Влияние дисперсной фазы промывочной жидкости

Образование в порах нерастворимых осадков

Молекулярно-поверхностные явления и капиллярные эффекты

Нефтяные коллекторы состоят из пород с развитой поверхно­стью; средний диаметр пор этих пород составляет 5—20 мкм.

Движение нефти, воды и газа в условиях пласта определя­ется как гидродинамическими, так и молекулярно-поверхностными силами

Если вода проникла в призабойную зону, то при обратном вытеснении в скважину некоторое ее количество остается в поровом пространстве (остаточная вода). При наличии остаточной воды в призабойной зоне сопротивление течению нефти возра­стает и фазовая проницаемость для нефти уменьшается.

Характеристика твердой поверхности влияет на остаточную водонасыщенность. Известно, что смачиваемость карбонатов нефтью больше, чем смачиваемость кварца. С ростом же сма­чиваемости твердой поверхности нефтью остаточная водонасы­щенность снижается. Причиной этого является уменьшение сил молекулярного взаимодействия твердой поверхности с водой, приводящее соответственно к уменьшению толщины гидратного слоя под нефтью, и увеличивающаяся возможность непосред­ственного прилипания нефти к твердой поверхности. Отсюда следует, что чем больше карбонатность породы, тем меньше остаточная водонасыщенность.

Также, по мнению ряда авторов, при обработке промывочной жидкости неионогенными ПАВ: ОП-4, ОП-7, ОП-10, ОП-15, ОП-16, ОП-17, проксанолы, превоцеллы, СЖК – происходит деэмульгирование гидрофобной эмульсии и значительное снижение поверхностного натяжения водной фазы, что способствует при вскрытии продуктивных пластов увеличению коэффициента восстановления проницаемости на 40–50%.

С уменьшением проницаемости нефтяного коллектора и с по­вышением в нем содержания глинистых частиц увеличиваются объем связанной с твердой поверхностью воды и прочность этой связи. Поэтому с уменьшением проницаемости призабойной зоны и увеличением глинистости коллектора возрастает остаточная водонасыщенность.

Проницаемость призабойной зоны пласта может быть необра­тимо снижена в результате образования в порах нерастворимых осадков при взаимодействии фильтрата промывочной жидкости и пластовых вод [434].

Например, при контакте фильтрата, содержащего ионы бария, с пластовой водой, имеющей сульфаты, в пласте может образоваться сульфат бария.

Исследованиями по фильтрации суспензий в пористые породы [414] установлено, что частицы, размер которых больше 1/3 условного диаметра канала (поры), в канал не входят; частицы, размер которых составляет 1/3... 1/5 условного диаметра канала, могут войти в канал, но могут и не войти; частицы, размер которых составляет 1/5... 1/10 условного диаметра канала, входят в канал и являются основными кольматантами при естественной кольматации под действием статического давления; частицы, размер которых меньше l/10 условного диаметра канала, свободно проносятся по каналу.

Чтобы оценить степень отрицательного влияния проникнове­ния глинистых частичек в поры пласта на производительность скважины, рассмотрим призабойную зону скважины радиуса r_c. И. К. Гетлин допускает, что зона с ухудшенными фильтра­ционными свойствами имеет форму кольца и расположена во­круг ствола скважины. Радиус этой ухудшенной зоны равен r _у (рис. 1.1). Тогда средняя проницаемость пород k_србудет связана с проницаемостью пород «ухудшенной» k_yи удаленной зон kследующей теоретической зависимостью:

(1.2)

где: - радиус контура питания; остальные обозначения по­казаны на рис.

Используя зависимость (1.2), задаваясь различными значе­ниями k, k_у,r_уи считая, что ухудшение произошло только вследствие проникновения глинистых частиц в породу, можно рассчитать значение k_cр.

На рис. 1.2 приведены результаты таких расчетов в виде тео­ретических кривых зависимости величины отношения k_cp/kот глубины проникновения глинистых частиц в пласт (l = г_у—r _с) при различных значениях отношения k_y/k. Из рис. 1.2 следует, что проникновение глинистых частиц в пласт всего на глубину 2 см может вызвать уменьшение средней проницаемости пород k_ср в 2 раза и более по сравнению с проницаемостью пород удаленной зоны. Следовательно, теоретические расчеты пока­зали, что проникновение глинистых частиц даже на небольшую глубину может оказывать существенное влияние на качество вскрытия пласта, если оно сопровождается значительным умень­шением проницаемости пород в зоне проникновения.

Так, в работе К. Ф. Жигача и К. Ф. Пауса (1957) приве­дены результаты лабораторных исследований влияния началь­ной проницаемости искусственного керна на величину коэффици­ента восстановления проницаемости для нефти при фильтрации через керн пресной воды и приготовленных на ней глинистых растворов (рис. 1.3).

	Рисунок 1.2 - График зависимости kср/k от глубины проникновения глинистых частиц в пласт. Отношения ky/k: 1 — 0,1; 2 — 0,05; 3 — 0,025; 4 — 0,01; 5 — 0,005

Рисунок 1.1 - Схема области дренирования

скважины

Отсутствие глинистого материала в кернах дает возмож­ность считать, что кривая 1 характеризует отрицательное влия­ние фильтрата промывочной жидкости, а кривая 2 — суммарное отрицательное влияние фильтрата промывочной жидкости и твердых частиц. Сравнивая кривые, можно установить зависи­мость отрицательного влияния дисперсной фазы и фильтрата от проницаемости кернов.

В случае фильтрации воды минимальное значение коэффи­циента β получено для кернов с минимальной проницаемостью (около 400 мД). С увеличением проницаемости коэффициент β сначала резко увеличивается, а при проницаемости более 1600 мД стабилизируется и остается постоянным.

Рисунок 1.3 - Влияние глини­стого раствора и воды на нефтепроницаемость кернов

(по К. Ф. Жигачу)

При фильтрации глинистого раствора зависимость рассмат­риваемых величин обратная: для кернов с минимальной про­ницаемостью (200—400 мД) характерно максимальное значение β, а увеличение проницаемости сопровождается уменьшением β. Точка пересечения кривых 1 и 2 соответствует проницаемо­сти кернов около 800 мД. Таким образом, при проницаемости кернов менее 800 мД дисперсная фаза промывочной жидкости играет положительную роль. При этом глинистые частицы лучше всего изолируют породу от воздействия фильтрата при низких проницаемостях керна. Увеличение проницаемости и со­ответственно размера пор вызывает или уменьшение изоляци­онной способности глинистых частиц, или начало их проникно­вения в пласт (сближение кривых 1 и 2). При увеличении про­ницаемости кернов выше 800 мД дисперсная фаза оказывает только отрицательное влияние. Это можно объяснить проникно­вением частиц дисперсной фазы в поры керна, которое начи­нается особенно интенсивно при размере пор, соответствующем примерно точке пересечения кривых, и усиливается с увеличе­нием проницаемости, о чем свидетельствует форма кривой 2 (рис. 1.3).

Таким образом, теоретические расчеты, а также промысло­вые и лабораторные данные [32] свидетельствуют о том, что проник­новение частиц дисперсной фазы промывочной жидкости в поры пласта-коллектора может оказывать значительное влияние на качество его вскрытия.

Как показывает практика, многообразие геологических, технических, физических и дру­гих особенностей бурения скважин не позволяет в настоящее время создать такой универсальный метод вскрытия продуктивных плас­тов, который позволил бы максимально сохранить естественную проницаемость горных пород, слагающих призабойную зону. По­этому совершенствование вскрытия продуктивных пластов ведется несколькими путями, а именно:

- изыскание новых видов химических реагентов для обработки буровых растворов и специальных добавок и технологий для временного заку­поривания поровых каналов в пласте;

- получение буровых растворов, жидкая фаза которых по своим свойствам была бы однородна с пластовыми флюидами;

- разработка методов вскрытия продуктивных горизонтов без избыточного давления на пласт.

При применении традиционной технологии бурения с поддержанием избыточного давления на вскрываемые пласты происходит естественное, нерегулируемое взаимодействие в системе «скважина-пласт». В этих условиях естественным является необходимость минимизации негативных последствий фильтрационных процессов, протекающих в системе «скважина-пласт». Такой «минимазацией» и являются: химическая обработка буровых растворов, применение, эмульсионных и полимерных растворов, растворов на углеводородной основе, газзобразных агентов. Но если переходить от «минимизации» последствий, к устранению самой причины загрязнения пласта, то мы обязаны решить вопрос о «нерегулируемом взаимодействии» в системе «скважина-пласт», а именно не допустить гидравлической связи в этой системе. Именно на это напралены так называеме методы «интенсификации» колматации, которые в общем можно свести к трем направлениям:

1) Физико-химические (применение растворов с кольматирующими свойствами)

2) Механические (втирание кольматанта в стенки скважины)

3) Гидродинамические

Теоретические исследования и практический опыт применения различных методов кольматации показывают [451], что наиболее целесообразным и эффективным явлется волновая кольматация, которая позволяет получить кольматационный экран с требуемыми параметрами практически в любых условиях, что не позволяли сделать другие методы колматации.

Дата добавления: 2015-07-13