Применение методов разглинизации для условий пластов Ю1 Варынгского месторождения

Набухание и размокание глин в продуктивном пласте представляют собой сложное явление, которое возникает в тех случаях, когда нарушается равновесие между глиной и пластовой водой в результате проникновения в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Это явление снижает проницаемость пласта и продуктивность скважины. Набухание глины выражается в увеличении ее объема вследствие удержания воды за счет абсорбции в кристаллической решетке (проникновение внутрь частицы) и адсорбции на поверхности глинистых частиц (проникновение между частицами).

Породы-коллекторы содержат обычно от 1 до 10 % глинистых минералов. В плотных сцементированных породах глины обычно являются цементирующим веществом и часто покрывают стенки пор. В несцементированных породах они рассеяны или встречаются в виде скоплений частиц линзовидной формы, иногда представлены тонкими пластами, переслаивающими продуктивные отложения.

Глины состоят из мелких кристаллических частиц, решетка  которых представлена атомами силиция, алюминия, группы ОН, щелочных и щелочноземельных металлов. Глинистые минералы характеризуются высокой дисперсностью, малыми размерами частиц, соответственно большой удельной поверхностью.

Раствор хлористого натрия предотвращает гидратацию глин только при высоком содержании NaCl (более 15 %), а при меньшем приводит к набуханию глинистых пород, почти такому же, как и пресная вода. Более низкая гидратация глинистых пород происходит при взаимодействии с растворами хлористого кальция СаСl или магния MgCl, а самое небольшое набухание — при взаимодействии с раствором хлористого калия КСl.

Одновременно с набуханием при контакте с пресной водой (или с водой, минерализация которой  отличается от пластовой) происходит и  диспергирование 

глинистых минералов  на одно- или многокристаллические частицы. Дисперсные частицы перемещаются вместе с жидкостью до тех пор, пока не встретятся поры с меньшими размерами, где частицы осаждаются (выпадают), блокируя перовые каналы в продуктивном пласте и создавая так называемый клапанный эффект.

Набухание и размокание глин - практически необратимые процессы, поэтому обработки, проводимые в скважине, могут только частично восстановить проницаемость продуктивного пласта в зоне воздействия.

Существует много способов обработки скважин для устранения блокировки пласта набухшими и размокшими частицами глин, которые основаны на использовании растворов с двухвалентными катионами кальция и магния, с гидрофобными катионами, такими как аминосоединения, растворов ацетона, спиртов или нефтепродуктов с поверхностно-активными веществами или без них, а также растворов, полученных при растворении в пентане тяжелых фракций переработки нефти, богатых смолами и асфальтенами и т.д.

Эффективность применения первых из перечисленных растворов  незначительна, более предпочтительны  последние из них. Вместе с тем, ни один из этих растворов не позволяет полностью устранить блокировку.

Очевидно, что наилучшая  гидродинамическая связь пласта со скважиной достигается с помощью  защитных мероприятий, предотвращающих  проникновение в пласт еще  на стадии его вскрытия жидкостей, которые приводят к гидратации глины. Для этого во время бурения, спуска обсадных колонн, перфорации и других работ рекомендуется использовать буровые растворы с низкой проникающей способностью и с содержанием солей, которое не нарушает существующее равновесие и предотвращает возможное набухание и размокание глины (эмульсии типа вода в масле, жидкости на основе хлористого калия или хлористого алюминия

и др.).

2.1.4. Попадание в поры пласта твердых частиц из глинистого раствора

Твердые частицы с  размерами меньшими, чем поры пласта, могут проникать в него до тех пор, пока не встретятся поры меньшего диаметра, где они задерживаются, блокируя проходное сечение. Это явление аналогично диспергированию глины в продуктивных породах и миграции ее частиц в пористой среде.

Исследования показали, что в  призабойной зоне пласта, загрязненной твердыми частицами глинистого раствора, относительная проницаемость для  нефти снижается в 5,5 раз.

2.1.5.Формирование глинистой корки на поверхности ствола скважины

 

Корка, формирующаяся на стенках ствола скважины, состоит из твердых частиц бурового раствора с большими размерами, чем поры продуктивного пласта, и, следовательно, не проникающих в каналы пористой среды. Толщина корки зависит от соотношения размеров частиц глинистого раствора и пор вскрытого пласта, объема фильтруемой воды, содержания твердых частиц в буровом растворе и т.д. При освоении скважин, особенно в пластах с низким давлением, глинистая корка затрудняет приток нефти и требует специальной обработки забоя для ее удаления.

Загрязнение призабойной  зоны продуктивного пласта и ухудшение  ее коллекторских свойств в основном связано с первичным вскрытием  при бурении скважины. По характеру  образования кольматирующих веществ  и формированию осадка кольматация  может быть, с одной стороны, принудительной и самокольматацией, а с другой - внутрипоровой и поверхностной. В процессе принудительной кольматации кольматирующее вещество и его компоненты подаются в скважину с поверхности. Самокольматация пористой среды происходит в результате изменений условий среды в отложениях горных пород, вызванных проводкой скважины и нарушением термобарического и химического равновесия, и обуславливается выделением осадка неорганических солей, увеличением пленки связанной воды, набуханием цементирующего материала и т.д.

В процессе принудительной кольматации или самокольматации пористой среды накопление кольматирующего осадка может быть как непосредственно в поровом пространстве (внутрипоровая кольматация), так и на фильтрующей поверхности пористой среды (поверхностная кольматация).

В процессе бурения скважин наблюдается, в основном, одновременный процесс внутрипоровой и поверхностной кольматации. В начале радиальной фильтрации вместе с фильтратом в пласт поступают твердые и коллоидные частицы глинистого раствора, в результате чего образуется зона кольматации. Размеры зоны кольматации зависят от свойств пористой среды и глинистого раствора. Выполненные исследования позволили установить, что глубина проникновения тонкодисперсной и коллоидной фаз глинистого раствора в пористую среду определяется порометрической характеристикой последней, перепадом давления и размерами частиц тонкодисперсной фазы раствора. В общем случае в поровых и мелкокавернозных каналах глубина зоны кольматации не превышает 12-16 мм, а в трещинах и каналах выщелачивания может быть очень большой (до нескольких метров).

Таким образом, указанные факторы  приводят к образованию в призабойной  зоне при ее бурении и в процессе эксплуатации устойчивой техногенной  зоны. К техногенным факторам, ухудшающим состояние ПЗ, относятся: кольматация твердой фазой глинистого раствора и частицами механических примесей; глубокое проникновение фильтрата бурового раствора при первичном вскрытии бурением; глубокое проникновение пресной и минерализованной воды в пласт при глушении и промывке скважин в период эксплуатации, а также при остановке обводненных скважин.

Под влиянием проникающей в ПЗ воды, а также воды, поступившей по промытым прослоям, возможно образование водяного барьера, водонефтяных эмульсий, набухание глинистых составляющих коллекторов и кольматирующих глинистых загрязнений.

Отмеченные факторы  повышают фильтрационные сопротивления притоку нефти в добывающих скважинах и закачке воды в нагнетательных.

Восстановлению и увеличению естественной проницаемости ПЗ, посвящены работы многих исследователей, при этом авторы делают попытку разработать универсальные технологии, позволяющие одновременно устранить несколько причин снижения продуктивности скважин. Изменение  фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора вследствие набухания глинистой составляющей при закачке в пласт воды иного химического состава, чем пластовая, оказывает влияние на процесс разработки залежи и заслуживает углубленного изучения, в частности, применительно к задачам заводнения продуктивных пластов и освоения добывающих скважин под нагнетание.

Известны  технологии  по реагентной  разглинизации продуктивных  коллекторов, которые   основываются   разрушении  молекулярных связей   оксидов  металлов А1₂О₃, Fe₂O₃, CaO, MgO и других входящих в состав глинистых образований с группой SiO₂  с помощью изменения рН реагентов воздействия (закачка NaHCO₃, HC1 и др. химреагентов).

В результате  химической реакции происходит растворение  железистых соединений и образование  хорошо растворимого в воде Na₂SiO₃, который впоследствии вымывается закачиваемой водой и повышает приемистость нагнетательных скважин.

 

 

 

 

3 ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ГЛИН С ВЫТЕСНЯЮЩИМ АГЕНТОМ В ПРОЦЕССЕ ЗАВОДНЕНИЯ

 

Наибольшее влияние  на условия разработки имеют аллотигенные (первичные, имеющие тот же источник накопления, что и песчано-алевритовые пласты-коллектора) и раннекатагенетические (образовавшиеся в начальной стадии вторичной трансформации компонентов породы) глинистые минералы слоистого типа.

Проницаемость пород  с аллотигенным глинистым цементом зависит от его количества,  а также в значительной степени от  характера  расположения  частиц глинистых минералов в поровом пространстве.  Наибольшее  влияние  в  этом случае оказывает глинистая  примесь при накоплении терригенного материала в условиях спокойного гидродинамического режима,  когда  отдельные микроблоки  в агрегатах,  в виде  которых накапливаются глинистые минералы в водной среде, особенно морского типа,  располагаются  в поровом пространстве песчано-алевритовых пород относительно  ориентированно.   Полиминеральность глинистого вещества также влияет на ухудшение коллекторских свойств, что связано в этом случае  с более плотной укладкой  как микроблоков отдельных глинистых минералов в агрегатах,   так и собственно различных по размеру агрегатов в осадке.  В  зависимости от количества глинистого цемента наибольшая проницаемость наблюдается у песчано-алевритовых пород с пленочным и контактным  типом цемента,   тогда как базальный и поровый типы цемента делают породу практически непроницаемой.

Аутигенный глинистый цемент оказывает  иное влияние на коллекторские  свойства песчано-алевритовых пород.  Значительное развитие  в песчано-алевриговых породах новообразованных глинистых минералов чаще всего резко снижает проницаемость породы. Это обусловлено  тем,  что аутигенные глинистые минералы  раскристаллизовываются  на свободных участках пор,  заполняя  иногда не  только почти   все пустоты между зернами,  но и  частично пространство между микроблоками отдельных глинистых минералов.  Наиболее  распространенными  типами аутигенного глинистого цемента  являются пленочный  и  поровый.  К разновидности пленочного следует относить также цемент  в виде сильно развитых "щеток".  Последний  тип цемента,  по сравнению с некоторыми другими, в частности обычным пленочным цементом,  сильно усложняет  конфигурацию порового пространства  и резко снижает коллекторские свойства  пород. В связи с этим вопрос о формировании и природе порового пространства,  от чего практически  зависят не  только оценка емкостных свойств коллекторов и прогнозный запас нефти и газа,  но и фильтрационная способность пород и их нефгегазоотдача,   т.е.  возможный объем извлечения флюида,  имеет  большое  значение.

В условиях равновесия,  установившегося между глинистыми минералами  проницаемых пластов и водной фазой,  сохраняются сообщающиеся между собой поровые каналы,  наблюдаемые с помощью растрового электронного микроскопа.   Упомянутое  равновесие,  являясь очень неустойчивым,  при поступлении в продуктивные  пласты закачиваемой воды   (отличающейся  почти  всегда от пластовой)  может быть нарушено  и приводит  к дезагрегации  и частичному отрыву глинистых минералов от  зерен скелета; сужению сечения пор и    каналов; минералогической  трансформации;  выпадению нерастворимых солей.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 МЕТОДЫ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ ГЛИНОСОДЕР-ЖАШИХ   КОЛЛЕКТОРОВ

 

Учет влияния глинистых минералов  на изменения физических свойств продуктивных пород возможен только при применении современных методов исследования - таких, как электронная микроскопия, электронография, рентгеноспектральный анализ, дифференциальная термография, инфракрасная спектроскопия и г.п.

Основным методом диагностики  тонко дисперсных минералов является порошковый метод рентгеновского фазового анализа  в фотографическом и дифрактометрическом вариантах. При анализе фотометодом можно использовать очень малые количества вещества,  вести съемку препаратов цилиндрической и уплощенной форм,  получать серии базальных и небазальных отражений.  При изучении смесей глинистых минералов рентгеновская съемка ведется в обязательном случае для трех препаратов — необработанный образец,  обработанный этиленгликолем  или глицерином,   прогретый в  течение часа при 600°С,  а  в отдельных случаях проводится специальная дополнительная обработка.  Рентгеновский структурный анализ требует высокой экспериментальной  и  расчетной  точности. Несмотря на  то, что обычным объектом изучения  является порошок, а не монокристаллы,  возможны прецизионное определение параметров элементарной ячейки,   характеристика степени структурного совершенства,  изучение полигинии. Рентгеновский метод позволяет фиксировать смешанослойные образования  силикатной природы,  устанавливать степень их упорядоченности и характер переслаивания.

Электронная  микроскопия  применяется  в  вариантах просвечивающей электронной микроскопии при съемке суспензий  и реплик с отдельных частиц,  дает возможность морфологической  характеристики монокристаллов  и  их агрегатов,   и растровой микроскопии при микропетрографических   (электронно-петрографических)   исследованиях,   а   также  при  детальном изучении структуры порового пространства,   трещиноватости и  т.п.