На фільтраційно-ємнісні властивості колекторів

Будівництво нафтогазових свердловин неминуче призводить до порушення природної рівноваги продуктивних пластів. Змінюються баланс складових гірського тиску, характер насичення порового простору порід навколо свердловини внаслідок проникнення фільтрату промивних рідин, набухання глинистої складової порід, інших процесів, які тією чи іншою мірою погіршують фільтраційні властивості колекторів.

Вплив промивних рідин на фільтраційні властивості порід-колекторів. Під час розкриття продуктивних пластів сарматських відкладів газових родовищ Передкарпаття переважно застосовуються промивні рідини, одержані з порошкової глини або самозамісом. Внаслідок дії технічної води проникність зразків керна виміряна в умовах, наближених до пластових, знижувалася до 47–58 %. Більший вплив характерний для порід, глинистий цемент яких складений набухаючими мінералами. Під час прокачування через породу пластової хлоркальцієвої води проникність знижується на 12–17 %, впливаючи менше у разі підвищення мінералізації.

Для структуроутворення промивних рідин використовувалися КМЦ або гіпан, рідше КССБ, ФХЛС, як добавки – графіт, хромпік, СМАД і сира нафта. Зменшення проникності за фільтратом глинистого розчину, обробленого КМЦ, становить 38–40 %, обробленого гіпаном – 33–36 %.

У деяких свердловинах Вижомлянського родовища одержані самозамісом промивні рідини переводилися у хлоркалієві, які погіршують проникність лише на 10 %. Добавки до калієвого розчину гіпану, КМЦ, КССБ, інших реагентів знижують проникність породи до 50 % і більше. Ці реагенти своєю закупорювальною дією на піщано-глинисті колектори наближаються до технічної води, проте механізм впливу істотно відрізняється. У процесі взаємодії породи з водою проникність знижується внаслідок зменшення корисного об’єму порового простору, зумовленого набуханням глин і гідратацією поверхні, тобто вагома зміна фільтраційно-ємнісних властивостей відбувається на всю глибину проникнення води. Гіпан, КМЦ та інші полімерні реагенти утворюють на торці керна слабопроникну плівку і тим самим значно знижують його здатність фільтрувати флюїди. Після відмивання цієї плівки (кірки) або відрізання керна всього на 1 мм проникність породи відновлюється майже до початкової.

Зміна проникності присвердловинної зони об’єктів Вишнянського і Вижомлянського газових родовищ, визначена за даними гідродинамічних досліджень, становить 4–27 %, що зумовлено тривалішим очищенням зони проникнення під час дослідження свердловин на приплив газу, ніж у лабораторних дослідах.

Аналогічно оцінювалися закупорювальні властивості фільтратів промивних рідин, які використовуються для розкриття верхньовізейських відкладів Дніпровсько-Донецької западини, а також конденсату у зв’язку з можливим випаданням його у пласті під час відбирання газу.

Прокачуванняфільтратів промивних рідин (глиниста суспензія, оброблена КССБ, Na₂CO₃, NaCl, KСl, ГПАА та іншими реагентами) через зразки із залишковою водонасиченістю показало, що на виході керна вони стають прозорішими. Отже, певна частина їх хімічних складників залишається у породі, істотно (на 33–69 %) зменшуючи її проникність. Більший вплив на фільтраційні властивості спостерігається у порід з нижчою проникністю. Найменше діє на неї композиція, в якій присутній KCl. Насичення того самого керна конденсатом погіршує початкову проникність на 53–84 %.

За даними гідродинамічних досліджень свердловин Свиридівського, Червонозаводського та інших родовищ, проникність у зоні надходження фільтрату промивних рідин погіршена на 10–90 %, що загалом зіставлюване з лабораторними даними.

Внаслідок дії промивних рідин на пласти Вишнянського і Вижомлянського газових родовищ протягом 504–4775 год і репресії 0,93–3,66 МПа глибина зони проникнення, визначена за технологічними чинниками і даними гідродинамічних досліджень, змінюється від 3,2 до 6,2 м. У продуктивних пластах візейських відкладів Свиридівської, Червонозаводської, Мехедівської і Луценківської площ Дніпровсько-Донецької западини глибина проникнення фільтрату становить 2,9–8,7 м, що свідчить про близькість технологій розкриття пластів у Більче-Волицькій зоні і Дніпровсько-Донецькій западині.

Як для порід сарматських відкладів Більче-Волицької зони, що містять набухаючі глини, так і для візейських колекторів Дніпровсько-Донецької западини, менш чутливих до гідратації, кращими щодо впливу на пласт є калієві і полімеркалієві рідини.

Прорив газу через порові канали, блоковані фільтратом промивної рідини або виділеним конденсатом, відбувається при градієнтах тиску, менших від створюваних у присвердловинній зоні під час випробування пластів, і для низькопористих колекторів може настати через 2–400 годин залежно від проникності та радіуса закупорки.

Вплив набухання глинистого цементу порід-колекторів на їх ємнісно-фільтраційні властивості. Серед процесів, які негативно впливають на ємнісно-фільтраційні властивості продуктивних пластів у присвердловинній зоні, виділяється набухання глинистої складової порід.

Сумарна ємність поглинання катіонів цементуючим матеріалом порід-колекторів продуктивних горизонтів НД-4–НД-9 Вишнянського родовища змінюється від 20 до 45 мг-екв/100 г породи з тенденцією до зменшення з наростанням глибини її залягання у розрізі. Наявність карбонатів у дисперсній пробі в 3–6 разів зменшує сумарну ємність поглинання, що пов’язано з мізерним вмістом у них активних до обміну катіонів.

Набухання сарматських глин закономірно зменшується із глибиною їх залягання, і в інтервалі 3800–4500 м коефіцієнт набухання у технічній воді становить всього 0,02–0,08. Інтенсивність набухання глин у пластових водах істотно залежить від мінералізації. У разі насичення їх солями на рівні 40 г/л коефіцієнт набухання досягає 0,35–0,4, а при 100 г/л змінюється від 0 до 0,15 залежно від складу і глибини залягання глинистих порід.

Простежування взаємозв’язку між параметрами набухання і ємнісно-фільтраційними властивостями цілісних зразків керна показало, що зміна мінералізації води з насиченням NaCl 200 г/л до технічної призводить до зменшення проникності у 6 разів, ефективної пористості на 60 %. При цьому коефіцієнт набухання змінюється від 0,009 до 0,135. Серед промивних рідин найменше набухання викликають розчини, в яких присутній хлористий калій.

Результати досліджень доводять, що використання технічної води або слабомінералізованих розчинів для розкриття пластів чи глушіння свердловин істотно знижує ємнісно-фільтраційні властивості піщано-глинистих колекторів. В окремих випадках набухання глин може призвести до втрати породою ознак колектора, що нерідко спостерігається під час будівництва свердловин.

Вплив конденсації фракції С₅₊ на фільтраційно-ємнісні параметри низькопористих порід. Вуглеводневі системи чисто газового складу в надрах зустрічаються рідко. Як правило, компонентою природного газу є вуглеводні, які зі зниженням пластового тиску нижче тиску насичення переходять у рідку фазу, тобто конденсуються. Такі умови виникають насамперед у присвердловинній зоні пласта через відбирання газу під час випробування і можуть поширюватися на значну від свердловини відстань.

Можливість розблокування порових каналів, закупорених конденсатом, ефективність процесу та зміна динамічної пористості і газопроникності колектора досліджувалися на моделі діаметром 4,85 см загальною довжиною 26,7 см, яка мала відкриту пористість 5,39 % і абсолютну газопроникність 0,167·10^-15 м² при гідрообтиску 20 МПа.

Після створення залишкового водонасичення поровий простір під вакуумом дозаповнювався дегазованим конденсатом, і поступовим нарощуванням тиску газом сепарації зафіксовано приплив газу при перепаді тиску р 0,275 МПа. Для витіснення 42,5 % конденсату достатньо було перепаду тиску всього 0,43 МПа. Під час подальшого нарощування р витіснялося щораз менше конденсату, оскільки до процесу під’єднувалися порові канали все меншого діаметра і, відповідно, меншої ємності. При р 2,1 МПа вихід конденсату досяг максимального рівня 57,5 % і практично припинився. Збільшення фазової проникності для газу спостерігається до перепаду тиску 1,2 МПа, коли конденсатонасичення пористого простору становить 29 %.

Аналогічними експериментами на різнопроникних моделях не виявлено істотного зв’язку між рівнем витісненого конденсату і

фільтраційними властивостями порід. Спостерігається лише тенденція зростання кількості вилученого конденсату відносно відкритої пористості. При цьому основний об’єм рухомого конденсату витісняється за градієнтів тиску, що незначно перевищують перепад тиску прориву газу. Це свідчить, що основна маса такого конденсату в низькопористих породах сконцентрована в порових каналах максимального розміру, тому істотне нарощування градієнтів тиску не приводить до повного відновлення газопроникності.

Отже, у низькопористих колекторах конденсація вуглеводнів фракції С₅₊ до конденсатонасичення 29 % переважно впливає тільки на зміну динамічної пористості і опосередковано на газопроникність, тобто можна вважати, що за таких умов у пористому середовищі проходить однофазна фільтрація газу. Різку втрату проникності для газу в низькопористому колекторі слід очікувати за конденсатонасичення понад 29 %. У такому разі її зменшення буде зумовлене не тільки зміною динамічної пористості, а й створенням додаткового гідравлічного опору за рахунок двофазної фільтрації газу і конденсату.

Дата добавления: 2015-10-13