Повышение продуктивности пласта воздействием кислотных обработок

    Проницаемость монолитов довольно высока и равна 214,8х10 мкм, полумонолитов – 191,6х10 мкм, а тонкослоистого коллектора 76,8х10 мкм. Низкопроницаемые коллекторы занимают 51% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны, из них 98% приходится на долю коллекторов проницаемостью до 5х10 мкм.  Наличие подвижных запасов нефти в таких коллекторах достаточно спорно. Среднепроницаемые коллекторы составляют 14% объема связанной зоны и 35% приходится на долю высокопроницаемых коллекторов, причем 22% от общего объема коллекторов 1-й зоны – пропластки с проницаемостью свыше 700х10 мкм. Средняя проницаемость гидродинамически связанной зоны равна 140х10 мкм. Доля монолитов в продуктивной части разреза связанной зоны равна 24%, причем половина из них это пропластки, толщина которых превышает 6 метров. Полумонолиты составляют 34% и на долю тонкослоистого коллектора приходится 42% объема 1-й зоны. Пропластки толщиной до 1 метра составляют 11% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны. Общая песчанистость прерывистой зоны 0,40. Она изменяется от 0,32 до 0,81. Средняя общая толщина 2-й зоны равна 18,6 м; пределы изменения от 1,5 до 30 м. Средние эффективные толщины варьируют от 1,4 до 10,9 м, составляя в среднем 6,2 метра. Средняя расчлененность зоны равна 4,128; расчлененность на 1 метр эффективной толщины – 0,671. Максимальная величина – 0,952, минимальная – 0,346. Прерывистая зона в восточной части месторождения повсеместно представлена тонкослоистыми коллекторами и монолитами. Тонкослоистые коллекторы составляют 85% объема продуктивной части разреза, в том числе коллекторы толщиной до 2-х метров – 52%. На долю монолитов приходится всего 15% объема коллектора прерывистой зоны. Пропластки толщиной более 6 метров составляют лишь 7% объема коллекторов прерывистой зоны горизонта БВ8. Средняя проницаемость монолитов прерывистой зоны равна 129,6х10 мкм, что в 2 раза выше проницаемости тонкослоистого коллектора. Его проницаемость равна 61,8х10мкм. Средняя проницаемость по зоне – 75,2х10 мкм.

Низкопроницаемые  коллекторы занимают 53% объема продуктивной части разреза. 20% составляют коллекторы с проницаемостью от 20х10 мкм до 200х10 мкм и 28% объема приходится на долю высокопроницаемых коллекторов. Причем, 18% объема продуктивной части прерывистой зоны занимают пропластки с проницаемостью выше 700х10 мкм.

    Толщина глинистого раздела между гидродинамически связанной и прерывистой зонами в восточной части Повховского месторождения варьирует в широких пределах, а именно от 1 м до 8-9 метров. Средняя толщина глинистой перемычки равна 4 метрам. Причем в северной части месторождения перемычка тоньше чем в южной части и ее средняя толщина равна 3,4 м, тогда как на юге средняя толщина составляет 4,7метра. В восточной части месторождения прерывистая зона по площади имеет большее распространение, чем гидродинамически связанная. Площадь прерывистой зоны в этой части месторождения примерно в 2,2 раза больше площади связанной зоны. Проницаемые пропластки в районе выхода прерывистой зоны на контур пласта 1БВ8 представлены, в основном, тонкослоистыми коллекторами, в которых находится 2/3 запасов нефти прерывистой зоны в восточной ее части. В восточной части месторождения запасы нефти составляют:

    по  гидродинамически связанной зоне – 16% от запасов зоны в целом;

    по  прерывистой зоне – 26% от запасов  зоны;

    по  горизонту – 35% от запасов горизонта  в целом.

Сравнивая между собой характеристики коллекторских  свойств восточной и западной частей месторождения, можно сказать, что средние показатели по западной части несколько выше, чем по восточной. Эффективная толщина коллектора по всему разрезу горизонта БВ8 на западе равна 10,7 м, а на востоке – 8,3 м. Общие толщины также выше в западной части и составляют 28,3 м, против 20,7 м в восточной части. Значения песчанистости примерно равны. Так, по гидродинамически связанной зоне в восточной части коэффициент песчанистости равен 0,65 и 0,64 – в западной, и по прерывистой зоне – 0,33 против 0,32 соответственно. По проницаемости наблюдается более существенное различие. Так, по гидродинамически связанной зоне на востоке месторождения средняя проницаемость равна 138,2х10 мкм, а на западе 322,9х10 мкм. Особенно отличаются проницаемости монолитов и полумонолитов гидродинамически связанной зоны. В восточной части месторождения средняя проницаемость монолитов составляет 214,8х10 мкм, а полумонолитов – 191,6х10 мкм, тогда как в западной части 122,7х10 мкм и 864,8х10 мкм соответственно. Проницаемости же тонкослоистого коллектора примерно равны и составляют на западе 59,5х10 мкм, а на востоке 76,8х10 мкм.

По прерывистой  зоне существенных различий не наблюдается. В западной части средняя проницаемость  равна 62,9х10 мкм, а в восточной  части – 72,5х10 мкм. В целом, можно  сделать вывод, что коллекторские свойства восточной части Повховского месторождения несколько ниже коллекторских свойств в его западной части.

3.Техническая  часть.

Основной  задачей КО скважин является восстановление коллекторских свойств пласта в  призабойной зоне за счет разрушения, растворения и выноса в ствол скважины кольматирующих твердых частиц естественного и техногенного происхождения, улучшения фильтрационных характеристик ПЗП путем расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов предпочтительно по всей перфорированной толщине пласта. При этом рядом отечественных и зарубежных исследователей доказано, что значимость первого фактора существенно превалирует над вторым. Между тем различная химическая природа кольматантов ПЗП, неравномерность их распределения по толщине и глубине пласта, а также неоднородность литологического характера горных пород и разреза продуктивной толщи требуют тщательного анализа, увязки с историей эксплуатации скважин для принятия обоснованного решения о выборе соответствующего состава и технологии КО. В связи с этим представляет интерес краткое дискретное рассмотрение ряда основных факторов, влияющих на продуктивность и приемистость скважин, а также на прогнозируемую успешность ОПЗ скважин кислотными составами. 

                 Механизм воздействия реагентов – кислот. 

Призабойную  зону пласта выделяют как особую часть  пласта, так как, во-первых, ее свойства существенно отличаются от свойств  остальной части и, во-вторых, именно в этой части происходит потеря основной доли энергии, затрачиваемой на движение нефти в пласте. Причины изменения физических свойств ПЗП заключаются в процессах, вызываемых бурением, креплением, освоением и ремонтом скважин, в результате которых происходит загрязнение от проникновения соответствующих рабочих жидкостей, а также физико-химические и механические нарушения. Размер ПЗП меняется от нескольких дециметров до нескольких метров. Цель воздействия — восстановление или улучшение фильтрационной характеристики ПЗП, т. е. проницаемости. При воздействии кислотами определенная часть скелета пласта вступает в реакцию и растворяется, увеличивается проницаемость ПЗП (таблица  1.1) Из таблицы видно, что, например: при взаимодействии соляной кислоты с известняком образуется хорошо растворимые в воде соли, а также углекислый газ и вода, которые при освоении скважины легко удаляются из пласта. В результате в породе образуются каналы растворения. Выделяющийся СО₂ оказывает также положительное воздействие, особенно при сверхкритических температурах (более 32 °С), когда СО₂ независимо от давления находится в виде газа. При определенных условиях в пласте могут образоваться студнеобразные гели или выпадают нерастворимые осадки, которые сужают, а порой и запечатывают каналы фильтрации продуктивного пласта, что снижает эффективность кислотных обработок. При воздействии соляной кислоты на глинистые компоненты скелета пласта помимо растворения окислов щелочных и щелочноземельных металлов происходит нежелательный процесс гелеобразования, который усиливается с ростом содержания НСL в рабочем растворе. Уксусная кислота практически не вступает в реакцию с глинистыми составляющими пласта, но при взаимодействии высококонцентрированной уксусной кислоты (более 60%) с высокоминерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа происходит выпадение солей в осадок. Сульфаминовая кислота не вступает в реакцию с глинами. Не происходит образование осадков при взаимодействии этой кислоты с пластовыми, водами хлоркальциевого типа. При выборе состава рабочей жидкости, используемой для кислотного воздействия на ПЗП, а также при проектировании технологических и физических параметров закачки все указанные возможные отрицательные эффекты должны учитываться. При термохимической и термокислотной обработках кислоту, обычно соляную, подают в пласт при высокой температуре. Это, во-первых, усиливает скорость течения реакций взаимодействия с карбонатными составляющими пласта, а во-вторых, способствует расплавлению и выносу АСПО из призабойной зоны пласта. При пенокислотном воздействии на ПЗП, когда используют аэрированный или газированный кислотный раствор, механизм воздействия аналогичен соляно - или глинокислотной обработке. При этом происходит более равномерное распределение кислотного раствора по всей продуктивной зоне. При двухрастворной обработке, когда в ПЗП последовательно закачивают солянокислотный, а затем глинокислотный растворы, обеспечивается интенсивное одновременное воздействие как на карбонатные, так и на терригенные составляющие породы. Двухрастворная обработка эффективна в терригенных коллекторах с содержанием карбонатных включений не, менее 0,5 %. 
 
 
 
 
 

      Реагенты - кислоты и механизмы  реакций                 Таблица 1 

Кольматация ПЗП твердыми неорганическими  частицами и органическими  отложениями.

Твердые кольматанты неорганической природы  по отношению к кислотным составам можно разделить на растворимые (карбонаты металлов, глина, песок, гидроокиси металлов, цемент, фосфаты кальция) и нерастворимые (гипс, барит). В свою очередь растворимые частицы делятся на истинно растворимые (карбонаты и гидроокиси щелочно-земельных металлов) и обладающие реверсивной растворимостью, т.е. способные при повышении рН среды вновь осаждаться (гидроокись железа, сидерит, фосфаты кальция), или приводящие по мере растворимости в кислотах к образованию осадков новой химической природы (глины, песка, цемента). В том или ином количестве большинство таких кольматантов присутствует в ПЗП.

Глубина нахождения кольматантов в околоскважинной  зоне может исчисляться от нескольких сантиметров до метров. Причем по мере снижения проницаемости коллектора глубина его кольматации уменьшается. Из-за различия естественной проницаемости коллекторов имеют место также неравномерность притока пластовых флюидов в ствол скважины по толщине пласта и, наоборот, фильтрация жидкостей в глубь пласта. Поэтому на практике, как правило, имеет место преимущественное поступление закачиваемых низковязких технологических жидкостей в одни и те же проницаемые участки перфорированной толщины пласта, улучшая еще более их проницаемость.Вследствие этого обычной кислотной обработки полностью устранить эффект кольматации ПЗП очень сложно. Хотя даже частичное первичное разблокирование ее дает существенное увеличение дебита скважин, однако это, как правило, не приводит к достижению потенциально возможного дебита в результате КО, а является следствием подключения в работу части закольматированных на меньшую глубину призабойных зон пласта. Снижение проницаемости ПЗП происходит не только в результате искусственного отрицательного воздействия на пласт, но и является следствием отложения  на поверхности порового пространства различного рода органических осадков (например, АСПО), выделяющихся из состава нефти вследствие изменения термобарических, гидродинамических и химических условий. Естественно, отложения АСПО происходит не в чистом виде, а включают в себя и неорганическую часть (окислы железа, водонерастворимые соли, горную породу и др.). В результате этого эффективного растворения кольматантов неорганической природы кислотными растворами резко снижается, и обработки не приводят к желаемым результатам.

Глубина проникновения кислотных  составов в пласт  и охват кислотным  воздействием ПЗП.

Ранее упоминалось о значительной глубине  проникновения кольматантов в ПЗП. Естественно, что для их диспергирования, растворения и выноса на дневную поверхность предпочтительно было бы на такую же глубину кислотного раствора или эффективное оттеснение его в удаленную часть пласта за радиус контура питания скважин. Известно, что глубина проникновения активной кислоты в пласт определяется при прочих равных условиях темпом ее нагнетания и скоростью реагирования с горной породой. Поскольку темп нагнетания кислотного раствора является довольно стабильной величиной и ограничен прочностью НКТ, то основное внимание исследователей привлекает параметр скорости реагирования кислотных растворов с горной породой.