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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

/[, -соответственно размеры образца породы (высота и длина) после приложения сжимающей и растягивающей Р нагрузок.

Тогда относительные деформации сжатия и растяжения можно записать в виде:

(1.2)

Для объема образца горной породы действие сжимающих и растягивающих нагрузок может привести к изменению его первоначального объема, т.е.

е -е =- = (13)

где а, Стр - соответственно напряжения на сжатие и растяжение;

Е, Е - соответственно модуль Юнга горной породы на сжатие и растяжение;

AV- изменение объема образца горной породы (дилатансия);

V - первоначальный объем образца горной породы.

Дилатансия характерна для всех пород. Из выражения (1.3) следует, что дилатансия может быть отрицательной (порода уплотняется), положительной (порода разрыхляется) и нулевой. Знак ди-латансии зависит от свойств породы, в частности, от ее прочности, пористости и структуры порового пространства. Оценку дилатан-сионной способности горных пород можно провести, например, введением понятия критической плотности горной породы [Зама-хаев B.C., 1987].

Критическая плотность горной породы - это плотность, при которой дилатансия равна нулю при любом конечном сдвиге породы. При начальной плотности, меньше критической, порода при сдвиге уплотняется, в противном случае - разрыхляется. При ди-латансии породы происходит перестройка структуры порового пространства, что может привести к анизотропии проницаемости в ПЗС даже в изотропном пласте. Очевидно, что дилатансия является функцией времени и развивается в процессе объемной ползучести горных пород.

Так, с увеличением времени вскрытия продуктивного горизонта и вызова притока (освоением скважины) частичное изменение проницаемости ПЗС в процессе объемной ползучести может привести к снижению коэффициента продуктивности скважины.

Таким образом, к моменту вторичного вскрытия пласта перфорацией ПЗС может быть уплотненной или разрыхленной, что сказывается на качестве гидродинамической связи пласта со скважиной. Качество этой связи зависит также от свойств флюидов, находящихся в ПЗС, и их взаимодействия как между собой, так и с горной породой.

Фильтрация флюидов (даже малой вязкости) в местах резкого сужения фильтрационных каналов может сопровождаться их закупориванием коллоидными частицами или продуктами окисления фильтрующегося флюида - облитерацией. Облитерация зависит от свойств твердой поверхности, по которой фильтруется флюид, от температуры (с ростом температуры склонность к облитерации возрастает), от колебательных процессов в системе (при вибрационном воздействии на систему облитерация не возникает). Таким образом, облитерация может быть одной из причин ухудшения фильтрационных характеристик ПЗС и отсутствия притока.

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.

1. Для добывающих скважин:

- проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе подземного ремонта;

- проникновение пластовой воды в ПЗС (в обводненных скважинах) при остановках скважин;

- набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

- образование водонефтяной эмульсии;

- выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий;

- проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.

2. Для нагнетательных скважин:

- набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;

- смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную с образованием и отложением солей;

- кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при ремонтных и других работах в скважине;

- повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание воды работали как добывающие.

Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин, приводящее к снижению фазовой проницаемости для нефти. До настоящего времени нет каких-либо определенных рекомендаций по оценке размеров ПЗС, что в значительной степени осложняет разработку рациональной технологии первичных обработок ПЗС с целью интенсификации добычи нефти, но, главным образом, это сказывается на повторных обработках.

Чтобы наметить подходы к количественной оценке размеров ПЗС, рассмотрим приток жидкости в скважину.

1.4. ПРИТОК ЖИДКОСТИ в СКВАЖИНУ. ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА СКВАЖИНЫ

Рассмотрим задачу притока жидкости в скважину в круговом пласте, схема которого представлена на рис. 1.3.

Для решения задачи введем следующие допущения:

1. Пласт круговой, в центре которого расположена единственная (!) совершенная скважина.

2. Пласт однородный и изотропный постоянной толщины.

3. Процесс течения флюида изотермический (\х = const).

4. Движение жидкости плоско-радиальное и соответствует закону Дарси.

5. В процессе фильтрации отсутствуют любые физические и химические реакции.

Запишем уравнение Дарси:

2 = . (1-4)

где Q - объемный расход жидкости, м/с; F - поверхность фильтрации, м;