Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов

..pdf

Скачиваний:

Добавлен:

23.10.2023

Размер:

5.31 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 910 / 1310 11 12 13 > Следующая >>>

			Q =	K±pa,			(61)
где	К — коэффициент пропорциональности (в				условиях		линей
ного	закона — это коэффициент			продуктивности);		п —	показа
тель	фильтрации (от 0,5	до	1).
Крайний случай при		п=\	в ы р а ж а е т линейную			зависимость.
Роль инерционных сопротивлений наглядно видна из двучлен
ной	формулы
	Ар =		aQ +	bQ\			(62)
где	первый член показывает потерю перепада				на	преодоление
сил	трения, второй — в	основном		на преодоление		инерционных

сопротивлений. Силы инерции пропорциональны квадрату скоро сти и, следовательно, чем больше скорость фильтрации, тем больше влияние инерции, и значение двучленной формулы при ближается к закону Краснопольского — Шези. При малых ско

ростях фильтрации силы инерции малы, потери давления	опре
деляются в основном силами трения и двучленная формула	сво
дится к линейной зависимости.
Д л я выявления связи менаду д е ф о р м а ц и я м и трещинной	поро

ды и искривлениями индикаторных д и а г р а м м на отдельных об

разцах трещинных пород и стальных моделей выполнены		опыты
по	фильтрации газа и керосина с закреплением трещин	и ще
лей	продольными полосками металлической фольги (раскрытие

искусственно сохранялось неизменным) . Использовалась фольга различной толщины от 20 до 2 мк. Во всех случаях изгиб инди каторных кривых подтвердился, изменялась лишь степень ис

кривления при различной толщине фольги.		П р а в д а ,	эти опыты
не полностью исключили	деформационные	явления	и здесь не
удалось определить долю	искривления индикаторных		линий (или

долю изменения расхода) за счет деформации трещин при боль ших депрессиях.

С точки зрения отмеченной роли инерционных		сопротивлений
искривление индикаторных линий к оси	перепадов		давлений
представляется явлением закономерным .	П р а в д а ,	с	рассматри

ваемых позиций невозможно объяснить искривление индикатор ных линий к оси дебитов, полученное в ряде опытов при филь трации керосина. Индикаторные линии, искривленные к оси де

битов, встречаются и в промысловых условиях [60,	67],	хотя
в учебной литературе [31, 33] они классифицируются	к а к	де
фектные, характеризующие неустановившийся приток	(неуста

новившийся процесс перераспределения давления вокруг рабо тающей с к в а ж и н ы ) . Н е вдаваясь глубоко в состояние изученно сти вопроса, отметим, что лабораторные опыты и промысловые данные свидетельствуют о реальном существовании подобных ус ловий фильтрации в трещинной среде.

Т а к о го рода искривление индикаторных д и а г р а м м полностьюпротиворечит представлению о смыкании трещин при больших перепадах давления . Судя по объемным расходам керосина, кос

венно

характеризующим раскрытие трещин

и щелей, можно

от

метить, что изгиб

индикаторных кривых к оси дебитов

проявля

ется при очень

низких расходах, то есть при малых

раскрытиях .

Сопоставляя

данные по

отдельным видам

моделей,

когда,

протяженность

трещин пли щелей одинакова, видим,

что

на

стальной кубической модели при максимальных объемных

рас

ходах

керосина

около 0,01 см 3 /с на обжиме 200 кгс/см 2

(на

мак

симальном Ар)

индикаторная линия изогнута

к оси

Др, далее

она

становится

прямолинейной

(Qmax=0,007

см 3 /с,

о б ж и м

250 кгс/см2 ) и, наконец, искривляется в противоположную

сторо

н у — к оси расхода

(при Qmax=0,005 см3 /с,

обжим

300

к г с / с м 2 ) .

Сопоставить в

таком плане

разные виды моделей

невозможно

ввиду

различия

в р а з м е р а х

и конфигурации трещин

щелей, а

т а к ж е из-за неодинакового

восприятия нагрузок разными

порода

ми и м а т е р и а л а м и

и т. п. О б щ а я

ж е закономерность

едина,

по

мере

н а р а щ и в а н и я

всестороннего

о б ж и м а ,

уменьшающего

рас

крытие трещин

и щелей и

соответственно

расход

флюида,

про

исходит трансформация индикаторных кривых, а именно: кри вые, изогнутые к оси Ар, постепенно выпрямляются, достигают в отдельных случаях условий линейной фильтрации, после чего искривление меняется в противоположную сторону. Искривление индикаторных линий к оси дебитов было отмечено нами и при

фильтрации

газа

через

образцы

глинисто-алевритовых

пород

с абсолютной проницаемостью 0,01 м Д и менее.

В работе А. Э.

Шейдеггера

[84] упомянуты

эксперименты

И д а ш к и н а

(1936 г.)

по

фильтрации

газа и

Уентуорту

(1944

г.)

по фильтрации жидкости, в которых зафиксированы

аналогич

ные рассматриваемым

отклонения

от линейной

фильтрации, а

именно: расходы

с увеличением

Ар становились

больше,

чем

о ж и д а л о с ь

по закону

Д а р с и . Такие

отклонения объясняются

яв

лениями,

связанными

с адсорбцией

и молекулярной

диффузией,

когда изменяется

граничный эффект (у стенок и в центре

поро -

вых к а н а л о в ) , например, когдамолекулы жидкости

внутри

сор

бированных слоев предполагаются более подвижными .

Таким образом, на основании описанных опытов можно за

ключить, что при

фильтрации газа

и жидкости через

о б р а з ц ы

поровых

трещинных

пород

не удается

оценить

влияния

перепада

давлений (депрессии)

на искривление

индикаторных

линий, то есть на изменение эффективного сечения поровых ка

налов или просветности трещин (соответственно и на	изменение
проницаемости) . Отклонения от закона Д а р с и могут	вызываться

рядом причин, изменяющих режим фильтрации, среди которых, кроме деформационных явлений, большуюроль играют инерци

онные сопротивления на больших линейных	скоростях потока-
или молекулярные эффекты- в м и к р о к а н а л а х	и микротрещинах .

П ри постоянных давлениях на входе в образцы и ступенча том наращивании всестороннего о б ж и м а для всех моделей по лучен пучок индикаторных кривых, смещающихся влево по мере

увеличения эффективного давления	{р^ь) • Такое смещение	харак
теризует уменьшение пропускной способности образца,		то есть
его проницаемости, и является функцией эффективного		давле
ния независимо от конфигурации	индикаторных линий.	Иными

словами с ростом эффективного давления наблюдается сужение просветности поровых каналов и смыкание трещин или щелей.


Степень изменения этих параметров различна для						пористых	и
трещинных сред и зависит от многих факторов:						от состава	и
структуры пород,	характера		контактов	зерен,		механических
свойств минералов,	словом, прежде всего от упругоемкости флю-
ндонасыщенного коллектора. Изучение влияния					геостатнческого
давления на проницаемость разных типов пород-коллекторов							[6,
13] показывает, что	увеличение		обжима в	большей		степени сни
ж а е т проницаемость		трещинных	пород. Зеркально			симметричные
трещины могут д а ж е		полностью	смыкаться	при	достижении кри

тического значения р0 ф, которое различно для разных типов по род и может быть определено экспериментально.

Поскольку сужение трещин и соответственное снижение про


ницаемости трещинного коллектора вызывается ростом					эффек
тивного давления, проявление этого эффекта			в промысловой
практике возможно в процессе	разработки		з а л е ж е й	нефти и
газа по мере падения пластового давления в			призабойной зоне
работающих скважин или з а л е ж и в		целом.	В практике		разра
ботки такие изменения могут быть и незначительными.
Так, В. Н . Майдебор, обобщив большой материал				исследова
ния скважин и разработки з а л е ж е й		с трещинными		коллекто
рами Грозненского нефтяного	района,	не о б н а р у ж и л		заметного

снижения проницаемости продуктивных пластов за счет дефор

маций коллектора. При сопоставлении				индикаторных				кривых,
снятых по мере падения пластового давления, смещение								их	вле
во (снижение продуктивности)			незначительно, или			практически
незаметно. Описанные опыты показывают, что подобная								картина
не универсальна, поскольку		упругие свойства различных пород
д а ж е в одинаковых диапазонах			напряжений		сильно		отличаются
между	собой.
Существенную роль в деформации				трещинного			коллектора
д о л ж н ы	играть кольцевые	напряжения, которые				усугубляются
с увеличением депрессии. Определение кольцевых						напряжений
обосновано математически		[7] с	использованием формулы						Л я м е
и даны расчетные уравнения составляющих					(вертикального,				тан
генциального и радиального) напряжений .					В работе		Г: И.		Ка-
часова [44] приведены примеры			расчета	суммарного		вектора			нор

мальных напряжений для систем вертикальных и наклонных тре

щин при разных	положениях вектора напряжений по отношению
к простиранию	трещин. Расчеты показали, что наибольшие из-

менения суммарного напряжения происходят в пласте на рас стоянии около 0,5 радиуса скважины, далее дополнительные на

пряжения плавно убывают в пределах	кольца, равного пример
но 5 радиусам скважины . Величина	суммарных напряжений

лишь в редких вариантах может превысить геостатпческое дав ление вдвое (вертикальные трещины с направлением вектора на пряжений под углом 90° к их простиранию), и минимальное ее значение равно геостатическому давлению .

В природных условиях при наличии трещин различной гене рации в трещинах отдельных направлений можно допускать про явление эффекта сужения, степень которого будет зависить от механических свойств породы в данном диапазоне изменения на грузок. В. Н . Майдебор [54] логично полагает, что влияние де

формаций коллектора	(в том	числе за счет кольцевых напря
жений) д о л ж н о проявляться в		виде гистерезисной петли при пря
мом и обратном ходе	снятия	индикаторной д и а г р а м м ы на уча

стке высоких перепадов давлений . Приведенный им анализ про мыслового материала показал, что гистерезнсные явления едва заметны, весьма редки и не всегда объяснимы проявлением толь ко упругих деформаций коллектора .

Таким образом, промысловые исследования трудно исполь зовать для определения критических депрессий, которые можно допускать при вызове притока из трещинных коллекторов. В экс периментах с постоянными всесторонними напряжениями на об разцы пород т а к ж е не удается оценить долю деформационных изменений трещинной среды при увеличении депрессии, посколь ку действие этих изменений складывается с фильтрационными явлениями .

Представляется возможным определить величину критиче ской депрессии опытным путем, изучая фильтрацию в образцах трещинных пород на различных перепадах давлений с одновре менной имитацией соответствующих им дополнительных напря жений, возникающих при вызове притока из пласта. Значение этих напряжений для конкретных глубин залегания пород и раз личных депрессий можно рассчитывать, зная распределение ос

новных направлений трещин по з а м е р а м на	кернах. Д л я коли
чественных сопоставлений необходимы т а к ж е	высокоточные из

мерения величины раскрытия трещин в условиях переменных на пряжений .

О б о б щ а я	изложенное,	можно сделать следующие выводы.
1. Искривление индикаторных линий при фильтрации			жидко
стей и газов	в трещиннснл	среде в значительной степени	обуслов

лено фильтрационными сопротивлениями при больших линейных скоростях потока и молекулярными э ф ф е к т а м и в трещинах с ми


крораскрытием .	В	экспериментах с	постоянными		всесторонними
н а п р я ж е н и я м и	на	образцы пород не		удается оценить долю		де
формационных	изменений трещинной			среды при увеличении		де
прессии, поскольку		действие этих		изменений	складывается

7 Зак . 498

_ 97

с фильтрационными эффектами, в с л е д с т в и е	этого нельзя опреде
лить величину критического (предельно допустимого) перепада
давлений при вызове притока из трещинных	коллекторов. •
2. Д л я экспериментального определения	критической депрес

сии требуется изучение фильтрации в образцах трещинных по род с одновременной имитацией переменных напряжений, возни кающих при вызове притока из пласта. Комплекс исследований д о л ж е н включать высокоточные измерения ширины р а с к р ы т и я трещин в условиях переменных напряжений .

3. Значительное снижение проницаемости трещинных пород коллекторов за счет смыкания трещин происходит по мере уве

личения эффективного давления в процессе разработки					з а л е ж е й
(по мере падения давления в призабойной			зоне	работающих
скважин или по з а л е ж и		в ц е л о м ) . Величина	возможного			сниже
ния проницаемости зависит прежде всего			от	механических
свойств пород, упругоемкости системы, направления					трещин и
может быть	определена	экспериментально.
§	2. Кислотные	обработки пород-коллекторов
Сущность всех методов интенсификации добычи нефти или
газа заключается в улучшении фильтрационных				свойств		при-
скважинной	зоны пласта.

По характеру воздействия на продуктивный пласт выделяются следующие основные методы: химический, механический и ком бинированный. В настоящей работе рассмотрен химический ме тод.

П о д химическим воздействием на прискважинную зону пла ста подразумевается прежде всего обработка ее соляной и пла


виковой кислотами, растворяющими				соответственно			карбонат
ные (солянокислотная		обработка)		и	силикатно - карбонатные
(глинокислотная	обработка)		компоненты			породы.	П р и		этом
прискважинная зона коллекторов очищается от глинистой								взвеси
промывочной жидкости,		уменьшается		поверхностное			н а т я ж е н и е
на границе пластовый флюид — фильтрат					промывочной			жидко
сти, расширяются вследствие растворения цементирующего									ма
териала поровые	каналы	пород,	благодаря			чему	значительно

улучшаются условия притока нефти или газа к забою скважины . Взаимодействие между различными компонентами породы и


кислотами	протекает	следующим образом:
	С а С 0 3	+ 2 Н С 1 - ^ С а С 1 2 + Н 2 0 + С О 2 ;
	M g C 0 3	+ 2НС l - * M g C 1 2 + Н 2 0 . + С 0 2			;
	CaC03+i2HF - * € aF 2 +		C 0 2 + H 2 0 ;	+ Ж 2 0
С aA12 S i 2 0 B -t-ШН Fr-*C a F 2 + 2 A1F3 +'2S i F 4				+ Ж 2 0			;
	S i O 2 + 4 H F - v S i F 4 +		2 H 2 0 .				С02—га
С а С 1 2 и M g C l 2 хорошо растворимы			в воде, a	SiF 4		и	С02—га
зообразные	продукты	и поэтому легко у д а л я ю т с я			из	пласта вме-


сте с нейтрализованным			кислотным раствором. CaF2 и A1F3						вы
п а д а ю т	в виде плохо растворимого				осадка. Кроме того, при				ней
трализации		кислотного	раствора в		пласте	( р Н > 3 , 5 )		создаются
условия	д л я	гидролиза,	в	результате чего		хлорное	железо		пре
в р а щ а е т с я в гидроокись			железа, которая способна				закупоривать
поровое	пространство пласта.
Хотя	содержание ж е л е з а			в исходной кислоте строго				ограниче

но, она обогащается им при транспортировке, хранении в емко стях и при движении по насосно-компрессорным трубам в про

цессе закачки в скважину . Д л я предотвращения выпадения										осад
ков в кислотные растворы д о б а в л я ю т						реагентыстабилизаторы
(уксусная или		лимонная кислота и			д р . ) . Последние				снижают
т а к ж е м е ж ф а з н о е натяжение раствора,						чем	способствуют			более
эффективному		выносу		слаборастворимых			продуктов		реакции.
Д л я	этих целей чаще			всего используется уксусная кислота, как
более	дешевая,	но	она	теряет стабилизирующие				свойства		при
температуре свыше			60° С. Л и м о н н а я		кислота является				хорошим
стабилизатором		и при		более высоких	температурах .
З а щ и т а глубинного				и наземного	оборудования			от	коррозии
осуществляется добавкой в кислотный раствор ингибиторов										(на
пример, формалина,			П Б - 5 и д р . ) , исключающих или резко умень
ш а ю щ и х взаимодействие ж е л е з а с кислотным раствором.
Кроме того, при обработке нефтеносных пластов в кислотные
растворы могут добавляться поверхностно-активные									вещества,,
которые снижают м е ж ф а з н о е поверхностное							натяжение,		у л у ч ш а я
проникновение кислоты в пласт и облегчая удаление									из	нега
продуктов реакции.

•Процесс химического взамодействия растворов кислот с от дельными компонентами пород и, следовательно, в р е м я нейтра лизации кислоты определяются в значительной степени следую щими основными ф а к т о р а м и : пластовыми температурами и д а в лениями, структурно-литологическими особенностями пород, ха рактером их порового пространства и насыщающего флюида,, типами кислот, их концентрациями и содержанием в них пасси вирующих или активирующих реакцию добавок .

Оценка влияния к а ж д о г о из указанных ф а к т о р о в и правиль ный их учет при разработке рецептур кислотных растворов и тех нологии проведения обработок пласта в конкретных геологиче ских условиях позволяет существенно повысить эффективность кислотных обработок.

Опыты, выполненные при различных давлениях и темпера турах, показали, что повышение температуры уменьшает времянейтрализации, а давление, наоборот,— увеличивает.

С увеличением плотности пород	скорости	растворения	их
в кислоте замедляются . Аналогичная	картина	наблюдается	и с

увеличением сульфатизации породы. Скорость р е а к ц и и	м е ж д у
кислотой и породой не зависит от времени и начальной	концент

рации кислотного раствора при его низких концентрациях.. Одна-

7* 99;

ко при повышенных концентрациях НС1 от 15 до 25% время ней трализации заметно возрастает, причем особенно резко при кон центрациях НС1 в растворе свыше 20%. Н а д о отметить, что сте пень возрастания времени нейтрализации технической кислоты гораздо выше, чем химически чистой.

Изучению	влияния	скорости движения кислоты на ее реакцию
с породой посвящены		лишь единичные	исследования [102, 103].
Вместе с тем	вполне	понятно, что время	нейтрализации кислоты

при ее нагнетании в карбонатные пласты зависит как от скорости

реакции	кислоты с породой, так и от скорости ее нагнетания, по
скольку	последняя определяет время контакта кислоты с	поро
дой. Данные, полученные в камере высокого давления при		раз
личных	значениях скорости движения кислоты, показали,	что

с увеличением скорости движения кислоты она реагирует мед леннее [103]. Поэтому время реакции, полученное при лаборатор ных исследованиях в статических условиях, будет несколько меньше времени, наблюдаемого в динамических или в реальных промысловых условиях. В настоящее время ассортимент химиче ских реагентов, применяемых для кислотных обработок, значи тельно расширился, кроме соляной и плавиковой кислот начали применять уксусную, лимонную, сульфамнновую, кислотные сто ки цехов бутанола заводов синтетического спирта, а т а к ж е цехов

синтетических	жирных кислот	нефтеперерабатывающих заводов
п химических	комбинатов.
Как показали лабораторные		исследования, время нейтрализа

ции кислоты зависит от ее химического состава, концентрации и может регулироваться при помощи специальных добавок. Д о

бавление уксусной кислоты в соляную	приводит	к	значительно^
му увеличению времени нейтрализации	соляной	кислоты. З а		ру
бежом уксусную кислоту применяют очень многие компании				для
обработки скважин . Ее поставляют на	скважины		в виде	10%-
ного водного раствора и при желании	в более	концентрирован

ном виде вплоть до «сухой» (т. е. 100%-ную). Основной недоста ток применения уксусной кислоты — ее высокая стоимость.

Кислотные растворы химически замедленного действия часто содержат добавки, не снижающие их вязкости. Обычно при меняемые за рубежом такие кислоты с органическими добавка ми приводятся лишь с фирменными названиями и без указания

химического состава замедлителей . Следует отметить,	что д а ж е
небольшое снижение проницаемости продуктивных	пластов в
процессе бурения и эксплуатации приводит к весьма	значитель

ному уменьшению производительности скважин . Характер вос становления проницаемости прискважинной зоны пластов в про цессе кислотных обработок может быть самым различным: уда ление загрязняющих материалов, их растворение, создание сети каналов через зону загрязнения и т. д. Основной причиной мно гократного увеличения производительности скважин в резуль тате кислотных обработок является восстановление проницаемо-

100

стн прпзабойной зоны до ее первоначального значения в естест

венных условиях, или д а ж е до значения,	несколько превышаю
щего естественную проницаемость. Большой накопленный		опыт
применения кислотных обработок пластов	за последние	годы

позволяет уверенно рассматривать этот метод как высокоэффек

тивный.	Д о к а з а н а целесообразность его использования		для кол
лекторов	со сравнительно низкой	карбонатностыо (до 5%) , что
характерно для пород-коллекторов		Внутренней зоны	П р е д к а р -

патского прогиба, Волыно-Подольской окраины Восточно-Евро пейской платформы и нижнего мела западной части Крыма [2, 18].

Д л я палеогеновых отложений Внутренней зоны Предкарпат - ского прогиба наиболее широко практиковались кислотные обра ботки 5—15% концентрации соляной кислоты, часто с примесью, как интенсифнкатора, плавиковой кислоты 1—2% концентрации. Глинокислотные растворы с 3%-ным и большим содержанием плавиковой кислоты применялись редко. Время реагирования из меняется в широких пределах от нескольких часов до нескольких суток.


Обработка пород-коллекторов сарматского яруса		Внешней
зоны Предкарпатского прогиба проводилась растворами		соляной
кислоты с добавлением дисолвана и глинокнслоты	( Н С 1 — 10%,
HF — 4 — 5%; С Н з С О О Н — 1%; дисолвана — 0,2%).	Время реа

гирования изменялось от нескольких часов до суток. В западной


части Крыма практиковались солянокислотные					обработки от 10
до 27%		соляной		кислоты с добавкой в отдельных случаях			пла
виковой		кислоты		1% концентрации. З а последнее		время исполь
зовалась		соляная		кислота 5% концентрации. Время реагирова
ния	составляло		от нескольких часов до суток.		В	большинстве
случаев, независимо от районов, применялась общепринятая							тех
нология		закачки	кислотного раствора в пласт под давлением . Ре
ж е использовались гидрокислотные разрывы и в отдельных							слу
чаях	закачка кислотного раствора сочеталась с				гидровибрацией.
В	результате			кислотных обработок приток нефти, и газа			уве
личивался, как			правило, в 1,5—2 раза, р е ж е в		несколько ра з и

очень редко в 10 и более раз. Процент удачных операций в раз ных районах различный и колеблется в среднем от 40 до 60%. Так, по Надворнянскому и Бориславскому нефтепромысловым районам он составляет 57—61,5%. П о наиболее показательным данным нефтегазодобывающего управления Д о л п н а н е ф т ь сред


няя успешность	обработки		составляет	56% (за период с 1957 по
1967 г.) с суммарным экономическим				эффектом 3251 400 руб.
Успешность	кислотных		обработок	для	пород-коллекторов
Внешней зоны	Предкарпатского прогиба				сравнительно			низ
к а я — 20—30%	п еще ниже для пластов западной					части	Крыма .
Основными	причинами		отсутствия	положительного			эффекта
при кислотных обработках пластов являлись:
1. Неудачный		выбор объектов. Критерием			выбора д о л ж н а			слу
жить не величина		дебита	скважины,	а наличие		скин-эффекта

в призабойной зоне. Низкие д е б и т ы , с к в а ж и н могут быть вызва н ы ухудшением коллекторских свойств пород вследствие (ради альных замещений . В связи с тем что кислотные обработки наи

более эффективны в скважинах, где низкая	производительность
обусловлена закупоркой коллектора, первоочередными		объекта
ми обработки д о л ж н ы быть именно такие скважины .
2. Несоответствие технологии химического	метода	воздейст
вия геолого-техническим условиям скважин и	литолого - фацналь -

ным особенностям пласта. Как известно, глинокнслотиые обра ботки рекомендуется применять д л я очистки стенок скважины от глинистой корки, а т а к ж е для улучшения фильтрационных свойств террнгенных коллекторов в прискважинной зоне пласта. Необходимым условием при этом является низкое содержание карбонатов в породе, так как плавиковая кислота, к-ак более ак тивная по сравнению с соляной, реагирует в первую очередь с СаСОз и MgCCb, образуя фториды кальция и магния (CaF2 и

MgFo), в ы п а д а ю щ и е в . порах			пласта. Д л я		террнгенных		коллекто
ров с карбонатно-глинистым			цементом во		избежание выпадения
•студенистых плохо фильтрующихся осадков						фторидов	кальция
и магния следует проводить предварительную						обработку		пласта
соляной кислотой.
Технология	обработки	скважины		д о л ж н а		быть сугубо		инди
видуальной для	каждого	конкретного		случая		и учитывать:
а) степень карбонатизации пород;
б) гранулометрический и минералогический состав							породы;
в) характер распределения цементирующего вещества и по-
рового пространства;

г) пористость и проницаемость породы; д) физико-химические свойства насыщающих породу флюи

дов;
е) пластовое давление и температуру;
ж )	конструкцию и состояние			призабойной зоны	скважины .
С учетом этих		факторов	следует обосновывать		рецептуру и
объем	кислотного	раствора,	а	т а к ж е скорость	закачки его

в пласт. Кислотным обработкам скважин, таким образом, обя

зательно	д о л ж н ы предшествовать лабораторные исследования.
Д л я	обоснования рецептуры кислотных	растворов, техноло
гии химического воздействия на пласт и его		эффективности необ

ходимо комплексное лабораторное изучение всех параметров об работки путем моделирования этого процесса с максимальным приближением к пластовым условиям.


	Л а б о р а т о р н ы е работы проводились на специальной установ
ке,	состоящей из следующих основных узлов		(рис. 18):	камеры
высокого давления 19, двух ручных		прессов — для создания гид
рообжима 22 и прокачки кислотных растворов			/ (прессы	запол
няются соответственно машинным		маслом и керосином), емко
сти	для кислотного раствора 3, термостата 13, системы продув
ки	образцов пород и определения	их газопроницаемости		(бал-

102


лон со сжатым азотом	11, газовый	счетчик	12),	комплекта			кон
трольно-измерительных	приборов	(мерный	цилиндр,			маномет
р ы ) , переключающих и регулирующих манифольдов						и вентилей,
а т а к ж е металлических	соединительных трубок.			Д е т а л и			уста
новки, контактирующие	с кислотными растворами,				изготовлены
из кислотоупорной стали марки 1Х18Н9Т. Максимальные							рабо
чие параметры: давление всестороннего обжима,					имитирующее
геостатическое,— 600 кгс/см2 , давление на входе образца							и вы
ходе из него (соответствующие давлениям			продавки			кислотного

Рис. 18. Схема установки для кислотных обработок образцов керна в усло виях, сходных с пластовыми.

/ — пресс

для

продавец кислотного

раствора;

Г — манометр

продавочного

пресса;

3 — емкость для

кислотного

.раствора;

4 — мерный

стакан

для прореагнрованного

раствора;

5 — выходной

регулировочный

вентиль;

6 — вентиль газовой

линии;

7 — ма

нометр

системы

определения

газопроницаемости:

л 9—вентили

газовой

линии;

10 — редуктор;

/ / —

газовый

баллон;

12 — газовый

счетчик;

1:) — термостат;

14 — ем

кость

для

очистки

газа

от кислотных

паров; 15 — емкость

для

отделения

жидкости

от газа;

16 — вентиль

газопзмерптелыюй линии;

П — вентиль

для

продувки:

18 —

вентиль кислотной линии; 19—камера

высокого

давления .(кернодержатель);

20—

ис

следуемый

образец;

21 — манометр

системы гндрообжима;

22—пресс

гидрообжима .

раствора

пластовому) — 350

кгс/см2 , м а к с и м а л ь н а я

темпера

тура

I к а м е р е

высокого

д а в л е н и я — до

200° С

(термостат

Т С - 1 6 А ) .

Установка позволяет производить следующие операции: ими тирование остаточной водонасыщенности, насыщение образцов породы кислотными растворами, прокачку этих растворов через породу при различных перепадах давлений с постоянной фикса цией изменения скорости фильтрации, поэтапный отбор проб прореагировавшего кислотного раствора для контроля за ходом выщелачивания кислоторастворимых компонентов породы, очист ку исследуемых образцов от кислотных растворов путем продув ки с ж а т ы м газом, определение проницаемости образцов до и по сле воздействия кислот и др .

Исследования производились на цилиндрических о б р а з ц а х пород диаметром 2,7 см и длиной до 3 см с предварительным оп ределением их исходных физических параметров . Д л я опытов ис пользованы образцы керна, отобранные из сарматских отложе-

103

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 910 / 1310 11 12 13 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ