Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Демахин С.А., Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины. Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2003.
164 с.:ил. ISBN 5-94409-029-4 В работе описаны методы борьбы с обводнением нефтяных скважин на основе химических реагентов, обладающих селективным действием на нефтяные пласты. Проанализированы причины обводнения скважин, факторы их определяющие и методы определения источника обводнения. Рассмотрены основные технологии ограничения водопритока на основе применения селективных химических реагентов. Для инженерных и научно-технических работников в области нефтедобычи, студентов специальностей: «геология нефти и газа», «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» The paper describes the methods to resist the water cut of wells employing chemical reagents having certain selective impact upon oil formations. There have been analysed the reasons and sources of water ingression, the factors causing the latter as well as the ways to discover the sources of water cut. There have also been analysed the main technologies based on employment of selective chemical reagents to cut down water ingression. The paper is intended for engineering and research workers in oil production, for students of departments: «oil and gas geology», «development and maintenance of oil and gas deposits». Рекомендуют к печати: кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых Саратовского государственного университета Рецензенты: доктор геолого-минералогических наук, профессор Маврин К.А. кандидат химических наук, вед. н.с.
Принятые сокращения
АСП — асфальтосмолопарафины АСПО — асфальтосмолопарафиновые отложения ВНК — водонефтяной контакт ВДМ — волновой диэлектрический метод ВДС — волокнисто-дисперсная система ГИС — геофизическое исследование скважин ГВК — газоводяной контакт ГНК — газонефтяной контакт ДИМ — диэлектрический индукционный метод ДМ — древесная мука ДСИ — дефектомер скважинный индукционный ИНГМ — импульсный нейтронный гамма метод ИННМ — импульсный нейтрон-нейтронный метод КАНГМ — кислородно-активационный нейтронный гамма-метод КВД — кривая восстановления давления КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза КПАВ — катионные поверхностно-активные вещества КХЖ — кристаллогидраты хлорного железа МИО —масло индустриальное отработанное ММО — масло моторное отработанное МОП — межочистной период МРП — межремонтный период МУН — методы увеличения нефтеотдачи НГДУ — нефтегазодобывающее управление НКТ — насосно-компрессорные трубы НПСКС — нефтепираносернокислотная система НСКС — нефтесернокислотная система НСМИ — неселективные методы изоляции ПАА — полиакриламид ПАВ — поверхностно-активные вещества ПГС полимергелевая система ПДС — полимердисперсная система ПДНС — полимердисперсная наполненная система ПЗП — призабойная зона пласта ППУ — паропроизводительная установка ПФЭС — полифенилэтоксисилоксаны ПЭО — полиэтиленоксиды РГЭ — гамма-метод по радиогеохимическому эффекту САТ — скважинный акустический телевизор СМИ — селективные методы изоляции СНО — смесь нефтепродуктов отработанных ШАМ — широкополосный акустический метод ШФЛУ — широкая фракция легких углеводородов
Введение
Проблема интенсификации добычи нефти, снижения обводненности продукции и повышения нефтеотдачи пластов является одной из ключевых задач нефтяной отрасли промышленности. Это обусловлено рядом факторов, основными из которых являются переход большинства высокопродуктивных нефтяных месторождений на позднюю стадию эксплуатации и ввод в разработку новых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Если в начале 60-х доля трудноизвлекаемых запасов в общем балансе СССР составляла примерно 10 %, то в настоящий период она превосходит 55 % и продолжает прогрессивно увеличиваться. Темпы разработки трудноизвлекаемых запасов гораздо ниже, чем для объектов с хорошими геолого-техническими параметрами. Имеющиеся традиционные методы интенсификации и увеличения нефтедобычи не позволяют осуществлять добычу с приемлемыми значениями коэффициента нефтеотдачи. Наиболее распространенный метод – заводнение залежей для улучшения вытеснения нефти не всегда эффективен и к тому же он приводит к резкому обводнению добываемой продукции. Уровень средней обводненности в России возрастает почти на 2 % в год и в настоящий период близок к 80 %. Прорыв воды в добывающие скважины и их полное обводнение наступают задолго до достижения потенциально возможного отбора нефти из скважины. Нефтеотдача многих месторождений не превышает 30-40 %. Существует несколько основных причин обводнения нефти в процессе ее добычи. Одна из главных связана с геологическим строением самих пластов и, в частности, с их неоднородностью по проницаемости. Вследствие этого пропластки с малой проницаемостью вовлекаются в разработку в малой степени. Попытки вовлечения в процесс разработки застойных зон приводят к нерациональному увеличению объемов закачиваемой воды, что и ведет к обводнению продукции. Кроме того, поверхность породы-коллектора в основном имеет гидрофильный характер. По этой причине порода характеризуется повышенным содержанием остаточной воды и способна дополнительно аккумулировать и удерживать в поровом пространстве воду, проникающую в призабойную зону при первичном вскрытии пластов (бурение) и вторичном (перфорация), цементировании, многократных глушениях скважин при проведении ремонтно-изоляционных работ, а также в процессе эксплуатации скважин под внешним давлением. Под влиянием воды, проникающей в призабойную зону скважин возможно образование водяного барьера, водонефтяных эмульсий, набухание глинистых составляющих коллекторов и кольматирующих глинистых загрязнений. Основным методом борьбы с преждевременным и неравномерным обводнением скважин является выравнивание проницаемостной неоднородности коллектора путем увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон высокопроницаемых интервалов, т.е. активное регулирование заводнением отдельных пропластков, а также снижение водонасыщенности прискважинной части пласта. С целью регулирования процесса заводнения на нефтяных месторождениях с середины 1980-х годов широко применяются технологии физико-химического воздействия на неоднородные по проницаемости пласты. Они основаны на закачке в пласты растворов полимеров, геле- и осадкообразующих композиций, различных цементных составов, прямых и обратных водонефтяных эмульсий, стабилизированных ПАВ и других материалов. Несмотря на значительные успехи применения водоизолирующих материалов, рассматриваемая проблема требует дальнейшего поиска новых реагентов и технических решений по их применению. Технологии и технические решения, разработанные в 90-е годы, основываются на применении различных гидрофобизирующих веществ и композиций на базе преимущественно катионных ПАВ и кремнийорганических соединений. Любые технологии воздействия на пласты не могут быть успешными без тщательного предварительного изучения состояния ПЗП скважин, как правило, комплексом геофизических методов. Важным моментом при планировании мероприятий по ограничению водопритоков является точное определение источника обводнения скважины и только на этой основе проведение отбора технологий для применения в каждом конкретном случае. Также целесообразно проведение теоретических и лабораторных исследований применительно к объектам разработки, с использованием кернового материала и модельных объектов. Все вышеизложенное и легло в основу систематизации материала по технологиям воздействия на скважины, направленным на снижение обводнения добываемой продукции.
Глава 1. Геологические и технические факторы, влияющие на обводнение скважины
1.1. Коллекторские свойства горных пород
Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать в ней жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7]. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Качество породы-коллектора нефти и газа определяют ее емкостные и фильтрационные характеристики, определяемые литолого-петрографическим (веществе-нным) составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде – типом коллектора. Тип коллектора оказывает значительное влияние на характер фильтрации нефти и воды и на выбор способа борьбы с прогрессирующим обводнением скважины. Наиболее распространенные коллекторы нефти и газа – терригенные и карбонатные. Терригенные коллекторы. Породы – коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также смесью их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы, форма и характер поверхности минеральных зерен. По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые. Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95 – 98 %), как правило, обладает хорошими коллекторскими свойствами, пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80 – 95 %, а насыщенность водой – 5 – 20 %. Полимиктовый коллектор образуется в том случае, когда при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25 – 50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства. Начальная водонасыщенность у полимиктовых коллекторов может достигать 30 – 40 %. Терригенные коллекторы характеризуются очень широким диапазоном фильтрационных свойств. Проницаемость их изменяется от 3 – 5 до 0,0001 – 0,001 мкм2, а пористость – от 25 – 26 до 12 – 14 %. Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. В отличие от терригенных они характеризуются большим разнообразием структуры пустотного пространства, меньшей глинистостью и более низкими граничными значениями пористости. Формирование их емкостей в первую очередь определяется трещинноватостью и последующим выщелачиванием. Высокими значениями эффективной пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности могут обладать лишь так называемые биоморфные, органогенные и обломочные карбонатные породы, пустотное пространство в которых, не было подвержено вторичным изменениям (отложениям солей), вследствие чего коллекторы характеризуются низкими емкостными и фильтрационными свойствами. Эти карбонатные коллекторы могут иметь проницаемость до 0,3 – 1 мкм2 и пористость до 20 – 35 %. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабосцементированные - цемента до 10 %. Начальная водонасыщенность их в нефтяной залежи не превышает 5 – 20 %. Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшими пористостью (12 – 25 %) и проницаемостью (0,01 – 0,3 мкм2) вследствие вторичного изменения порового пространства (диагенеза и катагенеза) и более высокой степенью цементации (10 – 20 %) среднезернистой породы. Водонасыщенность среднепористых карбонатов может достигать 25 – 35 %. Мелкозернистые, слабопроницаемые, мелкопористые карбонатные коллекторы представляют собой сильно перекристаллизованные пелитоморфные породы, обычно называемые матрицами, которые обладают низкой полезной емкостью и плохими фильтрационными свойствами: пористость 8 – 15%, проницаемость 0,0001 – 0,01 мкм2, водонасыщенность 35 – 50 %. Емкостные свойства карбонатных коллекторов этого типа связаны с пористостью матриц (блоков), а фильтрационные свойства – с трещиноватостью пород. Высокопористые, высокопроницаемые карбонатные коллекторы – хорошие объекты для разработки. Разработка слабопроницаемых, мелкопористых карбонатных коллекторов трудна и малоэффективна. Основные свойства коллекторов нефти и газа, влияющие на процесс разработки и эксплуатации нефтяных месторождений и на процесс их обводнения, следующие: вещественный состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность. От значений и соотношения основных параметров пород-коллекторов зависит применимость тех или иных химических реагентов для изоляции водопритока.
1.2. Вещественный состав нефтеносных пластов
Вещественный состав нефтеносных пластов определяется структурой и минералогическим составом. Под структурой породы принято понимать особенности строения пористой среды, обусловленные размером фракций, формой зерен и взаимным отношением составных частей породы. Нефтеносные пласты, как правило, содержат песок с размером зерен 0,1 – 1 мм, алеврит (0,1 – 0,01 мкм) и пелит или глину (0,01 мм). В природе редко встречаются пласты с хорошо отсортированной, выдержанной по размерам зернистостью. Как правило, нефтегазоносные отложения характеризуются широким фракционным составом – породы чаще мелкозернистые, реже – среднезернистые, содержащие различное количество примесей алевролитовой и пелитовой фракций. Отсюда и название этих пород (в зависимости от процентного содержания зерен тех или иных размеров) например песчаник мелкозернистый, сильноалевритистый или алевропесчаник неравномерно сильноглинистый с доломитом и т. п. Минералогический состав породы-коллектора определяется на основании изучения тяжелых и легких фракций пород. Обычно с этой целью разделяют по плотности минералы фракций от 0,25 до 0,01 мм; при наличии грубозернистой структуры песчаников иногда выделяют и более крупные фракции. Преобладание биогенного, биохемогенного и хемогенного способов образования карбонатного материала над кластогенным, который является подавляющим при образовании терригенных пород, обусловливает соответственно большее разнообразие текстур и структур карбонатных пород. Повышенная растворимость карбонатного материала существенно влияет на формирование карбонатных пород. В отличие от терригенных продуктивные карбонатные породы сложены более ограниченным комплексом минералов, представленных в основной массе кальцитом и доломитом. В зависимости от содержания этих минералов соответственно выделяются известняки и доломиты, а также породы ряда известняк-доломит, в которых кальцит и доломит могут находиться в сложном количественном соотношении. Помимо указанных минералов в карбонатных породах чаще всего в виде примесей присутствуют такие карбонатные минералы, как магнезит и анкерит, а также не карбонатные – ангидрит, гипс, галит, глинистые и другие минералы. От минералогического состава и структуры породы зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная площадь поверхности, капиллярные свойства и т.д. Так как размеры частиц песков обуславливают общую площадь поверхности, контактирующей с нефтью, то от вещественного состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации.
1.3. Неоднородность порового пространства
Жидкость в горных породах содержится между их частицами. Абсолютно плотных, лишенных промежутков между частицами пород не существует [1, 7]. Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор). Различают общую (абсолютную) и открытую (взаимосвязанную) пористость. Коэффициенты общей (m) и соответственно, открытой (m') пористости равны: m = Vпор/V0 и m' = Vоткр. пор/V0 , где Vпор – общий объем всех пустот породы, включая поры, каверны, трещины, связанные и не связанные между собой; Vоткр. пор – общий объем открытых, сообщающихся пор; V0 – объем породы. Часто пористость породы выражают в процентах, т.е. m (%) = Vпор/V0 ·100 % и m' (%) = Vоткр. пор/V0 ·100 % , Коэффициент общей пористости используется при оценке абсолютных запасов нефти в пласте, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта. Если геометрический объем блока породы умножить на коэффициент ее общей пористости, то определяется статистическая полезная емкость коллектора: Vn = F·h·m , где Vn – емкость породы, м3; F – площадь блока породы, м2; h – средняя мощность блока породы, м; m – коэффициент общей пористости. Пористость реальных нефтяных пластов терригенного типа зависит от фракционного состава частиц, плотности их расположения и типа цемента. Чем разнообразнее фракционный состав зерен породы, тем больше может изменяться «живое» сечение и свойства поверхности поровых каналов, что и обусловливает неоднородность порового пространства. По своему происхождению поры и пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относятся поры, возникшие вместе с образованием самой породы (например, пустоты между зернами и частицами, слагающими породы, промежутки между плоскостями наслоения, пустоты, пузыри, образующиеся при застывании магматических пород). Ко вторичным относятся поры и пустоты возникшие после образования пород. К ним относятся различного происхождения трещины (тектонические, от усыхания и кристаллизации), каверны, пустоты растворения и т.п. В породах выделяются сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные поры. Первые связаны с наличием каверн, каналов, трещин, а также с крупнообломочным составом породы. В сверхкапиллярных порах движение жидкости совершается под действием силы тяжести. При движении в сверхкапиллярных порах вода может приобретать значительные скорости и вихревое течение. Ко вторым относятся поры с размером больше 0,001 мм (>1 мкм), а к третьим – поры с диаметром меньше 0,001 мм (< 1 мкм). Жидкость движется только по капиллярным порам, так как в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии, вследствие взаимодействия молекулярных сил в твердой и жидкой фазах. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывного канала из капиллярных пор, что часто наблюдается в карбонатных породах. Нефтегазовые породы характеризуются преимущественным наличием капиллярных пор. Размеры пор в терригенных коллекторах изменяются в очень широком диапазоне – от 0,1 мкм в аргиллитах и алевролитах до 500 – 1000 мкм в слабосцементированных кварцевых песчаниках. В пластах со средней проницаемостью (0,4 – 0,5 мкм2) средний размер пор составляет 10 – 20 мкм, а максимальный достигает 100 – 150 мкм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01 – 0,02 мкм) средний размер пор не превышает 1 – 2 мкм, а максимальный размер составляет 20 – 25 мкм. В карбонатных коллекторах размер пор может изменяться еще в более широком диапазоне – при том же самом минимальном размере пор (0,1 мкм) максимальный размер пор (пор выщелачивания) может достигать размера каверн – 0,5 – 1,5 см или (0,5 – 1,5)·104 мкм. Известняк при большем среднем радиусе пор и пористости, чем у песчаника, обладает меньшей проницаемостью вследствие блокирования части крупных пор. Горные породы также могут приобретать коллекторские свойства благодаря трещиноватости, возникшей вследствие движения земной коры. Естественная трещинноватость – это свойственная практически всем горным породам рассеченность их мелкими трещинами (с возрастанием их густоты в следующем порядке: песчаники – алевролиты – аргиллиты – мергели – сланцы – известняки - доломиты). Трещины имеют различную протяженность – от 0,01 – 0,15 м до 10 – 20 м, раскрытость – от нескольких микрометров до сантиметра, направленность – от бессистемных горизонтальных, наклонных, до четко прослеживаемых по площади залежи вертикальных трещин, и густоту – от 1 до 10 трещин на 1 м и более. Мелкие трещины имеют наибольшую густоту, которая приурочена к местам перегиба пластов, сводам структур и пр. Проницаемость – способность пластов фильтровать через себя жидкости и газы – важнейшее их свойство, определяющее эффективность извлечения нефти. Проницаемость зависит от размеров и формы открытых пор горной породы, а также от свойств фильтруемых жидкостей или газов. За единицу проницаемости принимается проницаемость пористого образца площадью F = 1 см2, длиной l = 1 см, при фильтрации через который при переходе давления ?р = 1 атм расход жидкости вязкостью ? = 1 сантипуазу составляет 1 см3/сек. Полная единица измерения проницаемости называется дарси. В промысловой практике для удобства расчетов пользуются более мелкой единицей измерения проницаемости, называемой миллидарси (1 мД = 0,001 Д). При движении через пористую среду одной жидкой фазы измеренная проницаемость называется абсолютной. Очень часто в пористой среде происходит двухфазное движение. В этом случае проницаемость для каждой из насыщающих жидкостей отличается от абсолютной и называется эффективной или фазовой проницаемостью. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью для конкретной жидкой фазы. Она является безразмерной величиной и выражается в % от абсолютной проницаемости или в долях единицы. Реальный приток пластового флюида происходит в условиях существования вокруг каждой скважины двух зон с различной проницаемостью: удаленной зоны с естественной проницаемостью пласта и призабойной зоны с ухудшенной проницаемостью. Фактическая продуктивность скважины определяется средней величиной проницаемости пласта, учитывающей проницаемость ПЗП и проницаемость удаленной зоны пласта. Средняя проницаемость пласта Кн.ср. в условиях существования вокруг скважины двух зон с различной проницаемостью определяется соотношением:
где К1 – проницаемость призабойной ухудшенной зоны пласта; К2 – проницаемость пласта в удаленной зоне; rо – радиус призабойной ухудшенной зоны пласта; Rк – радиус контура питания пласта rс – радиус скважины. Средняя величина проницаемости пласта, как правило, определяется на основании гидродинамических исследований нефтяных скважин на стационарных режимах фильтрации по известной формуле: где ?ф – фактический коэффициент продуктивности скважины (?ф=Qф/?Pф), определяется по индикаторным кривым, построенным в координатах Qф=?(?Рф); ? – вязкость пластового флюида; h – толщина пласта; rср.пр. – приведенный радиус скважины, величена которого определяется из соотношения rср.пр. = rср.?е -(С1+С2), где С1 и С2 – коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия пласта. В терригенных пластах проницаемость является следствием распределения пор по размеру, которое зависит от степени компактности, уплотнения, фракционного состава и цементации осадочного материала. В карбонатных пластах дополнительное влияние на проницаемость оказывают вторичное растворение осадочного материала, его перемещение, перекристаллизация и доломитизация. При насыщении породы одновременно разными жидкостями и газами проницаемость для них будет зависеть от свойств жидкостей и от их взаимного количественного соотношения. Очень важная характеристика коллекторов – удельная поверхность пористой среды – отношение площади поверхности пор к объему или массе пористой среды. Вследствие небольших размеров отдельных зерен и большой плотности их укладки общая площадь поверхности порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Для высокопористых, высокопроницаемых коллекторов удельная поверхность не превышает 500 – 1000 см2/см3 породы, а для алевролитов, полимиктов и слабопроницаемых карбонатов достигает 10 000 – 30 000 см2/см3 (0,5 – 1,5 м2/г). Удельная поверхность пористой среды связана с пористостью и проницаемостью следующим соотношением: где Sу – удельная поверхность; m – коэффициент пористости; k – коэффициент проницаемости; G – эмпирический коэффициент, равный (7 – 10)·103 для разных коллекторов. Эта характеристика имеет большое значение для применения методов ограничения водопритока в нефтяные скважины, так как любые химические растворы, находясь длительное время в пластах, взаимодействуют с их поверхностью, вызывая процессы адсорбции химических реагентов, деструкции молекул, ионного обмена между растворами и поверхностью, растворения солей и др. Одна из самых важных и принципиальных характеристик микроструктуры пористых сред нефтеносных пластов – смачиваемость их поверхности. От того, какой смачиваемостью характеризуется пористая среда, зависит специфика вытеснения нефти водой. Все нефтегазоносные пласты образовались в водной среде (отложение и цементация осадков) и до формирования в них залежей были водоносными и, следовательно, гидрофильными, т. е. смачиваемыми водой. Формирование нефтегазовых залежей в водоносных пластах в соответствии с действием гравитационных сил могло происходить только при нейтрализации капиллярных сил. Под действием ряда активных компонентов в нефти (асфальтенов) происходило оттеснение воды с поверхности пор нефтью и частичная гидрофобизация этой поверхности. Поэтому считают, что нефтегазоносные пласты обладают смешанной (частично гидрофильной и частично гидрофобной) или промежуточной смачиваемостью. Мерой смачиваемости пористой среды служит контактный угол между плоскостью водонефтяного контакта в поре и твердой поверхностью. Этот угол может изменяться от 0 до 1800. В гидрофильных породах контактный угол меньше 900 при замере его в водной фазе. И чем меньше этот угол, тем гидрофильнее поверхность пор. В гидрофобных породах контактный угол больше 900. В строго гидрофильных породах контактный угол стремится к нулю, а в гидрофобных – к 1800. При контактном угле около 900 поверхность породы одинаково смачивается водой и нефтью. Реальная смачиваемость нефтегазоносных пластов не поддается прямому измерению, так как невозможно измерить контактный угол в широком диапазоне изменения минералогического состава пород, шероховатости, глинистости поверхности пор и пр. Существуют лишь косвенные методы определения смачиваемости по пластинкам, моделирующим поверхность пор, пропиткой кернов водой или нефтью и центрифугированием. Но можно совершенно однозначно считать практически все известные нефтеносные пласты предпочтительно гидрофильными, т. е. предпочтительно смачиваемыми водой. Указанием на это служит их достаточно высокая электропроводность, что используется при электрокаротаже. Пористая среда, насыщенная на 80 – 95 % нефтью и только на 5 – 20 % водой, может быть токопроводящей при сплошном слое воды на поверхности пор. Еще одним свидетельством предпочтительной смачиваемости большинства известных нефтеносных пластов водой служат керны из них, всегда прочно покрытые глинистой коркой (при бурении на водных глинистых растворах). К образцам пород из гидрофобных пластов глинистый раствор не пристает, глинистая корка сама отпадает. Гидрофобные пласты, полностью или предпочтительно смачиваемые нефтью, в практике разработки нефтяных месторождений встречаются очень редко. Карбонатные коллекторы гидрофобизованы в большей степени, чем песчаные. Микронеоднородность пористой среды (изменчивость размеров пор и смачиваемость) – основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами.
1.4. Неоднородность нефтеносных пластов
Вещественный состав и физические свойства осадочных пород изменяются в зависимости от условий их отложений как по площади, так и по разрезу. Литолого-физические свойства пород могут меняться постепенно или резко – на расстояниях, соизмеримых с расстояниями между скважинами. Резкую изменчивость свойств пород называют геологической неоднородностью. Неоднородность геологических пластов, в которых залегает нефть, обнаруживается сразу же, при минимальном их изучении. Дебиты и продуктивность даже соседних скважин резко различны. Образцы породы, выносимые из скважин, обладают различными свойствами даже при визуальном изучении. Простейшие виды каротажа показывают различие пластов в скважинах по толщине, наличию глинистых пропластков и др. В настоящее время общепризнанно, что реальные нефтеносные пласты характеризуются неоднородностью по крайней мере трех основных видов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных пластов и неравномерностью свойств пластов по простиранию [7]. Эти виды неоднородности нефтеносных пластов вызывают неравномерность потоков жидкости, создают помехи для извлечения нефти, приводят к преждевременному обводнению добывающих скважин и затрудняют обработку пластов химическими реагентами. Нефтеносные пласты, в силу изменявшихся условий отложения осадков при их образовании, представляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных песчаных (терригенных) или известняковых и непроницаемых глинистых или доломитовых слоев, линз и пропластков. Расчлененность пластов бывает столь велика, что в пределах разреза одной скважины в пласте выделяется до 10 – 20 пропластков. На профиле, представленном на рис. 1, отражены лишь пропластки и слои толщиной более 0,5 – 1 м, поддающиеся выделению геофизическими средствами, и не показаны линзы и пропластки меньшей толщины. Из этого рисунка видно, насколько сложно строение нефтяных залежей и как трудно обеспечить полное дренирование всего объема задержки, особенно полный охват вытеснением нефти водой или иным рабочим агентом через нагнетательные скважины в добывающие. В общем случае всякие непроницаемые включения в залежи ухудшают условия ее дренирования и разработки, так как являются барьерами, препятствующими перемещению нефти к скважинам в любых направлениях. Но в некоторых частных случаях (в водонефтяных или газонефтяных зонах) непроницаемые слои и линзы предохраняют добывающие скважины от преждевременного прорыва в них воды или газа и тем самым способствуют улучшению условий разработки этих зон. Однако для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, ограничению водопритока в скважины, и особенно при закачке небольших по объему дорогостоящих рабочих агентов, требуется знать доподлинно местоположение всех линз, экранов и барьеров, чтобы обеспечить эффективное воздействие на весь нефтенасыщенный объем залежей. Факторы, определяющие характер и величину проницаемости в процессе образования нефтеносных коллекторов изменялись во времени и в пространстве, вследствие чего проницаемость пластов изменялась по вертикали и площади. Масштаб изменчивости проницаемости пластов различный – от 0,1 – 0,5 м до 5 – 500 м и более. Изменчивость проницаемости малого масштаба наблюдается при полном выносе и детальном анализе керна из пластов. Проницаемость образцов керна, удаленных в пласте друг от друга по вертикали всего на 20 – 30 см, может изменяться в 5 – 10 раз и более. По площади залежей проследить за изменением проницаемости можно по керну из разных скважин, удаленных на сотни метров друг от друга, по их продуктивности или геофизическим исследованиям. Перемещение жидкости из слоя в слой в какой-то мере ухудшается так называемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по вертикали может быть в 2 – 10 раз ниже, чем в горизонтальном направлении. Это связано с уплотнением пород и наличием не фиксируемых тончайших глинистых прослоев. Но анизотропия не может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку и избирательному движению жидкости. Тем не менее, жидкость вынуждена двигаться через слои с различной проницаемостью в горизонтальной плоскости. Поэтому среднее значение проницаемости вдоль любой линии тока жидкости, колеблющейся по горизонтали и вертикали, является среднегармоническим составляющих разностей, располагающихся по линии тока. Вместе с тем ясно, что в бессистемно неоднородном по проницаемости пласте нет условий для неограниченного «блуждания» жидкости от подошвы к кровле пласта и между скважинами. Свобода движения жидкости в неоднородных пластах ограничена какими-то пределами, зависящими не только от степени неоднородности, но и от самого характера неоднородности пластов, условий эксплуатации скважин и др.
1.5. Свойства нефти
Нефть является наиболее важным видом горючих природных ископаемых, отличающимся не только высокой калорийностью и теплотворностью (теплота сгорания ? 45 мДж/кг), но и низким содержанием загрязняющих примесей. Она легко транспортируется, а в процессе переработки дает широкий ассортимент продуктов с различными физико-химическими свойствами [5, 8]. Нефть, представляет собой маслянистую жидкость, плотностью 0,77 – 0,97 г/см3 (чаще всего 0,82 – 0,92 г/см3), различной вязкости – от легко подвижного до вязко-пластичного состояния. В зависимости от состава застывает при температуре от – 60 до +830С. По составу природные нефти являются смесью углеводородов различного строения с примесями неуглеводородных соединений. Их молекулярная масса изменяется в широких пределах – от небольших значений до величин порядка 1000 – 1500. Групповой углеводородный состав нефти отражает содержание трех основных классов углеводородов: парафиновых (алканы), нафтеновых (цикланы) и ароматических (арены). Обычно с увеличением температуры кипения фракций содержание парафиновых углеводородов убывает, нафтеновых возрастает до температуры 300-400 0С, содержание ароматических углеводородов возрастает, достигая максимума в наиболее высококипящих фракциях. Особую роль играет содержание в нефти твердого углеводорода – парафина, который растворен в жидких углеводородах. Общее содержание твердого парафина в нефтях различно: чаще до 10-15 %, но иногда его содержание ? 40 %. По содержанию парафина нефти подразделяют на малопарафинистые (менее 1,5 %), парафинистые (1, 51 – 6,0) и высокопарафинистые (более 6 %). Важной составной частью нефтей являются смолы и асфальтены. Они содержат в своем составе сложные высокомолекулярные соединения. Молекулярная масса смол 500-1000, а асфальтенов – до 10000. Смолисто-асфальтеновые вещества практически не переходят во фракции нефти в процессе ее перегонки, а накапливаются в мазуте, откуда селективно извлекаются соответствующими растворителями. Из числа других соединений, кроме смол и асфальтенов, следует отметить различные кислоты и фенолы. Основную долю из первых составляют нафтеновые кислоты с общей формулой CnH2n-1COOH (n=5-9). Они содержаться в количестве от следов до 3 %. Химический элементный состав нефтей характеризуется наличием пяти базовых элементов – углерода, водорода, кислорода, серы и азота при резком преобладании первых двух. Содержание углерода колеблется в пределах 82 – 87 %, водорода 12 – 14 %. Максимальное содержание остальных трех элементов может в сумме доходить до 5 % (главным образом за счет серы), но обычно оно гораздо меньше. Сера присутствующая в нефтях, придает им нежелательные свойства, вызывая, в частности, корозию применяемого оборудования. По содержанию серы нефти подразделяют на малосернистые (до 0, 6 %), сернистые (от 0,61 до 1,8 %) и высокосернистые (более 1,8 %). Фракционный состав нефти отражает относительное содержание ее различных фракций, выкипающих в определенных интервалах температур. Обычно фракции подразделяют по следующим температурным интервалам начала и конца кипения: авиационный бензин 40 – 800С, автомобильный бензин 40 – 2050С, керосин 200 – 3000С, мазут 350 – 5000С, гудрон выше 5000С. Разгонкой мазута получают различные масляные фракции (дистилляты), которые отбирают уже не по температурам кипения, а по величине вязкости. Нефть не является термодинамически равновесной системой и не характеризуется четко выраженной детерминированностью состава и свойств. Часто нефть из различных горизонтов одного и того же месторождения оказывается различной по составу. Изменение состава нефти происходит не только в условиях нефтяной залежи, но продолжается также в любых других условиях существования нефти: в процессе ее добычи, транспортировки и хранения, вплоть до переработки, когда она перестает быть природных объектом и распадается на ряд технических продуктов. Каждому изменению состава нефти, как правило, адекватно появление новых макрофаз в системе. Причем их количество и состав определяется не только составом самой нефти, но и физико-химическими условиями ее существования. Именно сложность состава и свойств нефти долгое время не позволяли провести строгую классификацию нефтей, хотя такие попытки были неоднократно. Так в 1931 г. ГрозНИИ разработал научную классификацию, по которой нефть делят не шесть типов: 1) парафиновые – в бензинах содержится не менее 50 %, а в маслах до 20 % (масс.) парафиновых углеводородов; 2) парафино-нафтеновые – со значительным содержанием нафтеновых углеводородов и небольшим – ароматических; 3) нафтеновые – во всех фракциях преобладают нафтеновые углеводороды (более 60 масс. %); 4) парафино-нафтено-ароматические – с примерно одинаковым содержанием углеводородов этих рядов; 5) нафтено-ароматические – с преобладающим содержанием нафтеновых и ароматических углеводородов; 6) ароматические – с высокой плотностью всех фракций и резко выраженным преобладанием в них ароматических углеводородов. В настоящее время в нашей стране принята технологическая индексация или классификация по ОСТ 38.01197-80, в соответствии с которой каждой нефти присваивается индекс из пяти цифр. Нефти делятся на классы (по содержанию серы), типы (по содержанию фракций, выкипающих до 3500С), группы (по суммарному содержанию базовых масел), подгруппы (по индексу вязкости) и виды (по содержанию твердых парафинов). Используя данную классификацию, можно составить индекс для любой добываемой нефти. За рубежом нефть классифицируют в основном по плотности и содержанию серы. Характеризуя свойства нефти, проанализированной на поверхности, следует учитывать, что они существенно отличаются от аналогичных параметров в пластовых условиях. Данное обстоятельство определяется, с одной стороны, давлением и температурой в недрах, а с другой, содержанием в нефти растворенного газа. Последнее может достигать 300-500 м3/м3, при обычном содержании 100-200 м3/м3. Значения объемного коэффициента пластовых нефтей обычно лежат в пределах 1,2 – 1,8, возрастая по мере роста давления; плотность нефти в пластовых условиях колеблется от 0,4 до 0,8 г/см3. Коэффициент сжимаемости однофазной нефти меняясь в пределах (10?50)·10-4 мПа-1 также весьма сильно зависит от газосодержания, температуры и давления. Именно поэтому при прогнозировании нефтеотдачи для залежей, где пластовое давление значительно превышает давление насыщения, регистрируют значения коэффициента сжимаемости как функции давления. По этой же причине и вязкость пластовой нефти существенно меньше ее вязкости в поверхностных условиях, однако она мало меняет свои значения в том случае, когда пластовое давление превышает давление насыщения. Анализируя свойства нефти применительно к технологиям ограничения водопритока укажем, что критичными здесь являются вязкостные параметры. Дело в том, что соотношение вязкостей нефти и воды относятся к числу основных факторов, определяющих процесс и показатели заводнения пластов. Вязкость жидкости между контуром питания и зоной отбора определяет величину фильтрационного сопротивления. Чем больше вязкость нефти, тем больше фильтрационное сопротивление потоку изменяется при внедрении воды и отличается, соответственно, для обводненных и нефтенасыщенных зон пласта. Чем выше вязкость нефти, при фиксированном коэффициенте охвата, тем большее содержание воды содержится в добываемой продукции. Разница в обводненности добываемой продукции залежей в зависимости от значений их вязкости может достигать 20 – 50 %. В отдельных случаях, при большой вязкости нефти нефтеотдача может мало отличаться от нефтеотдачи залежи с малой вязкостью нефти, но достигается она при более высокой обводненности и, главным образом, при значительно большем объеме закачанной жидкости-вытеснителе.
1.6. Давление и температура
Давление является весьма существенным фактором, имеющим большое значение для разработки месторождений. Давление в недрах обусловливается давлением породы и насыщающей ее жидкости. Чем больше мощность породы, тем больше давление. Величину пластового гидростатического давления в недрах можно определить, пользуясь формулой: pпл=Н?ж/10 , где pпл – пластовое гидростатическое давление; Н – глубина; ?ж – плотность жидкости. При плотности воды равной 1 г/см3, pпл = 0,1 Н. Определение начального пластового давления имеет исключительно важное значение при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений, оказывает сильное влияние на процессы обводнения скважин и, следовательно, определяет сроки и характер проведения ремонтно-изоляционных работ. Давление в нефтяных и газовых залежах тесно связаны с окружающей залежь водонапорной областью пласта, причем даже небольшие нарушения в распределении давления в водоносной области оказывают существенное влияние на положение контактов нефть-вода и газ-вода. Наклоны контуров нефть-вода могут также происходить при изменении плотности нефти по площади залежей, вызванном как условиями формирования залежей, так и изменением температуры [1, 4, 5]. Избыточное давление существует во всех залежах нефти и газа, его величина зависит только от высоты залежи и разности плотностей пластовой воды и нефти (газа). Поэтому определяющим фактором пластового давления залежей нефти и газа является величина пластового давления подошвенных вод на уровне контакта залежей. Пластовое давление воды в нефтегазоводоносных пластах зависит от степени гидравлической сообщаемости данного пласта с земной поверхностью и типа природной водонапорной системы. В нефтепромысловой практике принято пользоваться так называемым градиентом давления: grad p = pпл/Нпл , где grad p – градиент давления; Нпл – глубина залегания пласта в скважине. Обычно величина градиента давления для залежей нефти с нормальным пластовым давлением колеблется в пределах 0,07 – 0,12 кгс/см2?м. Однако иногда отмечается аномально высокое пластовое давление при котором градиент давления значительно превышает 0,12 кгс/см2?м и достигает значений 0,23-0,24 кгс/см2?м. Проведение ремонтно-изоляционных работ на месторождениях с таким градиентом давления может быть связано с определенными трудностями. В процессе эксплуатации скважины происходит нарушение естественного распределения давления в пласте. Вдоль ствола скважины происходит падение давления и образуется депрессионная воронка. Следствием этого является образование градиентов давления близких к вертикальным. Это приводит к изменению потоков жидкости: поднятию водонефтяного контакта или опусканию газонефтяного контакта, т.е. образованию водяных или газовых конусов. Помимо давления важное значение при разработке месторождений и проведению мероприятий по капитальному ремонту имеет температура нефтяных пластов. Температура с глубиной повышается в соответствии с геотермической ступенью и геотермическим градиентом. Под геотермической ступенью понимают глубину, на которую нужно углубиться от пояса постоянной температуры, чтобы температура поднялась на 10С. Геотермическую ступень вычисляют по формуле: где G – геотермическая ступень в м/0С; Н – глубина скважины в м; h – глубина слоя, имеющего постоянную температуру, в м.; Т – температура на глубине Н в 0С; t – средняя годовая температура воздуха в месте забора в 0С. Повышение температуры на единицу длины называется геотермическим градиентом. Таким образом, геотермическая ступень и градиент являются обратными величинами. Геотермическая ступень сильно различается для месторождений платформенного типа и месторождений геосинклинальных областей. К примеру, на Северном Кавказе она местами составляет 7-11 м/0С, а в Башкирии и Татарстане достигает 50-60 м/0С. Большое различие в величине геотермической ступени обусловлено разной теплопроводностью горных пород, гидрохимическим метаморфизмом и характером залегания пород, неравномерным охлаждением земного шара, радиоактивными процессами, циркуляцией подземных вод. От температуры сильно зависит вязкость нефти и, следовательно, интенсивность процессов обводнения и возможности применения методов увеличения нефтедобычи. От температурного режима нефтяных пластов зависит выбор реагентов для ограничения водопритока. При слишком высоких температурах пласта возможна деструкция полимерных композиций, при слишком низких в пласте могут выпадать асфальтосмолистые вещества, снижающие проницаемость призабойной зоны. Температурный фон в призабойной зоне и на забое скважины позволяет выявить заколонные перетоки жидкости и опережающее поступление в скважину закачиваемых и законтурных вод.
1.7. Техническое состояние скважины
Важнейшей составной частью основных фондов нефтедобывающей промышленности являются скважины. Под ними понимаются разработочная скважина, оснащенная фонтанным, насосным, газлифтным оборудованием, контрольно-измерительными приборами и предназначенная для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды, воздействия на нефтяной пласт и управления разработкой нефтяной залежи (ОСТ 39.039-76) [1, 3, 9]. Конструкция скважины должна обеспечивать следующее: 1) устойчивость стенок ствола скважины; 2) надежное разобщение пластов и пропластков; 3) возможность спуска в скважину оборудования для извлечения нефти из пласта; 4) надежное сообщение скважины с разрабатываемым пластом. Устойчивость стенок ствола скважины за все время ее эксплуатации обеспечивается стальными толстостенными трубами (обсадными трубами). В зависимости от геологических условий в скважину может быть спущено на разные глубины несколько концентрически расположенных колонн труб. Нарушение целостности обсадных колонн в процессе эксплуатации скважин происходит вследствие: смятия колонн, истирания и образования трещин в теле обсадных труб эксплуатационных колонн, из-за нарушения герметичности цементного камня. Следствием этого может быть поступление в скважину пластовых флюидов не из разрабатываемого пласта. Конструкция забоя скважины в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта может быть со сплошной заливкой, с манжетной заливкой, с хвостовиком, с незакрепленным забоем. Если пласт сложен твердыми, хорошо сцементированными породами, забой скважины обычно делают открытым: эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного горизонта и цементируют, а разбуренный потом интервал от кровли пласта до забоя оставляют необсаженным. Если продуктивный пласт состоит из рыхлых пород, частицы которых могут в процессе эксплуатации выноситься потоком жидкости в скважину, ниже основной эксплуатационной колонны иногда спускают хвостовик-фильтр. Эксплуатационную колонну спускают, как и в предыдущем случае, до кровли продуктивного пласта и цементируют. Затем скважину углубляют на всю мощность продуктивного горизонта и спускают в нее хвостовик фильтр. При манжетной заливке фильтр спускается непосредственно на эксплуатационной колонне. Для цементирования затрубного пространства выше продуктивного пласта на наружной стороне труб на глубине, соответствующей кровле пласта, закрепляют железную воронку-манжету, плотно прилегающую к стенкам скважины. Над манжетой делают несколько отверстий для прохождения цементного раствора из труб в затрубное пространство, а ниже устанавливают чугунный клапан, который после цементирования легко разбуривается. Последние две конструкции забойной части скважин применяется в том случае, когда в кровле и подошве продуктивного пласта отсутствуют водоносные пропластки. Кроме того, такое устройство низа скважины применяют в скважинах, пробуренных в однородном продуктивном пласте, не имеющим отдельных пропластков и глинистых перемычек. В природе такие условия не являются типичными, поэтому подобные конструкции забоя встречаются сравнительно редко. В большинстве случаев применяют конструкцию забоя и фильтра со сплошной заливкой. При этом скважину бурят до проектной глубины, т.е. вскрывают продуктивный пласт до заданной отметки. После спуска обсадных труб и их цементирования с подъемом цемента до нужной высоты для перекрытия верхних нефтяных, газовых и водяных горизонтов против продуктивной части пласта простреливают отверстия. Конструкция низа скважины оказывает большое влияние на пути поступления воды в скважину и это необходимо учитывать при планировании работ по изоляции водопритока. Установление интервала вскрытия пласта для его эксплуатации имеет большое практическое значение. В ряде случаев необходимо ограничивать мощность пласта, через которую нефть фильтруется из пласта в скважину. Например, при наличии воды в подошве пласта, если перфорировать колонну против всей нефтеносной части пласта, скважина очень скоро начинает давать вместе с нефтью воду, которая, подтягиваясь вверх, образует так называемый конус. Если месторождение изучено достаточно хорошо, то при тонких непроницаемых пропластках в разрезе желательно не вскрывать нижнюю часть пласта, насыщенную подошвенной водой, так как изоляция воды цементом при конструкции низа скважины со сплошной заливкой не дает положительных результатов; в этом случае следует применять конструкцию с предварительным цементажем. Если же месторождение недостаточно изучено, а пласт разделен достаточно мощными прослоями непроницаемых пород, то можно применять конструкцию низа скважины со сплошной заливкой цементом, но колонну следует перфорировать только против верхней нефтенасыщенной части пласта выше непроницаемых прослоев. При отсутствии непроницаемых прослоев интервал перфорации должен быть максимально удален от подошвенной воды, т.е. максимально уменьшен. Необходимо быть весьма осторожными и в отношении скважин, расположенных в приконтурной зоне (при активности краевой воды). Обсадные колонны приконтурных скважин во избежание быстрого обводнения скважин желательно перфорировать только против верхней части пласта; если же в разрезе продуктивного пласта имеется непроницаемый прослой, интервал перфорации нужно устанавливать выше этого прослоя. Надежное разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей пройденной скважинной толще пород достигается цементированием скважины. Для этого цементный раствор под давлением закачивается в пространство между колонной обсадных труб и стенками скважины. После затвердевания раствора цементный камень разобщает пласты. Кроме того, цеметирование заколонного пространства необходимо для изоляции нефтяного пласта от прорыва верхней или нижней воды в область интервала перфорации. В случае некачественного цементажа в процессе эксплуатации может наблюдаться заколонный переток воды и сильное обводнение добываемой продукции. В процессе строительства скважин имеют случаи недоподъема цемента до проектной глубины, что вызывает перетоки флюидов между пластами в зоне, где отсутствует цемент, и нарушение целостности обсадных колонн, ведущей к поступлению пластовых флюидов из пластов в скважину или из скважины в пласты, зачастую с выходом на дневную поверхность (газоводонефтепроявления). Также в процессе строительства иногда происходит образование негерметичного цементного кольца, или в процессе эксплуатации по различным причинам происходит нарушение герметичности цементного кольца. На качество процесса цементажа большое влияние оказывает наличие каверн. Каверны в процессе дальнейшего бурения заполняются кусками разбуренной породы, смешанной с глинистым раствором, что мешает проникновению цемента в каверны. Причиной образования каверн являются размывающее действие струи глинистого раствора и его низкое качество. Поэтому при вскрытии нефтеносного пласта, а также в тех местах разреза, где ожидаются каверны, необходимо соблюдать соответствующий режим бурения. Ухудшает качество цементажа также утолщенная глинистая корка, образующаяся на стенках скважины против проницаемых нефтеносных пластов при вскрытии их некачественным глинистым раствором. На качество цементажа влияет и неподготовленность ствола скважины к спуску колонны и заливке цементом. Ствол скважины перед спуском колонны должен быть тщательно проработан, причем скважину необходимо промывать как перед спуском, так и после спуска колонны. Таким образом, состояние обсадной колонны, конструкция скважины и качество цементажа оказывают важное влияние на процесс обводнения скважины и определяют необходимость и сроки проведения ремонтно-изоляционных работ. Для надежной изоляции нефтяных залежей от водоносных пластов высота подъема цемента за обсадной колонной в скважинах должна обеспечивать перекрытие нефтеносных пластов и быть не менее чем на 50 м выше кровли наиболее высоко расположенного пласта. Помимо тампонажных материалов на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации) применяются и другие – на основе полимерных тампонажных материалов (ТС-10, ТСО-91), вязкоупругих составов (смесь гексорезорциновой смолы, полиакриламида и формалина), кремнийорганические тампонажные материалы и др.
1.8. Состояние призабойной зоны пласта
В результате комплекса процессов, протекающих в длительный геологический период, продуктивный пласт приобретает относительно равновесное состояние. После вскрытия его скважиной возникает призабойная зона пласта (ПЗП), в которой произошли, происходят и будут происходить различные процессы, нарушившие или нарушающие первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние породы [9, 10, 11]. Все указанные процессы возникают с момента вскрытия кровли пласта, а по мере разбуривания породы распространяются в глубь призабойной зоны пласта по нарастающей вскрытой толщине. Радиус ПЗП точно определить невозможно. Под этим термином понимается некоторый условный средний радиус, ограничивающий зону пласта по всей его толщине, в которой происходят все процессы и явления, обусловленные вскрытием пласта. Эта зона может иметь самую разнообразную конфигурацию (рис. 2). Через ПЗП из продуктивного пласта в скважину происходит фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП по сравнению с первоначальным состоянием пласта по каким-либо причинам изменились (ухудшение или улучшение), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением. Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется: литологическим составом пород, плотностью упаковки частиц породы; механическими напряжениями в породе; гидродинамическим влиянием трещин; загрязнением пород и физико-химическими процессами, протекающими в коллекторе; фильтрационным движением жидкостей, распределением давления и температуры в пласте. В силу неоднородности минерального строения коллекторов распределение нефти и воды в капиллярах может быть весьма хаотичным. Состояние ПЗП может ухудшаться при первичном и вторичном вскрытиях пласта, креплении скважины, глушении ее перед многочисленными ремонтами, а также в процессе эксплуатации из-за отложения в порах породы АСП, неорганических солей, механических примесей и т.п. М.Н. Персянцевым предложено четыре группы причин, вызывающих ухудшение проницаемости ПЗП при первичном и вторичном вскрытиях продуктивного пласта [9]: 1. Механическое загрязнение ПЗП – засорение пористой среды твердой фазой бурового или промывочного раствора при бурении скважины; впрессовывание в пористую среду ПЗП зерен породы, разрушаемой долотом при бурении; загрязнение ПЗП илистыми частицами, содержащимися в воде, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления; проникновение глинистого и особенно тампонажного раствора в трещины; обогащение ПЗП коллоидно-дисперсной системой за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спускоподъемных операций; кольматаж ПЗП минеральными частицами, приносимыми из удаленной зоны пласта; 2) Физико-литологическое действие воды на цемент и скелет породы – проникновение в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при первичном вскрытии пласта, прорыв посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт, набухание глинистых частиц и др.; 3) Физико-химические причины – проникновение в пористую среду воды и образование так называемой «водяной блокады», закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти, образование различного рода эмульсий в призабойной зоне, вспенивание фильтрата бурового раствора, адсорбция на скелете породы масляных веществ и др.; 4) Термохимические причины – отложение парафина и солей при охлаждении призабойной зоны. Помимо этого, постоянное течение нефти и воды через поровые каналы призабойной зоны пласта может приводить к поляризации твердой поверхности, тем более значительной, чем больше скорость движения флюида и меньше температура пласта. В результате этого фазовые переходы в пласте (выпадение парафина, солей, выделение газа) могут изменить свою кинетику. Таким образом, состояние призабойной части пласта оказывает значительное влияние на фильтрацию жидкости из пласта и ее состав. Призабойная зона пласта, имеющая проницаемость в четыре раза меньшую, чем естественная проницаемость пласта, приводит к снижению потенциального дебита скважины более чем на 70 %, хотя радиус ухудшенной призабойной зоны составляет всего 20-50 см. Проницаемость пласта в удаленной зоне рассчитывается, в частности, при обработке кривых восстановления давления (КВД) в координатах ?Р=?(?g t), по методике предложенной Р.Д.Хорнером, по формуле: где i – угловой коэффициент наклона прямолинейного участка КВД; Q0 – дебит работающей скважины до её остановки; ? – вязкость пластового флюида; h – толщина пласта. Знание данного параметра (Куд.) позволяет рассчитать величину отношения продуктивностей (ОП), характеризующей гидродинамическое совершенство скважины по степени, характеру и методу вскрытия пласта. Величина параметра rс.пр. может быть определена в соответствии с методикой Р.Д. Хорнера из пьезометрических данных по формуле: где А – отрезок на оси ?Р, отсекаемый прямолинейным участком КВД, построенной в координатах ?Р=?(?g t); ? – коэффициент пьезопроводности пласта, величина которого определяется для нефтенасыщенных пластов по формуле: где m – пористость пласта; ?ж, ?n – соответственно коэффициенты сжимаемости пластового флюида и коллектора. Призабойная зона пласта является о сновным объектом воздействия при применении различных методов ограничения водопритока и интенсификации добычи нефти. Разработано множество способов обработки призабойных зон. Ежегодно на месторождениях России проводится около 10000 обработок ПЗП. Однако при проведении таких мероприятий зачастую не учитываются изменения происходящие в пласте и ПЗП в процессе разработки залежи, свойства и строение призабойной зоны конкретной скважины. Внешние воздействия на призабойную зону пласта – длительные простои, «глушение» водой, цементные заливки – приводят к негативным процессам, осложняющим дальнейшую эксплуатацию скважины. В призабойных зонах пласта образуется водяная блокада, в результате чего снижается фазовая проницаемость для нефти и повышается для воды, конус воды поднимается из обводненных слоев в нефтенасыщенные и в результате резко падает дебит скважины и вырастает обводненность продукции. Результатом становится низкая успешность методов ограничения водопритока, несмотря на положительные стороны конкретной технологии. Именно поэтому необходимо при выборе способа ограничения водопритока подробно изучать состояние ПЗП.
1.9. Характер и режим заводнения
Заводнение нефтяных залежей – искусственная форма водонапорного режима вытеснения нефти водой. Вода, нагнетаемая под давлением в продуктивный пласт, обеспечивает пластовую систему энергией для продвижения нефти к добывающим скважинам [3, 4, 5, 6, 12, 13, 14, 15, 16]. Это самый общепризнанный и наиболее эффективный метод повышения нефтеотдачи пластов. Этот метод будет широко применяться еще длительное время вследствие его преимуществ: доступности и низкой стоимости воды; относительной простоты нагнетания воды; относительно высокой эффективности вытеснения нефти водой. Заводнение, направленное на восполнение ресурсов пластовой энергии и улучшение соотношения вязкостей вытесняемой (нефти) и вытесняющей (воды) жидкостей является высокопотенциальным методом. Оно увеличивает конечную нефтеотдачу пластов, например, по сравнению с режимом растворенного газа, во всем диапазоне геолого-физических условий гидрофильных пластов не менее чем в 2 - 2,5 раза. Эффективность заводнения может быть сомнительной только в гидрофобных пластах. Применяемые системы разработки включают законтурное, линейное, очаговое, избирательное заводнение или их комбинации. Систему заводнения выбирают с учетом многочисленных геолого-промысловых факторов. Большую роль при этом играют такие факторы, как размеры залежей и водонефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллектора, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти, начальное пластовое давление, разница в значениях начального пластового давления и давления насыщения. Если линейное заводнение не обеспечивает выработку нефти из части коллекторов, залегающих в виде линз и полос, то требуется применение очагового заводнения. В зонально неоднородных пластах проводится избирательное заводнение. Внедрение в практику разнообразных систем разработки на одном нефтяном месторождении значительно осложняет характер обводнения продуктивных пластов. Вследствие неоднородности пластов, и особенностей фильтрации жидкости закачиваемая вода может прорываться по высокопроницаемым промытым зонам или трещинам к добывающим скважинам и приводить к прогрессирующему обводнению добываемой продукции, в то время как значительные объемы нефти оказываются неохваченными заводнением. Закачка воды может осуществляться в нефтеносные, с подошвенной водой и водоносные пласты. Для продуктивных пластов с подошвенной водой характерны: а) поинтервальное обводнение, б) равномерный подъем ВНК. В нефтеносных пластах движение воды идет по наиболее проницаемым прослоям; подъемы ВНК в процессе обводнения чисто нефтяных пластов практически не отмечаются. Принципиальными факторами заводнения влияющими на обводнение добывающих скважин являются: тип и режим заводнения; продолжительность искусственного заводнения; расстояние от нагнетательных скважин до добывающих; состав воды использующейся для заводнения. Указанные факторы в значительной мере определяют скорость и вид обводнения добываемой продукции, полноту охвата пласта заводнением, коэффициент конечной нефтеотдачи, применимость различных методов ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи. Снижение отрицательных последствий заводнения частично может достигаться ограничением движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением. Фильтрационное сопротивление пласта (Ф) определяется по обратной величине его гидропроводности (Г): Ф=?/(kГ) , Регулируя значение вязкости нефтевытесняющего агента (?) или проницаемость пористой среды (k) можно влиять на фильтрационное сопротивление пласта. При заводнении залежей на стационарном режиме снижение проницаемости часто является единственным рациональным средством повышения фильтрационного сопротивления обводненного пласта ввиду сложности увеличения вязкости огромного объема закачиваемой воды. Для решения этой задачи широко используются водоизолирующие материалы, избирательно ограничивающие движение воды в наиболее обводненных зонах залежи. Применение методов ограничения притока вод в добывающие скважины не только повышает охват пласта заводнением и увеличивает нефтеотдачу, но снижает энергетические затраты на подъем, транспортировку и отделение извлекаемой воды, ее утилизацию. Снижение степени неоднородности обводненного продуктивного пласта по подвижностям пластовых жидкостей в результате увеличения фильтрационного сопротивления обводненных зон создает более благоприятные условия для применения других физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. По этой причине развитию теоретических и практических основ регулирования процессов разработки путем изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон на основе применения водоизолирующих химреактивов уделяется повышенное внимание.

На главную страницу