2.2. Факторы, способствующие

ЗАГРЯЗНЕНИЮ ПЗП

1. Факторы, вызывающие механическое загрязнение пзп:

1.1. Засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин. Глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов составляет 1 - 20 мм.

2. Закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или фильтратом цементного раствора.

3. Проникновение глинистого и тампонажного растворов в трещины.

4. Загрязнение ПЗП нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде.

5. Обогащение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматации и суффозии (выноса мелких минеральных частиц и растворенных веществ водой) при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спуско-подъемных операций.

1.6. Кольматация пор пород ПЗП минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.

2. Физико-литологические факторы,

обусловленные действием пресной воды

на цемент и скелет породы:

2.1. Проникновение в ПЗП фильтрата бурового (глинистого) раствора или специальных жидкостей или воды при капитальном и подземном ремонте скважин.

2. Закачивание воды в пласт для поддержания пластового давления.

3. Закачивание в пласт сбросной жидкости.

4. Прорыв посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт.

5. Прорыв закачиваемой в водонагнетательные скважины воды в ПЗП добывающих скважин.

3. Физико-химические факторы:

3.1. Проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости.

2. Образование в ПЗП устойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины с последующим взаимным диспергированием воды (фильтрата) и нефти. Этому способствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, являющихся эмульгатором. Нефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью и малой текучестью, в состоянии покоя они больше похожи на упругий гель, чем на жидкость. Из-за того, что вязкость эмульсии во много раз выше вязкости нефти, образование эмульсии в ПЗП всегда приводит к существенному снижению проницаемости пористой среды.

3. В водонагнетательных скважинах происходит выпадение солей в порах пород ПЗП при контакте пластовых и закачиваемых вод.

4. Термохимические факторы:

4.1. Отложение АСП в скелете пород пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Этот процесс протекает при охлаждении призабойной зоны во время вскрытия пласта, при длительной эксплуатации скважин и при закачивании воды в пласт.

4.2. Проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее их охлаждение, что способствует отложению солей и ухудшению проницаемости ПЗП.

4.3. Образование гидратов в газовых скважинах.

Большинство перечисленных выше факторов снижения проницаемости ПЗП действуют уже в процессе бурения и освоения скважин; они же являются определяющими при ремонте скважин.

Снижение проницаемости ПЗП происходит и при эксплуатации скважин. Из-за интенсивного выделения растворенного газа и снижения давления и температуры в призабойных зонах выдаются твердые частицы карбоната кальция, сульфата кальция и бария, т.е. образуются отложения минеральных солей (ОМС). Этому же способствуют современные методы разработки нефтяных месторождений с широким внедрением интенсивных систем заводнения и с применением поверхностных пресных и сточных вод для поддержания пластового давления. В этих условиях ОМС происходит и на подземном оборудовании. Особенно интенсивное оно при механизированных способах добычи нефти, так как именно этими способами добывается наиболее обводненная продукция.

Взвешенные твердые частицы и эмульгированная нефть, различные микроорганизмы и водоросли, содержащиеся в закачиваемых водах, загрязняют поверхности фильтрации, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта и снижают приемистость водонагнетательных скважин.

Заводнение продуктивных пластов иногда сопровождается появлением в них сероводорода, связанного с деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). СВБ практически содержатся во всех поверхностных и подземных источниках воды, при закачивании которых неизбежно загрязнение ПЗП водонагнетательных скважин. Жизнедеятельность СВБ протекает без доступа кислорода. Источником энергии для их развития в нефтяном пласте служат углеводороды. Активная жизнедеятельность СВБ при разработке нефтяных месторождений снижает приемистость водонагнетательных скважин в результате выпадения в ПЗП карбонатных осадков (при замещении сульфатных ионов воды карбонатными), осадков сульфида железа (при использовании воды с большим содержанием железа) или закупоривания колониями микроорганизмов поровых каналов продуктивного пласта в ПЗП.

При капитальном ремонте скважин при изоляции каналов притока воды с задавливанием тампонажного раствора через перфорированные интервалы последние загрязняются по всей толщине. При отключении нижних пластов без применения пакера тампонажный раствор также может загрязнить соседний верхний перфорированный интервал.

Механизм загрязнения пласта рассматривался многими исследователями. Снижение проницаемости ПЗП происходит в основном за счет прохождения фильтрата (разбухание глинистых включений, образование закупоривающего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры и трещины, промытости пласта твердой фазы; блокирования порового пространства эмульсионными растворами; адсорбционных сил, удерживающих воды в порах, ОМС и АСПО, а также некоторых технологических мероприятий, приводящих к поглощению жидкостей пластом.

Состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов и ЖГ при подземном ремонте, должны удовлетворять следующим требованиям:

• фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким, чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала ОМС, пенообразования в пористой среде горных пород;

• гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т. е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 % размера поровых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;

• поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат - пластовый флюид должно быть минимальным;

• водоотдача растворов должна быть близкой к нулю.

Блокирование фильтратом отдельных пор сопровождается изменением характера межзерновой связи в породе-коллекторе, что приводит к существенному уменьшению ее прочностных свойств. Поэтому при ликвидации последствий обводнения приствольной зоны следует учитывать, что высокий уровень депрессии при освоении скважины после бурения или глушения может привести к разрушению породы в зоне проникновения фильтрата.

Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой бурового раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значениями водоотдачи бурового раствора, ЖГ и перепада давления в системе скважина - пласт.

Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это влияние в основном нейтрализуется зоной перфорации. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, формирующейся на стенках перфорационных каналов.

Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических соединений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ) - фильтрат и, если поверхности раздела неподвижны, теряют свободу перемещения. При наличии в нефти большого количества АСПВ проникающие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов. Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в буровой раствор или ЖГ синтетических ПАВ. Степень загрязнения порового пространства породы-коллектора продуктами взаимодействия солей остаточной воды с химическими реагентами, поступающими в пласт с фильтратом, определяется наличием в воде осадкообразующих катионов. Образующиеся нерастворимые соединения в зависимости от характера смачиваемости их поверхности скапливаются в водной или нефтяной фазе, адсорбируясь чаще всего на границах раздела нефть - фильтрат.

Для глушения газовых скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт. Согласно правилам, минимальное превышение гидростатического давления столба жидкости глушения относительно глубины кровли пласта с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления приведено в табл. 2.2.

Таблица 2.2