Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Л.Х. Ибрагимов И.Т. Мищенко Д.К. Челоянц
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
МОСКВА
«НАУКА»
2000
УДК 622.32 ББК 26.343.1 И 13
Рецензенты
доктор технических наук О К Ангелопуло, доктор технических наук Н.А Еремин
Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К.
Интенсификация добычи нефти. - М.: Наука, 2000. — 414 с. ISBN 5-02-002450-3
Освещены вопросы теории и практики интенсификации добычи нефти в осложненных условиях с целью максимального использования возможностей добывающих и нагнетательных скважин в соответствии с потенциалом эксплуата -ционного объекта. Изложены основы кавитационной технологии управляемого воздействия на призабойные зоны скважин, описаны эффективные способы ограничения водопритоков скважин, предотвращения солеотложений. Приведены ре -зультаты опытно-промышленных испытаний этих способов. Эффективность кавитационной технологии определена с применением теории детерминированных моментов давлений
Для научных и инженерно-технических работников нефтяной промышленности, аспирантов и студентов
Табл. 56 Ил 169. Библиогр.: 337 назв.
Без объявления
Ibraguimov L.Kh., Michtchenko I.T., Tcheloyants D.K.
Stimulation of Oil Production. - M: Nauka, 2000. - 414 p. ISBN 5-02-002450-3
The given monograph deals with the theory and practice of stimulation of oil pro -duction m complicated conditions with a view to get a maximum utilization of production potentialities of producing and injection wells in accordance with potentialities of production, facility. Monograph describes the principles of cavitational technology of the controlled bottom-hole zone treatment It also describes effective methods of water stimu -lations control as well as methods of prevention of salt deposits It gives the results of field tests. The efficiency of cavitational technology is determined by means of the theory determined pressure moments.
For the scientific and engineering workers of the oil industry, post graduate and students
Tabl. 56 II. 169. Bibhogr.- 337.
ISBN 5-02-002450-03 © Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко,
Д.К. Челоянц, 2000
ПРЕДИСЛОВИЕ
На долю нефти приходится более 30% современного мирового потребления топливно-энергетических ресурсов. Можно уверенно прогнозировать на ближайшие десятилетия невозможность создания новых крупных мощностей для изменения структуры добычи и потребления этих ресурсов. Финансовый кризис в России и в некоторых других крупнейших нефтедобывающих странах мира, падение цены на нефть еще дальше отодвигают перспективы решения проблемы производства альтернативных источников энергии. Поэтому стабильные поставки нефти будут еще долго играть важнейшую роль в развитии экономического потенциала каждой из стран с развитой промышленностью. Эффективная работа нефтедобывающей промышленности России -важнейшее условие выхода ее из кризиса, достижения стабилизации в экономике. Однако в настоящее время более 60% отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТИЗН), эффективность разработки которых традиционными методами невысока. Изменение качества запасов в значительной степени обусловлено высокой выработанностью крупных высокопродуктивных месторождений. Существующий уровень извлечения нефти и газа из пласта не может удовлетворить потребности страны в углеводородном сырье. Вместе с тем разработка месторождений ТИЗН требует больших материальных и технических затрат, изменения системы налогообложения и т.д.
В этих условиях перспективы развития нефтедобывающей промышленности определяют следующие основные факторы:
1) создание и расширение сырьевой базы путем проведения геологоразведочных и геофизических работ;
2) разработка и применение эффективных технологических процессов для повышения нефтеотдачи пластов;
3) максимальное использование возможностей каждой добывающей и нагнетательной скважины в соответствии с потенциалом эксплуатационного объекта;
4) снижение себестоимости добычи нефти с учетом затрат на геолого-разведочные и геофизические работы.
Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр в значительной мере зависит от создания новых технологий управления процессами в призабойной зоне. Призабойная зона - область, принадлежащая одновременно и пласту, и самой скважине. В ней не только сосредоточиваются, но и усиливаются многие явления, сопровождающие процесс извлечения углеводородов из нефтяных и газовых пластов. Их многообразие и сложность послужили причиной появления значительного количества различных методов и технологий интенсификации добычи нефти, которые описаны в отечественной и зарубежной лите-
ратуре. Многие явления, происходящие в призабойных зонах скважин (ПЗС), в настоящее время изучены недостаточно, а способы повышения их продуктивности имеют существенные недостатки. Однако в этой области накопилось много новых данных, рассмотрение которых в свете современных знаний представляет огромный интерес.
Монография I Л.Х. Ибрагимова , И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянца
"Интенсификация добычи нефти" является итогом их многолетних исследований в области увеличения эффективности дренирования пласта и призабойной зоны. Авторы разработали оригинальные методы исследований, эффективные технологические мероприятия и внедрили их в различных нефтегазодобывающих регионах.
Предлагаемая вниманию читателей монография не только восполняет определенные пробелы в важнейшей тематике, но и дает широкой научной общественности возможность быть в курсе решения проблем интенсификации добычи нефти. В условиях снижения изданий подобного рода в последние годы она представляется нам не только полезной по содержанию и глубине излагаемых вопросов, но и весьма своевременной. Уверен, что специалисты по достоинству оценят эту работу.
Большое практическое значение при выборе и обосновании технологии воздействия на призабойную зону конкретной скважины имеют результаты анализа причин и механизма ухудшения состояния призабойной зоны в процессах вскрытия продуктивного пласта, заканчивания скважин, их освоения и последующей эксплуатации. Поэтому авторы значительное внимание уделяют изложению современных представлений о динамике насыщения ПЗС фильтратами растворов и твердыми частицами, образовании каналов низкого фильтрационного сопротивления (НФС) (или путей обводнения скважин), выпадении солевых осадков из попутно-добываемых вод, облитерации и дилатансии. Показана роль избыточных гидродинамических давлений на забой скважины, возникающих при спуске колонны бурильных труб. Разработана математическая теория влияния концевого эффекта (возрастание насыщенности смачивающей фазой пористой среды вблизи стенки скважины до значения, близкого к максимальному) на продуктивность скважины. При этом получены формулы дебита нефти для раздельного учета концевого эффекта и неоднородности пласта по проницаемости. Выполненные по этим формулам расчеты показали, что концевые эффекты существенно ухудшают фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны. Этот вывод играет важнейшую роль при выборе наиболее эффективного способа воздействия на ПЗС с целью интенсификации добычи нефти.
Дальнейшее развитие теория интенсификации добычи нефти получила благодаря научно обоснованным результатам исследований эффективности традиционных и разработанных новых методов воздействия на ПЗС. Авторы убедительно показали, что большей успешностью и эффективностью отличаются технологии гидромеханического волнового воздействия на призабойные зоны. Особенно успешным является правильное сочетание гидромеханического и физико-химиче-
ского воздействия, что хорошо согласуется с теорией влияния концевого эффекта на продуктивность скважин. Особое внимание уделено изучению волновых методов, разработанных в Институте машиноведения РАН, в Уфимском нефтяном институте, в Институте физики Земли РАН, НПО "Союзнефтеотдача", во ВНИИнефть, ОАО "НП-Буран" и др., а также описанных их создателями эффектов волнового воздействия на ПЗС и пласт. Все это позволило авторам разработать новое направление в области интенсификации добычи нефти, которое названо управляемым воздействием на ПЗС.
При моделировании притока жидкости или газа к скважине, как установили авторы данной монографии, следует рассматривать не плоскорадиальную геометрию, как всегда делалось, а более сложную, состоящую из двух областей. Во внешней по отношению к скважине области поток принимается плоскорадиальным, а во внутренней области, где линии тока искривляются при подходе к перфорационным каналам, необходимо строить модель притока к горизонтальным цилиндрическим трубкам с проницаемой стенкой. Дальнейшие исследования позволили авторам впервые сделать вывод о целесообразности адресного воздействия на перфорационные каналы и трещины для существенного повышения эффективности воздействия на ПЗС. В связи с этим в качестве важнейших факторов воздействия приняты свободная подвеска и перемещение вдоль интервала перфорации применяемых технических средств, из вихревых камер которых струи рабочего агента могут попадать в перфорационные каналы. Это обусловливает возникновение "турбулентной струи, бьющей в тупик (перфорационный канал)", что создает наиболее благоприятные условия для очистки перфорационных каналов и трещин. Создав теоретические и методические основы технологий управляемого кавитационно-волнового воздействия на ПЗС на базе фундаментальной теории затопленных скоростных турбулентных струй, бьющих в тупик, авторы провели обширные стендовые испытания. Это позволило им создать новые способы воздействия на ПЗС и устройства для их осуществления. При этом обоснована необходимость возбуждения разнообразных по величине ударных импульсов и колебаний давления в широком диапазоне частот. Раскрыто влияние скоростного напора вытекающих из вихревой камеры струй на эффективность очистки ПЗС. Определены величина давления гидравлического удара струи и его зависимость от конструктивных особенностей применяемых технических средств. Дальнейшее развитие это направление исследований получило благодаря использованию авторами фундаментальной теории течения двухфазных адиабатных потоков. Исследовав критерий Огасавары, они установили возможность возбуждения кавитации при работе пульсаторов.
Разработаны разновидности способов интенсификации добычи нефти, в которых, помимо кавитационно-волнового воздействия, используется механизм одновременного с ним или последовательного создания постоянной или циклической депрессии на пласт. При этом применяются установки оригинальной конструкции, включающие источники гидродинамических колебаний и забойные насосно-эжекторные системы.
Приведенные авторами результаты внедрения разработанных методов и технологий на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири свидетельствуют об их высокой эффективности. Для оценки технологической эффективности обработок призабойных зон (ОПЗ) использована известная теория детерминированных моментов давления, а также руководящие документы Минтопэнерго. Следует особо отметить сравнительно низкие затраты на проведение скважино-операции.
Значительное место авторы уделяют комбинированному гидромеханическому и физико-химическому воздействию на ПЗС. Важнейшее значение имеют и другие приведенные в данной монографии технологические решения, использование которых вносит значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса. Представляется целесообразным, не вдаваясь в подробности, отметить их основные направления:
обоснованы возможности совершенствования известных методов воздействия на ПЗС путем регулирования технологических параметров в более широком диапазоне;
на основании результатов обширных исследований структуры, состава, свойств, механизма формирования осадков в ПЗС и скважинах созданы высокоэффективные реагенты для предотвращения в них со-леотложений, обоснованы возможности регулирования процессов зарождения и роста кристаллов неорганических солей; при этом установлена зависимость критической концентрации мицеллообразования водного раствора ингибитора от доли комплексона в его составе, позволившая объяснить проявление синергетического эффекта при использовании ингибиторов комплексного действия;
предложена методика закачки и продавки ингибиторов солеотло-жений в ПЗС с учетом многовариантности влияния регулируемых технологических параметров на основании известной теории математического моделирования этого процесса; построены графики изменения концентрации ингибитора в добываемой воде при отборе пластовой жидкости в зависимости от параметров технологии ОПЗ;
уточнена методика расчета обводненности продукции скважины после проведения изоляционных работ и осуществлен математический эксперимент, позволивший выявить зависимость эффективности ре-монтно-изоляционных работ от соотношения проницаемостей и толщины пропластков, а также от радиуса изоляционного экрана;
на основании аэрофотокосмических данных и результатов индикаторных исследований обоснован новый принцип повышения охвата пласта вытеснением путем поэтапной закачки водоизолирующих материалов для ограничения движения вод по каналам НФС;
приведены результаты использования системной технологии воздействия на пласты Талинского нефтяного месторождения.
Предлагаемая вниманию читателей монография является существенным вкладом в нефтепромысловую науку и практику. Она предназначена для ученых и специалистов нефтегазодобывающей промышленности, а также студентов и аспирантов вузов нефтегазового профиля.
Академик А.Н. Дмитриевский
Предположим, что мы достаточно мудры, чтобы узнавать и знать, однако недостаточно мудры, чтобы контролировать свой процесс познания и сами знания, а поэтому используем их себе во вред. Даже если и так, знание все равно лучше, чем невежество.
Айзек Азимов
ВВЕДЕНИЕ
Достижение высокой эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений предполагает по возможности бесперебойную и соответствующую потенциалу объекта работу добывающих и нагнетательных скважин с соблюдением темпов выработки запасов, текущих уровней добычи и полноты извлечения углеводородов.
Одной из важнейших характеристик при этом остается призабойная зона скважин (ПЗС). Под ПЗС будем понимать определенный объем пласта, вскрытый данной скважиной и примыкающий к ней, в котором потери энергии на движение флюида существенны. Совершенно очевидно, что размеры этой зоны определяются радиусом, отсчитываемым от оси скважины, а ее физические характеристики - коэффициенты проницаемости, подвижности, проводимости, пьезопроводности и др. -обусловлены не только фильтрационно-емкостными параметрами коллектора, но и процессами, протекающими в ней начиная от первичного вскрытия. При эксплуатации скважин состояние призабойной зоны постоянно изменяется не только вследствие природных явлений, но и за счет целенаправленной деятельности человека, предусматривающей увеличение дебитов добывающих скважин или приемистости нагнетательных, что связано с решением сложных задач интенсификации выработки запасов.
Установлено [244, 316], что на дебит скважин более сильное влияние оказывает снижение, а не увеличение проницаемости ПЗС по сравнению с проницаемостью невозмущенной (естественной) породы, причем снижение дебита скважины тем больше, чем больше степень снижения проницаемости ПЗС. В то же время увеличение проницаемости ПЗС по сравнению с естественной в несколько раз практически не приводит к заметному увеличению дебита. Следовательно, как при вскрытии продуктивного пласта, так и на всех стадиях разработки месторождения необходимо сохранять, восстанавливать или повышать естественную проницаемость ПЗС. От качества вскрытия продуктивных пластов в значительной степени зависит последующая эксплуатация скважины.
Вскрытие продуктивных пластов бурением на многих месторождениях, в частности в Западной Сибири, осуществляется с промывкой забоя глинистым раствором плотностью до 1300кг/м3. При этом создаются гидродинамические репрессии, достигающие 15 МПа. В продуктивные пласты в этих условиях может проникать как фильтрат, так
и твердая фаза бурового раствора. На Самотлорском месторождении глубина проникновения фильтрата глинистого раствора намного превышает длину перфорационных каналов, образованных с применением кумулятивных перфораторов, и составляет 6,5-13,5 м [46]. Глубина проникновения глинистых частиц в пористую среду через перфорационные каналы достигает 10-15 мм [92].
Под действием проникшего фильтрата бурового раствора фазовая проницаемость ПЗС для нефти снижается в результате повышения водонасыщенности коллектора, набухания глин, а также из-за возможного образования водонефтяных эмульсий, изменения рН среды, смешения химически несовместимых пластовых (погребенных) вод и фильтрата с образованием солевых осадков.
К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.
Для добывающих скважин:
проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) в процессе подземного ремонта или жидкости промывки;
проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках;
набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
образование водонефтяной эмульсии;
выпадение и отложение асфальтено-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.
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;
кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других работ;
повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание работали как добывающие.
Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин.
Важная роль в обеспечении рациональных темпов отбора при наиболее высоких значениях коэффициентов компонентоотдачи пласта принадлежит методам воздействия на призабойную зону. Разработаны теоретические основы множества различных методов обработки призабойных зон и технологий их проведения, используемых на отечественных и зарубежных нефтяных и газовых месторождениях. Ежегодно на месторождениях России проводится около 10 000 обработок ПЗС. При этом дополнительно добывается несколько миллионов тонн нефти, однако успешность многих методов воздействия на призабойные зоны
10
остается низкой и составляет 40-60%. Это объясняется тем, что применяемые методы обладают некоторыми или всеми следующими недостатками: невысокая успешность; громоздкость технологий; значительный расход дефицитных и дорогостоящих химических реагентов; недостаточно полно разработанные теоретические основы проектирования процессов; недостаточно обоснованный выбор скважин для осуществления различных методов воздействия и их очередности; недостаточный учет свойств и строения призабойной зоны конкретной скважины, а также распределения нефтенасыщенности и ее динамики во времени; неизвестность путей обводнения скважины и степени водо-насыщенности пластов. Не всегда учитываются и изменения, происходящие в пласте и ПЗС в процессе разработки залежи. В нефтепромысловой практике часто выбирают метод обработки ПЗС исходя из имеющихся возможностей: наличия технических средств и материалов, освоенности метода в данном регионе, его сложности и трудоемкости. Важный недостаток всех методов воздействия на ПЗС - недостаточная их регулируемость, которая особенно важна при разработке многопластовых месторождений, включающих многослойные расчлененные коллекторы. Способы регулирования путем интервального воздействия за счет механического разобщения пакерами или изолирующими материалами не получили широкого промышленного применения из-за сложности их осуществления и невысокой эффективности.
Таким образом, рассмотрение хотя бы части проблем, связанных с искусственным воздействием на пласт или ПЗС, представляет несомненный интерес.
Настоящая монография представляет собой второе, существенно дополненное издание книги Л.Х. Ибрагимова, И.Т. Мищенко "Интенсификация добычи нефти" [154]. В работе представлены в основном результаты многолетних собственных исследований авторов.
В подготовке и обсуждении отдельных разделов данной монографии активное участие приняли Ю.В. Антипин, З.С. Алиев, А.Т. Горбунов, Р.Д. Ирипханов, А.Т. Кондратюк, М.Ю. Константинов, А.К. Кур-банов, О.С. Нам, Н.Н. Михайлов, А.А. Ситников, А.С. Трофимов, З.Д. Хоминец, Р.Г. Ямлиханов, а также один из изобретателей кави-таторов В.Я. Неврюев.
Промысловые работы и внедрение технологий воздействия на призабойные зоны скважин осуществлялись при участии специалистов предприятий ОАО "Черногорнефть", ОДАО "Самотлорнефть", НГДУ "Покачевнефть", ОАО "НП-Буран": С.Н. Акименко, A.M. Губанова, С.В. Королева, С.Г. Михалкова, А.П. Мягких, О.В. Пузанова, В-И. Репина, В.П. Романова, А.Б. Рублева, А.В. Тарасова, Р.К. Ушия-Рова, И.В. Цыкина и др.
Всем названным лицам авторы выражают свою признательность.
ГЛАВА 1
АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ УХУДШЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН ДЛЯ ВЫБОРА И ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Решение проблемы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов тесно связано с состоянием околоскважинных зон добывающих и нагнетательных скважин. Известно, что в процессе строительства и эксплуатации скважин в части нефтегазового пласта, прилегающей к скважине, формируется система околоскважинных призабой-ных зон с измененными значениями фильтрационных свойств [181,182]. В зонах ухудшенной проницаемости (k) теряется значительная часть
Рис. 1.1. Зависимость снижения относительной продуктивности скважины Лпот/чфакт от радиуса призабойной зоны с ухудшенной проницаемостью R и степени изменения проницаемости в околоскважинной зоне
Цифры на кривых - отношение проницаемостей околоскважинной зоны k и пласта &о, и ^факт ~~ коэффициенты потенциальной и фактической продуктивности скважины
12
энергии фильтрующихся флюидов. Это предопределяет существенное снижение эффективности нефтегазоизвлечения. Влияние размеров зон с ухудшенной проницаемостью на снижение продуктивности скважин проиллюстрировано на рис. 1.1, где даны зависимости отношения коэффициентов потенциальной и фактической продуктивности скважины Лпот/Лфакт от размеров зоны с ухудшенной проницаемостью (/?) и от степени снижения проницаемости (k/k0); ^о - естественная проницаемость породы пласта.
Как следует из рис. 1.1, ухудшение проницаемости околоскважин-ной зоны ведет к резкому снижению продуктивности скважины. Существенную роль играет радиус зоны с ухудшенной проницаемостью, особенно при многократном снижении проницаемости в околоскважин-ной области.
Недавние исследования [182, 230] показали, что снижение проницаемости в околоскважинной зоне может достигать 100-кратной величины и более. Поэтому для правильного обоснования технологий повышения продуктивности скважин необходимо знать радиус зоны с ухудшенной проницаемостью и степень ухудшения проницаемости в этой зоне. В то же время многочисленные исследования околоскважинных зон показывают, что имеется целая серия процессов, приводящих к ухудшению состояния околоскважинной части нефтегазового пласта. Проведем анализ этих процессов.
1.1. АНАЛИЗ ПРИЧИН УХУДШЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЗС
Исследования по заканчиванию скважин и повышению их продуктивности направлены прежде всего на определение роли ухудшения проницаемости околоскважинной зоны при вскрытии пластов бурением и перфорацией. Практически во всех работах признается важное влияние проникновения фильтрата глинистого раствора на процессы поражения пласта [27, 30, 91, 156, 172, 173, 184, 197, 248, 262, 311, 319]. Это обусловлено технологией вскрытия пластов бурением, предусматривающей создание давления в скважине, значительно превышающего пластовое. В.А. Амиян, Н.П. Васильева и А.А. Джавадян [27, 29] отмечают, что, например, на месторождениях Западной Украины избыточное давление на пласт в процессе его вскрытия достигает 17 МПа, в объединении "Туркменнефть" - больше 20 МПа, в объединении "Став-ропольнефтегаз" - от 6 МПа и выше, на Западном Палванташе - 12-14 МПа. Аналогичная картина наблюдается и в других нефтегазовых регионах.
Одна из технологий вскрытия пластов бурением предполагает создание репрессии на пласт и применение промывочной жидкости на водной основе, в частности преимущественно глинистых растворов. Под действием перепада давлений промывочные жидкости внедряются в околоскважинную зону. Глинистый раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперсная фаза которой состоит из глины и частиц выбуренных горных пород. Жидкости и газы, первоначально
13
насыщающие пласты, представляют собой многокомпонентные системы углеводородов и пластовой воды, находящиеся в равновесном состоянии. При внедрении глинистого раствора в пласт возникают сложные многофазные многокомпонентные фильтрационные течения. Более того, внедрение глинистого раствора в околоскважинную зону приводит к изменению сложившегося в этой части пласта равновесного состояния. Отклонение системы от равновесного состояния может вызвать возникновение динамических изменений физических свойств коллекторов нефти и газа. При фильтрации первоначальные характеристики отдельных фаз и компонентов существенно меняются в пространстве и во времени. Пространственно-временное и компонентное разделение глинистого раствора при его внедрении в пласт приводит к возникновению в околоскважинной области зон с различными физическими свойствами [181,230].
Фильтрация промывочной жидкости и размеры зоны проникновения определяются прежде всего состоянием и свойствами глинистой корки [173]. От коркообразующих свойств промывочной жидкости зависит и диаметр зоны проникновения. Работами В. Энгельгардта [325, 326], В.А. Михеева [184] и др. показано, что проницаемость глинистых корок определяется составом исходной промывочной жидкости, действующим на корку перепадом давлений и режимом течения промывочной жидкости в стволе скважины. Толщина глинистой корки колеблется от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Размеры зоны кольматации изменяются в более широких пределах. Так, по данным лабораторных исследований В.А. Сидоровского [262], глубина проникновения глинистых частиц составляет 1-5 мм, в то же время, согласно исследованиям А.И. Леонидовой [160], она достигает 200 мм. Одним из авторов настоящей работы совместно с Л.А. Видовским проведено исследование проникновения бурового раствора за счет избыточного гидродинамического давления, возникающего при спуске бурового инструмента [126]. Рассматривая буровой раствор как вязкопластиче-скую жидкость, они установили, что в результате спуска колонны буровых труб происходит дополнительное увеличение зоны проникновения бурового раствора на 60—100 мм.
В промысловой литературе часто фигурирует точка зрения, что основной объем промывочной жидкости поступает в пласт в процессе его разбуривания в результате фильтрации под долото [47, 81, 205, 227]. Исследованию этих процессов посвящено большое количество работ, проведенных на протяжении нескольких десятилетий. Эта проблема считается фундаментальной из-за ее исключительной важности для обоснования оптимальных технологий бурения скважин и отбора керна, интерпретации данных геофизических исследований и контроля за техническим состоянием ствола скважины, лабораторного анализа керна и шлама. Анализ этих процессов дан в работе [182], где убедительно показано, что явление опережающей фильтрации носит подчиненный характер в изменении проницаемости околоскважинной зоны. К такому же выводу приходят и другие исследователи [156, 230, 311]. Таким образом, значение фильтрации из скважины в пласт через стенки
14
скважины при формировании проницаемости околоскважинной зоны может считаться существенным.
Определенная роль при поражении пласта отводится деформационным процессам, протекающим наряду с фильтрационными. В частности, изменению проницаемости околоскважинной зоны за счет смыкания естественных трещин и уменьшения объема фильтрующих пор под воздействием локальных напряжений в околоскважинной зоне посвящены работы [197, 262]. На основании промысловых исследований в ряде районов Западной Сибири показано, что с увеличением трещинной проницаемости влияние смыкания трещин на уменьшение проницаемости околоскважинной зоны возрастает, при этом время смыкания трещин колеблется от 3-5 ч до 3-10 сут [262]. Эффекты смыкания трещин характерны для этапов освоения и эксплуатации скважин. На этапе вскрытия пластов бурением влияние этих процессов на состояние околоскважинной зоны не отмечалось, поскольку обычная технология вскрытия предусматривает создание репрессий на пласт.
Вскрытие пластов бурением сопровождается разрушением и деформацией пород на забое скважины [43, 307]. Считается, что в результате разбуривания хрупких пород возникает зона техногенной тре-щинности [201, 307]. При внедрении зуба долота в породу она разрушается с образованием трещин, формирующих лунку выкола. Размеры зоны трещинности определяются упругоемкостью пласта, его пористостью, а также временем заполнения трещины флюидами и давлением в ней. При значениях осевой нагрузки на долото, превышающих ее значение при трещинообразовании, скорость распространения трещин в глубь породы определяется скоростью их заполнения и восстановления давления в полости трещины [307]. Трещины максимального размера формируются в неколлекторах, где заполнение трещины происходит под действием перепада давлений, равного разности давлений на забое и пластового. В проницаемых коллекторах заполнение трещины происходит под действием перепада давлений, являющегося разностью давлений на забое и в трещине [147, 317]. На значение этого перепада давлений оказывают влияние проницаемость коллектора, коркообразующие свойства раствора, а также другие факторы [224]. Как показывают результаты анализа, размеры трещин при бурении не превышают 1—1,5 мм [147, 317], и существенного влияния на состояние околоскважинной зоны они оказать не могут.
Изменение напряженного состояния при вскрытии пластов бурением влияет и на состояние околоскважинной зоны, в частности формируется зона напряженного состояния с изменением физических свойств породы [108]. Многочисленные исследования показали, что напряженное состояние околоскважинной зоны преимущественно определяется коэффициентом бокового распора [108, 317]. В непроницаемых породах этот показатель обусловлен деформационными свойствами пород и параметрами промывочной жидкости [70, 320]. В коллекторах горизонтальное Давление в околоскважинной зоне увеличивается в результате фильтрации промывочной жидкости в пласт, и значение коэффициента бокового распора стремится к единице. Это объясняется тем, что формирование
15
напряжений в околоскважинной зоне определяется действием горного давления и фильтрационной нагрузки. В общем виде задача распределения напряжений под действием горного давления для непроницаемых пород решена С.Г. Лехницким [161]. Этот подход был развит и широко используется для изучения устойчивости стенок скважины [70, 257].
Для проницаемых пород эта проблема поставлена в работе Ю.П. Желтова [108]. Результаты теоретических исследований показали, что в пластовых условиях при формировании фильтрационных напряжений в околоскважинной зоне действуют объемные силы, точное изучение которых затруднительно [38].
Фильтрация промывочной жидкости в пласт сопровождается физико-химическими и термохимическими процессами, которые обусловлены физико-химической активностью фильтратов промывочной жидкости и могут оказывать влияние на состояние околоскважинных зон [319] — изменение характера смачиваемости пласта, его фильтрацион-но-емкостных свойств и геофизических характеристик [181, 230]. В промысловой литературе основное внимание уделено действию активных компонентов фильтратов на изменение проницаемости [184, 311, 319].
Известно, что процессы поражения околоскважинной зоны нефтегазового пласта носят комплексный характер [230] и сопровождаются физико-химическими и внутрипоровыми поверхностными взаимодействиями. В результате в околоскважинной части пласта формируется сложная динамическая система околоскважинных зон [181,182].
Однако, несмотря на многообразие и комплексный характер процессов, обусловливающих ухудшение проницаемости околоскважинной зоны пласта, можно выделить два основных фактора, ухудшающих проницаемость, - это блокировка части фильтрующих пор: 1) твердой фазой, 2) жидкой (газообразной) фазой.
Большинство описанных в литературе процессов можно отнести к одному из двух типов блокировки. Ниже дается детальное описание этих двух типов поражения пласта.
1.1.1. ПОРАЖЕНИЕ КОЛЛЕКТОРА ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ
Эффект воздействия твердой фазы выражается в закупорке породы, причем, как показывает анализ используемых на практике методов воздействия на пласт, этот эффект может играть как положительную, так и отрицательную роль.
Положительная роль закупорки состоит в использовании частиц твердой фазы для перекрытия высокопроницаемых трещин и предотвращения их схлопывания при гидроразрывах и обводнении [38, 181]. В этих условиях твердая фаза специально подбирается по физико-механическим, а также биолого-физическим свойствам, когда речь идет о биологическом воздействии на нефтяной пласт [189]. Получаемый эффект закупорки может быть в этом случае отнесен к "активному" воздействию твердой фазы на пласт.
16
Отрицательная роль проявляется в самопроизвольном эффекте перекрытия частицами твердой фазы пор, каналов и трещин, по которым осуществляется фильтрация углеводородов. Здесь эффект носит отрицательный характер и приводит в конечном счете к снижению нефтеотдачи пласта.
Как показывают наблюдения за отдельными скважинами и месторождениями в целом [314], применение различных методов воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи может иметь и отрицательный аспект. Это обусловлено тем, что практически любой из методов содержит элементы разбаланса "системы пласта", которые способствуют образованию в пласте твердой фазы. Мы здесь не будем касаться элементарного выполнения технических требований и соблюдения правил разработки, препятствующих попаданию в пласт частиц твердой фазы. Можно выделить по крайней мере четыре основных типа твердой фазы в пласте: механические частицы, полимерные, кристаллические, а также частицы биологического происхождения. Рассмотрим более подробно каждый из выделенных типов.
В случае отрицательного эффекта воздействия твердой фазы на пласт к механическим относятся прежде всего частицы, попадающие в пласт с водой при использовании метода заводнения, широко применяемого у нас в стране и за рубежом. При заводнении нефтяных пластов большое значение имеет качество воды, используемой для закачки в пласт. Оно во многом определяется содержанием в воде оксида и сульфида железа, ингибиторов, предназначенных для предотвращения отложений солей, парафина [59], образующихся при использовании тепловых методов, в частности при закачке подогретой воды.
К механическим следует также отнести частицы, поступающие целенаправленно в пласт при проведении гидроразрывов. Операция гидроразрыва пласта включает следующие основные этапы [287]: закачку в пласт жидкости разрыва, закачку жидкости-носителя твердой фазы, а также жидкости для продавливания последней в образовавшиеся трещины. В качестве закрепляющих трещины агентов (твердая фаза) применяются различные материалы. В начале 70-х годов использовались стеклянные шарики, недостатком которых являлось их разрушение и полная закупорка пор осколками. Затем стали использовать сверхпрочные материалы — бокситы и оксиды циркония, позволяющие выдерживать нагрузки в 2 раза большие, чем песок, однако их плотность, превышающая плотность песка на 40%, затрудняла транспорт таких частиц в трещины [287]. В настоящее время применяют песок со смоляным покрытием. Наибольшее распространение (ввиду доступности) получил песок, количество которого при массированных гидроразрывах достигает 500 т, а обычно его содержание составляет 100-150 кг/м3 жидкости-носителя.
Кроме прочности, к частицам твердой фазы при гидроразрывах предъявляются особые требования и по фракционному составу. Средний размер песчинок должен составлять, как правило, 0,5-0,88 мм [287]. ^-читается, что с wBejirreHiieM_ga3M?pa частиц возрастает гидропро-в°дность трещин! а с уменьет^вдем^Зэан^портирующая способность
17
жидкости-носителя. Существенное значение имеет концентрация частиц твердой фазы, максимальное значение которой не должно превышать величины начала коалесценции (слипания) отдельных частиц. В результате коалесценции снижается дальность доставки частиц жидкостью-носителем, а выпадающие частицы могут забивать поры и трещины.
Таким образом, пассивные или активные механические частицы твердой фазы практически всегда присутствуют в пласте. Их свойствами - прочностью, плотностью, размерами, концентрацией и др. — во многом определяются характер движения твердой фазы в пласте и степень закупорки перового пространства и трещин.
Чтобы избежать быстрого прорыва воды к добывающим скважинам, на месторождениях с вязкой нефтью или на сильно обводненных площадях применяется метод полимерного заводнения [88]. В качестве полимера используются водорастворимые вещества — полиакрилами-ды, полисахариды. С их помощью увеличивается вязкость воды, что способствует выравниванию скоростей фильтрации полимерного раствора и нефти, а в конечном счете приводит к повышению нефтеотдачи.
Вместе с тем полимерное заводнение может приводить и к образованию в пласте твердой фазы. Это связано с одним из главных свойств полимера - адсорбцией на поверхности пористой среды. Сформировавшаяся в результате этого полимерная корка приводит к уменьшению сечения пор, изменению их формы и полной закупорке. Важно отметить, что существование такой корки меняет смачиваемость стенок пор.
Образование полимерной корки может быть связано также с применением тепловых методов (закачка горячей воды или пара в пласт), при этом "Выделение легких фракций приводит к нарушению растворимости твердой фазы полимерных компонентов, имеющихся в нефти. Естественно ожидать, что при образовании полимерной корки и агломератов полимера их движение по порам и трещинам будет существенно отличаться от движения механических частиц твердой фазы. Данные аспекты проблемы в настоящее время еще мало изучены.
Предотвращение связанных с кристаллическими частицами солеот-ложений в пласте и призабойной зоне - одна из главных проблем при добыче нефти. К основным причинам выпадения солей можно отнести [144] испарение, смешение несовместимых вод, изменение термобарических условий и др. Все это приводит к образованию кристаллов соли, их росту и закупорке ими пор, каналов и трещин. Одна из основных причин - выпадение осадков при смешении несовместимых закачиваемых и пластовых вод. Надо отметить, что даже использование для вытеснения попутно-добываемой воды (снижается вероятность соле-образования) не исключает возможности выпадения солей. В результате смешения несовместимых вод образуется нерастворимый осадок -гипс, который может закупоривать поры полностью.
Важен и другой фактор, связанный с применением заводнения и замещением нефти водой. Так, в результате закачки поверхностных
18
вод в продуктивных горизонтах искусственно создаются условия, свойственные поверхностным источникам воды. При этом меняются температура и окислительно-восстановительные свойства минеральных растворов, сильно увеличивается поступающее с поверхности количество кислорода, диоксида углерода и др. Все это часто приводит к загипсованности глубокозалегающих нефтеносных пород [143].
Промысловые исследования показывают, что на активность процесса солеотложения в промысловом оборудовании существенное влияние оказывает динамика газожидкостной смеси [119]. В частности, выделяющиеся из жидкости (при давлении ниже давления насыщения) пузырьки газа появляются в первую очередь на стенках скважинного оборудования. Это способствует зарождению на границах раздела и росту кристаллов солей. В то же время солевые отложения служат адсорбентами для нефтяных компонентов, что приводит к прилипанию к ним пузырьков газа и увеличению объема осадков. Такого рода процессы достаточно хорошо изучены в скважине, однако есть все основания полагать, что, активно развиваясь в пластовых условиях, они увеличивают вероятность закупорки пор и трещин твердыми кристаллическими частицами.
Неоднозначное влияние на процессы солеотложения оказывают скорости потоков, определяемые дебитом скважин и размером насосно-компрессорных труб. Так, например, для района Среднего Поволжья установлено уменьшение солеотложений при увеличении дебита скважин. Другая ситуация наблюдается на месторождении Малгобек-Вознесенском, где рост скорости потока приводит к увеличению солеотложений. Предполагается, что в отличие от первой группы месторождений, где имеется гомогенное зародышеобразование, во втором случае усиление тепломассообменных процессов способствовало гетерогенному зарождению кристаллов [144].
Отмеченные выше механизмы остаются на сегодняшний день малоизученными, а результаты их действия - неоднозначными, что свидетельствует о необходимости детального исследования характера движения кристаллических частиц соли с учетом образования и роста кристаллов. Это относится и к частицам парафина, которые во многих случаях ведут себя подобно кристаллам соли (образование, рост, осадкона-копление и т.д.), хотя причины появления кристаллов парафина другие [284].
Биологические частицы, присутствующие в большинстве случаев в закачиваемой воде для заводнения (имеются в виду пассивные частицы), могут, попадая в пласт, биологически воздействовать на пласт и повышать нефтеотдачу [189]. Обычный способ заключается в закачке в пласт микроорганизмов и питательных веществ, которые генерируют в нем поверхностно-активные вещества и другие агенты, способствующие вытеснению нефти из плохопроницаемых пор. В результате проникновения в пласт питательных веществ в порах, каналах и трещинах создаются условия для развития микроорганизмов. Их жизнедеятель-ость приводит к закупорке высокопроницаемых зон и перераспределению вытесняющего агента в плохопроницаемые зоны.
19
Таким образом, мы рассмотрели четыре основных типа твердой фазы в пласте, образующихся при различных методах воздействия на пласт. Главное - это различный характер движения частиц твердой фазы разного типа, следовательно, и механизмов закупорки-раскупорки. Наиболее хорошо изучена закупорка механическими частицами, некоторые аспекты этого вопроса достаточно подробно исследовались в процессах фильтрования суспензий [112].
1.1.2. ПОРАЖЕНИЕ КОЛЛЕКТОРА ЖИДКОЙ ФАЗОЙ
Известно, что в процессе проникновения промывочного раствора из скважины в пласт происходит его разделение на дисперсную фазу и дисперсионную среду. Дисперсная фаза отлагает на стенке скважины глинистую корку, а в пласте - зону кольматации. Дисперсионная среда диффундирует в пласт, образуя зону проникновения фильтрата. Ухудшение фильтрационных свойств пласта (ФСП) под воздействием фильтрата промывочного раствора связано, во-первых, с уменьшением фазовой проницаемости и, во-вторых, с проявлением поверхностного взаимодействия между мелкодисперсными составляющими цемента породы и фильтратом.
В настоящее время около 98% всех пластов вскрывают с использованием промывочных растворов на водной основе. Фильтраты этих промывочных растворов, являясь смачивающей фазой, вытесняют нефть и газ, первоначально находящиеся в околоскважинной области. Влияние фильтратов на проницаемость традиционно оценивают с помощью коэффициента восстановления проницаемости по нефти после фильтрации в течение определенного времени, отнесенной к первоначальной проницаемости. Полученные таким образом данные малоинформативны с точки зрения регулирования фильтрационных свойств зоны проникновения фильтрата промывочного раствора. Коэффициент восстановления проницаемости не учитывает реальной динамики вытеснения нефти и газа фильтратом и не отражает существенных факторов, влияющих на проницаемость зоны проникновения. При формировании зоны проникновении фильтрата промывочного раствора степень вытеснения нефти и газа фильтратом зависит от технологических условий вскрытия, поверхностно-молекулярных свойств системы фильтрат-нефть и петрофизических характеристик пласта. Степень насыщенности фильтратом определяется соотношением капиллярного перепада давлений и гидродинамического давления в зоне проникновения [181].
При освоении продуктивных пластов часть фильтрата защемляется в зоне проникновения в результате капиллярной блокировки и формирует область повышенного содержания остаточного фильтрата, которая также способствует уменьшению проницаемости по нефти и газу. Проницаемость пласта при защемленном остаточном фильтрате может составлять менее 70% первоначальной [319].
В преимущественно гидрофильных коллекторах с ухудшенными коллекторскими свойствами, развитой удельной поверхностью при на-
20
яичии глинистого цемента на поражение пласта фильтратом промывочного раствора существенно влияет поверхностное взаимодействие фильтрата и твердой фазы коллектора. В природном состоянии поверхностные силы прочно удерживают мельчайшие гидрофильные частицы на скелетных зернах. При внедрении фильтрата промывочной жидкости в гидрофильной пленке погребенной воды резко уменьшаются действия поверхностных сил, в результате чего мельчайшие частицы твердой фазы приходят в движение и увлекаются фильтратом. Взаимодействуя друг с другом и со скелетом породы, частицы могут образовывать сгустки и застревать в местах сужений и пережимов пор. Кольматация за счет мельчайших гидрофильных частиц наиболее сильно проявляется при использовании промывочных растворов на пресной основе. В результате кольмата-ции проницаемость пласта может снизиться до 30-40% первоначальной. На интенсивность кольматации оказывают влияние структура перового пространства и условия вскрытия пласта. В коллекторах с разветвленной структурой перового пространства при наличии тупиковых и плохо сообщающихся между собой пор изменение минерализации фильтрата в зоне проникновения происходит постепенно и не возникает значительных градиентов поверхностных сил. При высоких скоростях проникновения фильтрата в пласт градиенты поверхностных сил значительны и интенсивность поступления мельчайших частиц в фильтрат возрастает.
Помимо кольматации, взаимодействие фильтрата промывочного раствора с твердой фазой породы приводит к поверхностной гидратации, в результате чего в зоне проникновения увеличивается количество прочно связанного фильтрата, уменьшаются эффективная пористость и проницаемость коллектора. Уменьшение проницаемости в зоне проникновения в результате поверхностной гидратации может составлять до 40% первоначальной. Эффекты поверхностной гидратации и кольматации наиболее типичны для заглинизированных песчаников, однако исследования, проведенные в последние годы в нашей стране и за рубежом, показали, что при обработках промывочных растворов современными физико-химическими реагентами эти явления могут наблюдаться и для практически безглинистых (чистых) коллекторов. Степень влияния фильтрата на потери продуктивности зависит от фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Для пластов с проницаемостью порядка 0,5 мкм2 потери продуктивности составляют не более 30-40%. В коллекторах с ухудшенными фильтрационно-емкост-ными свойствами в результате поверхностного взаимодействия с породой продуктивность может снизиться в десятки раз.
При цементаже степень ухудшения проницаемости за счет фильтрата цементного раствора зависит от состояния прискважинной области на момент проведения цементажа.
В пластах с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами основное влияние на загрязнение пласта оказывает фильтрат промывочного раствора, а фильтрат цементного раствора ухудшает первоначальную проницаемость лишь на 3-5%. Для пластов с проницаемостью
21
0,1-0,5 мкм2 загрязнение фильтратом цементного раствора может составлять 10-20% первоначальной проницаемости.
В высокопроницаемых коллекторах (более 0,5 мкм2) степень ухудшения проницаемости под воздействием фильтрата и твердых частиц цементного раствора увеличивается с ростом проницаемости и составляет 25-50%.
Образование на этапе первичного вскрытия пластов слабопроницаемой глинистой корки и зоны кольматации является благоприятным фактором, предохраняющим пласт от его дальнейшего загрязнения тампонажным цементным раствором. Лабораторные исследования показали, что в этом случае радиус зоны загрязнения не превышает 0,5-1,0 см, а его влияние легко устраняется в процессе перфорации. Радиус загрязнения пласта при цементации может значительно увеличиваться при разрыве пласта цементным раствором [156].
На этапе вскрытия пластов перфорацией (кумулятивной, пулевой и гидропескоструйной) наряду с созданием надежной гидродинамической связи пласта со скважиной происходят также изменения фильтрационных свойств пласта в области, прилегающей к перфорационному каналу. В связи со сложностью экспериментов механизм влияния перфорационных каналов на ФСП изучен еще недостаточно полно.
Степень загрязнения пластов при их вскрытии перфорацией значительно увеличивается, если перфорацию проводят в среде промывочной жидкости при репрессии на пласт. Результаты промысловых исследований показывают, что проницаемость при этом может дополнительно снизиться на 20-30%, иногда вплоть до полной закупорки в зависимости от применяемых промывочных жидкостей и значений репрессии [136].
При освоении скважин в процессе вызова притока происходит обратное вытеснение фильтратов нефтью из околоскважинной зоны. Как отмечалось, в зоне проникновения фильтрата проницаемость может дополнительно уменьшиться за счет защемления части фильтрата. При этом эффект защемления зависит как от состояния зоны проникновения на начало освоения, так и от технологических условий последнего. В низкопроницаемых коллекторах при освоении происходят прорыв нефти по наиболее крупным порам и трещинам и защемление части фильтрата в зоне его проникновения. В высокопроницаемых пластах крупные поровые каналы еще на стадии вскрытия блокируются твердыми частицами и ганглиями защемленной нефти. При обратном вытеснении прорыв нефти по мелким и средним порам приводит к блокированию фильтрата в крупных порах и существенному снижению проницаемости в зоне проникновения.
Существуют оптимальные условия освоения скважин, обеспечивающие наиболее полную степень вытеснения фильтрата в процессе освоения. Однако при современных технологиях эти условия реализуются не полностью. При освоении в прискважинной области защемляются значительные количества фильтрата, и его вынос может оказаться достаточно длительным. Промысловые наблюдения показывают, что извлечение фильтрата из призабойной зоны для карбонатных
22
коллекторов продолжается 2-3 года, для терригенных - 5-6 лет. За это время продуктивность скважин возрастает в 2-3 раза. В.М. Подгорно-вым [230] установлена существенная зависимость продуктивности сква-ясин от темпа приложения давления при вскрытии.
Неравномерность распределения несмешивающихся жидкостей в направлении их движения приводит к концевому эффекту, влияющему на продуктивность скважины.
1.1.3. ВЛИЯНИЕ КАПИЛЛЯРНОГО КОНЦЕВОГО ЭФФЕКТА НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ
При современной технологии строительства скважин вскрытие нефтегазоносных пластов обычно производится с использованием в качестве промывочной жидкости глинистых растворов и при значительной репрессии на пласт. Известно, что в этих условиях проникающие в продуктивный пласт глинистые частицы и фильтрат бурового раствора (вода) снижают проницаемость для нефти в призабойной зоне и коэффициент продуктивности скважины. Это связано не только с закупоркой части перового пространства твердыми частицами, но и с капиллярными явлениями, учет которых необходим для правильного диагностирования состояния околоскважинных зон и рационального выбора технологии воздействия с целью восстановления продуктивности скважин.
Внедрение воды в пласт сопровождается вытеснением нефти (газа) из призабойной зоны. Последующее освоение и эксплуатация скважины приводят к обратному процессу - вытеснению воды нефтью (газом).
Согласно экспериментальным исследованиям процессов вытеснения и стационарной фильтрации несмешивающихся жидкостей, остаточная насыщенность смачивающей фазой распределяется неравномерно. Вблизи выходного сечения образца пористой среды насыщенность смачивающей фазой возрастает до значения, близкого к максимальному (концевой эффект). Неравномерность распределения жидкостей обусловлена наличием межфазного натяжения, что дает возможность оценить влияние концевого эффекта на продуктивность скважины.
Рассмотрим концевой эффект на простом примере однородного пласта без учета формирования зоны кольматации при глушении скважины водой.
Предполагается, что течение нефти (газа) происходит в гидрофильном пласте при наличии остаточной неподвижной воды. Такое течение может рассматриваться как установившееся предельное состояние процесса вытеснения смачивающей жидкости несмачивающей. Поток считается плоскорадиальным.
В этих условиях скорость фильтрации несмачивающей жидкости определяется обобщенным законом Дарси
W~-k№L&t
Ц dr
гДе k, ц - коэффициенты проницаемости и вязкости; &„(а) - относительная фазовая проницаемость для несмачивающей жидкости; о - на-
23
сыщенность несмачивающей фазой; Р - давление в несмачивающей жидкости, связанное с давлением в смачивающей жидкости Рс соотношением
P-PC=PK(G), (1.2)
где PK(G) — функция капиллярного давления, определяемая, как и &н(а), экспериментально.
Условие неподвижности смачивающей жидкости принимаем согласно работе [55]:
^ = 0. (13)
dr
Отсюда следует, что
Рс = const, (1.4)
а из соотношения (1.2) —
^=<. (1.5)
dr dr
Тогда закон Дарси (1.1) представляется в виде
w = HtM°)p,(a)?to5 ^(0) = ^W. (1.6)
|i dr da
Расход жидкости выражается уравнением
Q = \W \2nrh = kH(^P^a)~, (1.7)
|I dr
где h - толщина пласта.
На рис. 1.2 показан характерный вид кривых &„(а) и Рк(а), где а0,
с° - минимальная и максимальная насыщенности; Рк0, Рк - соответст-
,о вующие этим насыщенностям значения капиллярного давления; к„ -
максимальное значение относительной проницаемости для несмачивающей фазы, соответствующее неснижаемой насыщенности смачивающей фазой.
Получаемые экспериментально кривые kH(a) обычно изображаются так, что капиллярное давление неограниченно возрастает при а — » о°. Однако физически более оправданным представляется предположение о конечности значения капиллярного давления при насыщенности с° [44] , хотя экспериментальное измерение этой величины, возможно, пока остается неразрешенной проблемой.
Как показано в работе [224], при таком предположении в образце пористой среды возникает зона постоянной насыщенности а = о° , примыкающая к выходному сечению образца в случае, когда перепад давлений
^-Рк0=АРк. (1.8)
24
ft
t
Ло о
о° 1
о
о°1
OD
Рис 1 2 Функции относительной проницаемости и капиллярного давления ;-*н(о), 2-/УО)
Рис.13 Распределение насыщенности (ДР>ДРК)
Полагая, что это условие при эксплуатации скважин обычно выполняется, примем распределение насыщенности по радиусу пласта в виде, изображенном на рис. 1.3, где гс — радиус скважины; rl — радиус границы, разделяющей зоны переменной и постоянной насыщенности, зависящий от перепада давлений АР между условным контуром питания радиуса гк и скважиной, rj = r} (AF).
Таким образом, условия (1.3)-(1.5) и уравнения (1.6) и (1.7) справедливы только в зоне переменной насыщенности, где а0 =? ст =s а° и перепад давлений между скважиной и границей г = rj
Разделяя переменные в уравнении (1.7) и интегрируя, получим
|lln— "о
(1.9)
(1.10)
В то же время расход в зоне постоянной насыщенности rl определяется формулой Дюпюи
(1.11)
где ДР2 _ перепад давлений в зоне постоянной насыщенности между контуром г = гк и границей г = Г] .
Приравнивая (1.10) и (1.11) и учитывая, что АР2 = АР - АРК, получаем формулу, определяющую зависимость rj (АР):
1п-1 = 1пЛ.
(1.12)
25
где
а°
/= J A:H(a)PK'(a)da. (1.13)
°о
Подставляя выражение In r^/r,. из (1.12) в (1.10), получим формулу дебита скважины с учетом концевого эффекта:
Здесь введены следующие обозначения:
V = J f(S)Q'(S)dS, о
(U5)
Соответствующая формуле (1.14) индикаторная диаграмма имеет вид, показанный на рис. 1 .4, из которого следует, что концевой эффект при ДР > ДРК приводит к смещению прямой по оси АР на величину ДРк(1-г|/).
Отношение дебитов при наличии (Q) и отсутствии (Q0) концевого эффекта определяется формулой
(1.16)
АРК
К из которого видно, что при -Г7Г (1 - \у) <^ 1 влиянием концевого эффек-
та на производительность скважины можно пренебречь.
С учетом того, что ДР обычно велик, а ДРК - af\jk, где а - межфазное натяжение, существенное влияние концевого эффекта на продуктивность скважины можно ожидать при малых проницаемостях.
Формула (1.14) в соответствующих условиях позволяет определить величину ДРК(1 - V), равную отрезку, отсекаемому прямой на оси ДР индикаторной диаграммы, и коэффициент продуктивности скважины в невозмущенном пласте, равный tga (см. рис. 1.4).
Такие условия в действительности создаются при вскрытии продуктивного пласта на глинистом буровом растворе вследствие образования у забоя скважины зоны кольматации, проницаемость которой может быть в 100 раз и более ниже проницаемости удаленной части пласта [182].
Для анализа влияния капиллярных явлений при наличии зоны кольматации рассмотрим простейшую схему неоднородного пласта, состоящего из двух однородных кольцевых областей с различными прони-цаемостямий] и&2 (рис. 1.5).
26
Рис. 1.4. Индикаторная диаграмма для однородного пласта 1 - без учета концевого эффекта; 2-е учетом концевого эффекта
Рис. 1.5. Схема пласта с пониженной проницаемостью призабойной зоны
Следует иметь в виду, что на распределение остаточной насыщенности фильтрата после вытеснения нефтью (газом), кроме понижения проницаемости в призабойной зоне, могут влиять и другие факторы. Нет оснований считать, что в зоне кольматации сохранятся такие характеристики, как относительные фазовые проницаемости и функция Леверетта. Для кривых капиллярного давления возможны случаи, когда FiK(a]0) < Ргк(а\) (рис. 1.6, а) и /^(аю) > Рг^Рт) (см. рис. 1.6, 6).
Возможные виды кривых распределения насыщенности в зависимости от перепада давлений и капиллярных характеристик зон с различной проницаемостью показаны на рис. 1.7. В отличие от однородного пласта на границе зон г = г0 образуется скачок насыщенности, обусловленный различием функций капиллярного давления в зоне кольматации и основной части пласта. Кривые а, б, в изображают последовательное изменение распределения насыщенности по мере увеличения перепада давлений в случае PIKQ < PIK (см. рис. \.6,а). Для случая Мко > /2К (см. рис. 1.6, б) характерны кривые бив.
Кривая на рис. 1.7,а характерна для сравнительно малых депрессии, когда Г] > г0 и число параметров, подлежащих определению, наибольшее (а,, о2, г,).
В каждой зоне с постоянной проницаемостью расход жидкости пределяется аналогично рассмотренному выше случаю однородного
27
a no
* ii
1к
ро
Г2к
б по
ЛкО
ft
-^2кО
^10 °20
О, 02
Рис. 1.6. Возможные виды кривых зависимости капиллярного давления от насыщенности при ухудшении состояния призабой-ной зоны
пласта: в областях с переменной насыщенностью по формуле (1.10) с соответствующими пределами интегрирования, а в области с постоянной насыщенностью — по формуле (1.11).
Так, в области постоянной насыщенности в зоне с проницаемостью &2 при Г] > г0 расход определяется формулой Дюпюи

(1.17)
где
(1.18)
АР - полный перепад давлений между условным контуром питания
Г = Гк И СКВаЖИНОЙ Г = Гс, ДРК = /*iK( Здесь насыщенности o"j и 02 связаны равенством капиллярных дав-28
02
б
Рис. 1.7. Схемы распределения насыщенности в пласте с ухудшенной призабойной зоной
лений на границе
r0 :
(1.19)
Поэтому A/>K = F2K - ^1кО- Пользуясь указанными формулами, запишем соотношения, выражающие неразрывность потока:
(1.20)
(1.21)
Inr0/rc
In /i / r
In r / r
Здесь введены обозначения
(°i)= J ?lH
= J
(1.22)
29
Соотношения (1.19)— (1.21) позволяют рассчитать зависимости o~i (A/3), а2(АР), TI (АР), после чего нетрудно вычислить и дебит Q(AP) по формуле (1.17).
Исключая из уравнений (1.20) и (1.21) гь получаем
(1.23)
Таким образом, задача сводится к отысканию Oj и О2 из систем (1.19) и (1.23). При найденном значении СТ2 из (1.21) имеем
lni = lni _ *2°н(АР-АРк) _ 1 г0 /2(ст2)+*2°н(ЛР-ЛРк)'
Подставляя (1.24) и (1.18) в (1.17), находим дебит
Q = 2nk2h[k°H ( АР - ДРК ) + /2 (а2 )] (125)
ц!пгк/г0
Приведенные формулы действительны в некотором интервале значений АР от АР0 до АР», когда г\ изменяется в интервале от гк до г0.
Из (1.21) при Г[ = гк находим АР = АРК = АРо, при г\ = г0 следует /2(а2) = 0. Отсюда получаем а2 = о^. Из равенства капиллярных давлений (1.19) этой насыщенности соответствует а\ = o~j .
Тогда из (1.23) при насыщенностях CTJ = aj и о2 = ст2 получаем
К °. (1.26)
Ь Ь° In г / г
К2к2н in r0 / гс
Дальнейшее увеличение перепада давлений от ДР„ до некоторого значения АР* приводит к увеличению насыщенности от aj до макси-
мальной О] при постоянных значениях /•] = TQ и 02 = а2 (см. рис. 1.7, б). При этом отпадает условие равенства капиллярных давлений на границе сред различной проницаемости. Уравнение для Oi , вытекающее из условия равенства расходов в зонах с проницаемостями k\ и &2 , имеет вид
In г0 / rc In гк / г0
Полагая здесь aj = Oj, имеем
(127)
°. (1.28)
*•'
к2к2н n r0 rc Дебит в указанном диапазоне депрессий определяется по формуле
30
При депрессиях АР > АР* появляется область постоянной насыщен-
о т,
лости GI = G\ в зоне кольматации. Из условия сохранения потока сле-
дует:
k2k%K ( АР - ДР1к ) In •$- - fc, /I (a? ) In -^-
' _
-
При этом дебит определяется формулой
Вводя для удобства расчетов нормированные насыщенность и функции относительной проницаемости и капиллярного давления, согласно (1.15), представим (1.31) в виде
_1,1
f *7° Г' ( }
II In г /г -U_l_l«_1n К ° ° 5"
1
где У!=/ /!
о
Из изложенного следует, что при депрессиях АР < АР* зависимость (2(ДР) имеет нелинейный характер. Результаты исследования скважины при АР > ДР*, когда индикаторная линия, согласно (1.32), становится линейной, можно использовать для оценки наряду с коэффициентом продуктивности, характерным при отсутствии концевого эффекта
V Гс 22н Г0
величину АР,К(1 - \(/, ), обусловливающую концевой эффект.
Следует также отметить, что в случае Р1к0 > Р°к (см. рис. 1.6,6) уравнение (1.24) для (jj действует в более широком интервале депрессии АР =s др* и влияние концевого эффекта определяется только капиллярной характеристикой зоны кольматации.
Для раздельного учета влияния неоднородности пласта по проницаемости и концевого эффекта формулу (1.32) запишем в виде
б = 2оЛ1Л2, (1.33)
где
(1.34)
31
In гк / rc

AP
= i— -(i-
d-36)
r\i - коэффициент, характеризующий степень снижения дебита вследствие уменьшения проницаемости призабойной зоны; r\2 ~ коэффициент влияния концевого эффекта.
Полагая АР ~sz АР*, оценим максимально возможное влияние концевого эффекта (минимальное значение г)2) при эксплуатации скважины на таком режиме. Подставляя в (1.36) значение АР = АР* из (1.28), получаем
где
k2kHlnr0/rc'
Пример. гк = 200м, гс = 0,1 м, г о = 0,11 м, &j k in/^2^2n = Ю~2,
1 к= 0,7875. Примем /о (S) = S",(piCS) = 5Ш, тогда \|/!=J /,(5)ф;(5)Л =
о 1 = т\ Sn+m~ldS = m/(n + m). Если принять т = п, то \|/! = 0,5 и
- " °'64'
1.2. ИССЛЕДОВАНИЕ КОЛЬМАТАЦИИ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ
ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
Обоснование технологий декольматации пластов должно базироваться на достоверных закономерностях образования и разрушения зоны коль-матации. Зона кольматации - это часть околоскважинной области, в которой поры коллектора заполнены твердыми частицами. Для повышения продуктивности скважин необходимо очистить (декольматиро-вать) пористую среду. По современным представлениям [27, 30, 91, 112, 136, 156, 172, 173, 181, 182, 184, 197, 205, 230, 248, 262, 311, 319, 320], в зоне кольматации нефтегазовых коллекторов присутствуют как механически задержанные в порах твердые частицы, так и частицы самой пористой среды. Поэтому для декольматации нужно, во-пер-
32
вых, разрушить агрегаты частиц, во-вторых, освободить задержанные частицы из пор-ловушек и, в-третьих, удалить частицы из пористой среды.
Для обоснования технологий декольматации необходимо выяснить, какие силы удерживают частицы кольматанта в коллекторе.
Если допустить, что частицы в зоне кольматации сферические с радиусом г, то гидродинамическую силу, действующую на каждую частицу Fr, можно получить из уравнения Козени-Кармана
10Ф
, (1.38)
где Ц - вязкость фильтрата бурового раствора; Фс — объемная доля частиц внутри зоны кольматации; V^ - скорость фильтрации.
Допускаем, что выражение для Fr соответствует фильтрационной поверхности взаимодействия фильтрата с кольматантом.
В состоянии равновесия гидродинамическая сила должна быть уравновешена силами сцепления между частицами в зоне кольматации. Предполагая, что частицы кольматанта равномерно наслаиваются друг на друга на глубине X от внутренней поверхности взаимодействия фильтрата с кольматантом (X = 2паг), получаем гидродинамическую силу FB(ri), действующую на кольматант:
^(и) = 6тсмд,Уф/(Фс)я, (1-39)
где п - число слоев кольматанта в сформированной зоне кольматации.
Если частицы одинаково заряжены, их электрическая общая сила отталкивания (FE) может быть получена из теории двойного электрического слоя [295]:
РЕ = гаг?у1, (1.40)
_1 где kj - дебаевская длина; е - диэлектрическая постоянная суспензион-
ной жидкости; \|/0 - электрический заряд одной частицы.
Если частицы при деформационных изменениях зоны кольматации сближаются, то они попадают в область действия сил Ван-дер-Ваальса и прочно сцепляются. Таким образом, образование прочных кольма-тационных структур происходит, когда FE < F в , т.е. на расстоянии X = 2паг. При FE = FB получаем
Отсюда следует, что как зона свободного (условно подвижного) кольматанта, так и зона кольматирующей пористой среды увеличиваются пропорционально скорости поступления фильтрата промывочной жидкости в пласт. Агрегаты частиц в зоне кольматации прочно удерживаются в зоне прямого гидродинамического контакта фильтрата с зоной кольматации (п— 1), если выполняется условие превышения FB
2. Л.Х. Ибрагимов 33

Используя последнее соотношение, проведем оценку стабильности зоны кольматации. Принимая vj/0 = 50 мВ, Фс = 0,5, (I = 10~5 Па • с,
е = 80е0, е = 8,8 • 10~12Ф~ , kd- 10~8ц, получаем стабильное состояние зоны кольматации, если Уф>2 • 10"4 м • с~'.
Как показали многочисленные исследования, в реальных пористых срезах такие высокие скорости при фильтрации глинистых растворов не наблюдаются. По проведенным оценкам, кольматация околоскважин-ной зоны при проникновении промывочной жидкости в пласт такова, что реальные скорости фильтрации не способны оторвать частицы друг от друга в зоне кольматации и эффективная декольматация возможна лишь при искусственной интенсификации действия гидродинамических сил в этой зоне.
Выбор эффективного режима и методов гидродинамического воздействия на зону кольматации требует детального знания особенностей ее строения. Рассмотрим имеющиеся результаты.
Экспериментальными исследованиями установлены три основных вида фильтрования с закупориванием [112]: 1) с закупориванием каждой поры частицей твердой фазы; 2) с постепенным закупориванием одной поры многими частицами; 3) промежуточного вида.
Первый вид процесса встречается достаточно редко и характеризуется тем, что размер частиц d больше поперечного размера пор Я. Наиболее распространен второй вид, соответствующий случаю d Экспериментальными исследованиями показано, что при гравитационном осаждении частиц твердой фазы существенную роль в постепенном закупоривании играют скорость осаждения частиц Voc , их концентрация и размер, а также вязкость жидкой среды [98]. В качестве последней в экспериментах использовались вода, глицерин, масла. Твердая фаза была представлена частицами каолина, стекла, активированного угля, размер частиц которых менялся в пределах 0,5-50 мкм. В зависимости от значения параметра ^ = VOC/V 1000 наблюдалось фильтрование с постепенным закупориванием, а фильтрование без закупоривания, т.е. с образованием осадка на перегородках фильтра, происходило при ^ < 100.
Для объяснения процесса постепенного закупоривания пор, для которого характерна малая скорость осаждения частиц Уос по сравнению со скоростью фильтрования Уф (^ > 1000), предложен следующий механизм [112]. Движение частиц твердой фазы приводит к их накоплению на поверхности перегородки фильтра, в застойных зонах между порами.
34
п результате над входами в поры создаются естественные своды, образующие осадок.
Таким образом, чем выше ^, т.е. чем выше скорость осаждения (или соответственно ниже скорость фильтрования), тем благоприятнее условия для образования сводов. Этому, по нашему мнению, также способствует увеличение концентрации частиц твердой фазы. Рассмотренный механизм имеет основное значение в изменении проницаемости блоков в трещинно-пористой среде. Однако здесь следует проявить определенную осторожность, поскольку, как показывают исследования структуры породы с помощью окрашенных смол [154], блоки в пласте имеют неправильную форму. В связи с этим и осадконакопление на стенках пор, каналов и трещин, а также на входах в блоки может происходить по-разному. При этом может существенно измениться и роль концентрации частиц твердой фазы в закупоривании пор. Напомним, что сказанное выше относится к механическим частицам, условия образования агломератов которых отличаются от таковых агломератов из кристаллов соли или парафина [284].
Исследованию закономерностей фильтрования с закупориванием пор посвящены опыты на укрупненных моделях фильтра. В частности, в работе [112] исследовался процесс задерживания сферических частиц диаметром 70-350 мкм при прохождении через слой шариков диаметром 2-3 мм. Показано, что концентрация частиц в слое шариков зависит от исходной концентрации частиц в суспензии, отношения размеров частиц и шариков, пористости слоя. Так, например, полное закупоривание происходило при соотношении размеров частиц и шариков, равном 0,12.
Разделение суспензии сферических и угловатых частиц полистирола с концентрацией 0,1-0,2% исследовалось в модели пористой среды, представляющей собой несколько расположенных друг над другом параллельных стержней [112]. Размер частиц полистирола составлял около ОД размера щелей между стержнями (аналог пор). В частности, показано, что из-за отложения частиц на стенках стержней уменьшалось сечение щели, что приводило к ускорению в ней движения частиц. В случае угловатых частиц наблюдалось закупоривание щелей.
Эти и ряд других результатов, изложенных в [112] (исследовались условия фильтрования в зависимости от конфигурации пор, числа Рейнольдса и других внешних параметров), позволили ответить на некоторые вопросы, связанные с процессом постепенного закупоривания пор твердыми частицами. Вместе с тем неясными остаются собственно механизм закупоривания трещинно-пористой среды, представляющей систему каналов с острыми углами различного сечения и направления, влияние концентрации кольматанта и скорости потока, т.е. числа Рейнольдса, на характер закупоривания, существование автомодельных режимов и ряд других вопросов. Экспериментальные исследования, проведенные на кернах, отобранных из месторождений нефти и газа, также указывают на неоднозначность полученных результатов.
Вопросам кольматации пористых сред посвящено большое коли-ество исследований. Однако до настоящего времени нет единой точки рения на механизм этого процесса. Ряд исследователей считают, что
2*
35
кольматация коллекторов в условиях бурящихся скважин вообще невозможна или глубина проникновения дисперсной фазы в поры коллектора пренебрежимо мала (около 1 мм). Этот вывод базируется на методике изучения влияния кольматации на проницаемость пород, согласно которой после кольматации определяют коэффициент проницаемости при срезании закольматированного слоя породы различной толщины. Результаты экспериментов показывают, что в ряде случаев при срезании траншей толщиной 0,5-1,5 мм коэффициент проницаемости коллектора почти полностью восстанавливается. В то же время в исследованиях Р.Ф. Крюгера и Л.С. Фогеля [331], А. Абрамса [321] и др. отмечено проникновение кольматанта в поры гранулярных коллекторов на глубину до 20-40 см и более. Такие размеры зоны кольматации вызывают существенные изменения физических свойств в прискважинной области, что приводит к искажению результатов геофизических исследований, которое неоднократно наблюдалось на практике. Прямыми экспериментальными исследованиями установлены изменения удельного электрического сопротивления на глубину от стенки скважины более 9 см [205]. В этой же работе установлено влияние зоны кольматации на диффузионно-адсорбционную активность породы и показано существенное влияние кольматации на фильтрационную способность пород.
Экспериментальные исследования, поведенные В.Т. Алекперовым и В.А. Никишиным [16, 17], показали, что время кольматации в процессе бурения составляет около 15 мин, т.е. оно пренебрежимо мало по сравнению со временем других процессов, приводящих к изменению физических свойств околоскважинных зон. Другими исследователями [172, 321, 331] установлено, что уменьшение проницаемости образцов пород за счет кольматации происходит на протяжении всего периода фильтрации бурового раствора.
Сложность и многопараметричность кольматации вызывают большие затруднения при ее экспериментальном моделировании и интерпретации результатов экспериментов. Положение усугубляется еще и тем, что эксперименты по кольматации коллекторов практически невоспроизводимы.
Трудности моделирования связаны в первую очередь со слабой изученностью механизма кольматации. Основные представления о механизме кольматации сформировались на основе исследований фильтрации малоконцентрированных суспензий в задачах гидромеханики и мелиорации. Представления различных ученых о механизме кольматации в основном сводятся к двум точкам зрения. Согласно одной из них, кольматация обусловлена механическим закупориванием пор дисперсной фазой [98] под влиянием изменения физических свойств в зоне кольматации в зависимости от соотношения размеров частиц кольматанта и размеров пор. Исследуя фильтрацию малоконцентрированных суспензий через песок, А.Н. Патрашов установил [98], что изменение физических свойств в зоне кольматации происходит только в том случае, если средний диаметр пор составляет 5-6 средних диаметров частиц кольматанта. Частицы большего диаметра откладываются в
36
е корки, частицы меньшего диаметра свободно выносятся из пор и не принимают участия в кольматации.
Другой точки зрения на механизм кольматации придерживается тл H Шехтман [312]. Согласно его представлениям, кольматация обус-овлена механическим закупориванием и физико-химическим взаимодействием дисперсной фазы кольматанта с материалом пористой среды. При таком механизме кольматация происходит при сколь угодно малых размерах частиц дисперсной фазы в результате адсорбционного взаимодействия, коагуляции и структурирования глинистых частиц в порах коллектора. Эти представления о механизме кольматации базируются на экспериментальном изучении фильтрации малоконцентрированных суспензий при относительном постоянстве размеров частиц кольматанта в условиях высокопроницаемых песков и рыхлых грунтов.
Применяемые в практике бурения промывочные жидкости — высококонцентрированные полидисперсные суспензии. Размеры частиц в растворах колеблются от долей микрометра до нескольких миллиметров. Коллекторы нефти и газа имеют сложную структуру и широкий диапазон размеров пор. Глинистая корка, образующаяся при фильтрации раствора на стенке скважины, является одним из основных факторов, определяющих кольматацию.
Наиболее обоснованной, по мнению авторов, является физическая основа кольматации, предложенная Н.Н. Михайловым [181, 182] и экспериментально подтвержденная В.М. Подгорновым [230]. Согласно их представлениям, при вскрытии пластов бурением частицы дисперсной фазы раствора вместе с фильтратом внедряются в поры коллектора. Наиболее крупные частицы задерживаются на стенке скважины и образуют первичный каркас глинистой корки. Частицы, ушедшие с фильтратом в пласт, механически задерживаются в местах сужений и пережимов пор.
Вероятность задерживания частиц порами прямо пропорциональна их размерам и количеству сужений и пережимов пор, определяемому структурой перового пространства. Задерживание крупных частиц приводит к сужению проходных сечений, что повышает вероятность застревания частиц меньшего размера. В процессе роста и уплотнения глинистой корки через нее проходят частицы все меньших размеров, одновременно уменьшается общее количество проходящих частиц из-за снижения скорости фильтрации.
Таким образом, в процессе фильтрации в коллекторе доля частиц с минимальными размерами возрастает. Эти частицы свободно уносятся потоком фильтрата через сужения и пережимы пор, но застревают в зонах скопления частиц крупного и среднего размера. При снижении скорости фильтрации постепенно возрастает роль физико-химического взаимодействия частиц и агрегатов частиц с внутрипоровой поверх-остью, которое приводит к осаждению самых мелких частиц (коллоидной фракции) на стенках пор. Таким образом, в течение всего ериода фильтрации происходит накопление частиц кольматанта во утрипоровом пространстве. Интенсивность накопления частиц зату-т во времени по мере продвижения в глубь пласта. Образовавшийся
37
осадок состоит из частиц различного размера, а средний размер частиц уменьшается по мере продвижения в глубь пласта.
Важным следствием этой схемы является вывод о том, что в любой момент времени в зоне кольматации частицы кольматанта могут находиться в двух различных состояниях: в виде кольматирующей среды, необратимо изменяющей физические свойства зоны кольматации, и в виде суспензии, свободно циркулирующей во внутрипоровом пространстве. При этом по мере затухания фильтрации все частицы кольматанта постепенно переходят в кольматирующую среду.
Описанная схема кольматации коллекторов частицами глинистого раствора позволяет объяснить многие явления и имеющиеся противоречия при экспериментальном изучении кольматации. К сожалению, авторы проанализированных работ ограничились лишь качественным рассмотрением физической модели кольматации, в то время как для обоснования технологий повышения продуктивности скважин необходимы количественные соотношения. В связи с этим ниже приводятся результаты изучения кинетики кольматации при проникновении глинистого раствора в пласт.
1.2.1. КИНЕТИКА НАКОПЛЕНИЯ КОЛЬМАТАНТА
В соответствии с описанной моделью накопления кольматанта во внутрипоровом пространстве в любой момент времени частицы кольматанта могут находиться либо в кольматирующей среде, либо в свободном состоянии и участвовать в фильтрации. Процесс накопления кольматанта в единичном объеме пористой среды характеризуется кинетикой обмена массой кольматанта между свободным кольматантом и кольматирующей средой. В соответствии с физической моделью накопления кольматанта в результате массообмена увеличивается масса кольматирующей среды и уменьшается масса свободного кольматанта. Рассмотрим элемент пористой среды, имеющий объем V. Пусть через этот элемент фильтруется глинистый раствор с концентрацией кольматанта С и расходом q^,. При этом через элемент пористой среды за фиксированный промежуток времени пройдет количество частиц кольматанта Л^. За то же время в элементе осядет в виде кольматирующей среды количество частиц кольматанта N2. Очевидно, что
N2=jNlt (1.43)
где у— коэффициент, характеризующий задерживающую способность пористой среды для данного глинистого раствора (0 =? у ^ 1).
Свяжем количество кольматанта с насыщенностью перового пространства кольматирующей средой (а) и свободным кольматантом.
Учитывая, что количество осевших частиц N^ равно объему пористой среды, занятому частицами, деленному на средний объем одной частицы V,, имеем
лг2 = *'^-"~)у. (Ы4)
"г
38
т — пористость кольматирующей среды; WQ - пористость коллек-а. "д _ насыщенность единицы объема пор кольматирующей средой;
у _ объем закольматированного коллектора.
Количество частиц кольматанта JVj , прошедшее через объем по-
ристой среды, равно объему прошедших частиц, деленному на средний
объем одной частицы Vr cp:
(1-45)
Vrcp
где Считая, что пористость кольматирующей среды, расход и концентрация кольматанта во времени не меняются, и подставляя (1.45) и (1.44) в (1.43), получаем
а(1)щ(1 - шкс)У = учфс. (1.46)
Дифференцируя последнее соотношение по времени, получаем
(1.47)
dt m0(l-mKC)V
Считая объем пористой среды единичным, представим соотношение
(1.47) в виде
da АУфС
:г=— *-, с1-48)
dt m0
где А - постоянный коэффициент, определяемый из опыта и имеющий размерность [?"']; Уф - скорость фильтрации.
Перейдем к истинной скорости переноса кольматанта FHC = Уф/тл, где т,л - активный поровый объем в зоне кольматации:
лк-а(1)], (1.49)
гДе атах - максимально возможное насыщение пористой среды кольматирующей средой; a(t) — текущее насыщение пористой среды кольма-тантом.
Таким образом, соотношение (1.48) представим в виде
da
^ = AVKC(amax-a)C. (1.50)
Из соотношений (1.48) и (1.50) следует, что интенсивность накопления кольматанта прямо пропорциональна истинной скорости фильтрации, коэффициенту активного перового объема и концентрации кольматанта в фильтрате глинистого раствора.
"азличное влияние скорости на кольматацию песков (обратная про-рциональность) и коллекторов (прямая) объясняется различием меха-
39
низмов кольматации. При кольматации песков увеличение скорости фильтрации приводит к выносу частиц из зоны накопления. При кольматации коллекторов со сложной структурой порового пространства с возрастанием скорости увеличиваются путь, пройденный частицей, и вероятность ее застревания во внутрипоровом пространстве, что было показано раньше.
Второй отличительной чертой полученных уравнений является различие активного порового объема от открытой пористости (для песков
1.2.2. ИЗМЕНЕНИЕ СВОЙСТВ ОБРАЗЦОВ ПОРОД В ПРОЦЕССЕ КОЛЬМАТАЦИИ
В нефтегазопромысловой практике часто эффект кольматации учитывается как изменение свойств испытуемого образца в целом: коэффициента восстановления проницаемости (или закупоривания) при изучении кольматирующих свойств растворов, водоотдачи через натуральные и искусственные керны [30, 172, 197, 311] и др.
Если испытуемые образцы имеют небольшие размеры, то изменение их свойств может быть связано со средним изменением насыщенности кольматирующей средой.
Обычно эксперименты по изучению кольматации кернов проводят при постоянном перепаде давлений на испытуемый образец. Интегрируя уравнение кинетики (1.50) по t, получаем закон накопления кольма-танта в образце:
а(0 = «maxtl - ехр(-чрО], (1-51)
где ф — коэффициент кольматации (ф = АУИСС), зависящий от условий эксперимента.
Рассмотрим закономерности изменения проницаемости образца в зависимости от накопления кольматанта в породе.
Влияние кольматанта на проницаемость закольматированного объема пористой среды обусловлено изменением объема пор, принимающих участие в кольматации, и изменением структуры порового пространства в результате кольматации. В общем случае при кольматации изменяются активный поровый объем, удельная поверхность и геометрия порового пространства.
Свяжем эти изменения с изменением проницаемости, используя уравнение
(1.52)
где k3K, &о — коэффициенты проницаемости закольматированного объема пористой среды и исходной проницаемости до кольматации; шзк, 40
яемые формой капилляра; тж, т0 — открытая пористость закольмати-пованного и исходного объемов пористой среды.
Из приведенного соотношения следует, что основное влияние на изменение проницаемости закольматированного объема оказывает изменение пористости. Влияние геометрии порового объема (J, го) на изменение проницаемости сказывается в меньшей степени:
??»=Л = 1_я. (1.53)
оо0 то В случае равномерного отложения кольматанта на поверхность пор
имеем
( У'2
«35.= Л = VT^. (1.54)
Ю0 (щ)
Более сложный характер отложения кольматанта в порах описывает выражение
^2?- = (1-а)а. (1.55)
С00
Таким образом, окончательно можно записать
kx=k0(l-a)V, (1-56)
где Р - постоянный коэффициент, определяемый характером распределения кольматанта во внутрипоровом пространстве.
Подставляя соотношение (1.51) в выражение (1.56), получаем уравнение изменения проницаемости закольматированного образца
МО = *b{ 1 - «maxtl - «р(-фГ)]}Р. (1-57)
В высокопроницаемых коллекторах атах — > 1, и выражение (1.57) приобретает вид
*»(0-Аьеч>(-фф). (1-58)
Из последнего соотношения следует, что в процессе кольматации проницаемость изменяется по закону, близкому к экспоненциальному.
Рассмотрим изменение расхода бурового раствора через зону кольматации, учитывая соотношение (1.58):
_Sk(t)AP^Sk0 ехр(-р»ДР
Ц L nL '
где S, L — площадь поперечного сечения и длина образца; АР - перепад давлений на образце.
В начальный момент времени t0 k(t0) = k0. Учитывая это соотношение, (1.59) можно представить в виде
или
V0exp(-p(pr), (1.61)
41
где q0, V0 - расход через образец и скорость фильтрации в случае, если проницаемость образца остается постоянной.
Экспоненциальный характер убывания расхода бурового раствора был отмечен У.Д. Мамаджановым и др. [172].
1.3. РАСЧЕТ РАДИУСА ПРОНИКНОВЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА В ПЛАСТ
Вопросам расчета радиуса проникновения бурового раствора в пласт посвящены работы В. Энгельгардта [325, 326], С.К. Фергюссона [283], Ю.П. Коротаева, М.И. Швидлера [152] и многих других. Под радиусом зоны проникновения бурового раствора мы, как это принято в нефтепромысловой литературе, будем понимать радиус области, занятой фильтратом в околоскважинном пространстве нефтеносного коллектора.
Радиус зоны проникновения определяется скоростью фильтрации через единичную площадь
dR 27t/?m— =V(t), (1.62)
где т — пористость коллектора, занятая фильтратом; R — радиус области, занятой фильтратом.
Подставляя из (1.61) выражение для скорости фильтрации V(t) и интегрируя (1.62) в пределах от гс до /?зп и от t0 до t, получаем формулу для расчета радиуса зоны проникновения /?зп к моменту времени t. Время ?о соответствует времени, в течение которого проницаемость околоскважинной зоны не изменилась; при этом скорость фильтрации постоянна и равна V0. В результате получаем

пат
В последнем соотношении гс — радиус скважины, a R3n отсчитывается от оси скважины.
Таким образом, ухудшение состояния призабойной зоны скважины в процессе ее строительства зависит от многих причин, связанных с применяемой технологией бурения и используемыми промывочными жидкостями.

На главную страницу