Влияние промывочных жидкостей на продуктивные пласты

15.07.2019

Эффективность современных методов разработки нефтяных и газовых месторождений во многом зависит от состояния призабойной зоны эксплуатационных и нагнетательных скважин. Проникновение в эту зону промывочной жидкости или ее фильтратов вызывает уменьшение проницаемости продуктивного пласта, в результате чего вокруг скважины образуется зона с пониженной по сравнению с естественной проницаемостью. Важность правильного выбора промывочной жидкости можно оценить по данным анализа результатов применения различных промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов. Сравнение результатов вскрытия девонских пластов водой и глинистым раствором в районах Татарии и Башкирии показало, что в большинстве случаев добыча нефти за первое полугодие эксплуатации из скважин, в которых нефтяные пласты вскрыты с промывкой глинистым раствором, в 5—12 раз больше добычи нефти из скважин, вскрытых с промывкой водой. Ухудшение продуктивности скважин при вскрытии нефтяных пластов водой по сравнению с глинистым раствором подтверждается также результатами исследований по 141 скважине Куйбышевской-области, изображенными на рис. 73.

При вскрытии продуктивных пластов в Западно-Сибирской низменности с использованием в качестве промывочных жидкостей технической воды и естественных растворов происходит значительное снижение проницаемости призабойной зоны, зависящее от времени воздействия промывочной жидкости на призабойную зону, проницаемости пласта, наличия глинистого цемента в пласте, количества поглощенной жидкости и других факторов,

Фильтраты гуматных глинистых растворов резко снижают проницаемость призабойной зоны по сравнению с фильтратами хлор-кальциевых глинистых растворов. Все эксплуатационные объекты, вскрытые с применением хлоркальциевых глинистых растворов, дали промышленные притоки нефти, а почти 50% скважин, вскрытых с УЩР, промышленного притока нефти не дали.

Заслуживает внимания вскрытие продуктивных пластов с продувкой естественным газом. На Тахта-Культинской и Расшеватской площадях благодаря вскрытию продуктивных пластов с продувкой естественным газом удалось увеличить дебит газовых скважин на 30% и предупредить образование песчано-глинистых пробок.

Вскрытие нефтяного пласта водой настолько вредно, что. многие скважины оказались неосвоенными в течение длительного периода. Добавка к воде коллоидных веществ типа КМЦ вызывает закупоривающее действие.

Снижение проницаемости нефтеносных пород под действием промывочных жидкостей происходит по следующим причинам.

1. Глинистые минералы, присутствующие в продуктивной части пласта, набухают при соприкосновении с водой и особенно с щелочными водными растворами и закрывают поровые отверстия. Проведенные автором эксперименты показали, что проникновение фильтрата глинистого раствора в керны, содержащие 2—3% глины, вызывает дополнительное уменьшение проницаемости на 30—40% по сравнению с кернами, не содержащими глины. При большем содержании глины этот эффект усиливается. Увеличение количества глины в песчаниках свыше 6—8% приводит к тому, что такие породы после взаимодействия с водой становятся практически непроницаемыми для нефти.

2. В результате проникновения твердой фазы в поры и особенно в трещины продуктивных пластов резко уменьшается проницаемость призабойной зоны. В результате фильтрации трещины заполняются плотной пастообразной глинистой массой, которая на длительный срок закупоривает пути движения нефти в скважине.

3. При попадании фильтрата промывочной жидкости в продуктивные пласты образуются устойчивые водонефтяные эмульсии, которые препятствуют движению жидкости в поровом пространстве. По данным И.Е. Шевалдина, добавление к пресной воде 0,2—2% Na2CO3, NaOH, NaCl, CaCl2 делает эмульсии неустойчивыми. Этими же исследованиями было установлено, что смешивание нефти с соленой водой приводит к образованию неустойчивых эмульсий, разрушающихся в течение 2—1 суток. Проникновение фильтратов промывочных жидкостей в поры продуктивных пластов вызывает обменные реакции с солями Ca и Mg, содержащимися в пластовых водах. При этом образуются малорастворимые комплексы, закупоривающие поры.

4. Вместе с промывочными жидкостями в продуктивные пласты попадают бактерии, вызывающие закупорку пласта продуктами своей жизнедеятельности или своей массой. Наиболее опасными в этом отношении являются сульфатовосстанавливающие бактерии и железобактерии. Для подавления жизнедеятельности бактерий необходимо применять ПАВ, обладающими бактерицидными свойствами.

5. Промывочные жидкости под действием перепада давлений вызывают раскрытие естественных трещин, заполняют их фильтрационной массой, проницаемость которой составляет сотые и тысячные доли миллидарси, и преграждают пути движения нефти и газа к забою скважин.

Уменьшение проницаемости продуктивных пластов происходит также и при цементировании скважин. Исследования показали, что даже при небольших перепадах давления свыше 90% воды, использованной для затворения цемента, фильтруется в пласты. В результате фильтрации и проникновения частиц цемента в поры проницаемость призабойной зоны еще больше уменьшается, причем величина зоны воздействия фильтратов цементных растворов может превышать длину перфорационных каналов (0,5— 6,0 м).

Работами ВНИИ показано, что для частичного восстановления проницаемости призабойной зоны следует применять деэмульгаторы— поверхностно-активные вещества, роль которых заключается в вытеснении прочных асфальтеновых пленок, покрывающих капельки эмульгированной нефти. Наиболее эффективные ПАВ (ОП-7 в водном растворе и оксиэтиллированный дибутилфенол) восстанавливают проницаемость песчаников всего на 43—48%. Аналогичная работа, проведенная УфНИИ, показала, что одним из высокоэффективных ПАВ для восстановления проницаемости призабойной зоны является УФЭа. Однако и этот ПАВ восстанавливает проницаемость песчаников всего на 50%.

При выборе методов вскрытия нефтяного пласта необходимо учитывать современное состояние технологии и техники бурения скважин, достигнутые показатели по скорости бурения, стоимость буровых работ. Так например, коммерческая скорость бурения по многим скважинам Татарии и Башкирии превысила 3000 м/ст.-мес, а по отдельным скважинам 4000 и даже 5000 м/ст.-мес. При таких достижениях мы не можем говорить, например, о применении ударного бурения для вскрытия нефтяного пласта. Необходимо изыскать такие методы, которые существенно не влияют на показатели бурения ни по скорости, ни по стоимости буровых работ. В то же время проблема вскрытия пласта на современном этапе имеет не менее важное значение, чем развитие и усовершенствование, например, техники бурения. Об этом убедительно говорят многочисленные исследования. Поэтому разработка методов вскрытия продуктивных пластов и особенно выбор промывочных жидкостей для этой цели являются наиболее важными задачами научно-исследовательских работ.

В настоящее время наметились четыре направления в решении проблемы эффективного вскрытия продуктивных пластов.

1. Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина разработал и испытал в производственных условиях различные рецептуры растворов на нефтяной основе, позволяющие вскрывать продуктивные пласты с сохранением их естественной проницаемости. Недостатками растворов на нефтяной основе, затрудняющими их массовое внедрение, являются трудности проведения электрометрических работ в скважине (поэтому растворы на нефтяной основе могут применяться при бурении на хорошо разведанных площадях) и ухудшение условий труда буровой бригады. Имевший место в прошлом недостаток этих растворов, заключающийся в сложности приготовления, в настоящее время устранен. Растворы На нефтяной основе могут приготовляться из известково-битумного порошка с помощью обычных глиномешалок или гидросмесителей. Производство такого порошка освоено в Башкирии.

2. Татарский научно-исследовательский институт (ТатНИИ) в течение ряда лет проводит работы по использованию для вскрытия девонских песчаников естественных водных растворов. По данным, естественные водные растворы при содержании 100— 150 мг-экв/л ионов хлора практически не оказывают вредного воздействия на величину дебитов нефтяных скважин. По нашему мнению, такой вывод является слишком оптимистичным и не соответствует фактическим результатам вскрытия нефтяных пластов при бурении с применением водных растворов в Татарии.

3. Всесоюзный нефтяной исследовательский институт (ВНИИ) и Уфимский нефтяной исследовательский институт (УфНИИ) продолжают работы по добавкам к промывочным жидкостям поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение. Согласно данным ВНИИ и УфНИИ, с помощью ПАВ можно значительно увеличить дебиты скважин и сократить сроки освоения, однако эти же исследования показали, что таким путем не достигается полного восстановления проницаемости призабойной зоны, и следовательно, этот метод не является достаточно эффективным. Поверхностно-активные вещества оказывают различное влияние на сроки освоения и дебиты скважин в зависимости от химических свойств ПАВ. Анионоактивные ПАВ, типа сульфонола, при взаимодействии с минерализованными пластовыми водами коагулируют с Образованием хлопьевидных осадков, приводящих к дополнительной закупорке поровых каналов и снижению проницаемости. По данным, при использовании воды с добавками сульфонола при вскрытии продуктивных пластов на Арланском месторождении в Башкирии получены весьма низкие коэффициенты продуктивности скважины. При использовании неионогенных ПАВ УФЭ8 и ОП-10 достигается увеличение коэффициента продуктивности скважин по сравнению со скважинами, где продуктивные пласты вскрыты с промывкой технической водой. Одновременно с этим увеличиваются и технико-экономические показатели бурения.

4. Одним из направлений в развитии методов вскрытия продуктивных пластов с сохранением их естественной проницаемости является разработка технологии бурения с применением аэрированной жидкости, воздуха или газа.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна