Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси,
соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем :
– частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;
– кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;
– повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;
– кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;
– набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;
– снижение проницаемости породы-коллектора на 15 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.
Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории
(стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт.
Особое внимание при закачке в пласт первичной или повторной воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.
Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике
шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca 2 + ), магния
(Mg 2 +) и натрия ( Na 2+) и отрицательные ионы хлора (Cl – ), сульфата (SO4 2-) и группы HSO3 – . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки.
Показатели первичной воды, нагнетаемой в продуктивные пласты Ромашкинского нефтяного месторождения приведены в таблице 1.1.
Первичные воды, используемые на этом месторождении для целей ППД , характеризуются как жесткие, так как суммарное содержание ионов кальция и магния составляет 102 -213 мг / л. Они обладают определенной коррозионной активностью из-за наличия диоксида углерода и кислорода. Что подтверждается повышенным содержанием соединений железа на устье нагнетательных скважин по сравнению с их содержанием в воде, поступающей на кустовые насосные станции ( табл. 1.2.).
Рост показателя кислотности свидетельствует о том, что по мере движения воды от источника к нагнетательным скважинам происходит ее защелачивание в результате взаимодействия растворенного кислорода с металлом труб.
Характеристика первичной воды, нагнетаемой в пласты Ромашкинского месторождения
Табл. 1.1.
Показатели |
Источник первичной воды, номер источника |
|||
Карабашское водохранили-ще (№1) |
Река Зай
( № 2 ) |
Река Ик и ее подрусловые во-ды ( № 3 ) |
Река Степной Зай и река Кама ( № 4 ) |
|
Плотность при 200 С кг / м 3 ; Содержание железа мг / л : общего окисного закисного Содержание ионов, мг / л : Са 2+ Mg 2 + К + Na + Cl SO4 2 НСО3- СО3 2 – Суммарное содер- Жание ионов, мг /л Показатель рН |
1000 0, 32 0, 24 0, 08 80, 16 21, 88 171 175 172 221, 06 269, 4
909, 1 7 – 7,8 |
1000 0, 36 0, 28 0, 08 104, 2 37, 69 87, 8 159, 64 148, 9 317, 2 – 831, 03 7,2 7,6 |
1000 0, 24 0, 16 0, 08 168, 33 44, 99 135 244 283, 4 292, 9 – 1192, 92 6,4 7,4 |
1000 0, 32 – 0,32 120, 23 32, 8 143 271 139, 3 231 – 974, 73 7 7,6 |