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

Wп, %m1a(r - Г22), (1.20)

где m1 - мощность пласта; a - пористость пласта; r1 - радиус зоны кольматации; r2 - радиус скважины.

Сопоставляя выражения (1.20) и (1.19), можно определить снижение пористости пласта в околоскважинной зоне, за счет проникновения глинистых частиц

Да nma(r12 - Г22) - (W0 - Wp)(1 -pp/Рв). (1.21)

(1 -рг/рв)

Кольматация обусловлена проникновением фильтрата и частиц глины (табл. 1.3). Основное снижение проницаемости вызвано проникновением в пласт глинистых частиц. Проникновение фильтрата глинистого раствора приводит к менее существенному снижению проницаемости.

Естественная проницаемость пластового песка при кольмата-ции глинистым раствором снижается в 1,15-6,1 раза. Принимая во внимание набухание глин в порах продуктивного пласта с течением времени после вскрытия, фильтрационные параметры будут ухудшаться.

Учитывая, что глина в околоскважинной зоне в первые 20120 ч после вскрытия набухает, значения Да, найденные по формуле (1.21), со временем будут снижаться. С учетом набухания глин действительная пористость пород за счет кольматации глинистыми частицами

Да nma(r12 - r22) - c(W0 - Wp)(1 -pp/Рв), (1.22)

(1 -Рг/Рв)

где с - коэффициент набухания глин, предельные значения которого для Са-бентонита, Na-бентонита и естественного бентонита соответственно равны 124; 840; 252.

Пропорционально снижению пористости во времени опережающими темпами будут ухудшаться фильтрационные параметры песков продуктивного пласта в околоскважинной зоне. Наиболее интенсивно происходит экранизация скважины от пласта при набухании в порах глин в первые часы после вскрытия.

Для установления связи между изменением пористости и проницаемости воспользуемся уравнением Козени - Кармана

где k1, k2 - проницаемость соответственно удаленной части пласта и закольматированности зоны; S1, S2 - удельная поверхность

Таблица 1.3

Изменение коэффициента фильтрации песка при кольматации естественным раствором и глинистым шламом

порового пространства соответственно в удаленной и закольма-тированной зоне пласта; j\, /2 - постоянные Козени - параметры геометрии порового пространства соответственно в удаленной и закольматированной зоне пласта.

Из представленного уравнения следует, что в наибольшей степени на снижение проницаемости пород в околоскважинной зоне влияет снижение пористости и удельной поверхности. Влияние значений постоянной Козени на изменение естественной проницаемости менее существенно.

Характер снижения проницаемости пласта в околоскважинной зоне не носит линейного характера. Эксперименты, проведенные автором, показали, что проницаемость пласта при кольматации от границы зоны к стенкам скважины уменьшается по степенному закону, согласно которому темп снижения проницаемости при кольматации глинистыми частицами увеличивается с приближением к стволу скважины (рис. 1.7).

Снижение проницаемости в околоскважинной зоне может быть обусловлено проникновением в пласт шлама безглинистого состава, находящегося в промывочной жидкости. Безглинистый шлам не склонен к набуханию и поэтому его проникновение в пласт не столь опасно, сколько проникновение частиц глины. Однако, в некоторых случаях (например, при вскрытии неоднородной толщи песков) наиболее проницаемые интервалы, сложенные более крупными частицами, могут кольматироваться на существенную глубину мелкими фракциями. Проникновение шлама в пласт может наблюдаться только при соблюдении определенного геометрического соотношения размеров пор и миграционных частиц.

Если размер частиц шлама в растворе не более чем в 5-6 раз меньше среднего размера частиц продуктивного интервала, то механической кольматации и закупоривания пор пласта не будет. При отношении среднего размера частиц песка продуктивного интервала к размеру шлама от 7 до 12 будет наблюдаться меха-

Рис. 1.7. Зависимость проницаемости породы в зоне кольматации от радиуса удаления при различной вязкости фильтрата (в с): 1 - 32; 2 - 20; 3 - 15,5