Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 [ 74 ] 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

пресной воды с некоторыми минералами с их разрушением или набуханием глинистых составляющих и закрытием за счет этого фильтрационных каналов, а также вследствие переотложения солей кальция, магния, железа и выпадения их из высокоминерализованных вод. К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся: увеличение водонасыщенности и образование "блокирующей" преграды фильтрации нефти и газа за счет разницы поверхностных натяжений с пластовыми флюидами; возникновение капиллярного давления, которое появляется при проникновении фильтрата в породу. Основной термохимической причиной ухудшения проницаемости у забоя скважин в газоконденсатных пластах является отложение парафина на скелете породы.

Степень поражения призабойной зоны пласта зависит от размеров зон кольматации и проникновения промывочной жидкости и состояния в них коллектора. Процесс фильтрации промывочной жидкости и размеры зон кольматации и проникновения, в свою очередь, определяются прежде всего состоянием и свойствами глинистой корки. От скорости фильтрации через нее зависят размеры и водонасыщение зоны проникновения, от фильтрующей способности - параметры и режимы образования зоны кольматации.

Глинистая корка

Глинистая корка образуется в результате разделения твердой и жидкой фаз промывочной жидкости в процессе ее фильтрации. Формирование глинистой корки протекает, в зависимости от соотношения характерных размеров частиц и размеров пор, с преобладанием проникновения твердых частиц в поры коллектора или без заметного их проникновения. В первом случае наряду с зоной глинистой корки образуется зона кольматации. Во втором случае формируется только глинистая корка. Размеры глинистой корки колеблются от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров.

Проблема образования и переформирования глинистых корок широко исследовалась как теоретически, так и экспериментально многими авторами. Согласно существующим представлениям, глинистые корки являются сложной многокомпонентной системой, состоящей в общем случае из твердых частиц различной природы, формы и размеров, жидкой фазы разного состава и пузырьков газа. Физические свойства глинистых корок претерпевают существенные изменения при изменении технологических условий их образования.

Плотность корки может меняться по различным законам, возрастая по направлению фильтрации. Многие исследователи отмечают изменения пористости, прочности, напряжения на сдвиг и других технологических показателей по толщине корки. Типичные буровые растворы формируют корку с характерной ячеистой структурой. При этом исходный необработанный буровой раствор образует корку, в которой частицы ориентированы по направлению фильтрации, а внутрипоровое пространство характеризуется высокой степенью однородности с преобладанием в структуре скелета корки частиц определенного размера. Микроструктура глинистой корки существенным образом зависит от химической обработки исходной промывочной жидкости. Добавками к исходному раствору различных химических реагентов можно добиться укрупнения частиц в агрегаты с увеличением их размеров и усложнением структуры внутрипорового прост-

ранства или преобразовать структуру корки в виде образования пучков из иголочек с высокой пористостью и ориентацией пучков по направлению фильтрации и т.д.

Основной формой преобразования глинистой корки, в значительной мере определяющей ее структурные и фильтрационные свойства, является ее фильтрационное уплотнение. Твердые частицы в глинистой корке находятся под воздействием внешних и внутренних сил, взаимодействуют с окружающей их гидратной оболочкой и между собой. К внешним энергетическим полям, воздействующим на частицы корки, относятся поля, возбуждаемые внешней нагрузкой (перепад давлений, гравитационные силы). Внутренние поля возбуждаются взаимодействием между частицами. К ним относятся: силы химической природы, молекулярные, ионно-электроста-тические, капиллярные и магнитные. Силы взаимодействия между частицами формируют связи между ними и их агрегатами. Структуры, подобные структурам глинистых корок, относятся к классу коагуляционных, и поэтому закономерности деформации этих структур зависят от характера контактных взаимодействий и разделяются на структуры с ближними и дальними коагуляционными контактами. Отличительная черта уплотнения осадков с ближней коагуляционной структурой - преобладание чисто фильтрационной стадии уплотнения. Основным физико-химическим фактором, контролирующим уплотнение, является взаимодействие диффузных слоев глинистых частиц, противостоящее внешней нагрузке. В процессе уплотнения идет перестройка микростроения, направленная на повышение степени ориентированности структурных элементов в направлении фильтрации; при этом уменьшаются размеры пор, снижаются пористость и проницаемость среды. В процессе структурной перестройки происходит разрушение крупных внутрипоровых образований и постепенный поворот микроагрегатов частиц, с ориентацией удлиненных осей микроагрегатов в направлении, перпендикулярном фильтрации. Это приводит к уплотнению структуры, повышению степени ориентации структурных элементов и формированию характерных микроструктур глинистой корки.

Фильтрация через глинистую корку контролируется изменениями проницаемости и закономерностями распределения эффективных напряжений по толщине корки, а также зависит от состава и свойств промывочной жидкости. Водоотдача через корку нелинейно зависит от перепадов давления через корку, и максимальная водоотдача существует при так называемом критическом значении перепада давлений.

Зона кольматации

Зона кольматации представляет собой часть прискважинной области пласта, в которую проникают коллоидная и тонкодисперсная фазы бурового раствора в результате кольматации, т.е. процесса заполнения внутрипоро-вого пространства дисперсной фазой промывочной жидкости. Размеры зоны кольматации колеблются в более широких пределах, чем размеры глинистой корки; глубина зоны в гранулярных коллекторах достигает 12 - 16 мм.

Вопросам изучения кольматации пористых сред посвящено большое количество исследований. Однако до настоящего времени не существует единой точки зрения на механизм этого процесса. Считается, что процесс кольматации коллекторов в условиях буровых скважин либо вообще не-

Рис. 3.32. Динамика профиля насыщенности коллектора конденсатом в призабойной зоне скважины после ее остановки при пластовом давлении, МПа:

/ - 28; 2 - 20; 3 - 10

зывает изменений в профиле насыщенности коллектора конденсатом. Так, в расчетах профили насыщенности призабойной зоны скважины сразу после остановки и через 1 мес выдержки скважины при том же пластовом давлении практически не различались. Более того, лишь некоторое изменение в распределении конденсата у забоя скважины влечет последующее простаивание скважины при понижении давления в ее окрестности. Как видно из того же рис. 3.32, последующее понижение пластового давления в районе скважины от 28 до 10 МПа вызывает понижение максимальных значений насыщенности от 0,38 до 0,29. При этом размеры зоны повышенной насыщенности коллектора практически не изменяются. Несколько повышаются средние по пласту значения конденсатонасыщенности в соответствии с дифференциальной конденсацией пластовой углеводородной системы.

Представленные результаты можно объяснить следующим образом. При накоплении ретроградного конденсата у забоя скважины компонентный состав накапливающейся жидкости подстраивается под состав пластового газа (в термобарических условиях призабойной зоны). В результате этого компонентный состав жидкости у забоя скважины в значительной мере отличается от его состава при дифференциальной конденсации. После остановки скважины и понижения в ее окрестности пластового давления происходит отток газа от скважины за счет его расширения. При этом наблюдается равновесие газовой фазы и ретроградной жидкости у забоя скважины. В результате составы газовой фазы (в случае пренебрежения молекулярной диффузией) и жидкости отличаются от состава фаз в пласте для данного уровня пластового давления. Естественно, что в этих условиях молекулярная диффузия явится основным фактором, ведущим к расформированию зоны повышенной насыщенности жидкостью вокруг скважины.