Пиротехнические составы и средства для интенсификации нефтедобычи. Монография

относительная фазовая проницаемость. Относительная фазовая проницаемость – отношение эффективной проницаемости к некоторой базовой проницаемости (чаще всего к абсолютной). Эффективная и относительная проницаемости в процессе разработки нефтяных залежей непрерывно меняются. В начале разработки, когда по поровым каналам перемещается только нефть, эффективная проницаемость наибольшая и приближается к абсолютной. В дальнейшем, по мере падения пластового давления и выделения газа из нефти в виде пузырьков, эффективная проницаемость для нефти уменьшается.

часть структуры, нефть же, если она встречается, заполняет поры пород антиклиналей. Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналью называется тип залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

Сброс является другим видом деформации горной породы. Практически все породы имеют разломы и образуют трещины, так

называется амплитудой сброса (рис. 1.9). Видно, что правая от плоскости а-а часть пластов осталась на месте, а левая сместилась на амплитуду сброса. Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

Другим результатом движения земной коры является уничтожение или частичное предотвращение отложения ряда осадочных пород. Такую глубинную эрозионную поверхность называют несогласное напластование (рис. 1.11). Оно также имеет важное значение, так как может выступать в качестве ловушки.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах. В одних случаях они способствуют ее скоплению, в других, наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа. Особое влияние оказывают следующие виды структурных деформаций пород: надвиг – разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие; грабен – опущенный по разломам участок земной коры; горст – приподнятый по разломам участок земной коры.

Для решения ряда технологических задач газонефтепромысловой практики (проектирование гидроразрывов пласта, торпедирования, учета распределения давления в коллекторе) необходимо знать некоторые физико-механические свойства горных пород – упругость, пластичность, прочность на сжатие и разрыв и др.

Большая часть горных пород выдерживает высокие нагрузки при всестороннем сжатии. Значительно меньшие разрушающие напряжения при изгибе и растяжении. Если нагружение и разгрузка многих горных пород происходят в короткий промежуток времени, при значительном диапазоне напряжений справедлив закон Гука. Если же сжимающая нагрузка, составляющая иногда 10-15 % от разрушающей (т. е. не превышающей предела упругости), действует длительно, в породах могут возникать явления крипа (ползучести) с образованием остаточных деформаций. В отличие от явлений крипа пластические деформации происходят при быстром нагружении пород за пределами их упругости.

Явления крипа и пластической деформации способствуют частичной разгрузке продуктивных пластов призабойной зоны от воздействия горного давления вследствие «течения» части пород в скважину при ее строительстве под влиянием высоких нагрузок в вертикальном направлении. Поэтому давление гидроразрыва пластов часто оказывается значительно меньше горного (до 20-40 %). Как уже упоминалось, со снижением пластового давления эффективное напряжение возрастает и поэтому уменьшается объем пор вследствие упругого расширения зерен, их переукладки и более плотной упаковки. Вначале происходят упругие деформации, а при значительном снижении пластового давления в глубокозалегающих пластах возможны неупругие (остаточные) деформации пород, которые не восстанавливаются в полной мере даже в процессе заводнения залежи и при увеличении пластового давления до первоначального.

Подавляющая часть нефтяных месторождений разрабатывается с заводнением, и значительного снижения пластового давления не происходит. Поэтому в большинстве случаев возникают процессы упругих деформаций пористых сред. Расширяющиеся при этом горные породы и пластовые жидкости, находящиеся в зоне снижения пластового давления, обладают упругим запасом, равным сумме объемов расширения пород и пластовых жидкостей. Количественно упругие изменения объема пор принято оценивать коэффициентом объемной упругости пласта

изменении пластового давления на

Его значение зависит не только от состава, строения и свойств горной породы, но и от давления (сжимаемость сокращается с ростом давления). В соответствии с этим коэффициент объемной упругости зернистых коллекторов изменяется в широких пределах: (0,3

соотношением

Разведочные скважины бурят на новых площадях для определения нефтегазоносности того или иного месторождения (пласта, горизонта) или установления границы (контура) его распространения. Скважины наблюдательные и пьезометрические предусмотрены для проведения наблюдений и исследовательских работ по определению состояния пласта и пластовых жидкостей, по контролю за ведением процессов поддержания пластовых давлений и других методов воздействия на залежи.

части России является их длительная эксплуатация в течение 30÷50 лет и более. Вступление месторождений в позднюю стадию разработки характеризуется значительным изменением структуры нефтяных запасов. При этом, как правило, наблюдается значительное обводнение пласта и, соответственно, снижение количества извлекаемой нефти. Возникает необходимость вовлечения в эксплуатацию низкопроницаемых участков коллекторов, а также добычи высоковязких нефтей.

Отношение количества добытой нефти к первоначальному ее запасу в залежи называется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи зависит от геологического строения залежи, свойств породы, пластовых жидкостей и самой нефти. Для увеличения отбора нефти из пласта и повышения коэффициента нефтеотдачи применяют метод вытеснения нефти путём закачки воды в продуктивный пласт. Наблюдающееся в настоящее время падение дебита в значительной степени связано со снижением проницаемости породы и процессами, происходящими во время эксплуатации в призабойной зоне пласта.

К основным факторам, влияющим на фильтрационно-емкостные свойства ПЗП, относятся: 1) кольматация – процесс загрязнения ПЗП механическими частицами, содержащимися в жидкостях вскрытия и освоения с возможным последующим их набуханием; 2) проникновение в ПЗП фильтратов различных растворов, используемых в период первичного и вторичного вскрытий, а также жидкостей глушения и освоения; 3) термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и ПЗП.

В процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т. д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗП. Однако нередко в процессе работ по разработке, освоению скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗП глинистых частиц, смолы, солей, асфальтено-парафиновых отложений (АСПО) и т. д. Многообразие загрязняющих веществ в ПЗП можно систематизировать по физическому (фазовому) состоянию на три класса: твердые, жидкие и вязкопластичные (рис. 2.2).

случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗП для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия – соляно-кислотная обработка пород ПЗП. Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП). Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗП отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗП. Кроме перечисленных