Оценка восстановления проницаемости околоскважинной зоны при моделировании процессов глушения

Большинство нефтяных месторождений находятся на заключительной стадии разработки, характеризуемой снижением объемов добычи нефти, высокой обводненностью продукции, более частым ремонтом скважин [2]. В результате проведения технологического ремонта скважин нефтяных месторождений с их предварительным глушением отмечается ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (набухание глин; миграцию мелких частиц в пласт; повреждение пласта соединениями железа; образование гелеобразных осадков; отложение парафинов и смол; солеотложение).

Повысить эффективность процессов глушения скважины и одновременно оценить влияние негативных факторов можно с помощью лабораторного моделирования процессов глушения. Главным преимуществом лабораторных исследований является возможность повторения экспериментов с одной моделью пласта при различных условиях его проведения. Достоверность полученных результатов обеспечивается применением естественного керна и специальных установок, с помощью которых можно моделировать пластовые условия. Применение промышленных образцов технологических жидкостей тоже позитивно отражается на получаемых результатах. Исследование проводилось на коллекции образцов естественного керна. Подготовка образцов проводилась согласно РД 39-0147710-218-86 [1, 3]. По завершении формирования условий пласта образец выдерживался в течение 16-24 часов при пластовых значениях температуры и давления. После выдержки определялась проницаемость К0i образца по нефти при фильтрации в пря- мом направлении на последовательно устанавливаемых перепадах давления 0,5, 1 и 3 атм.

Фильтрация жидкости глушения осуществлялась в обратном (относительно движения нефти) направлении при перепаде давления не более 3 МПа и закачке не менее трех поровых объемов жидкости глушения. Затем образец выдерживался не менее 24 часов, после чего определялась проницаемость К 1 ⁱ образца по нефти при фильтрации в прямом направлении на перепадах давления 0,5, 1 и 3 атм. Коэффициент восстановления проницаемости рассчитывался по формуле:

в=—

К0i где βi –коэффициент изменения проницаемости при перепаде давлений ∆Рi; K0i - проницаемость для нефти до воздействия жидкости глушения, мкм2; K1i -проницаемость для нефти после воздействия на керн жидкости глушения, мкм2.

Были проведены эксперименты с применением чистой воды сеноманского горизонта и различными добавками: Нефтенол–К, ГФ–1, РМД–5. Для оценки технологических возможностей проведено глушение раствором на нефтяной основе ИЭР. При проведении исследований учитывались фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.

Негативное воздействие жидкости глушения усиливалось при низких значениях проницаемости и пористости пласта, период восстановления проницаемости занимал длительное время, в некоторых случаях не достигая начальных значений. В высокопроницаемых пластах негативный эффект явно не выражается («смазан»).

Более эффективное восстановление фильтрационных характеристик наблюдалось с ростом перепада давления. То есть, при создании повышенной депрессии на пласт восстановление проницаемости околос-кважинной зоны происходит быстрее.

Наихудшие показатели коэффициента восстановления были получены при использовании воды сеноманского горизонта без добавок. Снизить негативные последствия глушения растворами на водной основе позволяют ингибирующие добавки, способствующие повышению коэффициента восстановления проницаемости (рис.1).

При расчетной плотности менее 1,0 г/см3 хорошо себя зарекомендовали жидкости глушения на углеводородной основе типа ИЭР. С увеличением депрессии негативный эффект операций глушения снижался, восстановление проницаемости по нефти приближалось к первоначальным значениям.