ХИМИЧЕСКИЙ МЕТОД БОРЬБЫ С УХУДШЕНИЕМ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

 

 

Ухудшение коллекторских свойств пластов, содержащих глины, происходит вследствие их чувствительности к воде. Эффект набухания монтмориллонитовых глин приводит к ухудшению проницаемости призабойной зоны. С другой стороны, набухание каолинитовых глин происходит вследствие их закупоривания частичками твердой фазы

В пласте глины обычно присутствуют во флокулированном состоянии вследствие высокого содержания солей. При глушении скважины растворами на водной основе ионная прочность окружающей глины среды уменьшается за счет расширения ионной оболочки.

В результате происходит редиспергация глины и ее миграция в микропоры. Образующиеся при этом микрофильтрационные корки приводят к закупориванию пласта.

Проблема может быть устранена путем использования электролита или полиэлектролита, что значительно уменьшает расширение ионной оболочки и нейтрализует отрицательный ионный заряд на поверхности глины.

Для предотвращения ухудшения проницаемости призабойной зоны используют КСl, СаСl2, гидроокись алюминия и др. Хлористый кальций используют в пластах, содержащих глины с высокой степенью набухания. Полагают, что обмен ионов калия на ионы натрия в монтмориллонитовых глинах уменьшает набухающие свойства глин. По мере увеличения концентрации КСl в глине образуется не набухающий слой, который снижает общую набухающую способность глины.

При наводнении пластов они также могут быть очень чувствительны к минерализованным водам с ионами калия и натрия. Минерализованные воды с ионами кальция способствуют уменьшению степени набухания глин, причем при концентрации в воде солей кальция или магния, равной 10%, изменения в проницаемости пород-коллекторов не наблюдают. Кроме того, при постепенном уменьшении концентрации солей в воде, закачиваемой в пласт, закупоривания частицами глины не происходит.

Растворы неорганических солей также предотвращают набухание глин. Одним из методов обработки водо-чувствительных пластов является закачка раствора гидроокиси алюминия. Число гидроксильных групп с атомами алюминия находится в пределах 1,5-2,7. Экспериментально было установлено, что хлорид алюминии не обеспечивает сохранения коллекторских свойств пласта в течение длительного промежутка времени.

Хлорид окиси циркония является другой солью поливалентного металла, используемой для сохранения коллекторских свойств пласта. Полагают, что данный материал образует защитную корку, прочно защищающую открытую поверхность частиц глины. Во всех вышеперечисленных системах, используемых для обработки содержащих глины пластов неорганические соли приводят к коагуляции глин.

Коллоидный механизм ухудшения коллекторских свойств пластов следующий. Отдельные диспергированные частицы удерживаются в жидкости и оседают в виде микроскопических фильтрационных корок на суженных поровых каналах.

Проницаемость породы в этом случае зависит от фильтрационных характеристик данных микроскопических фильтрационных корок. Хорошо известно, что флокулированная почва более проницаема, чем диспергированная. Это в свою очередь является основой применения известняка и гипса при обработке почвы. Аналогичных результатов в буровых растворах низкой фильтрации достигают за счет тонкой фильтрационной корки, содержащей глину высокой степени диспергации. Коагуляция в буровых растворах приводит к увеличению фильтрации и последующего внедрения фильтрата. Степень набухания глин зависит от ее набухающих характеристик, а также степени ее диспергации.

Важным моментом для правильного понимания механизма поведения глины при ее обработке является влияние обработки на степень диспергации частиц пласта. В действительности замер данной величины затруднителен.

 

ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ПЛАСТАХ КОЛЛЕКТОРАХ

 

 

Восстановление притока из пласта, после проведения ремонтных работ, базируется на знании следующей исходной информации:

·      глубина скважины (искусственный забой);

·      диаметр обсадной колонны;

·      диаметр колонны насосно-компрессорных труб (НКТ);

·      глубина спуска НКТ;

·      пластовое давление;

·      пластовая температура;

·      проницаемость пласта;

·      сведения об эксплуатационных особенностях пласта-коллектора;

·      сведения о загрязненности призабойной зоны пласта и технологии глушения скважины.

Основным источником этой информации должны являться технологические регламенты на освоение, испытание и ремонт скважин, составленные в соответствии с действующими руководящими документами (например - РД 39-2-176 – 79 "Методические указания по разработке технологических регламентов на испытания скважин после окончания их бурением").

Сведения об эксплуатационных особенностях пласта-коллектора состоят из данных об устойчивости (прочности) пластовых пород и наличии близкорасположенных напорных водоносных или газоносных горизонтов, а также подошвенных и контурных вод.

К прочным пластам-коллекторам относят объекты, представленные породами, которые при проходке, освоении и эксплуатации скважины сохраняют целостность стенок ствола скважины и не разрушаются под действием фильтрационных и геостатических нагрузок (известняки, доломиты, песчаники, мергели).

 

К непрочным пластам-коллекторам относят объекты, представленные слабосцементированными породами, которые могут разрушаться и выноситься на поверхность с продукцией скважины (слабосцементированные песчаники, слабоуплотненные глины).

По эксплуатационным особенностям выделяют две группы пластов-коллекторов:

·      пласты, имеющие ограничения при вызове притока;

·      пласты, не имеющие этих ограничений.

К первой группе относят пласты, представленные слабосцементированными породами и характеризующиеся наличием близкорасположенных напорных водоносных или газоносных горизонтов, а также подошвенных или контурных вод. Ко второй группе относят пласты, представленные прочными (устойчивыми) породами (без вышеприведенных осложнений геологического характера).

По степени загрязненности также выделяют две группы пластов-коллекторов

–      загрязненные

–      слабозагрязненные.

К загрязненным относят пласты, по которым предшествующие работы (вскрытие пласта бурением, крепление скважины и вторичное вскрытие перфорацией) проводились с использованием обычного бурового раствора на водной основе и при значительных репрессиях на пласт в соответствии с требованиями «Единых технических правил ведения работ при бурении скважин».

К слабозагрязненным относят пласты, по которым указанные работы проводились с учетом сохранения коллекторские свойств:

·      применялись растворы на нефтяной основе, эмульсионные растворы, пенные системы

·      проводились специальные технологические операции

–      целевая временная кольматация пласта растворимыми материалами,

–      вскрытие пласта «на равновесии» (при примерном равенстве забойного и пластового давлений).

 

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЗАГРЯЗНКНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

 

 

Во избежание загрязнения продуктивного пласта нужно учитывать следующее:

1. Детально изучить свойства и строение продуктивного пласта:

·      проницаемость,

·      анизотропию,

·      распределение пор по размерам,

·      минералогический состав глинистой фракции,

·      трещиноватость;

·      давление,

·      температуру и т.п.

2. Хорошо изучить свойства жидкостей:

·      углеводородов,

·      пластовой воды,

 

·      воды нагнетания,

·      жидкости для заканчивания,

·      задавочных жидкостей,

·      жидкостей для отработки пласта.

3. Провести испытания на совместимость различных жидкостей. Проверить растворимость твердых осадков, парафина и асфальтенов.

4. Изучить предыдущий опыт работы на данном пласте или аналогичном.

5. Обеспечить применение эффективной технологии использования растворов для вскрытия пласта. (Создавать достаточное противодавление на пласт, низкую фильтратоотдачу, надлежащий химический состав раствора, обеспечить удаление тонкодисперсной твердой фазы и использовать кислоторастворимые коркообразователи и наполнители).

6. Свести к минимуму количество воды, попадающей в пласт при бурении, заканчивании скважин, ее задавливании и ремонтных работах. Выбрать методы, которые позволяют свести к минимуму продолжительность контакта пласта с жидкостью. Если контакта пласта с жидкостью избежать невозможно, ограничить проникновение жидкости в пласт закачкой порций высоковязкой жидкости, подвергаемый впоследствии деструкции, или вводом растворимого кернообразующего материала с гранулометрическим составом, подобранным для заданных конкретных условий.

7. Если возможно, использовать жидкость с такой плотностью, при которой репрессия на пласт составит 1,4 - 2,1 МПа.

8. Убедиться в том, что резервуары, трубопроводы и трубы, спускаемые в скважину, надлежащим образом очищены.

9. Убедитесь в том, что жидкости и их фильтраты имеют достаточную концентрацию катионов, предотвращающую дестабилизацию глинистой фракции продуктивного пласта.

10. Провести испытания совместимости жидкостей, используемых для отработки скважины.

11. Жидкости, которые будут какое-то время оставаться в скважине, должны быть обработаны реагентами поглотителями кислорода и бактерицидами.

 

ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ

 

 

3она загрязнения продуктивного пласта в горизонтальной скважине не имеет цилиндрическую форму и неравномерна по длине горизонтального участка скважины. Вследствие анизотропии проницаемости она представляет собой эллипс (Рис.     ).

Рис. Схематическое изображение зоны загрязнения в горизонтальной скважине

Вследствие разной продолжительности контакта породы с жидкостями, загрязняющими пласт, зона загрязнения приобретает форму усеченного конуса с широким основанием у места входа скважины в продуктивный пласт (Рис.    ).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

 

 

Загрязнение продуктивного пласта проявляется, прежде всего, пониженным дебитом скважины. Для того чтобы эффективно бороться с загрязнением продуктивного пласта, в том числе при проведении вторичного вскрытия и ремонтных работах в скважине, необходимо знать его причины.

Важнейшими факторами, влияющими на снижение продуктивности скважины, являются:

·      несовершенство вскрытия перфораций,

·      несовершенство заканчивания,

·      влияние искривления скважины,

·      влияние операций по повышению продуктивности скважины,

·      неоднородность пласта,

·      влияние многофазного потока,

·      влияние перфорационных, каналов, заполненных песком и гравием,

·      эффекты, связанные с естественной проницаемостью и др.

Загрязнение пласта, приводящее к уменьшению проницаемости породы, может происходить несколькими методами:

·      Закупорка пор твердой фазой бурового раствора, жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважины.

·      Гидратация и диспергирование глинистых минералов, находящихся в порах пласта.

·      Взаимодействие между несовместимыми жидкостями в скважине и пласте: образование эмульсий, осадков.

·      Изменение вязкости пластовых флюидов под влиянием полимеров.

 

УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ

 

Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами сопровождается уменьшением продуктивности скважин по сравнению с высокопроницаемыми коллекторами. Даже при сохранении естественной проницаемости околоскважинной зоны пласта при первичном вскрытии, цементировании эксплуатационной колонны и вторичном вскрытии продуктивность скважины будет низкой.

Нетрудно заметить, что низкие дебиты скважин связаны не только с низкой проницаемостью коллекторов, но и с особенностью притока пластового флюида в скважину. Как отмечалось выше, не менее половины энергии пласта теряется в не большой околоскважинной зоне, что связано с увеличением гидравлического сопротивления движению жидкости по мере приближения к скважине. Поэтому естественно предположить, что, снизив гидравлическое сопротивление движению жидкости в околоскважинной зоне, можно существенно увеличить продуктивность скважины.

Наиболее перспективным направлением в данном случае представляются разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих увеличение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной проницаемости продуктивного пласта.

Как показывает мировой опыт извлечения нефти из низкопроницаемых коллекторов, из числа известных и достаточно хорошо отработанных мероприятий наибольший эффект достигается при гидравлическом разрыве пласта (ГРП). За рубежом данный метод начал применяться с 1949 г., и только в США проведено более  900 тыс. успешных операций, благодаря чему гидроразрыв стал хорошо отработанным методом с успешностью около 90%. В настоящее время 35-40% фонда скважин в США обработано этим методом, в результате чего 25-30% запасов нефти и газа переведено из забалансовых в балансовые. В зарубежной практике ГРП стал неотъемлемой частью цикла строительства скважин при разработке месторождений с низкопроницаемыми пластами.

У нас в стране гидроразрыв пласта применяется в весьма незначительных объемах. Провидимому это связано с разработкой до последнего времени месторождений с высокопроницаемыми коллекторами, где эффективность ГРП низка, а также с отсутствием достаточно высокоэффективной отечественной техники и большой стоимостью реализации метода. Свою негативную роль сыграло и практически полное отсутствие целенаправленных НИОКР по совершенствованию и испытанию отечественной техники и технологии.

 

ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА БУРЕНИЕМ

 

 

Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии).

При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. Дело в том, что в большинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низа бурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны.

Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт вплоть до получения гидроразрыва.

Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно.

Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

Как отмечалось выше, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт вплоть до бурения на "равновесии". При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.