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

пропитка породы происходит той фазой, которая первоначально смачивает ее. Если гидрофобная порода в начальный момент полностью насыщена водой (насыщенность водой 100 %, фаза / на рис. 3.5), то первичная (спонтанная, основная) пропитка породы происходит углеводородной фазой (газом). При пропитке газ частично оттесняет воду и занимает поры коллектора (фаза 2 с последовательным положением границы раздела газ - вода от / до 4). Капиллярное вытеснение воды в гидрофобном коллекторе происходит с высокой эффективностью. Поэтому в порах остаются относительно небольшие по размеру капли (глобулы) воды, "захваченные" в центре пор (фаза 3). Значения остаточной водонасыщенности при этом процессе во многом определяются соотношением радиусов пор и их "горлышек" (сужений, отделяющих отдельные поры). Окончание этой фазы соответствует формированию начальной газонасыщенности пласта, т.е. окончательному формированию газовой или газоконденсатной залежи. Последующее вторжение воды в породу происходит в режиме первичного (основного) дренажа. Вода внедряется по центру поры (фаза 4), в которой остается вода, защемленная после первичной пропитки породы газом. Это создает условия для образования так называемых "капсулированных" капель воды, т.е. совокупности крупных и более мелких капель, отделенных друг от друга газом. Последующая вторичная пропитка газом (фаза 5) приводит к его продвижению с созданием крайне неравномерной поверхности раздела газ - вода вместо начального более-менее однородного контакта. В результате в центре поры остаются многочисленные мелкие капли воды. Даже при одном и том же объеме воды после первичной пропитки (при одной и той же водонасыщенности) создается гораздо более высокое сопротивление потоку газа, а следовательно, и уменьшается относительная фазовая проницаемость коллектора для газа. Схематично уменьшение относительной фазовой проницаемости для газа от значения „<. до к\ при одном и том же значении насыщенности связанной водой Sg представлено на рис. 3.4. Дополнительное увеличение насыщенности связанной водой приведет к еще большему уменьшению относительной фазовой проницаемости для газа.

Влияние защемления водяной фазы у забоя скважин на изменение их продуктивности особенно значительно при низких пластовых давлениях. Этим фактором, по всей видимости, объясняется снижение продуктивности скважин после проведения ремонтных работ на поздних стадиях эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений. Причины зависимости размеров и состояния зоны "поражения" от пластового давления объясняются достаточно просто. Защемленная фаза удерживается в пористой среде капиллярными силами, и для ее извлечения необходимо создать определенный градиент гидродинамического давления для преодоления градиента капиллярного давления.

На рис. 3.6 представлена схема изменения насыщенности пласта в зоне инфильтрата бурового раствора при создании у забоя скважины различных перепадов давления. Рассматриваются два случая: неглубокое и глубокое проникновение в пласт водяной фазы (и соответственно ее защемление). В обоих случаях у забоя скважины создаются высокий и низкий перепады гидродинамического давления. Значительные перепады давления в случае неглубокого проникновения воды создают в ней значительные градиенты давления (условно 10,0 МПа). При небольших перепадах давления создаются в этой зоне незначительные градиенты давления (условно

Неглубокое проникновение

Скважина I

Рост (высокий) Градиент 10 МТЫм

Рост (низкий) Градиент 1 МПа1

Глубокое проникновение

Скважина

Рост (высокий) Градиент 0.5 МПа/м

Рост (низкий) Градиент 0,1 МПФл

Водонасыщенность

Рис. 3.6. Иллюстрация влияния глубины проникновения водной фазы и градиентов давления на расформирование зоны проникновения.

Неглубокое проникновение: градиент 10 МПа/м (жидкость подвижна) и 1 МПа/м (жидкость неподвижна). Глубокое проникновение: градиент 0,5 МПа/м (жидкость неподвижна) и 0,1 МПа/м (жидкость неподвижна)

1,0 МПа). При глубоком проникновении даже значительные перепады давления уже не вызывают больших градиентов давления в зоне "поражения" (например, они составляют 0,3 МПа). При низких перепадах давления градиенты еще более низкие (0,1 МПа, например). Из рис. 3.6 видно, что при неглубоком проникновении и поддержании на забое скважин высоких перепадов давления удается создать условия для мобилизации защемленной водяной фазы и придать ей подвижность. В этом случае преодолевается градиент капиллярного давления 10 МПа/м с соответствующим определенным уменьшением водонасыщенности и увеличением проницаемости по газу (условно представлено на рис. 3.6). При уменьшении перепадов давления уменьшаются градиенты давления и нарушаются условия для значительного уменьшения насыщенности коллектора водяной фазой (точка, соответствующая в рассматриваемом на рис. 3.6 примере градиенту 1,0 МПа). Вполне естественно, что с увеличением зоны инфильтрации воды уменьшаются возможные в ней градиенты давления и ухудшаются условия для создания в ней подвижности воды, а следовательно, и расформирования зоны проникновения.

Изменение продуктивности скважин

при физико-химическом взаимодействии фильтрата

промывочной жидкости со скелетом породы

Существенное влияние на состояние коллектора в зоне проникновения может оказывать взаимодействие фильтрата промывочной жидкости со скелетом породы. К наиболее распространенным процессам взаимодейст-

ВИЯ относятся массообмен фильтрата растворов с глинами, отложение парафина и смол, гидратов, солей и т.д. Эти процессы существенным образом изменяют физические свойства прискважинных зон пластов, в том числе абсолютную и относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления и вязкости фаз.

В настоящее время наиболее полно изучены изменения фильтрационных свойств под действием активного фильтрата для глиносодержащих пород. Современные представления о массообменных процессах в глиносодержащих породах формируются на базе учения Б.В. Дерягина с соавторами о расклинивающем давлении, согласно которому роль сил разной природы меняется в зависимости от расстояния между поверхностями, которое зависит, в свою очередь, от физико-химического взаимодействия в рассматриваемой термодинамической системе (в данном случае глинистая порода - вода). На базе этих представлений многие исследователи изучали механизм массообменных процессов в глиносодержащих породах.

Согласно работам этих авторов, массообмен в глиносодержащих породах обусловлен адсорбцией воды над поверхностью глинистых частиц (или между агрегатами внутри самих глинистых частиц) и катионным обменом. В результате адсорбции воды происходит образование водных ас-социатов типа кристаллогидратов. В зависимости от термобарических и физико-химических условий и петрофизических особенностей глиносодержащих пород влияние расклинивающего давления на изменение физических свойств коллекторов проявляется различным образом. При взаимодействии частицы глины адсорбируют воду из внутрипорового пространства до достижения нового равновесного состояния или чешуйки глины отслаиваются и диспергируются во внутрипоровом пространстве. Первый случай характерен для преобладания сил сцепления глинистых частиц между собой и с материалом неглинистого скелета над действием расклинивающего давления. Второй - для превышения расклинивающим давлением сил сцепления между частицами и скелетом породы.

При двухфазной фильтрации возможны два механизма изменения физических свойств глиносодержащих пород в результате набухания глин:

гидратационный механизм, при котором изменение водонасыщенности, пористости, проницаемости, удельной поверхности и других свойств происходит за счет образования гидратного слоя и уменьшения тем самым эффективного диаметра поровых каналов;

самокольматационный механизм, обусловленный изменением физических свойств в результате диспергирования глинистых частиц и накоплением диспергирующих чешуек глинистых минералов в местах сужений пор (горлышках).

Преимущественное проявление гидратационного и самокольматацион-ного механизма изменения свойств глинистых пород зависит от многих факторов (в первую очередь, от минерализации раствора). Однако к настоящему времени досконально процесс перехода одного механизма в другой еще не изучен. Эффекты гидратационного набухания отмечены для некоторых нефтяных месторождений Пермской области, полимиктовых коллекторов нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири и в некоторых других районах.

Влияние процессов взаимодействия водных растворов с глинистыми породами на фильтрационные свойства последних заключается в изменении как их абсолютной, так и относительной фазовой проницаемости. Со-