Каталог

Помощь

Корзина

Проницаемость призабойной зоны пласта

Оригинальный документ?

ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

 

Призабойная зона пласта, ее проницаемость. Причины ухудшения проницаемости и методы ее увеличения.

 

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная  наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта

Основная причина  снижения продуктивности скважин наряду плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости призабойной зоны пласта. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий.

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выпадением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.

Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

 

Кислотные обработки призабойной зоны пласта.

 Цель и механизм ведения процесса.

 

Кислотные обработки связаны с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот, которые под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины.

Для кислотных обработок применяют водные растворы соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной  кислоты.

Соляная кислота HCL  растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие в пласт загрязняющие частицы.

При этом протекают следующие химические реакции:

CaCO3  + 2HCL= CaCL2  + H2O + CO2

CaMg(CO3 )2  + 4HCL= CaCL2  + MgCL2+ 2H2O + 2CO2

Полученные в результате  реакции хлористый кальций CaCL2  и хлористый магний MgCL2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.

Плавиковая кислота HF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.

Уксусная кислота СH3COOH добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fe(OH)3

Концентрированная серная кислота H2SO4 предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальция CaSO4 , ухудшающий проницаемость призабойной зоны.

Угольная кислота применяется  для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолистые отложения (АСПО).

Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10-15 %,. В связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии концентрацию и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25-28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов - температуры на забое скважины, генезиса продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12-16 часов на месторождениях с температурой на забое не более 400 С и 2-3 часа при забойных температурах 100-1500 С.


Гидравлический разрыв пласта. Цель и механизм ведения процесса.

 

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин после создания высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности.

Для предотвращения смыкания образован­ных трещин или расширившихся старых в пласт вводится крупно­зернистый песок с размерами зерен от 0,5 до 1,0 мм). Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1-4 м.

Операция ГРП состоит из следующих этапов:

1) закачка в пласт жидкости разрыва с целью обра­зования трещин или их расши­рения;

2) закачка жидкости-песконосителя;

3) закачка жид­кости для продавливания песка в скважину (продавочной жид­кости).

Обычно в качестве жид­кости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Жидкостью разрыва может быть сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтью; дизельное топливо, загущен­ное нафтеновыми мылами; вода; водный раствор ССБ; раствор соляной кислоты и т. п. 

Тех­нология ГРП состоит в следующем. Вначале сква­жину исследуют на приток, определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Забой скважины очищают от песчаной и глинистой пробки и загрязняющих отложений. После проверки специальным шаблоном в скважину спускают трубы диаметром 89—114 мм. 

Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления и разобщения фильтровой части скважины от зоны, расположенной выше ее, над продуктив­ным пластом устанавливают пакер. Устье скважины оборудуется специальной     головкой,  к    которой    подключаются    насосные агрегаты, иногда перед ГРП в скважине проводят солянокислотную обработку или гидропескоструйную перфора­цию. Примерная схема обвязки оборудования при гидроразрыве пласта показана на рис. 1.  

 

Рис. 1. Схема обвязки оборудования при гидроразрыве пласта

Рис. 1.  Схема обвязки оборудования   при гидроразрыве пласта

1 - скважина;  2 - насосный агрегат;  3 - пескосмесительный агрегат; 4 - вспомогательные насосные агрегаты;  5 - емкости для жидкости месконосителя;  6 - емкости для жидкости разрыва и продавочной  жидкости

 

Щелевая разгрузка продуктивного пласта в призабойной зоне пласта.  Цель и механизм ведения процесса.

 

Метод щелевой разгрузки  продуктивного пласта заключается в создании двух вертикальных диаметрально противоположных щелей. Он обеспечивает надежную гидродинамическую связь скважины с пластом, снижение напряжений и увеличение проницаемости пород в прискважинной зоне, увеличение размеров фильтрационной зоны и в конечном счете повышение нефтеотдачи пласта.

Эффективность применения  метода щелевой разгрузки  продуктивного пласта зависит от правильного выбора объекта разработки и согласования технологических параметров процесса создания щелевой полости с условиями пласта.

Объект  выбирается на основании детального изучения промыслово-геофизических материалов (непосредственно по скважине и по месторождению в целом). Для получения устойчивого во времени эффекта необходимо выбирать интервалы, не заключающие в себе пластичных прослоев. Существенно влияют на полученные результаты и характер зоны проникновения бурового раствора в пласт. (рекомендуется проводить щелевую разгрузку при небольшой по размерам - до 1-2 м зоне кольматации, особенно при значительном снижении проницаемости пород в этой зоне). Следовательно, наиболее благоприятными для использования метода являются терригенные поровые коллекторы с низкой проницаемостью и высокой глинистостью.

Вторая группа коллекторов, благоприятных для щелевой разгрузки - порово-трещинные и трещинные коллектора, карбонатные и терригенные с вертикально и наклонно ориентированными трещинами. Кроме этого необходимо учитывать наличие зумпфа (не менее 30- 40 м).

Образование щелей в прискважинной зоне стало возможным благодаря применению гидропескоструйной перфорации и поэтому особую значимость приобретают конструктивные особенности сопла, его направленность, диаметр отверстия или ширина щели.

Технология проведения щелевой разгрузки почти не отличается от технологии применяемой при точечной гидропескоструйной перфорации. Обычно после проведения работ делают солянокислотную обработку.

Оценка эффективности проводится при сопоставлении результатов исследования скважины до и после проведении операции.