при линейной, так и радиальной фильтрации.

Продуктивный пласт и пластовые флюиды в естественном состоянии находятся в гидродинамическом и физико-химическом равновесии, которое после вскрытия пласта нарушается. Как показывает промысловая практика и результаты лабораторных исследований, почти во всех случаях вскрытие пластов сопровождается снижением их фильтрационных характеристик. Данное обстоятельство может иметь серьезные негативные последствия. Такие, например, как:пропуск продуктивных пластов во время бурения;снижение эффективности геологоразведочных работ;увеличение сроков освоения скважин;уменьшение производительности скважин и нефтеотдачи пластов;неравномерность выработки месторождения и др.

Вследствие превышения давления в скважине над давлением в пласте происходит проникновение в пласт суспензии (бурового и цементного растворов, других агентов). В процессе фильтрации суспензии через пористую среду жидкая и твердая фазы разделяются. При этом твердая фаза осаждается вблизи стенок скважины, а жидкая — проникает дальше. Проникновение твердой фазы и фильтрата приводит к необратимым явлениям в околоскважинной зоне, снижая ее проницаемость. В то же время, зная причины и последствия проникновения суспензий в продуктивный пласт, можно снизить или полностью предотвратить вредное воздействие этого явления на продуктивный пласт.

В зависимости от стадии работы скважины вызов притока или ее стабильная работа, влияние того или иного фактора различно. Отметим, что после выхода скважины на режим влияние фильтрата более или менее постоянно как во времени, так и по глубине его проникновения в пласт.

Закупорка пор пористой среды твердыми частицами (кольматация) и обратный процесс отрыва и переноса частиц вглубь пористой среды (суффозия) происходят и при первичном, и при вторичном вскрытии пластов.

Процесс кольматации продуктивного пласта достаточно сложен. Одновременно происходит удержание части твердой фазы суспензии в порах пласта и вынос части твердых частиц потоком дальше в пласт. Кроме того, часть ранее осевших частиц, попадая в фильтрационный поток, уносится им и оседает в более глубоких зонах пласта.

Несмотря на малую величину, закольматированный слой создает значительные фильтрационные сопротивления особенно в случае применения водных промывочных жидкостей.

Наибольший вклад в создание физико-математических основ кольматации и получение надежных экспериментальных данных внес Ю.М. Шехтман [1]. Многие положения его исследований актуальны до настоящего времени.

Используя данные Ю.М. Шехтмана, нами в двойных логарифмических координатах получены зависимости (группа I рис. 1а) проницаемости К фильтров от глубины х в различные моменты времени. В сумме было проведено шесть серий экспериментов при проницаемости фильтров Ко, находящихся в диапазоне от 77 до 550 мкм2. Для лучшей наглядности на рис. 1а представлена только часть зависимостей — серии 1, 2, 6 (время фильтрации в часах приведено над соответствующей линией на рис. 1а). Зависимости, полученные для остальных серий экспериментов (3-5), аналогичны.

Все зависимости имеют аналогичный характер — прямые линии, стремящиеся к исходной (начальной) проницаемости Ко на конце фильтра. Линейный характер зависимостей К(х) в двойных логарифмических координатах говорит о том, что они имеют вид степенной функции. Имеются только отклонения первых точек на начальных интервалах зависимостей при больших значениях начальной проницаемости.

Из приведенных зависимостей следует, что по мере заполнения пор глиной во времени проницаемость фильтров по глубине уменьшается, и наклон зависимостей К(х) увеличивается. При этом, что закономерно, чем больше начальная проницаемость фильтра, тем медленнее идет процесс кольматации вследствие большого объема пор и малых скоростей жидкости. Это видно при рассмотрении зависимости 2 с начальной проницаемостью Ко = 550 мкм2, в которой их наклон меняется слабо.

Иная картина наблюдается при кольматации порового пространства низкопроницаемых фильтров высококонцентрированными суспензиями, которыми являются буровые растворы, с размерами частиц, соизмеримыми с размерами пор.

В пористой среде с проводящими каналами соизмеримыми с размерами частиц твердой фазы свободного движения частиц в порах практически не происходит. Благодаря значительному градиенту давления частицы твердой фазы, окруженные сольватными оболочками, «продавливаются» через поры. При этом часть из них может задерживаться в порах, а часть — двигаться вглубь пласта. Ввиду того, что эмпирические закономерности изменения проницаемости по глубине нелинейны, для их получения требуется иметь по меньшей мере три замера проницаемости по глубине. К сожалению, опубликованных работ, содержащих такие данные, очень мало.

Значительный вклад в исследование загрязнения пластов буровыми растворами внес Б.В.Касперский [2,3], который провел большую серию экспериментов в различных условиях, максимально приближенных к реальным условиям в скважине. Методика проведения экспериментов заключалась в следующем. Безглинистые образцы диметром 30 мм и длиной 50 мм насыщались дистиллированной водой или модельной нефтью и определялась их начальная проницаемость по насыщающей жидкости.

Затем установка выводилась на заданный температурный режим и фильтрующая поверхность подвергались серии гидродинамических и статических воздействий промывочных жидкостей при перепадах давления 5,0-17,5 МПа (менялись ступенчато в течение опыта) и противодавлении 5,0 МПа. После истечения установленного времени определялась проницаемость при обратной прокачке насыщающей жидкости. Со стороны образца, контактировавшей с буровым раствором, производили последовательное снятие поверхностных слоев до тех пор, пока проницаемость или восстанавливалась до первоначальной в случае насыщения образца водой, или стабилизировалась, в случае насыщения нефтью.

Полученные данные показывают, что в целом, несмотря на различные условия, при которых осуществлялось контактирование промывочных жидкостей с пористой средой, проникновение твердой фазы, отразившееся на изменении проницаемости, не превысило нескольких миллиметров. Для неутяжеленных промывочных жидкостей это проникновение было несколько выше (вероятно, за счет меньшей полидисперсности и размера частиц неутяжеленных суспензий).

На рис. 1б (группа II) приведено в двойных логарифмических координатах изменение проницаемости по толщине образцов К(х) для экспериментов, проведенных Б.В.Касперским. Пунктирными линиями обозначено сохранение значения проницаемости, неизменной вследствие ее выхода на исходную Ко или формирования стойких водонефтяных эмульсий. Общая закономерность К(х) в виде степенных функций сохраняется. Для анализа использовались только данные, содержащие не менее трех точек. В некоторых случаях глубина кольматации была меньше или немного больше 1 мм, поэтому эти данные не использовались.

Также были проведены эксперименты на установке УИПК-1м по методике, аналогичной методике Б.В. Касперского. Использовались искусственные безглинистые керны, которые насыщались под вакуумом дистиллированной водой. Эксперименты проводились при статической фильтрации модельных буровых растворов в течение периода времени, пока не происходила стабилизация фильтрации. Затем производился срез керна на 1 мм, 2 мм, 3 мм и 5 мм, после чего замерялась остаточная проницаемость. Перед проведением опытов замерялась исходная пористость образцов mо. Кроме того, на фильтр-прессе при давлении формирования зоны кольматации отдельно замерялась проницаемость глинистой корки Кк после ее полной консолидации по методике [4].

В табл. 1 приведены параметры модельных растворов, условия фильтрации и результаты замеров проницаемости кернов. На рис. 1б (группа III) приведены зависимости проницаемости от толщины кернов, где цифры и обозначения соответствуют обозначениям, приведенным в табл. 1.

Читайте также  Разработка комплекса маркетинга маркетинга в гостиничном предприятии

Сравнительный анализ полученных результатов с результатами экспериментов, проведенных Ю.М. Шехтманом, показывает, что они имеют отличия:в начальной проницаемости Ко — на четыре порядка;глубин зоны кольматации — в три порядка;в физико-химических свойствах фильтруемой жидкости и керна;в условиях и методике проведения экспериментов.

В то же время, несмотря на отличия, все зависимости имеют вид степенных функций.

Как показывают эксперименты на низкопроницаемых кернах, порядка 0,01-1 мкм2, полная закупорка пор и образование глинистой корки происходит спустя 0,5-3 часа после начала фильтрации. В условиях прекращения изменения расхода фильтрата и прекращения продвижения зоны кольматации вглубь пласта, движением и насыщенностью порового пространства частицами твердой фазы можно пренебречь. В этом случае после прекращения формирования зоны кольматации в сроки, относительно небольшие по сравнению с интервалом времени экспозиции необсаженного пласта, можно также пренебречь динамикой формирования зоны кольматации и считать процесс завершившимся.

Любые теоретические модели процессов кольматации и суффозии могут быть использованы для их описания лишь на качественном уровне, а для получения количественных оценок необходимо привлекать эмпирические данные. Это связано с тем, что кроме гидродинамического воздействия на частицы, значительное влияние на процессы, происходящие в пористой среде, оказывает физико-химическое и чисто механическое взаимодействие частиц с пористой средой, а также взаимодействие частиц между собой. В связи с изложенным, наиболее перспективным является поиск общих эмпирических закономерностей этих процессов, полученных ранее на испытательных стендах, и использование полученных результатов для прогнозирования загрязнения пластов в аналогичных условиях.

Иначе говоря, необходимо отыскать экспериментальную зависимость между проницаемостью К и глубиной кольматации х в виде:

ПРИЧИНЫ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне скважины может быть обусловлено геологическими характеристиками нефтяного пласта, физическими свойствами добываемой жидкости (высоковязкие и высокопарафинистые нефти) или факторами, вызывающие частичную закупорку микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшающие проницаемость призабойной зоны скважины в процессе различных технологических операций.

К таким технологическим операциям можно отнести:

— бурение скважины и цементирование обсадной колонны;

— освоение и глушение скважин (с применением промывочных жидкостей ПЖ и жидкостей глушения ЖГС);

— гидравлический разрыв пласта (ГРП);

— ремонтно-изоляционные работы (РИР);

— эксплуатация скважины и др.

Во время вскрытия продуктивного пласта бурением происходит проникновение глинистых частиц из бурового раствора в приводящие фильтрационные каналы породы. Как правило, продуктивные пласты вскрываются при давлениях, значительно превышающие пластовое. Для предотвращения нефтегазопроявлений при бурении приходиться создавать гиростатическое давление столба жидкости (бурового раствора) значительно превышающее пластовое давление. Величина гидростатической репрессии зависит от плотности бурового раствора, высоты столба жидкости и пластового давления.

Помимо гидростатического давления столба жидкости при бурении могут возникать гидродинамические репрессии на пласт, часто имеющие пульсирующий характер. Они возникают при спускоподъемных операциях, пульсирующей подачи жидкости, остановке насоса, образовании сальника в затрубном пространстве и на долоте. Установлено, что гидродинамический перепад давления повышается с глубиной спуска бурильной колонны, увеличением скорости спуска колонны, ростом числа спускоподъемных операций. Особенно высокие значения гидродинамических давлений возникают в процессе быстрого спуска бурильной колонны, и они могут достигать 4-10 МПа. Набухание глинистых частиц представляет собой достаточно сложное явление, возникающее при проникновении в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения физико-химического равновесия между глиной, пластовой водой и водой, проникающей в пласт по какой либо причине.

В определенных условиях при соприкосновении воды с нефтью и нефти с водой могут происходить флокуляция и оседания твердых частиц в призабойной зоне и постепенная закупорка порового пространства. Взвешенные вещества могут отлагаться в виде пленки на внутренней поверхности порового пространства. Такое явление наблюдается как во время вскрытия нефтяного пласта, так и в процессе освоения скважины с применением воды или глинистого раствора. Вследствие этого образуется корка, на стенках ствола скважины состоящая из твердых частиц бурового раствора с размерами большими, чем поры продуктивного пласта, и, следовательно, не проникающих в каналы пористой среды. Фильтрация воды из глинистого раствора в продуктивный пласт происходит, когда размеры поровых каналов породы намного меньше размеров твердых частиц, диспергированных в растворе.

В процессах капитального и подземного ремонтов скважин в качестве жидкостей глушения (ЖГ) чаще всего применяются вода или глинистый раствор. Если нефтяной коллектор имеет низкую проницаемость, а также характеризуется содержанием глинистых фракции, то физический контакт жидкости глушения (ЖГ) с породой пласта приводит к образованию в призабойной зоне мелких песчинок и ила. При определенных условиях они закупоривают часть порового пространства породы. Тот же эффект может наблюдаться в процессе освоения скважины, когда в качестве промывочной жидкости используют воду или жидкость на водной основе.

При ремонтно-изоляционных работах, когда технологическая схема подразумевает закачивания рабочих агентов в скважину и продавливание его в изолируемый интервал, возникает сложная гидродинамическая обстановка в призабойной зоне обрабатываемых скважинах обусловленная физическим контактом изоляционного материала (гелеобразующие составы) с геологической породой пласта. Если обработку производят в малодебитных добывающих скважинах с небольшим пластовым давлением и низкой проницаемостью нефтяного пласта отрицательный эффект усиливается.

Слабая устойчивость коллекторских пород фильтрационному размыву во время эксплуатации скважины обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка на забой скважины. Наиболее крупные частицы песка осаждаются на забое скважины, образуя при этом песчаную пробку. Образовавшаяся песчаная пробка частично или полностью перекрывает скважинный фильтр. Находясь над кровлей продуктивного горизонта, вследствие малого сечения ствола скважины она действует как забойный штуцер, создающий значительное сопротивление на пути восходящего потока жидкости. Если к тому же она частично или полностью перекрывает скважинный фильтр, то создаются еще большее дополнительное сопротивление, препятствующее движению фильтрационных потоков в слоях пласта, расположенных против песчаной пробки. Причем нижняя часть пласта оказывается под большим противодавлением, чем верхняя часть, что равносильно уменьшению величины созданной в скважине депрессии.

Основываясь на теоретические и лабораторные исследования, и на промысловые данные было выявлено, что засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом и т.д., в процессе вышеперечисленных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз. При этом большое влияние оказывает глубина проникновения фильтрата бурового раствора.

На рисунке 1 представлена зависимость влияние глинистого раствора на нефтепроницаемость кернов.

Рисунок 1 — Влияние глинистого раствора на проницаемость кернов.

На рисунке 2 представлена зависимость снижение продуктивности скважины от глубины загрязнения призабойной зоны.

Рисунок — 2 Снижение продуктивности скважин от глубины загрязнения.

Таким образом, если в пласте с проницаемостью к = 0,020 мкм 2 она уменьшилась до величины к1 =0,001 мкм 2 в радиусе R=25 см (соответственно R- rc =15 см), то продуктивность скважины снижается не только в 20 — 50 раз, но и больше и на значительно большем радиусе. Такие случаи отмечаются при освоении новых скважин, когда они могут быть пущены в эксплуатацию с промышленными дебитами только после обработок по ликвидации загрязнения.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: