опыт
А.М. ПЕТРАКОВ
ИПНГ РАН
Развитие добычи нефти на месторождениях страны и Западно-Сибирского региона, в частности, связано с необходимостью освоения и вовлечения в разработку все больших объемов трудноизвлекаемых запасов нефти (ТИЗН), созданием эффективных технологий разработки и интенсификацией добычи нефти на поздней стадии эксплуатации подобных залежей. На долю запасов нефти, приуроченных к ТИЗН, приходится 65%, при этом доля глиносодержащих низкопроницаемых коллекторов (ГНПК) в общем объеме запасов в коллекторах с проницаемостью менее 0,05 мкм2 составляет 2/3 по Западной Сибири и 1/3 по другим регионам, причем 50% запасов по Западной Сибири относятся к категории низкодебитных (начальный дебит до 10 т/сут). [1].
Продуктивные пласты месторождений Западной Сибири представлены неоднородными по разрезу и площади полимик-товыми коллекторами, сложными по своему минералогическому и гранулометрическому составу, содержащими глинистые материалы, чувствительные к изменению минерализации воды. Размокание и набухание глин (увеличение ее объема вследствие удержания воды за счет адсорбции в кристаллической решетке и адсорбции на поверхности глинистых частиц) в результате проникновения в пласт пресной воды или воды другой минерализации приводит к снижению абсолютной проницаемости продуктивного пласта [1, 2].
новление потенциальных возможностей скважин будет способствовать повышению степени выработки запасов нефти.
Породы коллектора содержат обычно 1 — 10% глинистых минералов. Как в песчанистых, так и в карбонатных коллекторах степень набухания содержащихся в породе глин при контакте их с водой зависит от типа глин и от объема воды, которую отдельные глины удерживают в себе после седиментации.
Наибольшей способностью к гидратации среди глин обладают минералы из группы монтмориллонита. Вода, фильтруемая из буровых растворов, проникает между структурными слоями минерала и может увеличить его объем в 8 — 10 раз по сравнению с первоначальным [1].
Одновременно с разбуханием происходит и диспергирование глинистых минералов на одно- и многокристаллические частицы, которые, осаждаясь в мелких порах, блокируют их, создавая так называемый клапанный эффект.
Разбухание и намокание глин — практически необратимый процесс, поэтому тщательный подбор и контроль качества воды, используемой для заводнения месторождений, продуктивные пласты которых представлены полимиктовыми коллекторами, а также применение только тех буровых растворов и химреагентов, которые не вызывают разбухание глин, имеет большое значение.
ОСОБЕННОСТИ СОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
Рис. 1.
Изменение относительной подвижности при фильтрации через насыпной образец (пористая среда — дезинтегрированный керн пласта БС12 Ново-Пурпейского месторождения)
Эти и другие явления приводят к значительному снижению производительности (приемистости) скважин. Уменьшение приемистости нагнетательных скважин на 10% при проницаемости пласта 0,1 мкм2 приводит к уменьшению отбора нефти на 57%, а снижение приемистости на 20% вообще не позволяет освоить скважину даже при наличии легкой нефти. Кроме того, в условиях разработки низкопроницаемых пластов снижение приемистости нагнетательных скважин на 20% приводит к уменьшению темпов отбора ньютоновской нефти и предельной нефтеотдачи на 25 — 40% [1].
В этой связи снижение фильтрационных сопротивлений в небольшой по размеру зоне пласта вокруг скважины и восста-
1,2
1
ь
о
| О,!
0,6
§ 0.4
н
и
I 0,2 О
0
фильтрат бурового раствора
| / поО000 °>94 / ~гсР
пластовая вода пресная вода и ^^
¿г пластовая вода
1 пластовая вода
0,09
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Объем прокачки,Р\/
Вскрытие же продуктивных горизонтов проводится, как правило, на обычных растворах, глинистые частицы и фильтрат которых, попадая в призабойную зону пласта (ПЗП), резко ухудшают ее фильтрационные свойства за счет искусственной глинизации призабойной зоны и увеличения водонасыщеннос-ти [1, 2, 4].
Проникновение бурового раствора в ПЗП происходит, когда размеры каналов и трещин в пласте значительно превышают размеры твердых частиц, находящихся в растворе во взвешенном состоянии. Образующаяся на стенке скважины глинистая корка толщиной 0,3 — 3 см не препятствует проникновению фильтрата из скважины в пласт, а нефти из пласта в скважину, так как в результате большого содержания песка ее проницаемость может достигать 0,050 мкм2 и более. Вместе с тем глинистые частицы, проникая в нефтяной пласт на глубину 0,5 — 1,5 см, а по данным [5] — до 20 см, снижают проницаемость особенно высокопроницаемых интервалов.
Большое влияние на приемистость и продуктивность скважин оказывает продолжительность контакта глинистого раствора с продуктивным пластом. На месторождениях Западной Сибири и Мангышлака продолжительность воздействия на пласты глинистым раствором достигает 4 — 8 недель и даже 4 — 5 месяцев, а глубина проникновения глинистого раствора в пласт по показаниям геофизических данных — 8 м. Объем фильтрата раствора, внедряющийся за такой период воздействия, превышает 5 м3 на 1 метр эффективной толщины пласта [6, 7].
Повышение водонасыщенности призабойных зон пласта на 20 — 30% при малом содержании связанной воды (до 10%) и на 10 — 15% при большем содержании погребенной воды (более 30%) может привести к снижению относительной проницаемости для нефти в 2 — 3 раза по сравнению с проницаемостью за пределами зоны проникновения фильтрата. Это равноценно появлению искусственной радиальной неоднородности
52
7-8/ 2003
опыт Л«
пластов, т.е. зон ухудшенной проницаемости вокруг добывающих скважин с радиусом, равным глубине проникновения фильтрата. Теоретические расчеты для этих условий показывают, что дебит нефти вследствие загрязнения ПЗП снижается в 1,5
— 2 раза при изменении радиуса этой зоны от 2 до 8 м.
Для большинства продуктивных пластов этот вид неоднородности является типичным. Поэтому можно полагать, что вследствие искусственного повышения водонасыщенности и глинизации призабойной зоны, по крайней мере 20 — 30% от запасов нефти в неработающей толще, или 8 — 15% от полных запасов, исключены из дренируемых объемов, в связи с чем снижается проектная нефтеотдача пластов и, следовательно, улучшение притока (приемистости) в прискваженной части пласта является одной из важных задач для эффективной разработки месторождений с ГНПК.
Физико-химические исследования по взаимодействию химреагентов с целью интенсификации работы скважин применительно к условиям полимиктовых заглинизированных коллекторов месторождений описаны в [3]. Там же представлены результаты фильтрационных экспериментов, проведенных непосредственно автором на реальном керновом материале пласта Юз Харампурского месторождения, из которых, в частности, следует, что использование пресной воды в качестве рабочего агента для заводнения может привести к снижению подвижности воды на 15 — 30%, а использование буровых растворов, содержащих полимер сайпан, приводит к частичной, либо полной кольматации пористой среды (призабойной зоны), и как следствие, невозможности освоения скважин.
В дальнейших исследованиях было проведено изучение влияния фильтрата бурового раствора, использовавшегося для вскрытия продуктивного пласта БС12 Ново-Пурпейского месторождения, на изменение проницаемости призабойной зоны пласта и подбор композиций химреагентов для восстановления фильтрационных характеристик пористой среды.
Эксперименты на насыпных моделях пористой среды (проницаемость 0,16 — 0,41 мкм2, пористость — 37 — 44%, минерализация пластовой воды 9,83 г/л, температура опытов — 80оС) показали, что в результате закачки в модель пресной воды (0,19 г/л №0), проницаемость уменьшается от 8 до 11%.
Значительное снижение подвижности (от 2 до 11 раз) вызвала закачка в водонасыщенные модели пористой среды фильтрата бурового раствора, применяемого в ПО «Пурнефтегаз» для вскрытия продуктивных пластов, причем последующая закачка пластовой воды не приводила к восстановлению проницаемости моделей.
Для увеличения приемистости нагнетательных скважин в настоящее время применяется широкий спектр технологий на основе различных химреагентов (ПАВ, кислот, растворителей и т.д.) и композиций на их основе, результаты применения которых описаны во многих публикациях. Основываясь на имеющемся опыте разработки и испытания композиций для увеличения приемистости и продуктивности скважин и учитывая ранее полученные результаты [8], в дальнейших исследованиях для устранения негативных последствий воздействия фильтрата бурового раствора на проницаемость пористой среды были использованы кислотные микроэмульсии.
В результате закачки фильтрата бурового раствора в водо-насыщенные образцы пористой среды относительная подвижность пластовой воды увеличивалась в 3 — 10 раз после закачки КМЭ и составляла 94 — 189% от первоначальной величины.
Аналогичные исследования по влиянию фильтрата бурового раствора на проницаемость пористой среды были проведены с использованием реальных кернов (длина — 4 — 6 см, диаметр
— 3,8 см, объем пор — 10 — 12 см3, пористость — 13 — 17%, проницаемость — 0,018 — 0,021 мкм2) Ново-Пурпейского месторождения, отобранных из скважины 13 (пласт БС12).
При фильтрации пресной воды (0,1% №01) проницаемость кернов оставалась практически неизменной в независимости от объемов прокачки и времени выдержки (рис. 1). Очевидно, это связано с незначительным присутствием глин в породе, способных к набуханию при контакте с менее минерализованной водой.
Дальнейшая прокачка фильтрата бурового раствора привела к значительному снижению подвижности, причем степень закупорки зависела от объема прокачки, времени контакта фильтрата бурового раствора с породой и концентрацией полимера сайпан.
S1-2
ч
i 1
0
1 0,8
m
g
g 0,6
i 0,4 §
о 0,2 о
О 0
КМЭ
пластовая вода \ \ о о о о о о о,85
пресная вода /
фил буровогс >трат раствора 1 0,54 пластовая вода
плас овая вода
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Объем прокачки,PV
Фильтрация модельной пластовой воды осущ
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.