3. Причины, снижающие проницаемость призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах. Выбор метода воздействия на пзп.

От качественного вскрытия продуктивного пласта, характеризующегося хорошей гидропроводностью и высокой прочностью крепления, зависит производительная работа добывающих и нагнетательных скважин в течение длительного периода. их эксплуатации и, в конечном итоге, эффективность и технико-экономические результаты разработки всего месторождения.

Во время бурения скважин на глинистом растворе, наряду с возможным проникновением в пласт фильтрата и образованием глинистой корки на стенке скважины, идет процесс кальматации пород пласта, то есть заполнения внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта тонкодисперсной фазой глинистого раствора с последующим ее закреплением в каналах порового пространства.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) происходит и в процессе эксплуатации скважин по различным причинам. К ним можно отнести:

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

• несоблюдение технологии проведения различных геолого-технических мероприятий (ГТМ);

• несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения геолого-технических мероприятий (кислотные обработки, обработки ПЗП оксидатом, щелевая разгрузка с кислотной обработкой и так далее);

• отложения смолопарафиновых соединений;

• химическую и биологическую кальматацию;

• закачку в пласт воды при заводнении с превышением допустимых норм по механическим примесям (30 мг/л) и т.д.

Значительным источником снижения проницаемости ПЗП в период эксплуатации скважины является загрязнение призабойной зоны во время «глушения» скважин перед проведением подземного ремонта.

Процессу загрязнения пласта способствуют:

- снижение пластового давления, за счет чего создаются условия для более глубокого проникновения в пласт механических примесей с жидкостью глушения;

- частичная декальматация прифильтровой части пласта потоком закачиваемой жидкости и перенос кольматанта вглубь пласта;

- образование осадков солей при смешении пресной и пластовой воды «глушения» из-за неодинакового ионно-катионного состава и механических веществ в пресных водах при «глушении» скважин перед подземным ремонтом;

- захват шламовых накоплений и продуктов коррозии с забоя скважины.

Из-за высоких скоростей продвижения жидкости при глушении в прифильтровой зоне пласта наблюдается так называемый режим вытеснения. Под действием высоких градиентов давлений вытеснения и скорости продвижения жидкости происходит локальное разрушение сплошности смачивающей фазы в наиболее проницаемой части пласта. Гидрофобная по отношению к породе фаза (нефть) остается закупоренной в средних и мелких порах. Таким образом, после глушения скважины призабойная зона пласта представляет собой слоисто-неоднородную по флюидному насыщению структуру. Проницаемые участки, как правило, отмыты от нефти, а менее проницаемые имеют пленочную и защемленную нефть.

Факторы, снижающие гидропроводность призабойной зоны скважин можно отнести к трем группам: гидромеханические, термохимические и биологические.

Гидромеханические факторы в большей степени проявляются в нагнетательных скважинах. Они основаны на гидромеханическом загрязнении фильтрующей поверхности призабойной зоны механическими примесями и углеводородными соединениями, содержащимися в закачиваемой в пласт воде. Это мелкие частицы песка, глины и карбонатов, окислов железа, гидратов окислов железа, продукты жизнедеятельности микроорганизмов и растений. Суммарное содержание механических примесей в водах системы поддержания пластового давления (ППД) часто превышает допустимые нормы (30 мг/л) в несколько раз.

В период нарушения режима работы промысловых установок подготовки нефти и воды количество взвешенных частиц (КВЧ) в сточных водах может достигать 2000-5000 мг/л. Негативное влияние на загрязнение ПЗП оказывает даже незначительное (пленочное) содержание нефтепродуктов в закачиваемой воде. Механические частицы, покрытые слоем нефтепродуктов, состоящих в основном из смол и асфальтенов, обладают повышенной липкостью, что приводит к интенсивному заиливанию порового пространства призабойной зоны пласта. Со временем может произойти образование вязкопластичной фазы со структурно-механическими свойствами. Упрочнению этой структуры способствует низкая (6-8° С) температура закачиваемой в зимнее время воды.

К термохимической группе факторов, снижающих гидропроводность ПЗП, 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 - возникновение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Процесс осадкообразования возможен при соответствующих условиях. К ним следует отнести несовместимость по химическому составу закачиваемых в пласт пресных и пластовых вод, высокое содержание в добываемых нефтях высокомолекулярных углеводородных соединений, низкую пластовую температуру, темп закачиваемой воды, высокую температуру насыщения нефти парафином и др.

К этой же группе факторов снижения гидропроводности относится набухание глин при воздействии на них различного состава вод.

К термохимической группе факторов снижения проницаемости ПЗП относится выпадение нерастворимых в кислотных растворах солей, гидрата окиси железа, сульфидных и силикатных соединений. Эти процессы наблюдаются обычно при несоблюдении режима кислотных обработок, при применении некондиционных растворов.

К биологической группе факторов, ухудшающих гидропроводность призабойной зоны пласта (ПЗП), относится загрязнение ее продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий. При заводнении нефтяных пластов водами, содержащими сульфатосоединения, возможно заражение скважин сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ). Появление их в пласте не только ухудшает проницаемость продуктивных коллекторов, но и отрицательно сказывается на технологических процессах добычи нефти, так как при этом в добываемой нефти появляется сероводород Н₂S, вследствие чего усиливается коррозия нефтепромыслового оборудования, ухудшается качество нефти, осложняется ее промысловая подготовка и переработка нефти на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Сюда же можно отнести загрязнения ПЗП биомассой, приносимой закачиваемой водой, взятой из водоемов с активно развитыми биогенными процессами.

Условно методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин разделяют на химические, механические, тепловые, физические и вибрационные.

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 методы воздействия применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и др.). Наиболее распространенным методом при этом является проведение кислотной обработки. Механические методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в призабойной зоне пласта с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка и так далее.

Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в призабойной зоне пласта образуются смолопарафиновые отложения, также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев призабойной юны с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и так далее. При этом в призабойной зоне пласта должна создаваться и поддерживаться температура выше температуры плавления смолопарафиновых отложений. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.

Последнее время с целью улучшения проницаемости призабойной зоны пласта в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования.