МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

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:

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.
Процессы, протекающий в ПЗС:
• насыщение порового пространства ПЗС частицами глинистого или цементного материала;
• набухание глинистых и цементных частиц или зерен скелета породы;
• адгезия набухших частиц поверхностью фильтрационных каналов;
• облитерация.
Следствие процессов:
• снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности;
• изменение структуры фильтрационных каналов;
• закупорка фильтрационных каналов механическими частицами;
• сложность вызова притока при освоении скважины.


2. Проникновение в ПЗС фильтратов различных растворов и жидкостей, используемых в период первичного, вторичного вскрытия, вызова притока и освоения.
Процессы, протекающий в ПЗС:
• изменение фазовых проницаемостей;
• изменение свойств поверхности твердого тела;
• адсорбция химических реагентов из фильтрата бурового раствора;
• диффузионное «перемешивание» различных фильтратов и жидкостей с возможным образованием твердых осадков;
• образование водонефтяных эмульсий;
• изменение рН среды;
• окисление нефти.
Следствие процессов:
• неподвижность» одной из жидкостей;
• снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности;
• изменение фильтрационных свойств системы;
• закупорка фильтрационных каналов и изменение структуры порового пространства;
• сложность вызова притока при освоении скважины.


3. Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и призабойной зоны.
Процессы, протекающий в ПЗС:
• изменение свойств дисперсионной среды и дисперсной фазы бурового и цементного растворов;
• изменение свойств жидкостей промывки, глушения и освоения;
• изменение свойств пластовых флюидов;
• образование эмульсий;
• фазовые превращения в системе;
• выделение газа из нефти;
• растворение газа в фильтратах и жидкостях;
• выпадение асфальто-смолопарафиновых компонентов нефти в поровом пространстве;
• образование и выпадение солей.
Следствие процессов:
• снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности
• «неподвижность» одной из жидкостей (как правило, нефти)
• закупорка фильтрационных каналов и изменение структуры порового пространства
• сложность вызова притока при освоении скважины.


4. Оплавляемость поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации.
Процессы, протекающий в ПЗС:
• образование сети микротрещин, покрытых фильтрационными корками из тонкодисперсных материалов.
Следствие процессов:
• снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности.

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:

1. ПЗС, проницаемость которой равна проницаемости глинистой корки на стенке скважины. В этом случае фильтрация из скважины в ПЗС происходит так, как будто глинистая корка отсутствует.
2. ПЗС, проницаемость которой выше проницаемости глинистой корки на стенке скважины. В такие пласты фильтрат проникает, в основном, в процессе бурения в период до полного формирования глинистой корки. Диаметр зоны проникновения фильтрата бурового раствора может быть оценен в 1-2 диаметра скважины и зависит только от времени формирования глинистой корки.
3. ПЗС, проницаемость которой ниже проницаемости глинистой корки. В такие пласты фильтрат поступает в процессе бурения и простоя необсаженных скважин, а диаметр зоны проникновения фильтрата может достигать значительных величин.

Так как при прочих равных условиях объем фильтрата или жидкостей, поступающих в ПЗС, является функцией времени, то эффективность вызова притока, освоения и эксплуатации скважины зависит от того, сколько времени прошло с момента первичного вскрытия до момента вызова притока. На практике необходимо организовать процесс строительства скважины так, чтобы это время было минимально возможным. Чем дольше скважина ожидает спуска обсадной колонны и ее цементирования, перфорации и вызова притока, тем вероятнее и значительнее загрязнение призабойной зоны и тем дольше и малоуспешнее будет процесс вызова притока и освоения.

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.

Обозначим:

Тогда относительные деформации сжатия ε_сж и растяжения ε_р можно записать в виде:

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

Дилатансия - 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.

Критическая плотность 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.

Таким образом, к моменту вторичного вскрытия пласта перфорацией ПЗС может быть уплотненной или разрыхленной, что сказывается на качестве гидродинамической связи пласта со скважиной. Качество этой связи зависит также от свойств флюидов, находящихся в ПЗС, и их взаимодействия как между собой, так и с горной породой.

Фильтрация флюидов (даже малой вязкости) в местах резкого сужения фильтрационных каналов может сопровождаться их закупориванием коллоидными частицами или продуктами окисления фильтрующегося флюида - облитерацией. 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.

1. Для добывающих скважин:
• проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе подземного ремонта;
• проникновение пластовой воды в ПЗС (в обводненных скважинах) при остановках скважин;
• набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
• образование водонефтяной эмульсии;
• выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий;
• проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.
2. Для нагнетательных скважин:
• набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;
• смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную с образованием и отложением солей;
• кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при ремонтных и других работах в скважине;
• повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание воды работали как добывающие.

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.