Файл: Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов..pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 23.07.2024

Просмотров: 158

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

точной

воды. Д л я

к а ж д о г о образца кривые изменения эффек ­

тивной

газопроницаемости на разных средних давлениях в кер­

не сохраняют лишь сход­

ную

конфигурацию

и точ­

ке

перегиба

(стабилиза­

ции

эффективной

 

газо­

проницаемости)

соответ-

вует

практически

одина­

ковый приведенный

объем

вытесняющего

воду

газа

V0. Н а з в а н н ы е

кривые от­

личаются

по

абсолютной

величине

эффективной

га­

зопроницаемости,

которая

уменьшается

с

ростом

среднего

давления

 

в

об­

разце . Такое отличие ил­

люстрируется

на примере

образца

 

65-я

(рис.

5)

и

с в я з а н о

с известным

явле­

нием

 

проскальзывания

молекул

газа

 

(эффект

Клинкенберга) .

 

 

 

Сцелью получения

вза и несопоставимых

зна­

 

 

 

 

чений

газопроницаемости

 

 

 

 

все

замеры

выполнены с

 

 

 

 

внесением

 

поправки

за

ССГ 5?

 

 

 

эффект

 

 

Клинкенберга.

 

 

 

Абсолютная

газопроница­

 

 

с

 

емость

(/(со)

образцов

оп­

 

 

 

ределена с учетом

назван­

 

 

OQ

 

 

 

 

 

ной

поправки

по

з а м е р а м

о;

 

 

 

на

разных

 

средних

давле ­

 

 

 

ниях.

Вытеснение

воды

 

 

 

 

газом для каждого иссле­

 

 

V

 

дованного

 

образца

повто­

 

 

 

рялось на 2—3 различных

 

 

S

средних давлениях,

по со­

 

 

 

вокупности

которых опре­

 

 

:V

 

делялись

промежуточные

^

S5

S

 

значения

/Сэф» вдоль

осп

 

 

 

 

•абсцисс

 

(при

 

разных

 

% 9

чшэоннэппионодод

 

объемах

 

вытесняющего

 

 

 

 

 

 

 

воду г а з а ) .

Результирую ­

 

 

 

 

щие

кривые

изменения коэффициента эффективной газопроница­

емости

на

рис. 5 даны

в значениях

Дэфсо-

 

 

С о п о с т а в л яя результаты лабораторных опытов, можно пред­ ставить себе следующую картину вытеснения газом воды из образца . В начальный период вытесняется свободная вода из крупных поровых к а н а л о в (крутой участок кривой проницаемо ­ сти), потом из мелких каналов (перегиб кривой), а в точке стабилизации фазовой газопроницаемости образец содержит ос ­ таточную воду эффективных пор, воду в гидратном слое и в ту­

пиковых порах.

Это м а к с и м а л ь н а я

остаточная

в од о насыщен­

ность образца,

которая в динамике

дальнейшей

фильтрации

газа снижается, практически не влияя на фазовую газопрони ­ цаемость. Сухой газ в лабораторных условиях может при д л и ­ тельной фильтрации почти полностью осушить образец, в при - забойной ж е зоне работающей скважины устанавливается, на­ до полагать, определенное равновесие между удалением ос­ таточной воды и ее привносом в зависимости от влажности г а з а .

С генетических позиций процесс образования газовых за­ лежей тоже связан с вытеснением газом воды из полностью водонасыщенного коллектора. Здесь потере остаточной воды (за­ точкой максимальной остаточной водонасыщенности) препят­ ствует влажность газа. Последняя устанавливается в газовом пласте соответственно парциальному давлению водяных паров при конкретных пластовых значениях давления, температуры it

минерализации воды. При недостаточном

объеме вытесняю ­

щего

воду

 

газа

(до

точки

максимальной

остаточной

водона­

сыщенности)

возможно наличие в пласте свободной воды,

из­

влекаемой

при

эксплуатации .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Д л я

имитации

остаточной

водонасыщенности

в

о б р а з ц а х

керна представляет интерес в основном достижение точки

мак­

симального

 

остаточного

водонасыщения,

после

которой

фазо­

вая газопроницаемость практически постоянна.

Из

графиков

(см. рис. 5)

видно, что

у к а з а н н а я точка достигается

для

 

раз­

ных

пород

 

после

прохождения

различного

количества

газа

Vo

от 50

д м 3

(для высокопроницаемых)

до

4,5

д м 3 (для

низкопро­

ницаемых

о б р а з ц о в ) .

М а к с и м а л ь н а я

остаточная

водонасыщен-

ность соответственно

изменяется

от 8 до

40%.

 

 

 

 

 

Опытами

П. Д . Д ж о й с а

[27]

показано,

что

д л я

определенных

типов пород-коллекторов существует функциональная

зависи ­

мость

м е ж д у

содержанием

остаточной воды

и начальной

 

про­

ницаемостью. Из числа исследованных образцов наибольшее значение остаточной водонасыщенности (до 40%) получено для образцов нижнемеловых пород западной части Крыма, имею ­ щих самую низкую проницаемость. С повышением проницаемо­ сти образцов отчетливо проявляется тенденция к снижению остаточной водонасыщенности. Одновременно ускоряется про­ цесс потери остаточной воды за счет осушки газом. Несколько не совпадают с общей закономерностью данные по образцу пес­ чаника из нижнесарматских отложений Пынянско-й площади —

5G

повышено, значение остаточной водонасыщенности и удлинен процесс осушки. В сарматских песчаниках содержатся сильно набухающие глины, увеличивающие водосодержание породы, а удаление гидратной воды более затруднительно .

Исходя из подмеченной П.

Д . Д ж о н с о м

закономерности,

можно

ожидать

наличие связи

между

начальной проницае­

мостью

породы

и приведенным

объемом

газа

VQ, вытесняющего

воду, при достижении точки

максимальной

остаточной водона-

§ 6

50

 

 

 

 

Л

/

5

40

У/

 

^30

/

 

 

 

USсалютная

газопроницаемость

К^,,мП

о

 

КО

 

/О

100

1000

0,01

0,1

 

О

 

Ю

.

20

 

 

 

Открытая

пористосто

т, %

 

Рис. 7. Корреляция абсолютной газопроницаемости и от­ крытой пористости с приведенными объемами газа в точке максималькой остаточной водонасыщенности.

сыщенности. Т а к а я связь намечается по

данным опытов (рис. 7),

а имеющийся

разброс

точек, видимо, обусловлен большой раз ­

нородностью исследуемых пород. Имеется

т а к ж е сходная связь

между Vo и открытой

пористостью

породы

(рис. 7). Однако д л я

практических

целей

удобнее пользоваться первой зависи­

м о с т ь ю — V o ~ / ( / ( o o ) ,

поскольку

для

определения начальной

газопроницаемости не требуется насыщать образец породы ке­ росином.

Из изложенного видно, что д л я имитации остаточной водо­ насыщенности и достижения практически постоянной эффектив ­ ной газопроницаемости предварительно насыщенные водой об­ разцы пород следует продувать газом в объеме от 4,5 до 50 д м 3 согласно графику (рис. 7). Этим графиком, в первом прибли-

женим, можно пользоваться при определении

требуемого

объ­

ема вытесняющего воду г а з а _ У 0 в разнородных

породах.

Сред­

няя ошибка в определении Vo с названного графика не превы­

шает

10%

и лишь

в единичном

случае

достигает 25%

(обр.

70 - я) . В этом случае возможные отклонения значений

остаточ­

ной

водопасыщенностп

(из

рис.

7)

не

превышают

± 4

или

± 1 0 % ,

соответственно

при

ошибке

в

10

и 25%

в

определе­

нии V0. При аналогичных пределах уменьшения Ко возможно

занижение

величины

эффективной

 

газопроницаемости

соответ­

ственно

на

1—4% н 3—11% от ее значения

после

стабилизации.

Аналогичная картина наблюдается при вытеснении воды из

породы

керосином

(см.

рис.

6).

П р а в д а ,

здесь

нет

процесса

осушки и после достижения остаточной водонасыщенности эф ­ фективная керосииопроиицаемость и количество воды остаются постоянными. Экспериментальных замеров выполнено меньше и нет возможности проследить зависимость остаточной водонасы­

щенности

от

начальной

проницаемости пород. Однако,

опыты

проведены

на

образцах

с разной

проницаемостью (от

1,1 до

51 м Д )

и

отчетливо заметно, что

мпзкопроиицаемые

породы

требуют меньшего расхода керосина для вытеснения свободной воды (75—85 мл) сравнительно с образцами повышенной про­

ницаемости (около

100 м л ) . Д л я

получения

остаточной

водона­

сыщенности

и

стабильного значения фазовой керосинопрони-

цаемости

через

водонасыщенный

образец

необходимо

прока­

чать

порядка

100

мл керосина.

Причем фильтрация

избыточ­

ного количества керосина на результаты не влияет.

 

Описанные эксперименты показывают, что методом вытесне­

ния

воды

газом

или керосином из предварительно насыщенной

пластовой водой породы можно имитировать остаточную водо-

насыщенность

в образцах керна, не извлекая

их из

кернодер-

ж а т е л я . При

этом фильтрация вытесняющего

агента

д о л ж н а

вестись до точки стабилизации фазовой газоили керосииопроннцаемости. Такие условия достигаются, с достаточной д л я практических целей точностью, при прокачке через образец во-

донасыщенной

породы

от 4,5

до 50 д м 3

газа

(согласно

графику,

см. рис. 7) или

около

100 мл

керосина.

Д л я

повышения

точности

экспериментальных работ при вытеснении газом следует опыт­ ным путем изучать изменения фазовой проницаемости и водо­

насыщенности

от объема

прошедшего

через образец газа д л я

к а ж д о г о конкретного типа

исследуемых

пород-коллекторов.

 

§ 2. Влияние химических реагентов

на

фильтрационные свойства

коллекторов

В практике бурения поисково-разведочных скважин приме­ няется большое количество разнообразных химических реаген­ тов и солей д л я обработки промывочных жидкостей, хотя их

58

влияние на изменение проницаемости различных пород-коллек­ торов в пластовых условиях изучено еще недостаточно.

П о вопросу глубины проникновения промывочных жидкостей в пласты и связанного с этим снижения продуктивности сква­ жин проведены многочисленные исследования как в Советском Союзе [1, 5, 9, 10, 17, 32, 48, 57, 61, 63, 65], так и за рубежом [74, 89, 90, 97]. Приведенные результаты лабораторных исследо­ ваний в немногочисленных работах [10, 17, 32, 63] показывают, что многие химические реагенты и соли способны в той или иной степени снижать проницаемость породы. Влияние филь­ тратов промывочных жидкостей, растворов химических реаген­ тов и солей на нефтегазопроницаемость пород изучается по су­

ществующей

методике Ж и г а ч а

К. Ф. и

П а у с а

К.

Ф. [32]. Эф ­

фект влияния

определяется

отношением

нефтегазопроницаемо -

стн керна после обработки

Кг

к первоначальной

Ки

что харак ­

теризует степень изменения этого параметра . Это отношение

принято

называть коэффициентом

восстановления

проницаемо­

сти |3 = ^ . Он

может в ы р а ж а т ь с я

в долях единицы

или в про­

центах.

 

 

 

 

Выполненные исследования по указанной методике прово­

дились в

самых

различных условиях и поэтому получены труд­

но сопоставимые результаты по одноименным растворам . Это объясняется тем, что л а б о р а т о р н ы е работы проводились с ис­ пользованием различных пористых сред, моделей нефти и газа, перепадов давлений, температур и часто без н а д л е ж а щ е й ими­ тации пластовых условий. Пористые среды отличались по ве­

личине, природе (искусственные и естественные),

характеру

поверхности

(гидрофильная

и г и д р о ф о б н а я ) ,

 

а т а к ж е по

спо­

собу

подготовки

к

опытам

(экстрагированные

и

неэкстрагиро-

ваиные, с остаточной и без остаточной воды) .

 

 

 

 

 

В качестве моделей нефти использовались неполярный очи­

щенный и неочищенный керосин, смесь его

с

трансформатор ­

ным

маслом

в

различных

концентрациях, а

т а к ж е

пластовые

нефти

с д о б а в к а м и

различных растворителей.

В

качестве

мо­

дели газа в основном использовался

азот.

 

 

При определении величин проницаемости до и после обра­

ботки создавались

различные перепады давлений и

темпера­

туры. Перепады давлений изменяются в пределах от

1 —10 до

100—250 кгс/см2 . При

этом общее

давление в

системе

поддер­

ж и в а л о с ь от 10 до

450

кгс/см2 . Все

это вместе

взятое,

как ука­

зывают Н. М. Касьянов и В. Ф. Штырлин [43], приводит к су­

щественным погрешностям при оценке влияния

промывочных

жидкостей иа проницаемость прискважииной зоны

пласта.

В данной работе приведены результаты изучения закупори­

вающих свойств растворов химических реагентов,

их смесей и

солей, широко применяемых д л я

обработки промывочных жид ­

костей в с к в а ж и н а х з а п а д а и юга

Украины.

59

Смотрите также файлы