10.2. Визначення градієнта тиску гідророзриву пласта

Для проектування раціональної конструкції свердловини, яка забезпечить її проведення без ускладнень до проектної глибини, слід мати достовірні дані щодо порових тисків у відкладах і тиску гідророзриву. Ці дані треба також враховувати у виборі густини промивальної рідини для оптимального розкриття продуктивного пласта.

Відомо, що градієнти тиску розриву пласта пов'язані з поровим (пла­стовим) тиском, літологічним складом, віком порід і глибиною залягання пласта, а також напруженим станом гірських порід. Градієнт тиску розри­ву — це різниця між тиском бурового розчину в свердловині і тиском у конкретному пласті, що розкривається.

Наприклад, практика буріння свердловин у Передкарпатському про­гині показує, що визначення нижньої межі густини бурового розчину, виходячи з умов попередження ускладнень, є потрібним, але недостатнім для їх попередження. В умовах буріння сильно розущільнених глин, у яких

10.3. ВИПРОБУВАННЯ ПРОДУКТИВНИХ ПЛАСТІВ

У присвердловинній зоні продуктивного пласта можуть бу­ти складні та різноманітні явища, зумовлені контактом бурового і цемент­ного розчину або їх фільтратів з нафтою (газом) і скелетом породи-колек-тору. Ці процеси можуть сильно впливати на ступінь забруднення продук­тивного пласта, на витіснення нафти або газу буровим (цементним) розчи­ном або його фільтратом, на приплив нафти або газу до вибою свердлови­ни. Знання цих явищ і визначальних факторів так само, як знання і враху­вання закономірностей проявів гірського тиску і можливих негативних на­слідків цих процесів для колекторних властивостей порід, необхідні для використання оптимальної технології закінчення свердловин.

Важливими характеристиками поверхонь поділів різних мобільних і твер­дих систем у відкладах, до яких також належать поверхні колекторів нафт і газів, є поверхневий натяг і змочування на межі поділу фаз, адсорбційна властивість порід-колекторів.

Порода-колектор характеризується наявністю широко розвинутої сис­теми поверхонь поділу між частинками дисперсної фази (мінеральними частинками скелета) і дисперсним середовищем (рідкий компонент).

Мірою поверхні поділу є величина, яку називають питомою поверхнею. Питома поверхня породи-колектору чисельно дорівнює сумі поверхонь усіх порових каналів, які знаходяться в одиниці маси або об'єму породи. Вона залежить від тих самих властивостей породи, що і пористість, тобто від форми і розмірів мінеральних частинок та їх взаємного розміщення. По­верхня поділу фаз є джерелом поверхонь енергії.

Поверхнева енергія тим вища, чим більша сума поверхонь поділу між фазовими складовими системи, тобто чим більший ступінь подрібнення речовини і менший розмір частинок, що складають колектор.

Будь-яка система намагається зменшити свою вільну поверхневу енер­гію зниженням сумарної поверхні або поверхневого натягу (питомої енер­гії поверхні), що приводить до самовільного процесу агрегування, змо-

чування, гідратації, набухання і розчинення твердих мінеральних час­тинок.

Питома поверхня колекторів нафти і газу — десятки тисяч квадратних метрів, а глинистих порід — сотні тисяч квадратних метрів.

Залежність поверхневого натягу від температури і тиску на межі поділу фаз нафта—газ, нафта—вода, вода—газ визначається багатьма факторами, і тому її потрібно досліджувати у кожному конкретному випадку. Поверхне­вий натяг на поверхні поділу двох рідин, як завжди, значно менший, ніж на поверхні поділу між рідиною і газом. Поверхневий натяг істотно впли­ває на властивості поверхні, зокрема на її змочуваність.

Якщо молекули рідини взаємодіють з молекулами твердого тіла силь­ніше, ніж між собою, то рідина розтікатиметься по поверхні, тобто змочу­ватиме його.

Дослідження, проведені в ІФНТУНГ М.І Чорним, підтверджують тео­ретичні висновки О.М. Снарського (див. підрозд. 9.1), а саме: якщо моле­кули рідини взаємодіють одна з одною значно сильніше, ніж з молекулами твердого тіла, розтікання не буде. За величиною краєвого кута Є можна ро­бити висновки щодо змочувальної здатності рідини: чим ліпше рідина змо­чує поверхню, тим менший кут Є. На рис. 9.4 показано різні випадки змо­чування твердого тіла.

Більшість мінералів, в тому числі й ті, що складають пласти-колекто-ри, за своєю природою гідрофільні, але ступінь гідрофільності породи мо­же змінюватись. Гідрофільні за природою нафтоутримувальні породи часто погано змочуються водою в результаті адсорбції на їх поверхні рідких вуг­леводнів нафти. Ступінь гідрофільності породи значно впливає на кількість фільтрату, який надійшов у продуктивний пласт.

З процесами змочування і утворення плівки води навкруги мінераль­них частинок пов'язані також процеси набухання, які полягають у тому, що в дисперсну фазу проникає дисперсне середовище з подальшим збіль­шенням об'єму в цілому.

Природа набухання дисперсних речовин недостатньо вивчена; до цьо­го часу немає теорії, яка пояснює закономірність набухання.

В основі явища набухання лежить дія адсорбційних, осмотичних і капілярних сил, що визначають напруження, з яким вода утримується в структурній системі.

Процес набухання має осмотичний характер. Причиною, яка зумовлює набухання, є різниця концентрації солей в поровому розчині і у воді, що оточує породу. Якщо концентрація зовнішнього розчину менша за концен­трацію розчину, який знаходиться в порах породи, то відбувається набу­хання породи (воно тим більше, чим більша концентрація цих розчинів). Якщо концентрація зовнішнього розчину більша за концентрацію порового розчину, то набухання може не бути; у цьому випадку може спостерігатись стискання породи, подібне до того, яке спостерігається під час висихання.

Порода-колектор, як і будь-яке пористе тіло, під час пропускання че­рез неї різних рідин або газових сумішей частково затримує (поглинає) ре­човини, що містяться в них. Процес поглинання має складну природу і, звичайно, складається із декількох процесів, в результаті яких можуть змі-

нюватися склад і властивості колектору. Властивості породи-колектору по­глинати із фільтруючих розчинів або газових сумішей речовини, які в них містяться, називають поглинальною, або адсорбційною, властивістю.

Зміну складу цього компонента в поверхневому шарі породи по­рівняно з його вмістом у серединних шарах порід називають адсорбцією. Адсорбційні властивості порід-колекторів можна поділити на п'ять видів: механічну, фізичну, хімічну, біологічну і фізико-хімічну обмінну.

Механічна поглинальна властивість — це властивість пористого тіла за­тримувати частинки, збовтані у фільтрівній суспензії. Фізична поглинальна властивість — властивість пористого тіла поглинати із водневих розчинів або суспензій деякі речовини внаслідок молекулярної взаємодії між час­тинками поглинальної речовини і пористого тіла. У процесі фізичного по­глинання можуть адсорбуватись молекули як розчиненої речовини, так і розчинника.

Утворення адсорбційних шарів на поверхні твердого тіла знижує його поверхневий натяг і одночасно спричинює зменшення твердості цієї по­верхні — ефект Ребіндера.

Зменшення твердості частинок породи внаслідок адсорбції ними ак­тивних речовин приводить до швидкого їх роздрібнення і збільшення дис­персності. Продукти дроблення можуть бути причиною закупорення поро-вих каналів і, як правило, зниження проникності колектору.

У тріщини і порові канали за достатніх їх розмірів може проникати бу­ровий розчин або фільтрат з частинками колоїдного розміру. їх поверхнева енергія різко зменшується в умовах адсорбції і коагуляції вмісних колоїдних частинок. У результаті коагуляції можуть утворитися складні важкорозчинні та вимивні комплекси, які складаються з двох і більше речовин.

З механічною і фізичною поглинальною властивістю пов'язане таке негативне явище, як кольматація породи-колектору. Як відомо, під проце­сом кольматації розуміють заповнення пустот пористого тіла дрібнішими частинками, які надходять з рідиною, внаслідок чого зменшується фаці-альна властивість пористого тіла. Процеси кольматації можуть відбуватись і під час розкриття продуктивного пласта. Глинистим розчином можуть бути закольматовані піщані, субпіщані і карбонатні продуктивні пласти.

Кольматація породи-колектору під дією глинистого розчину являє со­бою сукупність фізичного і механічного поглинання глинистих частинок, яке виражається в адсорбційній взаємодії цих частинок зі скелетом породи в результаті коагуляції та структуроутворення самих глинистих частинок у порах породи. Ефективність кольматації — глибина закольматованого шару і зменшення коефіцієнта фільтрації — залежить від фільтраційних власти­востей породи-колектору, а також мінерального складу і розмірів частинок глин-кольматантів, з яких приготовано буровий розчин. Частинки глин-кольматантів характеризують їх дисперсність та адсорбційну властивість і, відповідно, властивість глинистих частинок проникати в товщину породи і поглинатися породою.

Збільшення дисперсності глин сприяє проникненню частинок глини­стого матеріалу на велику глибину в породі; підвищення їх адсорбційної властивості приводить до великого зниження коефіцієнта фільтрації.

Фільтрація нафти в цьому випадку може проходити по великих порових каналах і тріщинах. Утім такий погляд не можна вважати однозначним. Одержання термодинамічно стійких емульсій є складним завданням. Для цього щонайменше потрібно мати емульгатор, який забезпечить інтенсивне перемішування складу рідин.

Асфальтово-смолисті речовини, які присутні в нафті, за достатньої ін­тенсивності перемішування можуть сприяти утворенню стійких водонафто-вих емульсій. У привибійній зоні турбулентний режим течії, за якого відбу­вається інтенсивне перемішування рідин, створюється лише у великих трі­щинах і каналах, де можуть утворюватися стійкі емульсії в процесі осво­єння свердловини. Утворення водонафтових емульсій і в малопроникних ділянках продуктивного пласта малоймовірне. Проте під час розкриття продуктивних пластів буровий розчин слід обробляти ПАР, які б поперед­жували можливе утворення емульсій і сприяли їх руйнуванню.