По сложившейся промысловой практике для поддержания пластового давления (ППД) в продуктивные пласты закачивают подземные, поверхностные воды, попутные сточные воды или их различные смеси.

На морских месторождениях в продуктивные пласты обычно закачивают морские воды. Как правило, на промыслах отсутствует высокопроизводительное фильтровальное оборудование для очистки закачиваемых вод от взвеси, что предопределяет кольматацию прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины. Авторы провели исследования компонентного состава кольматирующих образований

прискважинных зон для указанных типов закачиваемых вод и определили растворы для эффективного их удаления. Полученные результаты позволили обосновать рекомендации по увеличению межремонтного периода восьми нагнетательных скважин на месторождении Белый Тигр (шельф Вьетнама).

Достоверная оценка интенсивности кольматационных процессов нагнетательных скважин позволяет достаточно обоснованно оценивать межремонтный период нагнетательных скважин в конкретных условиях.

Во многих случаях коэффициент приемистости нагнетательных скважин не соответствует гидродинамическим параметрам пласта из-за кольматации порового пространства продуктивного пласта глинистыми коллоидно-дисперсными частицами бурового раствора.

Изменение расхода закачки во времени при постоянном давлении подчиняется экспоненциальной зависимости: Qt = Q₀e^-βt. где Q_t — расход закачки на момент времени t, сут.; Q₀ — первоначальный расход закачки; β — коэффициент кольматации, сут.^-1.

Динамика изменения приемистости скважин во времени иллюстрируется данными таблицы 1.

Таблица 1: Изменение расхода нагнетания (Q_t, м³/сут) при различных значениях коэффициента кольматации

Как установлено практикой, в общем случае состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и неорганического происхождения. В качестве примера рассмотрим кольматационные процессы в нагнетательных скважинах при закачке в них речных, подземных и морских вод.

Закачка речных вод

На месторождениях Широтного Приобья Западной Сибири, приуроченных к отложениями юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и нижневартовская свиты), для закачки в продуктивные пласты используют воды рек Обь, Юганская Обь, Большой Балык, Вах и др. Открытая пористость коллекторов пористого типа изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27 %, проницаемость коллекторов изменяется в широких пределах — от 0,8 до 500 мД.

Анализом состава речных вод установлено, что содержание взвешенных частиц в среднем за год составляет 18 – 25 мг/л при максимуме 40 – 80 мг/л в периоды весенних и осенних дождевых паводков и минимуме 4 – 15 мг/л в подледный период.

Лабораторными исследованиями установлено, что химический состав взвеси, отобранный на песчаном фильтре при фильтрации обской воды, представлен следующими компонентами (%): Fe₂O₃ – 18,5; Al₂O₃ – 25,4; MgO – 0,9; CaO – 0,8; SiO₂ – 22,1. Потери при прокаливании составляют 24,5%. Содержание взвеси в фильтруемой воде составило 6 мг/л, мутность 10,5 мг/л, цветность 65° при концентрации железа 2,5 мг/л, марганца 0,55 мг/л и щелочности 2,6 мг/л.

Наличие железа, нитробактерий и сульфатвосстанавливающих бактерий в речных водах свидетельствует об их биологической нестабильности, что подтверждает наличие слизистых железистых биообрастаний и язвенных коррозий металла в нагнетательном водоводе. Индекс стабильности исследуемых вод изменяется от 0,2 – 0,5 в летне-осенний период до 2 – 2,5 в зимний подледный период, что наряду с повышенным содержанием в воде свободной углекислоты (до 30 – 60 мг/л зимой) указывает на невозможность инкрустации водоводов карбонатной пленки, защищающей их от коррозии.

Вещества органического происхождения, находящиеся в речных водах, попадают в фильтрационные каналы зоны перфорации и частично проникают в пласт, образуя в каналах кольматирующую пленку. По мере подачи воды в скважину кольматирующая пленка нарастает и может полностью заполнить фильтрационные каналы, пропуская воду. Одновременно при фильтрации воды в прискважинной зоне происходит выпадение минеральных соединений в виде железистых, карбонатных образований, а также глинистых минералов.

Для изучения свойств кольматирующих образований были проведены опыты по фильтрации обской воды через песчаный фильтр с последующим отбором образовавшейся пленки. Исследованиями состава пленки кольматирующих образований были получены следующие показатели: содержание органики – 22,5%; содержание минеральных соединений растворимых в кислоте – 58,6% и не растворимых в кислоте – 19,4%; объемный вес скелета – 0,83 г/см³; пористость – 71,3%; удельный вес – 2,75 г/см³; коэффициент проницаемости – 2,1 мД.

Таким образом, при закачке речных вод в продуктивные пласты основными компонентами кольматирующих образований являются органические, минеральные соединения, причем среди последних преобладают глинистые минералы и гидроксидные формы железа.

Подземные воды

На месторождении Окружное, расположенном на восточном побережье центральной части о.Сахалин, для закачки в продуктивные пласты пиленгской свиты неогеновых отложений используют подземные воды неогеновых отложений.

По химическому составу эти воды пресные гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией 0,2 г/л и содержанием железа 0,5 мг/л. Литологически состав продуктивных пород представлен силицитами, кремнистыми аргиллитами и опоками (аналог американской формации Monterrey). Среднее значение пористости по трещинам – 0,042%, матрицы породы – 18%. Среднее значение коэффициента проницаемости по данным лабораторных исследований – 0,139 мД, по результатам гидродинамических исследований – 0,06 мД.

Процесс закачки подземных вод в нагнетательную скважину сопровождается определенным гидродинамическим возмущением, что приводит к нарушению химического равновесного состояния между основными компонентами подземных вод и окислению закисного железа до трехвалентной формы с образованием твердой фазы оксидов и гидроксидов железа. Обычно минералогический состав соединений железа представлен лимонитом FeOOH, гетитом α-FeO (ОН), гематитом α-Fe₂O₃ и другими минералами.

Образующийся при этом избыток карбонат-ионов при диссоциации связывается катионами кальция, присутствующими в подземных водах, в результате чего в осадок выпадает также карбонат кальция. Аналогичным образом возможно образование и карбоната железа.

Таким образом, в процессе эксплуатации нагнетательных скважин в составе кольматирущих соединений следует ожидать преобладания соединений железа (до 70 – 80%), соединения кальция и магния будут выполнять подчиняющую роль.

Можно прогнозировать, что при закачке подземных вод с содержанием железа до 5 мг/л только в результате действия процессов химического кольматажа возможно образование твердой фазы кольматирующих соединений до 11,4 мг/л.

Совокупное воздействие кольматационных процессов приводит к отложению осадков в призабойной зоне. Накопление осадка в призабойной зоне обуславливает изменение ее структурных показателей и вызывает снижение коэффициента проницаемости и, как следствие, падение приемистости скважины. Степень кольматации пористой среды обычно выражается через насыщенность порового пространства осадком α, определяемой по формуле: α = (n₀ — n)/n₀. где n₀ и n — коэффициенты начальной и текущей пористости среды.

Зависимость между изменениями проницаемости среды и ее насыщенностью кольматирующими образованиями в общем случае, по мнению Д. М. Минца, имеет следующий вид: k/k₀ = (1 — α)m. где k и k₀ — текущий и первоначальный коэффициент проницаемости прискважинной зоны, m — показатель степени (m = 2,8 - 3,3).

В таблице 2 приведены значения α в зависимости от k/k₀ при m = 3. Объем порового пространства Wпор (м³) в зоне кольматации и, соответствен но, размер зоны кольматации ориентировочно можно определить из зависимости W_пор = Р/α ρ_ос

Таблица 2: Зависимость изменения насыщенности порового пространства от соотношения проницаемостей

где Р - масса отложившихся кольматирующих образований, кг; ρ_ос - плотность кольматирующих образований, кг/м³, α — насыщенность порового пространства кольматирующими отложениями.

Масса кольматирующих образований (Р) контролируется концентрацией железа и механических примесей в расходе закачиваемой воды. Плотность осадка определяется экспериментальным путем и в расчетах может быть принята равной 3000 кг/м³.

В таблице 3 представлены результаты расчетов изменения расхода закачки в нагнетательную скважину относительно первоначальных значений (%) в зависимости от содержания твердой фазы и объемов закачки воды в пласт. Расчеты выполнены для следующих условий: пористость пород 0,18; диаметр открытого ствола скважины 215,9 мм; размер зоны кольматации 0,2 м; толща интервала закачки 152 м; плотность кольматирующих образований 3000 кг/м³.

Таблица 3: Изменение расхода закачки в нагнетательную скважину в зависимости от содержания твердой фазы и объемов закачки воды в пласт

Морская вода

Поддержание пластового давления на месторождении White Tiger (Белый Тигр), расположенном на шельфе юга Вьетнама, осуществляется закачкой морской воды в восемь нагнетательных скважин, три из которых проведены на нижний миоцен (22, 70, 74), четыре — на нижний олигоцен (85, 107, 114, 116) и одна на фундамент (421). Среднее значение коэффициента проницаемости песчаников нижнего миоцена состаляет 80 мД, нижнего олигоцена — 30 мД.

Морская вода отбирается с глубины 25 м и без подготовки насосами 9‑Т УЭЦП подается в нагнетательные скважины. Физико-химические свойства закачиваемой в пласты воды приведены в таблице 4.

Таблица 4: Физико-химические свойства морской воды на месторождении White Tiger

В составе закачиваемых вод содержание механических примесей изменяется от 3,5 до 7,0 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем 90% примесей имеет размер в пределах 1–4 мкм, 6% — 4–7 мкм. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидроксиды железа (продукты коррозии оборудования), агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы, как кварц, полевой шпат, карбонаты и образования в виде магматических пород.

Общепризнанным является и то, что процессы коррозии конструктивных элементов скважины также существенно влияют на образование железистых кольматирующих соединений химического генезиса в скважинах. На первом этапе развития коррозийных процессов образуется вюстит FeO, и далее происходит сложный многостадийный процесс трансформации продуктов коррозии оборудования (рис. 1).

Рисунок 1: Трансформация продуктов коррозии скважинного оборудования

Необходимо отметить отсутствие в составе механических примесей глинистых минералов, выпавших из нагнетаемой воды; и наличие глинистых образований в прискважинной зоне может быть обусловлено лишь их выпадением из состава промывочной жидкости во время бурения скважин.

Лабораторными исследованиями, проведенными институтом НИПИ-морнефтегаз (г. Вунгтау), установлено, что закачка морской воды без механических примесей не приводит к снижению проницаемости кернового материала.

Таким образом, для месторождения White Tiger основными компонентами кольматирующих образований прискважинных зон нагнетательных скважин являются гидроксиды железа (продукты коррозии оборудования) и агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). Среднее значение коэффициента кольматации β для нагнетательных скважин гранулярных коллекторов равно 4,05×10^{– 3} сут^‑1.

Выводы

Результаты проведенных исследований позволяют дать следующие рекомендации по увеличению межремонтного периода нагнетательных скважин.

1Вне зависимости от срока эксплуатации нагнетательных скважин обработка их растворами с полярными значениями рН позволит существенным образом увеличить приемистость скважин за счет удаления глинистых кольматирующих образований, образовавшихся при бурении скважины.

2Достоверная оценка состава и свойств закачных вод позволит прогнозировать состав кольматирующих образований и выбор необходимого раствора для их удаления.