Физики пласта

Тема 1.1. НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПЛАСТ КАК ОБЪЕКТ ИЗУЧЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Модуль 1.

Курс лекций

Настоящий курс лекций посвящен описанию свойств пористых сред и насыщающих их жидкостей и газов и их использованию в практических расчётах.

Нефтегазовый пласт – это сложная система, насыщенная различными фазами и имеющая свойства, способные изменяться во времени.

До вскрытия бурением (рис.1) нефтегазовый (продуктивный) пласт находится в равновесном состоянии: газ, как самый легкий находится в верхней части залежи, вода, как самая тяжелая находится в нижней части залежи, нефть занимает промежуточное положение. Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом.

Рис.1 Схема нефтегазового пласта до вскрытия его бурением

ВНК - водонефтяной контакт; ГНК – газонефтяной контакт.

В процессе бурения скважины в пласт внедряется промывочная жидкость, представляющая собой полидисперсную систему, дисперсной фазой которой являются глина и частицы выбуренных пород. Компонентное разделение промывочной жидкости в результате фильтрационных и массообменных процессов приводит к формированию в прискважинной области зон с различными физическими свойствами, изменяющимися во времени, рис.2.

Рис.2 Схема нефтегазоносного пласта после вскрытия его бурением

1-Глинистая корка;2-Зона кольматации;

3-Промытая зона;4-Зона проникновения.

Дисперсная фаза промывочной жидкости, оставшаяся на стенке скважины, образует глинистую корку 1, а проникшая в прискважинную часть пласта - зону кольматации 2. В процессе вытеснения нефти, газа и воды фильтратом в прискважинной области образуется промытая зона 3 и зона внедрения фильтрата глинистого раствора - зона проникновения 4.

При движении фильтрата через глинистую корку происходит ее уплотнение в направлении фильтрации, что приводит к уменьшению проницаемости и пористости и изменению других физических свойств. Наиболее крупные частицы задерживаются на стенке скважины и образуют глинистую корку, а частицы, проникшие в пласт. Механически задерживаются в местах сужений и пережимов поровых каналов. В процессе роста уплотнения глинистой корки через нее проходят частицы все более мелких размеров, которые при снижении скорости фильтрации постепенно осаждаются на стенках пор, формируя кольматирующую среду. Глубина проникновения кольматанта в поры гранулярных коллекторов может достигать 20-40 см и более. Проницаемость в зоне кольматации в среднем снижается на 40%, однако в зависимости от свойств породы и флюидов снижение может достигать и 100%. После обсадки скважины призабойная зона стремится к первоначальному состоянию - промытая зона и зона проникновения практически расформировываются, однако полного восстановления природного равновесия обычно не происходит, и в призабойной зоне возникают необратимые изменения коллекторских свойств, в том числе фазовых проницаемостей и капиллярного давления. Использование буровых растворов на водной основе приводит к росту водонасыщенности в зоне проникновения и снижению фазовой проницаемости для нефти. Применение раствором на нефтяной основе часто вызывает изменения смачиваемости, что так же может вызвать снижение фазовой проницаемости для нефти. Глубина проникновения фильтрата в пласт достигает 5 м и более.

В процессе эксплуатации добывающей скважины происходит загрязнение призабойной зоны мельчайшими частицами глин и породы, выносимыми из пласта фильтрующимися жидкостями. Осаждаясь на стенке скважины и в ее окрестностности, эти частицы могут вызывать снижение проницаемости. Падение давления в призабойной зоне и в некоторых случаях охлаждение, связанное с расширением газа, приводят к выпадению органического и неоорганического осадка в виде асфальтенов, солей (карбонатов,сульфатов) и т.п. Радиус загрязнения в этом случае составляет 1-1,5м. Причинами загрязнения призабойной зоны нагнетательных скважин являются несовместимость закачиваемой и пластовой воды, вторжение в пласт мельчайших твердых частиц, находящихся в воде в виде суспензии, разбухание и миграция глин и т.п.