Проницаемость призабойной зоны пласта

По физическому состоянию призабойной зоны пласта проницаемость можно разделить на естественную и нарушенную. При вскрытии пласта бурением, как правило, естественная проницаемость ПЗП ухудшается. При обработке ПЗП проницаемость увеличивается по сравнению с текущим её значением и естественной проницаемостью. Ухудшение проницаемости пласта условно разграничивается на общее, самопроизвольно устранимое, принудительно устранимое, искусственно устранимое и остаточное.

Общим называется ухудшение проницаемости в призабойной зоне в результате воздействия на пласт суммы различных причин.

По мере извлечения жидкости из пласта пористая среда и трещины очищаются от фильтрата, промывочного раствора и других загрязнений, в результате чего увеличивается и продуктивность скважин, т. е. происходит так называемая самопроизвольная очистка ПЗП и самопроизвольное повышение продуктивности скважин. Эта очистка может быть полной и частичной. В обоих случаях повышение продуктивности скважин не достигает её естественного значения, так как сохраняются другие причины ухудшения проницаемости. Степень самопроизвольной очистки зависит от величины депрессии, которую в одних случаях по техническим причинам нельзя увеличить, при этом в ПЗП остается часть фильтрата и глинистого раствора, в других - нельзя уменьшить.

При определенной депрессии на пласт трещины закрываются и зажимают в своей полости глинистый раствор, плотно закупоривая выход из трещин пластового флюида к забою скважины. Такое ухудшение проницаемости называется принудительно устранимым, а очистка призабойной зоны пласта - принудительной.

При длительном извлечении жидкости из пласта после самопроизвольной очистки через определенное время может наступить самопроизвольное ухудшение проницаемости в призабойной зоне вследствие отложения в пористой среде парафина, асфальтенов, образования эмульсий и кольматажа. В газовых скважинах при критических для гидратообразования условиях в перфорационных каналах, на фильтровой поверхности и в пористой среде ПЗП могут образоваться кристаллогидраты, что без видимых причин приводит к снижению дебита газа. Принудительной очисткой в этом случае может служить кратковременная остановка скважины, после чего на её забое изменяются определенные условия, нарушается равновесное состояние системы ''газ – гидрат'', а их кристаллы разлагаются на составные компоненты - газ и воду.

После принудительной очистки ПЗП увеличивается (от единиц до сотен процентов) продуктивность скважин, зависящая от степени предыдущей самопроизвольной очистки и загрязнения ПЗП.

Ухудшение проницаемости в призабойной зоне можно ликвидировать с помощью гидроразрыва пласта, кислотной его обработки, торпедирования и других мероприятий. Ухудшение проницаемости ПЗП ведет к неравномерной выработке пласта. При слоистости коллектора из отдельных пропластков не удается извлечь нефть даже частично. Это, в свою очередь, обусловливает снижение нефтегазоотдачи коллектора и нерациональное использование недр. Поэтому принудительная очистка ПЗП является одним из необходимых мероприятий.

Остаточное ухудшение проницаемости ПЗП возникает при проникновении пресной воды (фильтрата) в пористую среду. В результате взаимодействия воды с некоторыми фракциями пластового цемента и его разбухания происходит уменьшение размера пор, фильтрационных каналов и трещин, и ухудшение проницаемости ПЗП. В этом случае восстановить или увеличить проницаемость ПЗП можно, разрушив структуру породы, применив гидроразрыв или кислотные обработки. Однако полностью во всех элементарных участках породы остаточное ухудшение устранить почти невозможно.

После проведения указанных мероприятий продуктивность скважины может не только достигнуть значения естественной продуктивности, но и оказаться выше её за счёт увеличения проницаемости ПЗП и радиуса дренирования пласта.

При вскрытии пласта в трещины вместе с глинистым раствором попадает песок и мелкие кусочки шлама. При освоении скважины после окончания её бурения, когда снижается репрессия на пласт, а затем создается депрессия, глинистый раствор из ПЗП частично вымывается жидкостью, фильтрующейся из пласта в скважину, а зажатый в трещинах песок предотвращает полное их смыкание, что способствует повышению проницаемости призабойной зоны. Поэтому при вскрытии трещиноватого пласта бывает полезно повышать содержание крупнозернистого песка в буровом растворе.

Проницаемость ПЗП, как правило, хуже проницаемости удаленной зоны пласта, однако она может быть равной или даже больше её природного значения.

Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта

Причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП, делятся на четыре группы:

1) обуславливающие механическое загрязнение ПЗП;

2) физико-литологические, приводящие к разбуханию пластового цемента при контакте его с водой;

3) физико-химические;

4) термохимические.

1. К причинам, обусловливающим механическое загрязнение ПЗП, относятся:

- засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового или «промывочного раствора при бурении или капитальном и подземном ремонтах скважин. Многочисленные исследования показали, что глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов колеблется в пределах 1 - 20 мм. В гравелитовых пропластках и крупнозернистых песках твердая фаза глинистого раствора проникает на большие расстояния - до сотен метров;

- впрессовывание в поровую среду ПЗП зерен породы, разрушаемой долотом при бурении;

- закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или тампонажным цементом в процессе крепления скважин. Во время перфорации скважин, заглинизированный и зацементированный слой песчаников обычно пробивается, поэтому существенного влияния на ухудшение проницаемости ПЗП он не оказывает; в крупнозернистых песках и гравелитовых пропластках проницаемость ПЗП по этой причине может существенно ухудшиться;

- проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз снижает среднюю проницаемость ПЗП;

- загрязнение ПЗП илистыми частицами, содержащимися в воде, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления. Проницаемость ПЗП в этих случаях снижается иногда в 10 раз и более;

- обогащение ПЗП коллоидно-дисперсной системой за счёт кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спускоподъемных операций;

- ухудшение проницаемости призабойной зоны во время эксплуатации скважин вследствие кольматации минеральных частиц, приносимых жидкостью из удаленных зон пласта. При кольматаже илистые частицы, вносимые в поровую среду ПЗП фильтрующейся жидкостью, располагаются так, что становятся обтекаемыми и мало препятствуют её фильтрации, в период же инфильтрации жидкости эти частицы оказываются не обтекаемыми: они смещаются и закупоривают фильтрационные каналы, в результате чего происходит явление обратного клапана, что, в свою очередь, ухудшает проницаемость пористой среды. Радиус кольматажа в ПЗП зависит от величины и распространения перепада давления, а также от времени и объёма извлеченной из ПЗП жидкости.

2. Физико-литологическая группа причин ухудшает проницаемость ПЗП вследствие действия пресной воды на цемент и скелет породы. Это ухудшение обусловлено:

а) проникновением в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при капитальном ремонте скважин;

б) закачкой воды в пласт для поддержания пластового давления;

в) закачкой в пласт сбросовой жидкости;

г) прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт;

д) прорывом воды из нагнетательной скважины в ПЗП или проникновением её в эту зону в результате капиллярных процессов. Эти явления в настоящее время изучены слабо.

Ухудшение проницаемости ПЗП происходит и по другим причинам, а именно:

- при контакте пресной воды с некоторыми минералами может произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов;

- при большом объёме проникшего в ПЗП фильтрата возможно растворение, перенос и переотложение солей, а также отложение их из высокоминерализованного фильтрата;

- при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор могут попасть глинистые частицы минералов с высокой степенью разбухания. В химически обработанном буровом растворе разбухание их происходит медленно. После вдавливания указанных частиц в поры или трещины призабойной зоны пласта происходит полное разбухание и значительное увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор. Таким образом, происходит закупоривание пор, нередко до полного перекрытия фильтрационных каналов. Ухудшение проницаемости ПЗП, степень которой колеблется от 5 - 10 до сотен процентов, как правило, происходит из-за одновременного действия нескольких причин.

3. К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся:

- проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счёт разности поверхностных натяжений с пластовым флюидом;

- возникновение капиллярного давления, которое появляется при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой Θ < 90° избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению её из пласта, а при угле смачивания Θ > 90° оно способствует её вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько её ухудшают в ПЗП. При освоении и эксплуатации скважин с депрессией 0,5 – 1,0 МПа в начальный период эти явления могут в какой-то степени, отразится на времени вызова притока и продуктивности скважин;

- закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти. Во время освоения скважины при обратном движении жидкости капли нефти попадают в фильтрат промывочного раствора и воды. Если диаметр таких капель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходит перекрытие их и ухудшение проницаемости. При подходе же контакта нефти эти капли сливаются с ней и, таким образом, проницаемость ПЗП улучшается;

- нерастворимые в нефти адсорбционные пленки, образующиеся на границе раздела вода - нефть, которые обладают высокой прочностью и напряжением сдвига. В пористой среде капли, окруженные этими адсорбционными пленками, не могут слиться ни с общим фронтом воды, ни с погребенной водой, находящейся около контактов зерен породы. Эти капли воды, двигаясь в нефти, занимают центральную часть пор, закупоривая их, если диаметр пор не превышает диаметра капли. При подходе фронта нефти во время вытеснения фильтрата промывочного раствора из пористой среды эти капли воды, окруженные пленками асфальтенов, не способны в процессе дальнейшего течения их в пористой среде слиться друг с другом и с общей массой фильтрации или с общей массой нефти. В определенных условиях это может привести к существенному снижению проницаемости ПЗП;

- образование эмульсии в гидрофобной среде. На поверхности раздела ''нефть – вода'' концентрируются асфальтосмолистые вещества нефти, образуя твердые пленки, присутствие которых исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор или участков пористой среды. Образования таких пленок на контакте вода - нефть следует ожидать у всех смолистых нефтей, не содержащих значительных количеств нафтеновых кислот. Пленки способны закупоривать отдельные поры и участки пористой среды и значительно затрудняют приток нефти к забою скважины. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде;

- образование «бронированной» эмульсии в крупнозернистой среде, в основном в трещинах. Под «бронированной» эмульсией понимается эмульсия, состоящая из глобул с повышенной прочностью поверхностной пленки. Эта прочность создается прилипшими к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами. Чем больше этих частиц на поверхностной пленке глобул эмульсии, тем больше поверхностно-активных веществ удерживается на них и, следовательно, на поверхностной пленке глобул. Это обстоятельство, в свою очередь, увеличивает суммарную массу поверхностно-активных веществ на пленке глобул. Кроме того, частицы, плавающие на пленке, соединяются между собой вследствие сил притяжения, а также электростатических зарядов этих твердых частиц и пологих краевых углов смачивания твердого тела поверхностно-активной жидкостью. Эти физико-химические явления увеличивают толщину поверхностно-активной пленки глобул эмульсии и уменьшают стекание жидкости с них. Все это, в конечном счете, повышает прочность пленки, как бы бронируя глобулы и эмульсию в целом от разрушения. Известно, что стабильность эмульсии повышается не только «черными» эмульгаторами нефти (асфальтенами, смолами), но и «бронирующими» твердыми минеральными эмульгаторами (глинистыми частицами). Эмульсия продавливается в крупные поры и трещины призабойной зоны, в результате чего ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП;

- обогащение бурового раствора пластовыми водами верхних горизонтов. Проникший в микротрещины фильтрат, содержащий щелочную воду, соприкасаясь с глиной, может вызвать диспергирование её щелочными электролитами. Это среды. Образования таких пленок на контакте вода - нефть следует ожидать у всех смолистых нефтей, не содержащих значительных количеств нафтеновых кислот. Пленки способны закупоривать отдельные поры и участки пористой среды и значительно затрудняют приток нефти к забою скважины. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде;

- образование «бронированной» эмульсии в крупнозернистой среде, в основном в трещинах. Под «бронированной» эмульсией понимается эмульсия, состоящая из глобул с повышенной прочностью поверхностной пленки. Эта прочность создается прилипшими к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами. Чем больше этих частиц на поверхностной пленке глобул эмульсии, тем больше поверхностно-активных веществ удерживается на них и, следовательно, на поверхностной пленке глобул. Это обстоятельство, в свою очередь, увеличивает суммарную массу поверхностно-активных веществ на пленке глобул. Кроме того, частицы, плавающие на пленке, соединяются между собой вследствие сил притяжения, а также электростатических зарядов этих твердых частиц и пологих краевых углов смачивания твердого тела поверхностно-активной жидкостью. Эти физико-химические явления увеличивают толщину поверхностно-активной пленки глобул эмульсии и уменьшают стекание жидкости с них. Все это, в конечном счете, повышает прочность пленки, как бы бронируя глобулы и эмульсию в целом от разрушения. Известно, что стабильность эмульсии повышается не только «черными» эмульгаторами нефти (асфальтенами, смолами), но и «бронирующими» твердыми минеральными эмульгаторами (глинистыми частицами). Эмульсия продавливается в крупные поры и трещины призабойной зоны, в результате чего ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП;

- гидрофильная коагуляция, обусловленная электролитами, содержащимися в глинистых суспензиях, особенно в естественном промывочном растворе. Щелочные электролиты, натриевые соли, сода, полифосфаты после обменной адсорбции ионов вызывают сильную гидратацию частиц глины. Электролиты с поливалентными катионами, хлориды кальция, магния, алюминия вызывают после адсорбции ионов резкую дегидратацию поверхностей частиц. Взаимодействие электролитов может привести к сцеплению их по всей поверхности и к образованию агрегированной взвеси в пористой среде. Этот физико-химический процесс также может отразиться на проницаемости призабойной зоны;

- флокуляция коллоидно-дисперсных частиц и оседание их в пористой среде при контактировании фильтрата промывочного раствора с пластовой водой. Этот процесс тем сильнее, чем больше разница в физико-химических свойствах соприкасающихся вод, что также вызывает ухудшение проницаемости ПЗП;

- образование на поверхности зерен песчинок пристенных слоев жидкости за счет замещения одной жидкости в поровом пространстве другой. С увеличением полярности жидкости уменьшается её проницаемость;

- вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора, который, как правило, обрабатывается различными химическими реагентами. Это явление характерно для ПЗП малодебитных газовых скважин (до 10 тыс. м³/сут);

- ухудшение в нагнетательных скважинах проницаемости в начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованных пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период её нагнетания;

- адсорбция на скелете породы ПЗП масляных веществ из бурового раствора, происходящая при вскрытии продуктивного водоносного пласта водозаборной скважиной.

4. К группе термохимических причин, которые приводит к ухудшению проницаемости при изменении термодинамического равновесия в ПЗП, относятся:

- отложение парафина на скелете пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Процесс этот происходит при охлаждении призабойной зоны во время вскрытия пласта, длительной эксплуатации скважины и при закачке воды в пласт;

- проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее охлаждение их, способствующее отложению солей и ухудшению проницаемости призабойной зоны;

- образование гидратов в газовых скважинах.

Как известно, движение многофазных жидкостей в пористых средах подчиняется значительно более сложным закономерностям, чем движение однофазных жидкостей. Движение таких дисперсных систем, как пены, эмульсии, суспензии, в капиллярно-пористых телах осложняется кинетической и агрегативной неустойчивостью дисперсных систем; изменением устойчивости в результате взаимодействия жидких дисперсных систем с капиллярно-пористыми телами; нарушением устойчивости вследствие адсорбции и т. д. Пропитка дисперсными системами (пенами, эмульсиями, суспензиями), как правило, идет значительно медленнее, чем чистыми дисперсионными средами. Фильтрация дисперсных систем через пористые материалы встречает большее сопротивление, чем фильтрация чистых жидкостей. Все эти особенности требуют специального рассмотрения движения дисперсных жидкостей в пористых материалах.

В наиболее простых случаях пропитки высокодисперсными кинетически и агрегативно устойчивыми системами основные законы пропитки и фильтрации сохраняются; необходимо только учитывать изменение вязкости дисперсной системы по сравнению с вязкостью дисперсионной среды.

Основные признаки дисперсных систем

Фаза - часть системы, имеющая одинаковые физические и химические свойства во всех своих точках, отделенная от всех других частей системы поверхностью раздела, причем эти другие части обладают иными физическими и химическими свойствам'

Дисперсная система - раздробленная система, в которой одно вещество раздроблено (диспергировано) и распределено в другом веществе. Вещество, которое диспергировано, называется дисперсной фазой, а среда, в которой это вещество распределено - дисперсионной средой.

Системы, состоящие из одной фазы, называются гомогенными системами. Системы, состоящие из двух и более фаз и имеющие поверхность раздела между фазами, - гетерогенными системами. К гомогенным системам относятся истинные (молекулярные) растворы веществ, к гетерогенным - коллоидные растворы, суспензии, эмульсии, пены.

Измельчение вещества одной фазы другой называется диспергированием, а системы, состоящие из частиц одной фазы, распределенных в другой, называются дисперсными системами (от латинского слова dispesus - рассеянный, рассыпанный).

Фазу, состоящую из частиц раздробленного вещества, называют дисперсной фазой, а среду, в которой распределены частицы – дисперсионной средой.

Характерным признаком дисперсной среды является гетерогенность, указывающая на наличие межфазной поверхности. Следующим признаком дисперсной среды является размер частиц или величина, ему обратная – дисперсность. Чем меньше размер частиц, тем больше дисперсность.

С уменьшением размера частиц при дроблении вещества увеличивается удельная поверхность, т.е. поверхность, приходящая на единицу объёма диспергируемого вещества. В таблице 1 приведены сведения об удельной поверхности при диспергировании.

Таблица 1 - Изменение удельной поверхности при дроблении 1 см³ вещества

Длина грани кубика, см.	Число кубиков	Удельная поверхность, см^2
1	1	6
1·10^-1 (1мм)	1·10^3	60
1·10^-3	1·10^9	6·10^3
1·10^-5 (0,1 мкм)	1·10^15	6·10^5 (60 м^2)
1·10^-7 (1нм)	1·10^21	6·10^7 (6000 м^2)

Благодаря высокой удельной поверхности дисперсных на границе раздела фаз и определяющие их особые свойства.

Для оценки поверхностной энергии, отнесенной к единице площади поверхности используют понятие поверхностного натяжения, – которое является в тоже время и удельной энергией Гиббса (изобарным потенциалом 1 м² поверхности). В этой связи поверхностная энергия (изобарный потенциал G) дисперсной системы при постоянных температуре и давлении будет равна

где σ – поверхностное натяжение;

F – площадь поверхности.

Для себя заметим, что дисперсные системы, обладают большой поверхностью и большой поверхностной энергией и являются принципиально неустойчивыми системами. Они стремятся к самопроизвольному уменьшению межфазной поверхности, т.е. к снижению дисперсности путем агрегации (укрупнения) частиц дисперсной фазы. Эти дисперсные системы считаются агрегативно неустойчивыми в отличие от агрегативно устойчивых систем, в которых частицы сохраняют постоянный размер.

Классификация систем по дисперсности

В зависимости от размера частиц дисперсные системы подразделяются на:

- ультрамикрогетерогенные или коллоидные с размером частиц 10^-7…10^-5 см (1 – 100 нм);

- микрогетерогенные с размером частиц 10^-5…10^-3см; (

- грубодисперсные с размером частиц более 10^-3 см.

В зависимости от размера частиц изменяется удельная поверхность и свойства дисперсных систем (см. рисунок 1).

Рисунок 1. Классификация систем по дисперсности

(а – поперечный размер частицы, по оси ординат удельная поверхность –S_уд)

Следует отметить, что дисперсные системы с частицами коллоидного размера носят название золя. Если размер частицы достигает порядка 10^-8см, то поверхность раздела фаз исчезает - это и есть область гомогенных молекулярно-дисперсных - истинный раствор. Системы с газовой дисперсионной средой независимо от природы газа называются аэрозолями. Системы с жидкой дисперсионной средой носят название лиозолей.

Таким образом, дисперсные системы можно классифицировать по агрегативному состоянию (см. таблицу 1).

Таблица 1 - Классификация дисперсных систем по агрегативному состоянию

Дисперсионная среда	Дисперсная фаза	Название системы
газ	Жидкость Твердое тело	Туман }аэрозоль Дым, пыль
жидкость	Газ Жидкость Твердое тело	Пена Эмульсия Суспензия, коллоидный раствор (золь)
твердое тело	Газ Жидкость Твердое тело	Твердая пена Твердая эмульсия Сплав, твердый золь