Особенности обработки трещиноватых пластов

ГЛАВА 7

Интенсификация притока

Воздействие кислоты на призабойную зону продуктивного пласта

Механизм воздействия кислоты на ПЗП определяется многочисленными факторами, характеризующими физико-химические и ФЕС продуктивного пласта, свойства кислоты, используемой при воздействии на пласт, и свойствами флюидов как пластовых, так и привнесенных при проведении работ в скважине во время обработки. Основными факторами являются:

- тип продуктивного пласта (нефтяной, газовый);

- минералогический состав пласта (терригенный, карбонатный);

- тип коллектора (поровый, трещиноватый);

- состав кислоты и ее концентрация.

Особенности проведения кислотной обработки в скважинах, вскрывающих нефтяной и газовый пласты

При воздействии кислотой на продуктивный нефтяной пласт следует иметь в виду, что поровая поверхность покрыта нефтяной пленкой. Взаимодействие кислоты начнется только после растворения нефтяной пленки. Кислотной обработке должна предшествовать промывка пласта с целью снятия нефтяной пленки. Процесс продавки кислоты в пласт определяется суммарным коэффициентом утечек продуктов реакции в пласт С [250], который определяется по формуле:

(7.1)

где С_I - составляющая коэффициента утечек, определяемая вязкостью нагнетаемого в

пласт флюида и проницаемостью пласта, м/с^0,5;

С_II - составляющая коэффициента утечек, определяемая вязкостью и коэффициентом

сжимаемости пластового флюида, м/с^0,5;

С_III – составляющая коэффициента утечек, определяемая изменением

фильтрационных свойств за счет реологических свойств жидкости нагнетаемых

в пласт или выпадающих из нее твердых частиц (определяется в лабораторных

условиях), м/с^0,5.

С_I - определяется по формуле:

, (7.2)

где К - проницаемость пласта, м²;

ΔР - разность пластового давления и забойного при проведении обработки, Па;

- динамическая вязкость нагнетаемой в пласт жидкости, Па·с;

m - пористость пласта, доли единицы;

С_II - определяется по формуле:

, м/ (7.3)

где С_T - коэффициент сжимаемости пластового флюида, 1/Па;

- динамическая вязкость пластовой жидкости, Па·с.

Составляющая коэффициента утечек (С_III) определяется экспериментально в лабораторных условиях по специальной методике, которая заключается в фильтрации исследуемой жидкости через керн и регистрации во времени количества фильтрата, прошедшего через керн. Для экспериментального определения коэффициента С_III используется керн, по своим свойствам близкий к свойствам пласта, подлежащего обработке. Керн, предварительно насыщенный под вакуумом пластовым флюидом, устанавливают в кернодержатель, и исследуемая жидкость прокачивается под давлением (обычно 7,0 - 10,0 МПа) через него, а объем профильтровавшейся жидкости фиксируется во времени. По полученным данным строится зависимость объема профильтровавшейся жидкости от корня квадратного времени фильтрации (рис. 7.1). Этот график, как правило, носит линейный характер. По этому графику профильтровавшийся объем может быть записан:

, (7.4)

где m₀ – тангенс угла прямой зависимости количества профильтровавшейся жидкости

через керн от корня квадратного времени фильтрации:

, м³/с^0,5, (7.5)

V₀ - объем начальной фильтрации жидкости, м³.

На графике V₀ соответствует отрезку, отсекаемому на оси ординат при продлении прямой линии. Тогда скорость фильтрации через керн, отнесенная на единицу площади, выражается уравнением:

(7.6)

Обозначим , м/с^0,5;

где q - объемная скорость фильтрации через керн, м³/с;

S - площадь поперечного сечения керна, м².

Рис. 7.1. Зависимость объема профильтровавшейся жидкости от корня квадратного времени фильтрации (время^0,5)

Следует отметить, что на коэффициент С_III мало влияет перепад давления, практически не влияет длина керна.

Анализ составляющих коэффициента фильтрации С_I, С_II, и С_III, показывает, что коэффициенты С_I и С_III не зависят от пластового флюида, а коэффициент С_II сильно зависит от пластового флюида, т.к. он определяется его свойствами (вязкостью, сжимаемостью), которые для нефтяных и газовых залежей значительно отличаются. Так, например, коэффициенты сжимаемости С равны:

- для воды (3-5)·10^-10 Па^-1;

- для нефти (5-150) ·10^-10 10 Па^-1;

- для газа (50-2 000) ·10^-10 10 Па^-1;

- вязкость: для воды = 1·10³ Па·с.

Для нефти вязкость зависит от давления [251] и аналитическая зависимость между давлением и вязкостью выражается уравнением:

(7.7)

где - вязкость пластовой нефти при Т_пл и Р_пл в области Р_пл >Р_нас. МПа·с;

- вязкость нефти при Т_пл и давлении насыщения Р_нас;

Р_нас - давление насыщения при Т = Т_пл, МПа;

- коэффициент пропорциональности между и пластовым давлением, который определяется по формулам:

при < 5 МПа·с; = 0,00114 ;

при 5 ≤ ≤ 10 МПа·с; = 0,057 + 0,023( - 5);

при 10 ≤ ≤ 25 МПа·с; = 0,171 + 0,031( - 10);

при 25 ≤ ≤ 45 МПа·с; = 0,643 + 0,045( - 25);

при 45 ≤ ≤ 75 МПа·с; = 1,539 + 0,058( - 45);

при 75 ≤ ≤ 85 МПа·с; = 3,286 + 0,100( - 75).

Так, например, вязкость нефти при = 6 мПа·с; Р_пл = 17 МПа; Р_нас = 14 мПа·с; в интервале 5 ≤ ≤ 10 мПа·с коэффициент определяется по формуле: = 0,057 + 0,023(6 - 5) и = + 0,08/0,1013 = 6,8 мПа·с.

Вязкость газа зависит от давления, температуры и состава газа. Методика расчета вязкости газа подробно изложена в [251]. Например, вязкость газа при Р_пл ~ 17 МПа составляет 0,02 МПа·с.

Проведем расчет коэффициента утечек для нефти и газа при следующих условиях:

- проницаемость пласта К = 10·10^{-15 м2};

- пористость пласта m = 0,2;

- пластовое давление Р_пл = 17 МПа;

- перепад давления ΔР = 5 МПа;

- вязкость жидкости обработки = 1·10^-3 Па·с.

Коэффициент сжимаемости С:

- для нефти - 5·10^-10 Па^-1;

- для газа - 1 000·10^-10 Па^-1.

Вязкость :

- для нефти - 6,8 МПа·с;

- для газа - 0,02 МПа·с.

м/ ,

тогда С_II равны:

- для нефти:

м/ ,

- для газа:

м/ .

Так как коэффициент С_III определяется экспериментально и практически не зависит от типа пластового флюида (нефть, газ), то в рассматриваемом примере примем С_III = 4·10^-2 м/с^0,5.

Тогда для нефти:

;

м/ .

Таким образом, при всех прочих равных условиях (проницаемости и пористости пласта, пластовом давлении, температуре, давлении обработки и рабочей жидкости) коэффициент утечек для скважины, вскрывающей газовый пласт, значительно выше, чем для скважины, вскрывающей нефтяной пласт.

Еще одной важной особенностью нефтяного пласта по сравнению с газовым является его гидрофобность. Итак, нефтяной пласт является гидрофобным, а газовый, как правило, гидрофильным. Это приводит к перемене знака капиллярного давления. Нефтяной пласт (гидрофобный) стремится оказать сопротивление фильтрации водных растворов пропорционально капиллярному давлению, а газовый (гидрофильный) - способствует их фильтрации в пласт, причем низкопроницаемый пласт оказывает большое влияние на фильтрацию, чем высокопроницаемый. Так, для проницаемости 1 мД (1·10^{-15 м2}) капиллярное давление составляет порядка 0,5 МПа, а для проницаемости 100 мД - 0,05 МПа, т.е. значительно ниже. Это приводит к тому, что более интенсивной обработке подвергаются высокопроницаемые нефтяные пласты и низкопроницаемые газовые пласты. Имея в виду, что скорость растворения породы (т.е. истощение кислоты) определяется скоростью реакции кислоты с породой и удельной поверхностью, то скорость истощения кислоты при растворении низкопроницаемых коллекторов происходит быстрее. Так, например, при взаимодействии соляной кислоты с известняком при скорости реакции 10^-4 см/с для известняка проницаемостью 1 мД время составит 0,77 с, для проницаемости 10 мД - 2,5 с, а для проницаемости 100 мД - 7,7 с.

Особенности обработки трещиноватых пластов

Проницаемость трещиноватых пластов изменяется в зависимости от давления на забое во время обработки, так как ширина микротрещин зависит от давления, а проницаемость трещиноватой породы зависит от величины раскрытия микротрещин и пористости. Проницаемость трещиноватой породы можно вычислить при совместном решении уравнений Дарси и Буссинеска, согласно которым расход жидкости, приходящийся на единицу протяженности щели, определяется как:

(7.8)

где В - ширина раскрытия микротрещины, м;

- динамическая вязкость, Па·с;

dP/dx - градиент давления.

Эмпирическая зависимость для проницаемости имеет вид:

(7.9)

где K_Т - проницаемость трещиноватой породы, мкм²;

В - ширина трещины, м;

m_Т - трещинная пористость, доля единицы.

Следует особо отметить, что фильтрационные свойства трещиноватых пород с изменением давления значительно изменяются, так как, несмотря на небольшую трещинную пористость (как правило менее 0,1 %), проницаемость трещиноватых пород определяется пропускной способностью трещин, ширина которых изменяется в зависимости от давления. В работе [252] для вычисления раскрытости трещин дается зависимость:

(7.10)

где b₀ - начальная раскрытость трещин, м;

ΔР - изменение давление, Па;

- коэффициент сжимаемости трещин, Па^-1 .Для известняков: _т = 5 20 ГПа^-1.

Однако зависимость (7.10) справедлива при давлении менее разгрузки горного давления. Увеличение раскрытости естественных микротрещин при давлении в пределах разгрузки горного давления невелико и составляет для известняков 2-3 % при изменении давления на 1 МПа. Для оценки раскрытия микротрещин при давлении выше разгрузки горного давления представляют интерес две модели.

По первой модели (Perkins-Kern) раскрытость трещины выражается в следующем виде:

. (7.11)

По второй модели (Geertsma-Dekleru) раскрытость трещин выражается в виде:

, (7.12)

где h_f - высота трещины, м;

x_f - длина трещины, м;

ΔР - изменение давления, Па;

Е - модуль Юнга, Па.

Следует отметить, что при превышении в трещине давления выше разгрузки горного давления ширина ее резко увеличивается.

Характерной особенностью трещиноватых пластов является и то, что если проводится обработка при давлении выше разгрузки горного давления, ширина раскрытости трещин изменяется с изменением залегания пласта. Трещины вышележащих пластов при проведении обработки раскрываются на большую величину, чем нижележащих, т.е. в вышележащие пласты кислоты фильтруется больше и эти пласты подвергаются более интенсивной обработке, чем нижележащие, В этом случае исключается образование каверн в нижней части продуктивного пласта, что позволяет обрабатывать пласты с близким расположением газоводяного контакта [252]. Большая раскрытость трещин вышележащих пластов объясняется меньшим горным давлением. Увеличение раскрытости трещин способствует проникновению активной кислоты в пласт на большую глубину.

При кислотной обработке карбонатных коллекторов ширина трещин определяется не только их раскрытием под действием давления на забое во время обработки, но и растворением их стенок при фильтрации кислоты в матрицу.

Механизм формирования трещины при проведении кислотного ГРП существенно отличается от механизма формирования трещины при классическом ГРП с применением проппанта. При использовании проппанта размеры трещины определяются количеством закачанного в трещину проппанта, а при кислотном ГРП - взаимодействием кислоты с карбонатной породой на поверхности трещины. Параметры трещины, а, следовательно, и эффективность ГРП определяются количеством кислоты и фильтрацией ее через стенки трещины в пласт. Схема вертикальной трещины ГРП приведена на рис. 7.2.

Соотношение утечки кислоты из трещины в пористую среду и объема растворенной породы может быть записано в следующем виде:

(7.13)

где m - пористость, доли ед.;

Н - высота трещины, м;

b - половина ширины трещины на расстоянии х от ее начала, м;

х - текущее значение длины трещины, м;

- коэффициент, характеризующий растворяющую способность кислоты;

Q_у - расход кислоты через поверхности трещины, м³/с;

t - время фильтрации кислоты в точке, с.

Рис. 7.2. Схема вертикальной трещины

При плоскопараллельном движении объем утечки кислоты из трещины в пласт на элементе длины трещины dx может быть определен из известного выражения [253]:

, (7.14)

где К- проницаемость пласта, м²;

- вязкость продуктов реакции кислоты с породой, Пас;

Р - перепад давления в зоне, занятой продуктами реакции, Па;

S - расстояние от стенки трещины до контура раздела продукта реакции и

пластового флюида, м.

Растворяющая способность определяется из [254] по формуле:

, (7.15)

где , молекулярная масса углекислого кальция и хлористого водорода, кг/моль;

, плотность кислоты и растворяемой породы, кг/м³;

С - концентрация кислоты, доли единицы.

Соотношение между объемом растворенной породы и объемом пер, занятых продуктами реакции, определяется следующим выражением [255]:

(7.16)

Откуда может быть получена следующая зависимость размера зоны, занятой фильтратом, от ширины трещины:

(7.17)

Совместное решение формул (7.13), (7.14) и (7.17) позволяет получить уравнение изменения ширины трещины во времени при фильтрации кислоты через ее стенки:

(7.18)

Обозначив правую часть уравнения (7.18) через a₁, запишем:

. (7.19)

После интегрирования получим:

. (7.20)

Константа С₁ находится из начальных условий при t = 0 и b = 0, С₁ = 0.

Окончательно имеем:

(7.21)

Для установления связи между шириной трещины, временем закачки и темпом закачки кислоты используется уравнение материального баланса между объемом закачанной кислоты с учетом объема кислоты, наполняющей трещину, и объема растворенной породы, характеризующего формирование трещины.

Темп закачки кислоты принимается постоянным:

. (7.22)

Обозначив:

, (7.23)

получим

, (7.24)

где Q₀ - расход кислоты или темп закачки, м³/с;

Т - текущее время закачки или время продвижения фронта кислоты в трещине.

Тогда время фильтрации кислоты из трещины в пласт определится:

, (7.25)

Подставляя b из уравнения (7.24) в уравнение (7.21), получим:

(7.26)

или

(7.27)

(7.28)

Приняв Т = Т₃, а х₁ равной конечной длине трещины, определим постоянную интегрирования

(7.29)

Тогда решение уравнения запишется в следующем виде:

. (7.30)

При х = 0; Т = 0 получим зависимость длины трещины от времени закачки:

(7.31)

Подставляя в выражение (7.30) значение времени фильтрации t из (7.25) и ширину трещины 2b из (7.21), получим распределение ширины трещины по ее длине:

(7.32)

Полученные зависимости (7.31), (7.32) позволяют оценить расход кислоты о учетом пористости и проницаемости пласта и растворяющей способности кислоты для получения трещины заданных длины и ширины.

Таким образом, глубина обработки пропорциональна скорости закачки, причем зависимость от времени закачки не является линейной. Поэтому при проектировании кислотной обработки необходимо найти разумный компромисс между объемом и скоростью закачки. Высокая скорость нагнетания кислоты имеет решающее значении при проведении кислотной обработки, так как это позволяет создать давление на забое скважин, превышающее давление раскрытии естественных микротрещин, и использовать преимущества высококонцентрированной кислоты (высокий коэффициент растворимости, скорость реакции не пропорциональна концентрации, более сильные кислоты образуют большие каналы и таким образом уменьшают отношение поперечного сечения к объему).

Дата добавления: 2018-02-18; просмотров: 418; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 5 6 7 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!