Диссертация (1173023), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Одним из мероприятий, посвященных снижениювлияния кольматации, рекомендуется использование буровых растворов на углеводородной основе или применение ПАВ в растворах на водной основе..При вскрытии заглинизированных песчаников буровой раствор на углеводородной основе практически исключает возможность набухания глин, а введениеПАВ в буровой раствор на водной основе снижает адсорбционную активность водыглинистыми частицами, что улучшает возможность очищения призабойной зоныот загрязнения в процессе освоения скважины [21].Необратимое влияние на гидропроводность призабойной зоны скважины оказывают различные технологические жидкости.
Под воздействием бурового раствора,входящего в контакт с породой-коллектором в процессе заканчивания происходит изменение температуры, химического состава и насыщенности ПЗП, действуют знакопеременные гидравлические нагрузки, происходит химические взаимодействия междуфильтратом раствора, породой и пластовым флюидом.Многообразие петрофизических свойств коллекторов и особенностями их флюидонасыщения даже при однотипных технологических воздействий на фильтрационныесвойства пород продуктивных пластов может быть различным. Поэтому универсальных технологических решений, пригодных для практической реализации на различных площадях, не существует.
Выбор и использование технологических жидкостей,снижающих негативное воздействия на коллектор необходимо осуществлять при понимании механизмов такого воздействия и методов его управления при наличие необходимого обеспечения и ресурсов для реализации. [68,72].Степень загрязнения продуктивного пласта под воздействием различных технологических жидкостей (буровой раствор, цементный раствор, жидкость перфорации и др.)и их фильтратов, проникающих в ПЗП под действием дифференциального давления,25зависит от большого числа факторов и приводит к значительному снижению производительности нефтяных и газовых скважин [9-17, 19,24, 25, 36, 37, 39, 58-676, 85,122 и др.].Следовательно, оценка и предотвращение загрязнения продуктивного пласта являются важнейшей научно-технической проблемой развития нефтегазодобывающей промышленности страны.2.2 Повреждения околоскважинной зоны пласта в процессе заканчиванияскважин открытым стволомВ процессе вскрытии продуктивного горизонта бурением в околоствольнойчасти пласта создаётся фильтрационный барьер между пластом и забоем скважины,который снижает проницаемость призабойной зоны.
Фильтрационный барьервключает глинистую корку на стенках скважины, зону проникновения твёрдойфазы и фильтрата бурового раствора, а, в ряде случаев, изменившуюся структурупроницаемого пространства коллектора в результате набухания породы илизаполнения сконденсированными новообразованиями [82,87].На стенках скважины в процессе фильтрации формируется глинистая корка,состоящая из отфильтрованных твердых частиц и глинистой составляющейбурового раствора, и внутренняя зона кольматации из твердых компонентовбурового раствора.Проницаемость фильтрационной корки, формируемой на стенке скважины,зависит от концентрации и гранулометрического состава кольматанта, в качествекоророго чаще всего используют карбонат кальция (мрамор молотый), т.
к. он легкорастворяется кислотой [88].В [82] работе использован комплексный экспериментальный подход к изучению повреждения околоскважинной зоны, включающий закачку бурового раствораи контроль распределения элементов бурового раствора, удержанных внутри порового пространства. Построены профили распределения компонентов бурового рас-26твора по длине керна и оценена глубину проникновения компонентов бурового раствора с использованием известных аналитические решения и эмпирические параметров.На начальном этапе фильтрации компоненты бурового раствора проникаютвнутрь образца и удерживаются в поровом пространстве, формируя так называемую внутреннюю ФК. Проницаемость породы снижается в зависимости от распределения компонентов бурового раствора в поровом пространстве породы.На последующих этапах, когда внутренняя корка препятствует проникновениючастиц бурового раствора , которые перестают внедряться в пористую среду и задерживаются на входном торце керна (стенке скважины), начинается формирование внешней фильтрационной корки и её проницаемость обусловливается в основном увеличением толщины и уплотнением.Накопление частиц в поровом пространстве и процесс переноса описываетсяуравнении вида [82]:= 0 ()(2.8)где t - время; С - концентрация частиц в растворе; σ - доля объема пористой среды,занимаемая захваченными частицами; w - скорость фильтрации несущей фазы; λ0 коэффициент захвата, определяемый эмпирически; F(σ) - поправочная функция, которая такжеопределяется эмпирически.Течение в пористой среде полимерных растворов описвается уравнением[82]:= (− )(2.9)где σро1у - максимально возможная концентрация адсорбированного полимера в пористойсреде.Так как КЭ представляет структуру, зависящую от условий формирования, вкоторой имеется внешняя фильтрационная корка (образующаяся на стенке скважины), внутренняя фильтрационная корка и зона проникновения фильтрата бурового раствора, то необходимо учесть влияние на ПЗП каждого из этих барьеров.Влияние этих барьеров отражается в различии между исходными и измененными свойствами околоскважинной зоны.
Это различие характеризуется термином27«повреждение околоскважинной зоны пласта» или просто «повреждение пласта»[36].При освоении скважины с открытым стволом очень важно, чтобы в процессевызова притока внешняя и внутренняя фильтрационные корки частично или полностью разрушались, а твердая фаза и иные компоненты вымывались за счёт чегопроницаемость коллектора восстанавливатлась в околоскважинной зоне.Для диагностики, оценки, предупреждения и контроля повреждения пластаиспользуются аналитические модели переноса и накопления/срыва компонентовбурового раствора в околоскважинной зоне пласта [8,10], учитывающие динамикуформирования/ разрушения внешней и внутренней фильтрационных корок, проникновения в пласт фильтрата бурового раствора.Уравнение массового баланса для пластового флюида и фильтрата, определяющее интенсивность захвата и мобилизации («срыва») компонентов буровогораствора в поровом пространстве, представлено в следующем виде [82]:= + ( − ) − Θ( − ) − , если > Θ( − ) = { (2.10)0, если ≤ где σi, σmax - соответственно доля объема пористой среды, занимаемая захваченнымикомпонентами i-го типа, и доля, на которую они могут быть адсорбированы: t - время;λbt,λat,λm- коэффициент соответственно захвата, адсорбции и мобилизации: wI - скорость фильтрации несущей фазы; Сi -объемная концентрация мобильных компонентов i-го типа в буровомрастворе; wcrit - критическая скорость фильтрации.Учёт удержания компонентов бурового раствора в поровом пространствеописывается захватом в поровых сужениях (первый член уравнения, коэффициентзахвата - λbt) и осаждением на поверхности пор (второй член уравнения, коэффициент адсорбции λat).
Превышение скорости потока wI некоторой критической величины wcrit , которое может освободить ранее удержанные компоненти описываетсятретьим членом уравнения λm. Параметр σmax во втором члене уравнения (2.10) описывает возможность адсорбироваться компонентов бурового раствора в пористойсреде.28Абсолютной проницаемости породы зависит от захвата компонентов бурового раствора в поровых сужениях. Обобщенный закон Дарси используется дляопределения скорости фильтрации пластового флюида wrt и фильтрата буровогораствора wƒ :ƒ = −ƒ = −( ).ƒ (ƒ )ƒ( ).ƒ (ƒ )ƒ ()∇ƒ(2.11)∇ƒ(2.12)где k - проницаемость пласта; kr.rƒ,μrƒ,prƒ - соответственно относительная фазовая проницаемость (ОФП) для пластового флюида, вязкость и давление пластового флюида; kr.mƒ,μmƒ,pmƒ соответственно ОФП для бурового раствора, вязкость и давление бурового раствора; srƒ,smƒ насыщенность порового пространства соответственно пластовым флюидом и фильтратомбурового раствора.Относительные фазовые проницаемости аппроксимировались по корреляцииCorey:.ƒ =0.ƒ.ƒ =(ƒƒ −+ƒ1−+ƒ −+)(2.13)ƒƒ −+ƒ0.ƒ( + ƒ + )1−ƒ −(2.14)ƒгде s+mƒ, s+rƒ - начальная насыщенность порового пространства соответственно фильтратом бурового раствора и пластовым флюидом; k0r.rƒ = k0r.mƒ,Nmƒ,Nrƒ - эмперические параметры.
Капиллярным давлением пренебрегали (prƒ =pmƒ).Обобщение уравнения Козени-Кармана [82] дает степенную взаимосвязьмежду объемом захваченных частиц и проницаемостью:0= (1 −0) ,(2.15)где М, β - эмпирические параметры.Модели роста толщины внешней фильтрационной корки управляется уравнением (9) основанным на балансе массы частиц и фильтрата:ℎ=−∑ ƒ(1−∑ )[1− (∆ )]− , (2.16)29с учётом скорости фильтрации через фильтрационную корку в соответствиис законом Дарси:ƒ = − (∆ ) ∆ℎ(2.17)где hmc - толщина внешней фильтрационной корки; Δртс - перепад давления на внешнейфильтрационной корке; φтс - ее пористость; kтс - проницаемость внешней фильтрационнойкорки; fe - скорость эрозии («смыва») внешней фильтрационной корки из-за циркуляции буровогораствора в затрубном пространстве.Уравнения (2.16), (2.17) включают два соотношения kmc(Δртс) и φтс (Δpmc), которые описывают изменение проницаемости и пористости внешней фильтрационной корки при изменении перепада давления на ней.
Приведённая математическаямодель позволяет учесть рост внешней фильтрационной корки и динамику проникновения компонентов бурового раствора в околоскважинную зону пласта.Гидродинамическое моделирование проводится с использованиеммоделиповреждения околоскважинной зоны пласта [22].Исследована зависимость потерь фильтрата бурового раствора от свойстввнешней фильтрационной корки, а также от интенсивности эрозии внешней фильтрационной корки за счет циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве[36].На рисунке 2.2 представлены результаты расчета динамики толщины внешней фильтрационной корки без циркуляции и с циркуляцией бурового раствора взатрубном пространстве.Рисунок 2.2 - Динамика толщины внешней фильтрационной корки hmc с учетом отсутствия циркуляции (1) и при циркуляцией (2) бурового раствора в затрубном пространстве.
Исходные параметры для расчёта скорость циркуляции бурового раствора: наружный диаметр бурильной колонны 0,08 м, диаметр ствола 0,20 м, расход бурового30раствора 19 л/с. Начальные ФЕС пласта не изменялись; время бурения составляло 3 ч, репрессияна пласт -1,3 МПа. Концентрация сводообразующих частиц задавалась равной 5 %, проницаемость внешней фильтрационной корки – 5*10-5 мкм2 [82]При циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве рост толщины фильтрационной корки ограничен эрозионным действием его потока. В момент вскрытия пласта скорость фильтрации высокая и толщина фильтрационнойкорки увеличивается быстро. При скорости роста толщины фильтрационнойкорки, равной скорости ее эрозии, толщина корки стабилизируется на величине1,56 мм.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
