CC BY
303
УДК 622.276.63
Фунг Ван Хай, Шамаев Г. А., Нгуен Хыу Нян, Тю Ван Лыонг, Нгуен Ван Ту
Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый тигр»
Уфимский государственный нефтяной технический университет 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1
Во время выполнения многих технологических операций в процессе нефтегазовой разработки, таких как бурение, цементирование, закачивание, перфорация, глушение, ремонт, нагнетание и. д., в призабойной зоне пласта (ПЗП) могут происходить процессы, приводящие к ухудшению естественного механического и физико-химического состояния пласта, в том числе к снижению фильтрационных свойств, в результате чего снижается продуктивность эксплуатационных скважин и приемистость нагнетательных скважин.
Ключевые слова: призабойная зона пласта, факторы снижающие проницаемость призабой-ной зоны пласта, миграции мельчайших частиц, кислотная обработка.
К общим причинам, влияющим на фильтрационную характеристику пласта, относятся геологические факторы, технологические факторы при некачественном первичном и вторичном вскрытиях продуктивного пласта и в процессе эксплуатации. На основе результатов исследований и материалов СП «Вьетсовпетро», факторы, снижающие проницаемость ПЗП добывающих и нагнетательных скважин, можно разделить на 4 основных группы.
1. Загрязнение ПЗП в процессе строительства скважин
В процессе строительства скважин (при вскрытии пластов бурением, спуске обсадных колонн, цементировании, вскрытии пластов перфорацией) формируется призабойная зона с измененными значениями фильтрационных свойств. Причинами загрязнения являются: проникновение, движение частиц твердой фазы; набухание глины, находящейся в породе, при ее контакте с фильтратом буровых растворов.
В процессе вскрытия пластов бурением, буровой глинистый раствор или буровой раствор (без глины) всегда содержит твердую фазу. На практике, буровым раствором с низким содержанием твердой фазы является раствор, в котором содержание твердой фазы составляет менее 3% по объему. Обычно буро-
вые растворы содержат 3—6 % твердой фазы по объему. Однако, в процессе вскрытия пласта, содержание твердой фазы на забое скважины значительно увеличивается. Глинистый раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперсная фаза которой состоит из глины и частиц выбуренных горных пород. Породы нижнего олигоцена содержат много мелких частиц со слабой механической устойчивостью, поэтому в процессе вскрытия пласта содержание твердых частиц с размерами < 40 мкм постепенно увеличивается. Под действием перепада давления частицы твердой фазы внедряются в околоскважинную зону и часть их осаждается на поверхности пор.
Породы нижнего олигоцена характеризуются повышенным содержанием глин, поэтому при контакте фильтрата бурового и промывочного растворов с глиной происходит процесс набухания. Степень набухания глинистых минералов каолинита невысока по сравнению со степенью набухания глинистых минералов монтмориллонита, но из-за большого содержания в порах, глины могут сильно влиять на проницаемость ПЗП.
2. Загрязнение при формировании, миграции мельчайших частиц твердой фазы
При миграции мельчайших или тонкозернистых частиц твердой фазы происходит закупорка порового пространства.
Поток жидкости является прямой причиной формирования и миграции мельчайших частиц. Гидравлические силы потока жидкости отрывают частицы с поверхности каналов, приводя их в движение. По пути движения частицы закупоривают наиболее суженные места поровых каналов.
Многие материалы в пласте, такие как глины, мелкие куски породы, мелкий песок, пирит могут образовать мельчайшие ча-
стицы. В общем случае, миграция мельчайших частиц твердой фазы представляет серьезную проблему закупорки в песчаниках, особенно для песчаников с высоким содержанием глины.
Дата поступления 07.03.08
Способность закупорки мельчайшими частицами, участвующими в миграции, зависит от относительных размеров частиц, поровых каналов и характера смачиваемости поверхности. При ламинарном режиме течения с низкой скоростью частицы, размеры которых составляют 7—10 % от размеров каналов, имеют большую тенденцию к закупорке.
В табл. 1 приведен состав неорганических образований в скважинах нижнего олиго-цена.
Таблица 1
Отложения в скважинах нижнего олигоцена
№ п/п Скважина Место отбора Состав осадков
1 508 У Устья скважины Кварц 30%
Полевой шпат 16%
Глина 48%
2 В нкт 2 (250-290 м) СаСОз 65.2%
М^СОз 0.9%
Са5О4 0.7%
Рв2Оз 2.7%
Каолинит 0.6
Породы нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» имеют достаточные условия для формирования, миграции мельчайших частиц твердой фазы:
— минеральный состав пород включает большое количество алевролитов, имеющих размер зерен 4—40мкм. Эти частицы находятся на поверхности поровых каналов, легко отцепляются и участвуют в движении при наличии перепада давления;
— в породе содержатся глинистые минералы, такие как каолинит, или полевой шпат и вторичный кварц в поровом пространстве. Эти частицы также способны участвовать в движении (не случайно в рекомендации для выбора состава кислотного раствора учитывается содержание глинистых минералов).
3. Загрязнение за счет органических и неорганических отложений
Изменения термодинамических параметров (температуры, давления) являются причинами возникновения органических и неорганических отложений.
Органические отложения обычно содержат парафин, смолы, асфальтены.
Растворимость и дисперсия тяжелых углеводородных соединений в нефти зависят от компонентного состава, физико-химических свойств добываемых нефтей и теплового состояния призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважины.
Парафин растворяется в нефти при определенных термодинамических условиях. При снижении температуры ниже температуры кристаллизации парафин кристаллизуется. Кристаллы парафина увеличиваются, флоку-лируют и образуют отложения.
Асфальтены находятся в нефти в виде коллоидных частиц. Смолы и ароматические углеводороды абсорбируются на поверхности асфальтенов, стабилизируя последние 1. При снижении температуры, давления и нарушении фазового равновесия, асфальтены и смолы коагулируют и возникают органические отложения.
В продуктивном объекте нижнего олиго-цена во время добычи пластовое давление снижается, температура в призабойной зоне и на устье некоторых скважин также снижается (табл. 2, 3).
Снижение пластового давления в залежи, понижение температуры в ПЗП нарушают термодинамические условия и баланс фазового состояния в пластовых жидкостях. Из-за вышеуказанных причин происходит отложение асфальтенов и смол в призабойной зоне добывающих скважин нижнего олигоцена.
Неорганические отложения (отложения солей) в добывающих скважинах обычно находятся в виде СаСО3, М^СЮ3, СаБ04. Для образования подобных неорганических отложений необходимы два условия: наличие воды в продукции добывающих скважин и наличие в воде повышенных концентраций неорганических солей.
Состояние обводненности продукции добывающих скважин нижнего олигоцена приведено в табл. 4 2.
Второе условие также имеет большую вероятность. Механизм образования солей СаСО3, СаБ04 в пластовых условиях залежи нижнего олигоцена можно описать следующим образом.
Состояние растворенного газа СО2 в воде зависит от рН. В случае, если рН воды ниже значения 6.4, СО2 находится в состояниях СО3-2 и НСО-3. Если рН находится в диапазоне 6.4—10.3, то в воде имеются два вида ионов: СО3-2 и НСО3-. Если рН более 10.3, то СО2 находится в воде только в виде НСО3-. При добавлении Са+2 в воду с рН, равным 6.4— 10.3, соль СаСО3 образуется в соответствии с реакцией:
Са+2 + СО3-2 ^ СаСО3 (1)
Са+2 + 2НСО3- ^ СаСО3 + СО2 + Н2О (2)
Таблица 2
Динамика изменения температуры в скважинах нижнего олигоцена
№ п/п Интервал Глубина, м Температура по годам, °С
Скв. перфорации, м 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2005 г. 2007 г.
1 14 3678-3820 3680 — 110.0 — — 106.7 96.7
2 64 3352-3486 3340 127.2 130.0 125.0 128.9 130.0 127.8 127.8 125.6
3 8 3526-3602 3500 131.1 130.0 130.0 132.2 132.0 130.0 132.2 126.7
4 75 3710-3847 3710 — — — 134.0 — 141.0
5 116 3875-4068 3950 - 98.0 107.0 47.2 — — 92.0
6 193 3848-3947 3820 — — — 128.9 — 126.7
7 510 3987-4199 4000 137.0 143.0 — 141.0 — 139.0
8 702 4206-4798 4150 144.5 142.0 — 145.6 138.0 — — 146.0
147.8
9 703 4240-4710 4200 140.0 — 142.0 145.0 — — 146.0
136.0
10 1005 3785-3928 3800 138.3 136.7 — — 137.8 — 138.0
11 1007 3873-4018 3900 141.0 141.1 — — — 137.7
12 1008 3632-3779 3630 134.0 135.6 — 95.6 — 86.0
13 1017 3596-3655 3600 — — — 128.7 132.0
Таблица 3
Динамика устьевой температуры в некоторых скважинах нижнего олигоцена
№ Сква- Температура по годам, оС
п/п жина 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г.
1 64 — 55 45 47 42 44 38 37 35
2 68 — 38 40 43 45 43 43 40 43
3 104 — 22 23 23 29 — 28 34 30
4 107 — — — — 30 30 27 27 26
5 108 — — — 29 30 30 30 30 30
6 503 38 — — 40 36 36 35 35 32
7 507 — — — — — 37 40 38 36
8 510 30 30 — 36 39 36 40 40 44
9 702 55 59 42 50 50 51 48 48 49
10 703 — 46 39 33 29 30 30 29 31
Таблица 4
Состояние обводненности продукции добывающих скважинах нижнего олигоцена
2004 г. 2005 г.
Обводненность Количество обводненных скважин Средняя обводненность Обводненность Количество обводненных скважин Средняя обводненность
< 2% 8 < 2% 8
2-10 % 10 2-10 % 10
10-40 % 7 11.3% 10-40 % 9 17.3%
40-70 % 4 40-70 % 4
70-90 % 1 70-90 % 1
Обводненные скважины 30/35 Обводненные скважины 32/36
Имеется большое количество обводненных скважин, темп обводненности увеличивается во времени
Из вышеуказанных реакций, можно заметить, что если СО2 растворим в воде, где находится в состоянии НСО3-, то минерал СаСО3 мало растворим в воде. Состав пластовой воды приведен в табл. 4 3. Отмечается повышенное содержание НСО3- в пластовой воде нижнего олигоцена на Северном блоке (960.75 мг/л) и на Восточном блоке (671 мг/л). Количество Са+2, растворенного в воде, составляет 38.06 мг/л и 136.64 мг/л по блокам соответственно.
Концентрация НСО3-2 в закачиваемой воде составляет 122 мг/л (табл. 5), что ниже, чем содержание НСО3- в пластовой воде нижнего олигоцена. Это объясняется тем, что после определенного времени закачки воды для поддержания пластового давления, разбавление закачиваемой жидкостью приводит к снижению концентрации НСО3- в пластовой воде и увеличению растворимости СаСО3 в попутной воде. Из-за этого происходит насыщение воды данной солью в пластовых условиях. При изменении пластового давления и температуры в призабойной зоне скважин происходит выпадение солей СаСО3.
По расчетам, приведенным в источнике 4, объемы выпавших солей составляют: в нижнем олигоцене — 15824.5 т; в нижнем миоцене — 4828.6 т и в фундаменте — 345653.4 т.
Анализ отложения солей на месторождении «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» приведен в работе 5.
В нагнетательных скважинах также имеются органические и неорганические образования, но их состав отличается от состава образований в добывающих скважинах. Органические образования в нагнетательных скважинах — образования организмов, существую- щих в закачиваемой воде и органических продуктах их биологического воздействия 6. Неорганические образования в нагнетательных скважи-
нах — образования неорганических частиц, имеющихся в закачиваемой воде и отложение коррозионных продуктов. Эти продукты обычно содержат Fe в виде FeO, Fe2O3, Fe3O4, FeO(OH). Эти смеси находятся в твердом состоянии, закачиваются в пласт и закупоривают поры ПЗП. Хотя закачиваемая вода обескис-лороживается и обрабатывается ингибитором коррозии, это не полностью предотвращает процесс коррозии. Фактически кислорода в закачиваемой воде невелико (<15ppb), но при большом ее объеме процесс окисления железа все равно происходит. Коричневый цвет воды, выходящей из скважины после кислотной обработки, свидетельствует о наличии в приза-бойной зоне пласта коррозионных продуктов, содержащих ион Fe3+.
4. Отложения, возникающие в процессе кислотной обработки
Образование продуктов реакции в ПЗП после кислотной обработки (КО) зависит от выбора кислотных растворов и технологии проведения КО.
При проведении кислотной обработки ПЗП, в которой содержится большое количество полевого шпата, глины, продукты реакции могут находится в виде гелей Na2SiFg, K2SiF6, CaSiFg. В этом случае необходимо снизить концентрацию кислоты HF и увеличить соотношение HCl/HF. Рецептура глино-кис-лотных растворов, использующихся в СП «Вьетсовпетро», не отвечает этим требованиям.
Для предотвращения образования геля CaF2 при проведении кислотной обработки ПЗП с содержанием СаСО3 более 1%, необходимо провести КО в два этапа: сначала проведение обработки ПЗП солянокислотным раствором, а затем обработка глинокислотным раствором. До проведения КО необходимо со-
Тип воды
№ Параметры Единица измерения Закачиваемая морская вода Пластовая вода нижнего олигоцена на Северном блоке Пластовая вода нижнего олигоцена на Восточном блоке
1 Плотность г/см3 1.0222 1.0021 1.0042
2 рн — 7 8.6 8.0
3 Cl- мг/л 1943.00 810.03 2109.28
4 SO4-2 мг/л 2618.79 223.65 402.36
5 НСО3-2 мг/л 122.00 960.75 671.00
6 Са+2 мг/л 490.98 38.06 136.64
7 Mg+2 мг/л 1185.72 2.62 27.30
8 Na+ + K+ мг/л 11398.1 989.87 1675.58
9 По Сулину - Хлормагниевая Хлоркальциевая
Таблица 5
Состав закачиваемой и пластовой вод нижнего олигоцена
ставить план работ для ОПЗ конкретной скважины.
Одной из причин загрязнения ПЗП в процессе кислотной обработки ПЗП нижнего олигоцена является отложение асфальтенов, смол при контакте кислотных растворов с нефтью из-за того, что в нефти нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» имеется большое содержание парафина, асфальтенов и смол.
Литература
1. Moore E. W, Crowe C. W., Hendickson A. R., and Members Aime (Dowell Div, Dow Chemical Co. Tulsa, Ocla.) // Fommation, Effect and Prevention of Asphaltenc Sludges During Stimulation Treatments.— Ceptembcr, 1965 SPE.- № 1168.- P. 7.
2. Новая уточненная технологическая схема разработки и устройства месторождения Белый
Тигры, НИПИ Морнефтегаз, г. Вунгтау.-
2003.- С. 237.
3. Хоанг Динь Тиен, Нгуен Тхуи Куинь. // Гидрогеологические условия МУР «Белый тигр» // «Вьетсовпетро», Сборник научных докладов посвященных 15-ию создания СП г. Ханой.-
2004.- С. 9.
4. Hoàng El nh Tiên, Nguyên Thùy Quênh, Phêm Ba Hiên, Truong Anh Tù //Cô ng nghê xê ly bom ép nuêc và hiêu quê cêa nô ôuêc ap dêng ê mê Bêch Hê cêa XNLD Vietsovpetro" // Hà Nêi - 2003 - trang 8.
5. ОЧЕТ НИР-Ш.9 // Физико-химические и биологические исследования пластовых и нагнетательных вод и проссесы их взаимодействия на м/р «Белый Тигр» и «Дракон» // Вунгтау.-2004.- C. 65.
6. Bassett R. L. // Production Improvement from Increased Permeability sing Engineered Biochemical. // Secondary Recovery Methodology in Marginal Wells of the East Texas Field.- April 15.- 2004.- P. 132.
