Интенсификация отборов нефти из добывающих скважин

сыщения нефти парафином (температуры кристаллизации парафина) приводит к образованию кристаллов твердой фазы в поровых каналах и кольматации каналов фильтрации.

Применение органических растворителей для удаления АСПО является одним из распространенных методов в технологических процессах добычи высокосмолистых нефтей, к которым относятся,

вчастности, нефти Волго-Уральского нефтяного региона. Блокирование фильтрационных каналов пласта происходит также компонентами, среди которых выделяют мехпримеси (в виде взвеси железистых осадков), продукты бурения, продукты проведения гидравлического разрыва пласта в виде остатков геля и мелкодисперсного разрушенного проппанта.

Превалирующее значение в компонентах загрязнения ПЗП для добывающих скважин имеют соединения железа, образующиеся

врезультате коррозийных процессов (Fe2O3, FeO) и химических

превращений в присутствии серосодержащих соединений (FeS), а также частицы породы пласта, такие как СаСO3, SiO2, CaSO4, в сочетании с высокоактивными компонентами нефти. Сложный состав компонентов, загрязняющих призабойные зоны продуктивных пластов, требует дифференцированного подхода к выбору технологических жидкостей для проведения мероприятий по восстановлению фильтрационной способности горных пород.

Породы-коллекторы содержат от 1 до 10 % глинистых минералов. В плотных сцементированных породах глины обычно являются цементирующим веществом и часто покрывают стенки пор. В несцементированных породах они рассеяны или встречаются в виде скоплений частиц линзовидной формы, иногда представлены тонкими пластами, переслаивающими продуктивные отложения.

Многие коллекторы отличаются настолько большим содержанием глин в цементирующем материале, что это приводит к их высокой гидрофильности и способности удерживать воду. Глинистый компонент цемента имеет различный генезис и полиминерален. Вторичные глинистые минералы в межзерновом пространстве снижают пористость пород, усложняют их микроструктуру, уменьша-

11

elib.pstu.ru

ют эффективный диаметр поровых каналов, увеличивают количество тупиковых участков пор и удельную поверхность горной породы. Образуется множество субкапиллярных микропор, способных удерживать связанную воду, что ухудшает фазовую проницаемость нефтенасыщенного коллектора. Описанные явления наблюдаются в основном в процессе первичного и вторичного вскрытия пласта и обусловлены негативным влиянием бурового раствора или фильтрата цементного раствора.

Загрязнение призабойной зоны пласта глинистым раствором при бурении скважин и цементным раствором в процессе их крепления является одним из основных причин низких коэффициентов продуктивности и неэффективности применяемых методов воздействия на ПЗП. Проникновение бурового раствора в призабойную зону происходит, когда размеры каналов и трещин в пласте значительно превышают размеры твердых частиц, находящихся в растворе во взвешенном состоянии. В таких случаях освоение скважины осложняется, и для получения притока жидкости, соответствующего естественным свойствам пласта, необходимо очистить его от глинистого раствора.

При цементировании скважин за счет больших репрессий на пласт водоотдача тампонажных растворов может достигать 60–70 об. % жидкой фазы раствора, что негативно влияет на проницаемость породы-коллектора. Водоотдача буровых растворов кратно меньше водоотдачи тампонажных растворов, однако это не исключает негативного влияния на проницаемость ПЗП фильтрата бурового раствора.

Фильтрация воды из глинистого раствора в пласт происходит, когда размеры поровых каналов намного меньше размеров твердых частиц, диспергированных в растворе. В этом случае поверхность породы и образующаяся на ней пленка (корка) ведут себя как фильтр.

При попадании воды в продуктивный пласт возможно набухание и диспергирование глинистых минералов, сопровождающееся полной или частичной закупоркой проводящих каналов. Этот про-

12

elib.pstu.ru

цесс связан с низкой водоудерживающей способностью тампонажных растворов, большими репрессиями на пласт, проникновением жидкой фазы тампонажного раствора через корку бурового раствора на стенке скважины. Наличие глинистой корки предотвращает проникновение твердой фазы тампонажного раствора в пласт, но проникновение фильтрата тампонажного раствора при этом не прекращается.

Снижение продуктивности скважин связано с наличием в пла- сте-коллекторе глинистых минералов, как собственных, так и привнесенных. Наиболее значимы эти процессы в низкопроницаемых коллекторах.

Одновременно с набуханием при контакте с пресной водой (или с водой, минерализация которой отличается от пластовой) происходит диспергирование глинистых минералов с образованием частиц, которые перемещаются вместе с жидкостью, кольматируя (блокируя) поровые каналы в продуктивном пласте. Набухание и размокание глин – практически необратимые процессы, поэтому проводимые в скважинах геолого-технические мероприятия не обеспечивают полного восстановления проницаемости продуктивного пласта в зоне воздействия.

Для устранения блокировки пласта частицами глин существует ряд способов обработки скважин, основанных на использовании растворов с двухвалентными катионами кальция и магния, растворов ацетона, спиртов и др. Исследованиями установлено, что в призабойной зоне, загрязненной твердыми частицами глинистого раствора, при воздействии пресной или слабоминерализованной водой относительная проницаемость для нефти может снизиться в 5–6 раз.

Деформации коллектора при снижении пластовых давлений в процессе разработки залежи также могут приводить к существенному снижению проницаемости. С увеличением эффективных напряжений горная порода испытывает дополнительные нагрузки, под действием которых происходят упругие и (или) пластические деформации коллектора и изменяются его фильтрационно-емкостные

13

elib.pstu.ru

свойства, что может стать причиной значительного уменьшения продуктивности скважин.

Экспериментальные исследования на керновом материале из скважин месторождений Татарстана по изучению характера и степени проявления остаточных деформаций при снижении внутрипорового давления были выполнены специалистами Всероссийского нефтяного научно-исследовательского геологоразведочного института. Для образцов керна разных продуктивных пластов получены предельные величины снижения забойного давления, ниже которого коллектор претерпевает необратимые деформации. Эта величина изменяется в достаточно широких пределах (от 8 до 27 МПа), хотя исследованные образцы принадлежат одной скважине. Результаты исследований показывают, что проницаемость образцов при одном цикле нагрузки и разгрузки необратимо уменьшается более чем в два раза.

Специалистами компании Amoco и Института геотехники Дании проведены серии длительных испытаний на керне продуктивных известняков месторождения Валхолл (Северное море). Основная задача исследований – оценка уплотнения пород при истощении месторождения. Результаты испытаний показали, что деформирование коллекторов в целом имеет такие же особенности, как и у других пористых материалов. При небольших нагрузках меловые образцы деформируются упруго. При превышении определенного уровня напряжений начинается процесс переупаковки зерен, что приводит к более интенсивному деформированию и уменьшению пористости.

При снятии нагрузки пористость восстанавливается частично, т.е. имеют место необратимые пластические деформации. При этом кривая разгрузки проходит примерно параллельно линии упругого нагружения.

Нефтенасыщенный коллектор всегда содержит определенное количество связанной воды. Оставаясь в неподвижном состоянии, связанная вода оказывает влияние на процессы фильтрации при разработке залежей, снижая фазовую проницаемость горных пород

14

elib.pstu.ru

по нефти. Обводнение продукции скважин также усложняет фильтрацию нефти в пласте. При снижении пластовых и (или) забойных давлений ниже давления насыщения в пласте из нефти выделяется растворенный газ, снижающий фазовую проницаемость по жидкости.

При разгазировании пластовой нефти и обводнении скважин для характеристики пропускной способности коллектора принято использовать понятия фазовой и относительной проницаемости. Фазовая проницаемость коллектора всегда меньше абсолютных значений.

При решении проблемы улучшения фильтрационных характеристик ПЗП и увеличения продуктивности пластов аномальных нефтей, относящихся к категории трудноизвлекаемых запасов, необходимо учитывать особые реологические свойства (аномалии вязкости, тиксотропные свойства), а также возможность образования в ПЗП асфальтеносмолопарафиновых отложений, и находить способы уменьшения отрицательного влияния этих факторов на процесс извлечения нефти из пласта.

Доступным и эффективным способом уменьшения количества аномалий вязкости пластовой нефти можно считать использование поверхностно-активных веществ (ПАВ). Известно использование ПАВ для воздействия на пласт с целью его нефтеотдачи, а также для обработки призабойной зоны пласта с целью повышения продуктивности добывающих скважин. Эффект от использования ПАВ связывают в основном с изменением процессов, произходящих в пласте на контакте нефть – газ – вода – порода. Исследованиями установлено действие водных растворов ПАВ на объемные и реологические свойства пластовой нефти.

Результаты исследований влияния неионогенных ПАВ на реологические и фильтрационные свойства аномальных нефтей позволяют рекомендовать использование этих реагентов в составе технологических жидкостей при обработках ПЗП. ПАВ оказывают пептизирующее воздействие на асфальтены – основные структурообразующие компоненты, улучшая реологические и фильтрационные свойства нефти.

15

elib.pstu.ru

2.2. Влияние изменения забойного давления на продуктивность скважин

Разработка нефтяных залежей практически всегда сопровождается изменением пластовых и забойных давлений, при котором

впродуктивных пластах происходят сложные физические процессы, снижающие фильтрационно-емкостные свойства горных пород

икоэффициенты продуктивности скважин. Известно, что продолжительная эксплуатация скважин с низкими забойными давлениями способна привести к ряду негативных последствий, к основным из которых относятся деформации коллектора и разгазирование нефти.

Для месторождений с трещинными и трещинно-поровыми типами пород-коллекторов характерно изменение продуктивности скважин в зависимости от раскрытости трещин. Одним из наиболее явных негативных проявлений деформаций пород продуктивных пластов является резкое снижение продуктивности скважин в самом начале их эксплуатации.

При снижении забойного давления Рзаб до давления, меньшего давления насыщения Рнас, не только изменяются свойства добываемой продукции, но и снижаются фильтрационные характеристики, особенно в ПЗП. При снижении забойного давления ниже давления насыщения вокруг скважины образуется зона двухфазной фильтрации «нефть – газ» вследствие выделения из нефти растворенного

вней газа. Наличие свободного газа в движущейся нефти приводит к изменению фазовых и относительных проницаемостей для нефти

игаза и к снижению доли нефти в продукции скважины. Чем

вбольшей степени снижаются забойные давления (по отношению к давлению насыщения), тем в большей степени уменьшаются дебиты скважин по нефти. Все эти факторы могут привести к снижению продуктивности скважин.

Коэффициенты продуктивности нефтедобывающих скважин определяют эффективность добычи нефти при разработке месторождений, особенно в сложных геолого-физических условиях. Коэффициенты продуктивности и производительность скважин зависят от ряда

16

elib.pstu.ru

факторов: естественных, определяемых геолого-физической характеристикой объекта разработки, т.е. нефтяной залежи, и связанных с человеческой деятельностью по организации процесса нефтеизвлечения.

На рис. 2.4 приведена зависимость коэффициента продуктивности скв. 238 (Уньвинское месторождение, залежь Тл-Бб) от забойного давления. Давление насыщения нефти газом составляет 14,95 МПа. При снижении забойного давления от 21,2 МПа до Рнас, т.е. в условиях отсутствия в пластовой нефти свободного газа, коэффициент продуктивности скважины уменьшился в 2,8 раза –

с 88,3 до 32 м3/(сут·МПа). Такое снижение Кпрод (без увеличения обводненности скважины) можно объяснить проявлением деформаци-

онных процессов в пласте. При дальнейшем снижении Рзаб темп уменьшения Кпрод снизился и определялся, по всей вероятности, влиянием свободного газа на фазовую проницаемость по нефти и пропускной способностью (гидропроводностью) пористой среды пласта с закрытыми трещинами.

На указанном выше объекте 22 скважины на время анализа (2012 г.) работали при забойных давлениях ниже часто рекомендуемой в качестве минимально допустимой величины 0,75Рнас. На рис. 2.1 приведены данные о динамике показателей работы скважин в зависимости от Рзаб.

а

Рис. 2.1. Зависимость коэффициента продуктивности от Рзаб: а – скв. 114 (см. также с. 18–22)

17

elib.pstu.ru