Кольматация

СКИН-ЭФФЕКТ 

Под скин-эффектом понимается изменение проницаемости фильтрационных каналов вследствие их загрязнения (очистки) твердыми частицами, содержащимися  в фильтрующемся флюиде. Сам же процесс загрязнения (очистки) фильтрационных каналов механическими частицами  называется кольматацией (декольматацией). Особую важность это имеет для  призабойной зоны скважины, в которой  имеют место преобладающие потери энергии, фиксируемые, в частности, при исследовании скважины, работающей в нестационарном режиме.

Кольматация призабойной  зоны скважины (ПЗС) может происходить  в различные периоды жизни  скважины, начиная от первичного вскрытия. В процессе первичного вскрытия и  последующего цементирования в ПЗС  попадают не только фильтраты применяемых  растворов, но и частицы дисперсной фазы глинистого и цементного растворов, которые, отлагаясь в фильтрационных каналах, снижают их проницаемость. При первичном вскрытии на репрессии  возможно и разрушение цементирующего вещества терригенного коллектора в  ПЗС и кольматация фильтрационных каналов. В процессе эксплуатации добывающей скважины кольматация возможна и  вследствие облитерации, отложения  асфальто-смоло-парафиновых компонентов  нефти, солей и т.п. При эксплуатации нагнетательной скважины кольматация  возможна из-за отложений в ПЗС  механических частиц, поступающих с  закачиваемой при ППД водой, а  также других твердых примесей (соли, продукты коррозии труб и т.п.).

Процесс кольматации (декольматации) ПЗС и его причины изучены  достаточно хорошо и предложены различные  технологии, снижающие отрицательное  влияние этого явления на фильтрационные характеристики системы.

ПРИЧИНЫ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ  ЗОНЫ ПЛАСТА

Высокое фильтрационное сопротивление  в призабойной зоне скважины может  быть обусловлено геологическими характеристиками нефтяного пласта, физическими свойствами добываемой жидкости (высоковязкие и  высокопарафинистые нефти) или факторами, вызывающие частичную закупорку  микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшающие проницаемость  призабойной зоны скважины в процессе различных технологических операций.

К таким технологическим  операциям можно отнести:

- бурение скважины и  цементирование обсадной колонны;

- освоение и глушение  скважин (с применением промывочных  жидкостей ПЖ и жидкостей глушения  ЖГС);

- перфорация;

- гидравлический разрыв  пласта (ГРП);

- ремонтно-изоляционные  работы (РИР);

- эксплуатация скважины  и др.

Во время вскрытия продуктивного  пласта бурением происходит проникновение  глинистых частиц из бурового раствора в приводящие фильтрационные каналы породы. Как правило, продуктивные пласты вскрываются при давлениях, значительно  превышающие пластовое. Для предотвращения нефтегазопроявлений при бурении  приходиться создавать гиростатическое  давление столба жидкости (бурового раствора) значительно превышающее пластовое  давление. Величина гидростатической репрессии зависит от плотности  бурового раствора, высоты столба жидкости и пластового давления.

Помимо гидростатического  давления столба жидкости при бурении  могут возникать гидродинамические  репрессии на пласт, часто имеющие  пульсирующий характер. Они возникают  при спускоподъемных операциях, пульсирующей подачи жидкости, остановке  насоса, образовании сальника в затрубном  пространстве и на долоте. Установлено, что гидродинамический перепад  давления повышается с глубиной спуска бурильной колонны, увеличением  скорости спуска колонны, ростом числа  спускоподъемных операций. Особенно высокие значения гидродинамических  давлений возникают в процессе быстрого спуска бурильной колонны, и они  могут достигать 4-10 МПа. Набухание  глинистых частиц представляет собой  достаточно сложное явление, возникающее  при проникновении в пласт  пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения  физико-химического равновесия между  глиной, пластовой водой и водой, проникающей в пласт по какой  либо причине.

В определенных условиях при  соприкосновении воды с нефтью и  нефти с водой могут происходить  флокуляция и оседания твердых частиц в призабойной зоне и постепенная  закупорка порового пространства. Взвешенные вещества могут отлагаться в виде пленки на внутренней поверхности порового пространства. Такое явление наблюдается  как во время вскрытия нефтяного  пласта, так и в процессе освоения скважины с применением воды или  глинистого раствора. Вследствие этого  образуется корка, на стенках ствола скважины состоящая из твердых частиц бурового раствора с размерами большими, чем поры продуктивного пласта, и, следовательно, не проникающих в  каналы пористой среды. Фильтрация воды из глинистого раствора в продуктивный пласт происходит, когда размеры  поровых каналов породы намного  меньше размеров твердых частиц, диспергированных в растворе.

В процессах капитального и подземного ремонтов скважин в  качестве жидкостей глушения (ЖГ) чаще всего применяются вода или глинистый  раствор. Если нефтяной коллектор имеет  низкую проницаемость, а также характеризуется  содержанием глинистых фракции, то физический контакт жидкости глушения (ЖГ) с породой пласта приводит к  образованию в призабойной зоне мелких песчинок и ила. При определенных условиях они закупоривают часть  порового пространства породы. Тот  же эффект может наблюдаться в  процессе освоения скважины, когда  в качестве промывочной жидкости используют воду или жидкость на водной основе.

При ремонтно-изоляционных работах, когда технологическая  схема подразумевает закачивания  рабочих агентов в скважину и  продавливание его в изолируемый  интервал, возникает сложная гидродинамическая  обстановка в призабойной зоне обрабатываемых скважинах обусловленная физическим контактом изоляционного материала (гелеобразующие составы) с геологической  породой пласта. Если обработку производят в малодебитных добывающих скважинах  с небольшим пластовым давлением  и низкой проницаемостью нефтяного  пласта отрицательный эффект усиливается.

Слабая устойчивость коллекторских  пород фильтрационному размыву  во время эксплуатации скважины обуславливает  разрушение скелета пласта и поступление  частиц песка на забой скважины. Наиболее крупные частицы песка  осаждаются на забое скважины, образуя  при этом песчаную пробку. Образовавшаяся песчаная пробка частично или полностью  перекрывает скважинный фильтр. Находясь над кровлей продуктивного горизонта, вследствие малого сечения ствола скважины она действует как забойный штуцер, создающий значительное сопротивление  на пути восходящего потока жидкости. Если к тому же она частично или  полностью перекрывает скважинный фильтр, то создаются еще большее  дополнительное сопротивление, препятствующее движению фильтрационных потоков в  слоях пласта, расположенных против песчаной пробки. Причем нижняя часть  пласта оказывается под большим  противодавлением, чем верхняя часть, что равносильно уменьшению величины созданной в скважине депрессии.

Основываясь на теоретические  и лабораторные исследования, и на промысловые данные было выявлено, что засорение фильтрационных каналов  породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом и т.д., в процессе вышеперечисленных  технологических операций снижают  относительную проницаемость для  нефти в 5-6 раз. При этом большое  влияние оказывает глубина проникновения  фильтрата бурового раствора.

На рисунке 1 представлена зависимость влияние глинистого раствора на нефтепроницаемость кернов.

Рисунок 1 - Влияние глинистого раствора на проницаемость кернов.

На рисунке 2 представлена зависимость снижение продуктивности скважины от глубины загрязнения  призабойной зоны.

Рисунок - 2 Снижение продуктивности скважин от глубины загрязнения.

Таким образом, если в пласте с проницаемостью κ = 0,020 мкм² она уменьшилась до величины κ₁ =0,001 мкм² в радиусе R=25 см (соответственно R- r_c =15 см), то продуктивность скважины снижается не только в 20 – 50 раз, но и больше и на значительно большем радиусе. Такие случаи отмечаются при освоении новых скважин, когда они могут быть пущены в эксплуатацию с промышленными дебитами только после обработок по ликвидации загрязнения.  

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА КОЛЬМАТАЦИИ  ПРИ ВСКРЫТИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ  ЗАЛЕЖЕЙ

При строительстве и эксплуатации скважин важное значение имеют технологические  жидкости, которые используются на стадии заканчивания скважин. При этом следует особо выделить этапы, когда  технологические жидкости контактируют с продуктивным коллектором: вскрытие продуктивного разреза, перфорация обсадной колонны, проведение цементажа  для обеспечения герметичности  скважины, процесс освоения скважины и мероприятия по интенсификации добычи нефти.

Степень загрязнения призабойной  зоны зависит от свойств промывочной  жидкости, ее плотности, вязкости и  водоотдачи, а также свойств пористой среды, в первую очередь от проницаемости  и продолжительности процесса вскрытия продуктивного интервала.

Выбору промывочных жидкостей  посвящено множество научных  и практических исследований. В меньшей  степени изучено загрязнение  призабойной зоны при перфорации продуктивного интервала и цементаже  обсадной колонны. К настоящему времени  не разработаны научно обоснованные рекомендации по определению степени  и радиуса загрязнения призабойной  зоны для различных емкостных  и фильтрационных свойств пористой среды. Нет методических рекомендаций, обосновывающих степень очищения загрязненной зоны при промывке скважины в процессе ее освоения при различных фильтрационных свойствах пористой среды. Эта проблема становится более сложной при  наличии в продуктивном интервале  неоднородных по проницаемости пропластков. Такое состояние изученности  влияния кольматации призабойной  зоны на продуктивные характеристики скважин существенно снижает  достоверность прогнозируемых показателей  разработки нефтяных и газовых месторождений  на стадии проектирования. Практически  полностью неизученными остаются вопросы  загрязнения призабойной зоны при  освоении месторождений горизонтальными  скважинами. В частности, при применении горизонтальных скважин, увеличивается  степень загрязнения призабойной  зоны из-за большей продолжительности  процесса вскрытия пласта, связанной  с длиной горизонтального ствола. Степень загрязнения и радиус этой зоны не идентичны в горизонтальном и вертикальном направлениях, что  связано с анизотропией пласта. На степень загрязнения призабойной  зоны существенно влияет расположение горизонтального ствола по толщине  пласта, его профилю и длине  вскрытия каждого пропластка пропорционально  запасам нефти и обратно пропорционально  его проницаемости. Снижение продуктивности скважин в результате проникновения  бурового раствора в продуктивный пласт, а также методы и технологии, позволяющие  уменьшить влияние кольматации  призабойной зоны на производительность скважин, изучаются отечественными и зарубежными исследователями  более 50 лет. Наиболее значимыми по глубине проведенного анализа и  обобщению проведенных в данном направлении исследований являются работы [1-9. и др.].

В зависимости от состава, свойств пористой среды и промывочной  жидкости размеры зоны загрязнения  обусловлены набуханием глин в продуктивном коллекторе, значением капиллярного давления, связанного с водоотдачей  бурового раствора и размерами поровых  каналов, образованием водонефтяной эмульсии, закупориванием поровых каналов  твердыми частицами глинистого раствора и т. д. Как правило, в продуктивных пластах, образованных песчаниками, содержатся глинистые включения, из-за которых  в отраслевой литературе введено  понятие коэффициента глинистости  коллекторов. При вскрытии таких  коллекторов буровым раствором  на водной основе происходит взаимодействие воды с частицами глины, в результате которого эти частицы разбухают. Увеличение размеров частиц глин существенно  снижает проницаемость пласта в  зоне разбухания. В зависимости от состава и свойств глин в продуктивных коллекторах, а также величины водоотдачи промывочной жидкости фильтрационные характеристики этих коллекторов могут  существенно снижаться, а в некоторых  случаях и исключать возможность  притока нефти к скважине. Поэтому  при обосновании и выборе рецептуры  бурового раствора необходимо учитывать  состав и свойства глин в продуктивных коллекторах.

Отрицательное влияние кольматации  на продуктивность скважин при вскрытии пластов с различными минералогическими, емкостными и фильтрационными свойствами было установлено многочисленными  лабораторными и промысловыми исследованиями. Это послужило основанием для  проведения теоретических и экспериментальных  исследований снижения влияния кольматации  на призабойную зону, а также разработки рекомендаций по очищению этой зоны от последствий загрязнения. Например, в работе [10] предложено вскрытие продуктивного  интервала с промывкой полимерными  растворами, в работе [9] рекомендуется  методика выбора ПАВ для промывочных  жидкостей при вскрытии продуктивных горизонтов. Восстановление коллекторских  свойств призабойной зоны путем  создания в пласте циклических депрессий  рекомендуют авторы работы [11]. Однако рекомендации, предложенные в этих работах, не гарантируют полного  очищения призабойной зоны от кольматации  и оказываются более эффективными при вскрытии высокопроницаемых  коллекторов. В значительном числе  научных исследований [5,9,11— 13], посвященных  снижению влияния кольматации, рекомендуется  использовать буровые растворы на углеводородной основе или применять ПАВ. Использование  бурового раствора на углеводородной основе практически исключает возможность  набухания глин при вскрытии заглинизированных  песчаников. Добавление ПАВ в буровой  раствор на водной основе снижает  адсорбционную активность воды глинистыми частицами, а также улучшает возможность  очищения призабойной зоны от загрязнения  в процессе освоения скважины. В  работе [14] приведены физико-химические основы применения ПАВ при разработке нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления. Анализ некоторых  из перечисленных ранее работ [5, 6,14] показывает, что использование  ПАВ приводит к существенному  снижению набухания глин.