Скачать презентацию Тема 3 Процессы в ПЗП Количество Скачать презентацию Тема 3 Процессы в ПЗП Количество

Lektsia_T_3.pptx

  • Количество слайдов: 60

 Тема 3. : Процессы в ПЗП Количество часов: Лекционных 4 Литература. 1. Подгорнов Тема 3. : Процессы в ПЗП Количество часов: Лекционных 4 Литература. 1. Подгорнов В. М. «Заканчивание скважин» Учебник для вузов, М, «Недра» , 2008 г часть 2

Пластовое давление – давление, воспринимаемое пластовыми флюидами, Рпл, [МПа]. Распределение пластового давления в газовом Пластовое давление – давление, воспринимаемое пластовыми флюидами, Рпл, [МПа]. Распределение пластового давления в газовом пласте . Рис. Распределение пластового давления в продуктивном коллекторе По глубине пласта пластовое давление распределяется пропорционально давлению столба пластового флюида или агента. В газонасыщенной части коллектора из-за незначительной плотности газа при увеличении глубины давление практически остаётся неизменным, в нефтенасыщенной части давление растёт пропорционально плотности нефти и в водонасыщенной части растёт соответственно плотности воды. Высокими, нормальными и низкими пластовыми давлениями считаются давления, имеющие соответственно следующие градиенты: grad Р пл > О, 01 МПа/м; grad Р пл = 0, 01 МПа/м; grad. Р пл < 0, 01 МПа/м. Аномально низким пластовым давлением считают давление, при котором grad p пл < 0, 008 МПа/м, и аномально высоким - давление, при котором grad p пл > 0, 011 МПа/м. Динамическое давление на забое скважины - давление, устанавливаемое на забое при движении жидкости или газа в скважине. Рдин. =Рпл+Δрдин.

Распределения давления вокруг скважин (пьезометрическая воронка депрессии). Pk Pпл. у P ( 1 ) Распределения давления вокруг скважин (пьезометрическая воронка депрессии). Pk Pпл. у P ( 1 ) P (r) Pза m, h, k, б. у R k r r c Давление в скважине при отборе жидкости ниже пластового. Для этой ситуации характерно непрерывно разрастающаяся вокруг скважины воронка депрессии. Темп падения среднего пластового давления может быть различным. Функция P(r) является логарифмической, т. е. давление вблизи стенок скважины изменяется сильно, а на удаленном расстоянии - слабо. Это объясняется увеличением скоростей фильтрации приближении к стенкам скважины, на что расходуется больший перепад давления. Аналогично при повышенном давлении в скважине относительно пластового в ПЗП образуется репрессионная воронка в зависимости от общего запаса упругой энергии в пласте. c

Общее уравнение притока из скважины Фактическая продуктивность (приемистость) определяет на основании индикаторных диаграмм, которые Общее уравнение притока из скважины Фактическая продуктивность (приемистость) определяет на основании индикаторных диаграмм, которые получают в результате исследования скважины на установившихся режимах отбора продукции (или закачки флюидов). При п=1 уравнение описывает прямолинейную индикаторную линию. Случай линейной фильтрации соответствует ламинарному течению. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:

Дебит гидродинамически совершенной скважины (формула радиального притока Дюпюи) Где: Q –объёмная скорость притока пластовой Дебит гидродинамически совершенной скважины (формула радиального притока Дюпюи) Где: Q –объёмная скорость притока пластовой жидкости (дебит скважины) м 3/сут; k h /μ -гидропроводность пласта, м 3/Па с; h- эффективная толщина пласта Рпл и Рзаб –соответственно пластовое и забойное давление; h- толщина пласта, охваченная депрессионным воздействием притоке; Rк - радиус контура питания пласта, за которым в пласте сохраняется постоянное пластовое давление (принимается как половина расстояния между соседними скважинами На практике совершенство гидродинамической связи между пластом и скважиной достигается довольно редко, т. к. продуктивная часть пласта чаще всего полностью или частично перекрыта зацементированной и перфорированной обсадной колонной или фильтрами, которые создают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку пластовых флюидов, перемещающемуся под действием перепада давления из коллектора в скважину (приток) или из скважины в пласт (нагнетание). Кроме того, ПЗП загрязняется в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией.

Дебит гидродинамически несовершенной скважины Где: Q –объёмная скорость притока пластовой жидкости (дебит скважины) м Дебит гидродинамически несовершенной скважины Где: Q –объёмная скорость притока пластовой жидкости (дебит скважины) м 3/сут; k h /μ гидропроводность пласта, м 3/Па с; h- эффективная толщина пласта (под эффективной толщиной пласта понимается проницаемая толщина, охваченная депрессионным воздействием притоке. То есть, в неё включены не только перфорированные коллектора, но и прилегающие проницаемые слои, гидродинамически связанные с перфорированными. При отсутствии этой информации используют перфорированную толщину как первое приближение); R к – радиус контура питания, м; rпр – приведенный радиус скважины. где Sоб - коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени, по характеру и качеству вскрытия пласта. rпр = rc. e Sоб Погрешности в оценке исходных параметров, таких как k, h, μ, (Pк - Pс), непосредственно влияют на величину Q. Что касается величин Rк и rс, то, поскольку они находятся под знаком логарифма, в отношении их допустимы значительные погрешности.

Дебит скважины приведённый к поверхностным условиям Поскольку формулы описывают радиальную фильтрацию в пласте, то Дебит скважины приведённый к поверхностным условиям Поскольку формулы описывают радиальную фильтрацию в пласте, то в них необходимо подставлять значение вязкости нефти при пластовых условиях, то есть при пластовых температуре и давлении с учетом соответствующего количества растворенного газа. Вычисленный дебит Q (объемный расход жидкости) также получается при пластовых условиях. Для перевода дебита к нормальным поверхностным условиям необходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости b. - гидропроводность продуктивных пластов, м 3/Пас; b - объемный коэффициент для нефти (коэффициент увеличения объема сепарированной нефти в пластовых условиях). При плоско-радиальном потоке (по формула Дарси-Дюпюи) влияние радиуса скважины на дебит невелико (необходимо увеличение радиуса в 10 раз, чтобы дебит вырос на 20%). Если же фильтрация нелинейна, то влияние rc на дебит усиливается. Для сферически-радиального потока дебит скважины зависит от радиуса в большей степени, особенно при нелинейном законе фильтрации.

Дебит газовой скважины где: Рст атмосферное давление; Тст=200 С –стандартная температура; Тср-средняя пластовая температура; Дебит газовой скважины где: Рст атмосферное давление; Тст=200 С –стандартная температура; Тср-средняя пластовая температура; Рср-среднее давление в пласте; Z-коэффициент сверхсжимаемости. Дебит горизонтальной скважины Для сферической формы зоны дренирования Наибольшее влияние на производительность горизонтальных скважин оказывает длина ствола и радиус зоны дренирования. Преимущества горизонтальных скважин пepeд вертикальными наиболее выражены при эксплуатации изотропных пластов с близкими значениями горизонтальной и вертикальной проницаемостей. С увеличением анизотропии пласта по проницаемости эти преимущества нивелируются. Максимальный дебит горизонтальных скважин достигается при совпадении оси скважины с центром пласта. При вертикальном смещении оси скважины дебит снижается незначительно, что позволяет продлить безводный период эксплуатации горизонтальными скважинами водоплавающих залежей.

Характер распределения флюидов в гранулярном коллекторе зерна нефть вода Характер распределения флюидов в гранулярном коллекторе зерна нефть вода

При первичном вскрытии продуктивного пласта неизбежно происходит нарушение его естественного состояния Уменьшается размер пор При первичном вскрытии продуктивного пласта неизбежно происходит нарушение его естественного состояния Уменьшается размер пор § Миграция мелкодисперсных частиц § Набухание глины § Проникновение твердой фазы бурового раствора § Абсорбция/осаждение полимеров § Образование эмульсий Снижается фазовая проницаемость нефти § Увеличивается водонасыщенность Наружная Внутренняя ФК ФК

Состояние призабойной зоны пласта Насыщенность призабойной зоны пласта в процессе заканчивания скважины 1 -Естественная Состояние призабойной зоны пласта Насыщенность призабойной зоны пласта в процессе заканчивания скважины 1 -Естественная насыщенность, 2 - Фильтрат бурового раствора • исходное состояние призабойной зоны • • 1 этап вскрытие пласта бурением 2 этап цементирование 3 этап перфорация 4 этап вызов притока , 3 - Фильтрат тампонажного раствора, 4 - Фильтрационная корка и зона кольматации, 5 - Цементный камень, 6 - Обсадная труба, 7 - Зона проникновения перфорационной жидкости и жидкости освоения.

Характер взаимодействия фильтрующихся фаз со скелетом зависит: 1) от Характер взаимодействия фильтрующихся фаз со скелетом зависит: 1) от "активности" фильтрующихся фаз по отношению к скелету. Эта "активность" определяется физикохимическими свойствами фаз (компонентный состав, химический состав, плотность и т. д. ); 2) от свойств скелета пласта (минеральный состав скелета, тип и состав цемента, структура порового пространства, удельная поверхность фильтрации); 3) от воздействия внешних физических полей (температурного, барического, электромагнитного и др. ).

Физические процессы, протекающие в ПЗП 1) проникновение технологических жидкостей в процессе формирования призабойной зоны, Физические процессы, протекающие в ПЗП 1) проникновение технологических жидкостей в процессе формирования призабойной зоны, освоения и подземного ремонта скважины; 2) проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при промывке скважины; 3) деформация пород при изменении эффективного напряжения на забое скважины; 4) снижение фазовой проницаемости по нефти при увеличении водогазонасыщенности в коллекторе; 5) набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора; 6) конденсация новообразований. В случае ламинарного, однонаправленного установившегося течения ньютоновской жидкости с динамической вязкостью μ через недеформируемый образец пористой породы длиной L и площадью F с расходом Q при градиенте давления ∆р, проницаемость k [1 мкм 2 = 10 -12 м 2 = 1 Д; 1000 м. Д = 0, 001 мкм 2] определяется по закону фильтрации Дарси: Закон учитывает гидродинамические факторы, но не учитывает физикохимические факторы фильтрации (которые влияют на μ, Q, Δp, а также на k). химические факторы фильтрации Границы применимости закона Дарси - проявление инерционных сил при больших скоростях фильтрации, неньютоновскими реологическими свойствами жидкости и заметным влиянием физико-химического взаимодействия пластовых флюидов между собой и со скелетом пласта.

Движущими силами процессов в ПЗС являются : • -гидростатические, гидродинамические и гидроимпульсные репрессии или Движущими силами процессов в ПЗС являются : • -гидростатические, гидродинамические и гидроимпульсные репрессии или депрессии и характер их приложения. (гидравлическая фильтрация, кольматация и суффозия); • -разность пластовой и забойной температур (конвективный массоперенос); • -результирующее усилие от физико-химических процессов возникающих: при разности минерализаций дисперсионной среды буровых растворов и воды, насыщающей пласт (диффузионный или осмотический массоперенос); возникающих при различии в характере смачиваемости породы пластовыми флюидами и фильтратами буровых растворов (капиллярный массоперенос). Важнейшей составляющей воздействия на ПЗП является продолжительность реализации процессов, в течение которой они могут затухать (напр. , фильтрация, кольматация, капиллярная пропитка) или активизироваться со временем . (напр. , деформация, восстановление давления в порово-трещинных коллекторах, суффозия). Любые воздействия на ПЗП основаны на управлении их величины, направления и интенсивности.

Схема вертикального водонасыщения ПЗП (1 исходное состояние до вскрытия бурением; 2 - после вскрытия Схема вертикального водонасыщения ПЗП (1 исходное состояние до вскрытия бурением; 2 - после вскрытия бурением раствором на водной основе; 3 - после освоения пласта). 2 3 1 Схема изменение водонасыщенности продуктивной части пласта в горизонтальной плоскости. а – бурение; б – освоение; Soi – начальная нефтенасыщенность; So – конечная нефтенасыщенность; Swi – водонасыщенность. остаточная фаза подвижная фаза

 Вытеснение из коллектора внесённой фазы пластовым флюидом (подвижная фаза) Схема изменения проницаемости в Вытеснение из коллектора внесённой фазы пластовым флюидом (подвижная фаза) Схема изменения проницаемости в процессе бурения и освоения скважины

В низкопроницаемых коллекторах влияние физико-химических процессов на качество формирования ПЗП существенно возрастает и превосходит В низкопроницаемых коллекторах влияние физико-химических процессов на качество формирования ПЗП существенно возрастает и превосходит по значимости гидродинамические процессы. Объём вытесняемых флюидов в ПЗП (подвижная фаза), который перемещается в ту или противоположную стороны в зависимости от направления действия перепада давления определяется: • коллекторскими свойствами и структурой продуктивного пласта; • величиной и характером приложения репрессии или депрессии; • составом и свойствами пластовых и вносимых в породу флюидов; • соотношением вязкости пластовых флюидов и внесённого фильтрата; • величиной, направлением и продолжительностью действия результи рующих сил физико химических процессов, происходящих в зоне проникновения. Объём невытесняемых флюидов (остаточная и малоподвижная фаза) в ПЗП включает в себя: • прочносвязанные слои и плёнки; • защемлённые флюиды в тупиковых каналах и порах; • флюиды, которые при действующих перепадах давления удерживаются поверхностными и физико химическими силами. Увеличения подвижной фазы в ПЗП можно достичь за счёт сокращения малоподвижной фазы в ПЗП, сокращая гидратные и сорбционные плёнки на поверхности фильтрующих пор и каналов породы или за счёт увеличения гидродинамических условий фильтрации, вовлекающих в фильтрацию дополнительные объёмы малоподвижных фаз.

ОБСАДН АЯ КОЛОНН А ЦЕМЕНТН ЫЙ КАМЕНЬ ГЛИНИСТ АЯ КОРКА ЗОНА ВТОРЖЕНИЯ ФИЛЬТРАТА БУРОВОГО ОБСАДН АЯ КОЛОНН А ЦЕМЕНТН ЫЙ КАМЕНЬ ГЛИНИСТ АЯ КОРКА ЗОНА ВТОРЖЕНИЯ ФИЛЬТРАТА БУРОВОГО РАСТВОРА ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫ Й ПЛАСТ СРЕДНЕЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ НИЗКОПРОНИ ЦАЕМЫЙ В низкопроницаемых коллекторах влияние физико-химических процессов на качество формирования ПЗП существенно возрастает и превосходит по значимости гидродинамические процессы. (Bennion, 1994)

КАПИЛЛЯРНОЕ ДАВЛЕНИЕ Давление капиллярных сил не зависит от гидравлического перепада внешнего давления, создающего фильтрационный КАПИЛЛЯРНОЕ ДАВЛЕНИЕ Давление капиллярных сил не зависит от гидравлического перепада внешнего давления, создающего фильтрационный поток, и при определённых условиях, может превзойти внешний перепад давления. нефть Вода — межфазное натяжение Чем лучше жидкость смачивает поверхность капилляра и чем меньше его радиус, тем больше капиллярное давление

Смачиваемость породы Капля воды в нефти: 1 – вода; 2 – нефть; 3 – Смачиваемость породы Капля воды в нефти: 1 – вода; 2 – нефть; 3 – порода. а) – гидрофильная поверхность; б) – поверхность с нейтральной смачиваемостью; в) - гидрофобная поверхность;

 Зависимость относительных проницаемостей от характера смачиваемости породы Sв- Типичный вид фазовых проницаемостей для Зависимость относительных проницаемостей от характера смачиваемости породы Sв- Типичный вид фазовых проницаемостей для гидрофильного (а) и гидрофобного (б) пластов. - относительная фазовая проницаемость; Sв- водонасыщенность Ниже определенного значения насыщенности относительные проницаемости для каждой смачивающей или несмачивающей фазы равны нулю (пороговые значения ниже или выше которых отсутствует фильтрация соответствующей фазы)

Рис. Схема призабойной зоны скважины 1 — кривая изменения пластового давления при естественной проницаемости Рис. Схема призабойной зоны скважины 1 — кривая изменения пластового давления при естественной проницаемости пласта; 2— кривая изменения пластового давления при ухудшенной проницаемости пласта;

Изменение проницаемости ПЗП Усредненная проницаемость Радиус контура питания Радиус скважины Границы j-зоны Проницаемость j- Изменение проницаемости ПЗП Усредненная проницаемость Радиус контура питания Радиус скважины Границы j-зоны Проницаемость j- зоны

Результат действия процессов в призабойной зоне пласта Изменение вязкости пластовых флюидов соответственно забойным условиям Результат действия процессов в призабойной зоне пласта Изменение вязкости пластовых флюидов соответственно забойным условиям Выделение газа из нефти. Конденсирование новообразований. (за пределами зоны проникновения) Набухание гидратирующих минералов. Донасыщение поверхности фильтрующих каналов водной фазой. Гидрофилизация поверхности фильтрующих каналов. Адсорбция асфальто-смолистых компонентов пластовых нефтей. Адсорбция химических реагентов из фильтратов буровых растворов. Адгезия сконденсированной в пластовых условиях твердой фазы. (в зоне проникновения фильтратов буровых растворов) Адгезия твердой фазы буровых растворов на поверхности фильтрующих каналов. Частичная или полная закупорка твёрдой фазой фильтрующих каналов (в зоне проникновения твёрдой фазы) Структурообразование и коагуляция. Формирование внутренней фильтрационной корки на проницаемых стенках каналов и трещин. (в объеме поглощенного бурового раствора) Образование и деформация трещин. Разрушение скелета породы (в зоне действия высоких градиентов

СНИЖЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ из-за несовершенной гидродинамической связи скважина-пласт 1 баррель =157 л (500 баррелей = СНИЖЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ из-за несовершенной гидродинамической связи скважина-пласт 1 баррель =157 л (500 баррелей = 78, 5 м 3) 1 фут =30, 5 см (0, 26 фута =7, 9 см; 4 фута =122 см)

(Альвард Анвар Али) (Альвард Анвар Али)

Основные факторы препятствующие движению флюидов в ПЗС : 1. Гидродинамическое несовершенство конструкция забоя по Основные факторы препятствующие движению флюидов в ПЗС : 1. Гидродинамическое несовершенство конструкция забоя по степени и характеру вскрытия продуктивной толщи. (задаётся проектом) 2. Дополнительные гидродинамические сопротивления движению флюидов в ПЗП, возникающие за счёт выделяющихся фаз и турбулизации потока. (зависит от перепада давления) 3. Фильтрационная корка бурового раствора, сформированная в процессе вскрытия пласта бурения и модифицированная в процессе стационарной фильтрации (влияние существенно при открытом забое). 4. Зона проникновения твёрдой фазы (зона кольматации) за счёт частичной или полной закупорки проницаемого пространства ПЗП (влияние существенно при открытом забое и высокой степени кольматации). 5. Зона проникновения фильтратов скважинных растворов, которые повышают сопротивление движению пластовых флюидов и увеличивают объём малоподвижных фаз в ПЗП. (влияние существенно при физико-химической активности фильтратов).

Наличие качественной фильтрационной корки на стенках коллектора (отсутствие объёмной кольматации) соответствует высокому значению скин-фактора Наличие качественной фильтрационной корки на стенках коллектора (отсутствие объёмной кольматации) соответствует высокому значению скин-фактора и, как результат, существенному гидродинамическому барьеру на стенке ПЗП Высокая проницаемость ПЗП Низкая проницаемость ПЗП Варианты отношения исходная проницаемости ПЗП / проницаемость фильтрационной корки: 1 -20 (низкопроницаемый коллектор); 2 -200; 3 -1000; 4 -1500; 5 - 2000 (высокопроницаемый коллектор).

Варианты кольматации коллектора Поверхностная Объёмная Кольматирующая фаза Теория Абрамса при dk = ⅓ dпор Варианты кольматации коллектора Поверхностная Объёмная Кольматирующая фаза Теория Абрамса при dk = ⅓ dпор – формирование начального моста, при dk > ⅓ dпор – формируется корка на поверхности породы, при dk > ⅓ dпор – поры блокируются изнутри, при dk < ⅓ dпор – частицы свободно мигрируют внутрь пласта. Теория Кауффера (теория идеальной упаковки):

 Выбор кольматанта Выбор кольматанта

Теория идеальной упаковки 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Квадратный корень Теория идеальной упаковки 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Квадратный корень диаметра частиц, мкм

Теория идеальной упаковки Теория идеальной упаковки

Теория идеальной упаковки Теория идеальной упаковки

Opti. Bridge Opti. Bridge

Opti. Bridge Opti. Bridge

Классификация частиц по размеру Материал Глина Коллоидные частицы Диаметр, микрон Сетка, меш Диаметр, Дюймы/ Классификация частиц по размеру Материал Глина Коллоидные частицы Диаметр, микрон Сетка, меш Диаметр, Дюймы/ мм 1 — 0. 0004 (. 01016 мм) 5 — 0. 0002 (. 00508 мм) Бентонит Поваренная соль Барит Цементная пыль 10 1470 0. 0004 (. 01016 мм) Крупнодисперсный ил 44 325 0. 0018 (. 0457 мм) 53 270 0. 002 (. 0508 мм) 74 200 0. 003 (. 0762 мм) 105 140 0. 004 (. 1016 мм) 149 100 0. 006 (. 1524 мм) 500 35 0. 020 (. 508 мм) Песок по API Крупнозернистый песок 1000 18 Приблизительный размер загрязняющих частиц . 0. 040 (1. 016 мм)

Диаграмма трёхфазного насыщения. При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45 -77%, Диаграмма трёхфазного насыщения. При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45 -77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2 -2, 5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю. В зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. При этом надо учитывать распределение пор по размерам и различие капиллярных давлений на границе раздела фаз

Моделирование влияния эффекта кольматации пор на относительную фазовую проницаемость (ОФП). ( «Бурение и нефть» Моделирование влияния эффекта кольматации пор на относительную фазовую проницаемость (ОФП). ( «Бурение и нефть» № 5, 2009 г. ) • Сплошные линии соответствуют исходным ОФП, пунктирная линия - ОФП воды при полной кольматации части малых гидрофильных пор (ОФП нефти остается практически неизменнной)

Характер смачиваемости порового пространства с промежуточной смачиваемостью -случай отсутствия пороговых насыщенностей для воды и Характер смачиваемости порового пространства с промежуточной смачиваемостью -случай отсутствия пороговых насыщенностей для воды и нефти ( «Бурение и нефть» № 5, 2009 г. ) Избирательная смачиваемость: малые поры гидрофильные, крупные поры - гидрофобные, относительная площадь смачиваемых и несмачиваемых пор равна. Распределение пор по размерам и типу смачиваемости (а), кривые ОФП (б) Избирательная смачиваемость: малые поры -гидрофобные, крупные поры гидрофильные, относительная площадь смачиваемых и несмачиваемых пор равна. Распределение пор по размерам и типу смачиваемости (а), кривые ОФП (б)

На многофазную фильтрацию оказывает влияние поверхностные натяжения на границе фаз. Давления в фазах р1 На многофазную фильтрацию оказывает влияние поверхностные натяжения на границе фаз. Давления в фазах р1 и р2 не равны другу из-за капиллярных эффектов, приводящих к скачку давления на границе раздела фаз: р2 - р1 = рк , где рк - капиллярное давление. Большее давление будет на стороне не смачивающей жидкости. Для описания зависимости капиллярного давления о насыщенности сред различной проницаемости и пористости вводится безразмерная функция Леверетта j(S): На рис приведен качественный вид функции Леверетта для процессов пропитки и вытеснении. где: pk(S) – капиллярное давление; σ - коэффициент межфазного поверхностного натяжения; - статический краевой угол смачивания между жидкостями и породой; m - пористость; k –проницаемость. Переход к безразмерной функции j(S) позволяет свести кривые зависимости капиллярного давления от насыщенности в единую кривую , отражающую капиллярное удерживание смачивающей жидкостью.

 Эффект Жамена В ситуации а) вода (смачивающая фаза) способствует оттеснению нефти в пласт Эффект Жамена В ситуации а) вода (смачивающая фаза) способствует оттеснению нефти в пласт за счёт капиллярного давления при смачивании гидрофильного капилляра В ситуации б) для оттеснения нефти в пласт гидрофобной жидкости (несмачивающая фаза) из-за несмачиваемости гидрофильного капилляра. требуется большее капиллярное давление где rн/ и r/в соответственно мениски в капилляре у нефти и воды, а σ –поверхностное натяжение на разделе нефть вода. За счёт различия радиусов менисков у нефти и воды при движении по поровым капиллярам возникают дополнительные сопротивления движению (эффект Жамена)- ∆p. Жамена Аналогичная ситуация наблюдается при переходе глобул нефти и воды из расширенной части капилляра в суженную часть.

Зависимость скин-эффекта от проницаемости для скважин, пробуренных с использованием водного бурового раствора данные М. Зависимость скин-эффекта от проницаемости для скважин, пробуренных с использованием водного бурового раствора данные М. Эрвин, К. Пирсон и Б. Беньон 2005 г. Чем ниже проницаемость тем выше степень снижения эксплуатационных качеств пласта

Глубина и интенсивность проникновения фильтратов в ПЗП зависит от величины и направления grad p, Глубина и интенсивность проникновения фильтратов в ПЗП зависит от величины и направления grad p, T (сумма гидравлического и температурного градиентов) и grad физ. хим. (сумма капиллярного, диффузионного, электрического и химического градиентов, определяется экспериментально (стр. 79 -82. «Практикум по заканчиванию скважин» . М. , «Недра» , 1985 г. )). При совпадении направлений действия grad p, T и grad физ. хим зона проникновения в ПЗП будет максимальной по глубине и фильтратонасыщенности. Соотношение этих градиентов характеризует процессы насыщения ПЗП фильтратами. = [grad p, T] / [grad физ. хим. ] • • когда 1 зона проникновения определяется процессами гидравлической фильтрации и роль физико-химических процессов незначительна. Глубину зоны проникновения фильтратов в ПЗП в этом случае можно сократить снижая интенсивность и продолжительность фильтрации скважинных жидкостей. когда 1 превалируют физико-химические процессы в ПЗП. Глубину зоны проникновения фильтратов в ПЗП в этом случае можно изменить регулируя физико-химическую активность скважинных жидкостей.

Капиллярное число N N=Vμ/σ; где: N - капилярное число, V - линейная скорость, м/с, Капиллярное число N N=Vμ/σ; где: N - капилярное число, V - линейная скорость, м/с, μ- вязкость, м. Па-с, σ - межфазное натяжение, м. Н/м. Для эффективного замещения водного фильтрата пластовой нефтью необходимо максимально увеличить N. За счет большой площади и соответственно, низких скоростей фильтрации в ПЗП капиллярное число для горизонтальной скважины ниже, чем для вертикальной. Соответственно, процесс вытеснения воды нефтью более затруднен. Таким образом, преимущество горизонтальной скважины - низкая скорость фильтрации в прискважинной зоне - в период освоения оборачивается недостатком. Капиллярное число можно увеличить, увеличивая скорость фильтрации, и, соответственно, величину депрессии, однако этот путь малоперспективный. Гораздо большие возможности увеличения N снижение величины σ. Применение эффективных ПАВ, особенно в сочетании с взаимным растворителем, позволяет без особых проблем увеличить капиллярное число и практически полностью ликвидировать последствия водной блокады

Состав флюидов в пластовых и атмосферных условиях Гидратные плёнки Адсорбционные плёнки Состав флюидов в пластовых и атмосферных условиях Гидратные плёнки Адсорбционные плёнки

Набухание глин, содержащихся в пласте Терригенные продуктивные пласты, как правило, содержат определенное количество глинистого Набухание глин, содержащихся в пласте Терригенные продуктивные пласты, как правило, содержат определенное количество глинистого материала. Например, в продуктивных отложениях Западной Сибири и Севера Европейской части России присутствует от. 5. до 25% глинистого материала, представленного, в основном, субмонтмориллонитом. Глинистые материалы обладают способностью к увеличению объема (набуханию) при контакте с водой и водными растворами. Степень набухания зависит от природы (состава) глинистого материала, состава водного раствора, термо- и барометрических условий. Бентониты могут поглощать значительное количество воды, в 2. . . 4 раза превышающее объем пробы глины. Поглощение во_цы и, соответственно, увеличение объема бентонита значительно» сюкраща^тся при создании внешнего давления, но остается все еще достаточно вьпсоклм -100. . . 125%. . Кривые кинетики набухания в дистилированиой воде: 1 - Na-бентонит, Р=О. 1 МПа; 2 - естественный бентонит, Р=0, 1 МПа; 3 - Са-бентонит, Р=0, 1 МПа; 4 - бентонит, Р= 1 б МПа.

Эмульсии в призабойной зоне пласта Причины образования эмульсий Высокий уровень импульсных давлений. Эмульгаторы, вносимые Эмульсии в призабойной зоне пласта Причины образования эмульсий Высокий уровень импульсных давлений. Эмульгаторы, вносимые с фильтратами и содержащиеся в пластовых флюидах • • • Степень снижения продуктивности пласта из-за эмульсий в ПЗП зависит от: – типа эмульсии, – размера зоны образования эмульсии. Источниками гидрофильной фазы эмульсий служат: – буровые жидкости, жидкости для заканчивания и ремонта скважин. – жидкости для обработки пласта. Эмульсии стабилизируются: – поверхностно-активными веществами в гидрофобных пластах; – поверхностно-активными добавками — биоцидами, ингибиторами коррозии и осадконакопления; – гидрофобными мелкодисперсными частицами. . Предотвращение образования эмульсий – Обработка деэмульгаторами. – Ограничение импульсных давлений. Для разрушения уже образовавшихся эмульсий требуется в 20 -30 раз больше деэмульгаторов, чем для предотвращение их образования.

Поверхностное натяжение пластовой воды в значительной степени зависит от химического состава и содержания ПАВ. Поверхностное натяжение пластовой воды в значительной степени зависит от химического состава и содержания ПАВ. При соответствующей химической обработке поверхностное натяжение пластовой воды в призабойной зоне пласта может регулироваться. Это имеет существенное значение для вскрытия бурением продуктивных толщ, т. к. изменение поверхностного натяжения фильтрата, оттесняющего нефть в пласт при вскрытии, может обеспечить восстановление нефтепроницаемости призабойной зоны пласта. Адгезия – прилипание (сцепление поверхностей) разнородных тел. Работа адгезии Wa определяется поверхностными явлениями (уравнение Дюпре-Юнга): Wa = 1, 2(1+cos ). • Адгезия к стенкам флюидопроводящих каналов и пор частиц твёрдой фазы скважинных растворов, вносимой в коллектор, затрудняет процесс фильтрации и должна учитываться при проектировании состава скважинных растворов.

 О С О Б Е Н Н О С Т И И С О С О Б Е Н Н О С Т И И С П О Л Ь З О В А Н И Я

При изменении эффективного напряжения на скелет (матрицу) породы в ПЗП проницаемость и пористость изменяются. При изменении эффективного напряжения на скелет (матрицу) породы в ПЗП проницаемость и пористость изменяются. С уменьшением значений k возраст роль поверхностных (межфазных) явлений: капиллярных, электростатических, молекулярно-кинетических и др. Рис. Зависимости относительной проницаемости коллектора от эффективного напряжения (Мищенко И. Т. ): 1 - степенная; 2 - полиномная; 3 экспоненциальная ; 4 «двойная экспонента» .

Управление процессами в призабойной зоне пласта. Определяющие причины изменения эксплуатационных качеств пласта Термодинамическая неуравновешенность Управление процессами в призабойной зоне пласта. Определяющие причины изменения эксплуатационных качеств пласта Термодинамическая неуравновешенность зоной проникновения Последствия для ПЗП Технологические приемы за Снижение подвижности пластовых флюидов и проницаемости Ограничение термодинамических Проникновение дисперсионной среды буровых растворов в призабойную зону пласта Снижение подвижности фаз, размера и объема фильтрующих каналов в пределах зоны проникновения. Ограничение гидродинамических Кольматация призабойной зоны пласта Изменение структуры фильтрующего пространства (перераспределение пор по размерам) Использование растворов с кислотор-астворимой и неадгезионноактивной твердой фазой оптимальной дисперсности (при вызове притока градиентов и продолжительности вскрытия бурением и регулирование физикохимической активности фильтратов скважинных растворов. комплексная кислотная обработка и импульсное приложение депрессии) Проникновение бурового раствора в коллектор Заполнение перфорационных, фильтрующих каналов и трещин структуро- и Нормирование репрессии. Вибрационное воздействие с целью разупрочнения поглощённых порций

 СНИЖЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ СКВАЖИНЫ ( за счёт затруднений движению флюидов в призабойной зоне СНИЖЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ СКВАЖИНЫ ( за счёт затруднений движению флюидов в призабойной зоне скважины) Основными признаками качества скважины являются: 1. 2. 3. 4. конструкция забоя, соответствующая назначению скважины, высокое качество крепи, Высокий уровень гидродинамического совершенства Пространственное положение ствола скважины в допустимых пределах Первопричины снижения эксплуатационных качеств скважины: - несовершенство конструкции забоя. - физическое загрязнение и деформация коллектора - изменение смачиваемости и жидкостями - изменение распределения и подвижности фаз, находящихся в коллекторе. Для повышения эффективности технологии освоения скважины (вторичное вскрытие и вызов притока) необходимо: 1. Учесть значимые причины снижения эксплуатационных качеств скважины; 2. Определить технологические приёмы для получения приемлемого гидродинамического совершенства при освоении скважины. 3. Оценить уровень затрат на освоение.

Гидродинамическая связь скважина-пласт. Гидродинамическая связь скважина-пласт.

Скин-эффект S характеризует потери давления в пласте, вызванные искривлением линий тока, нарушением закона Дарси, Скин-эффект S характеризует потери давления в пласте, вызванные искривлением линий тока, нарушением закона Дарси, нарушениями естественного состояния призабойной зоны пласта в результате вскрытия бурением и перфорацией, по сравнению с фильтрацией в однородном пласте к гидродинамически совершенной вертикальной скважине. Скин-эффект -численное значение безразмерной величины S со знаком «+» (S > 0 и k> ks) или «-» (S < 0 и к < ks), характеризующий ухудшение или улучшение проницаемости в скин-зоне и степень ее улучшения или ухудшения. S = ∑ (s 1 + s 2 + s 3 +. . . )

 S - общий (суммарный) скин-фактор; «+» Sч. в. - скин частичного вскрытия (искривление S - общий (суммарный) скин-фактор; «+» Sч. в. - скин частичного вскрытия (искривление линий тока в ПЗП за счет частичного вскрытия и перфорации); «+» Sкол - скин кольматации ПЗП; «±» Sк – скин от изменённой проницаемости в зон проникновения фильтратов; «-» Sг - геометрический скин, вызванный наличием трещин; «-» Sнс- скин, наклонного ствола; Sа – скин от анизотропии пласта в горизонтальном стволе; «-» Sас – скин от аномальных (неньютоновскими) свойствами нефти; Sсc – скин в слоистых пластах; Sгr - геологический скин (наличие линз и их сообщаемое™); Sн. Д - скин, вызванный нарушением закона Дарси; Sч. в. ; Sкол; Sк (частично Sн. Д и Sнс) зависимые от технологии заканчивания Sг; Sнс; Sас; Sсc и Sгr –зависимые от горно-геологических условий

Вопросы для самопроверки и контроля знаний. 1. 2. 3. 4. 5. 6. Распределение пластового Вопросы для самопроверки и контроля знаний. 1. 2. 3. 4. 5. 6. Распределение пластового давления в вертикальном и горизонтальном направлениях. Какие процессы определяют проникновение в коллектор дисперсной фазы и дисперсионной среды скважинных растворов? Каким образом рассчитывается дебит скважины? Механизмы загрязнения ПЗП. Снижение продуктивности из-за несовершенной гидродинамической связи скважина-пласт. Влияние физико-химических процессов на качество формирования ПЗП в низкопроницаемых коллекторах. 7. Зависимость относительных проницаемостей от водонасыщенности породы. 8. 9. Управление процессами в призабойной зоне пласта. Снижение эксплуатационых качеств скважины