Факторы загрязненя ПЗС

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Основные факторы, определяющие загрязнение ПЗС	Процесс, протекающий в ПЗС	Следствие процесса
Кольматация	— 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.	1. Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности. 2. Изменение структуры фильтрационных каналов. 3. Закупорка фильтрационных каналов механическими частицами. 4. Сложность вызова притока при освоении скважины.
Проникновение в ПЗС фильтратов бурового и цементного растворов, жидкостей глушения и освоения	— 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.	1. «Неподвижность» одной из жидкостей. 2. Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности. 3. Изменение фильтрационных свойств системы. 4. Закупорка фильтрационных каналов и изменение структуры порового пространства. 5. Сложность вызова притока при освоении скважины.
Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и призабойной зоны	— 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-смоло-парафиновых компонентов нефти в поровом пространстве; — образование и выпадение солей.	1. Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности. 2. «Неподвижность» одной из жидкостей (как правило, нефти). 3. Закупорка фильтрационных каналов и изменение структуры порового пространства. 4. Сложность вызова притока при освоении скважины.
Оплавляемость поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации	— образование сети микротрещин, покрытых фильтрационными корками из тонкодисперсных материалов	Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности

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.

В процессе бурения скважины горные породы испытывают как сжимающие, так и растягивающие напряжения. Напряженное состояние плоского элемента горной породы (рис. 1.2) под действием сжимающих и растягивающих усилий во взаимно перпендикулярных плоскостях характеризуется разностью относительных деформаций, которая при определенных условиях может вызвать сдвиг породы.

Обозначим:

(1.1.)

где l ₁, l ₂ — соответственно параметры образца породы (высота и длина) перед приложением нагрузок; l' ₁, l'₂ —соответственно размеры образца породы (высота и длина) после приложения сжимающей Р_сж и растягивающей Р нагрузок.

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

(1.2.)

(1.2)

 

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

(1.3)

где — соответственно напряжения на сжатие и растяжение;

— соответственно модуль Юнга горной породы на сжатие и растяжение;

Δ V — изменение объема образца горной породы (дилатансия);

V — первоначальный объем образца горной породы.

Дилатансия характерна для всех пород. Из выражения (1.3) следует, что 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 [Замахаев B.C., 1987].

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. Так, 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.

Чтобы наметить подходы к количественной оценке размеров ПЗС, рассмотрим приток жидкости в скважину.