7.1 Необходимые условия кольматации
Кольматация возможна при выполнении следующих условий:
1 Давление в скважине, хотя бы в некоторые моменты времени, было больше пластового Рс > Рпл;
2 Отсутствие на стенках скважрны фйльтрациониой корки;
3 Буровой раствор содержит твердую фазу, в которой большая часть частиц имеет размеры (1/10 ÷ 1/3) от среднего размера пор.
7.2 Механизмы кольматации
Кольматация гранулярных коллекторов происходит при застревании частиц твердой фазы раствора или их агрегатов в сужениях пор (рис). Кольматации способствует тиксотропные свойства растворов при медленной их фильтрации в пористой среде, возрастает статистическое напряжение сдвига (СМС) - Ɵ. Если значение СМС превышает величину, где d – средний размер пор, △ Р =Рс – Рпл – перепад давления скважина, Lk - глубина проникновения раствора в пласт; фильтрация прекращается.
Кольматация трещинных пластов может происходить так же, как гранулярных, если частицы твердой фазы могут перекрывать сужения трещин. Однако кольматация трещин может осуществляться и растворами, содержащими мелкие частицы твердой фазы при их достаточно высокой концентрации. При нагнетании таких растворов в трещины, из-за того, что давление в трещинах оказывается больше пластового, происходит отфильтровывание жидкой фазы раствора в блоки породы, а твердая фаза отлагается на стенках трещины (рисунок 7.1 а). Трещина будет перекрыта (закольматирована), когда фильтрационные корки на стенках скважины сомкнутся.
а) кольматация раствором с высокой концентрацией твердой фазы (за счет смыкания фильтрационных корок на стенках трещины).
б) кольматация трещин крупноразмерной твердой фазой раствора.
1 – блоки породы; 2 – трещины; 3 – фильтрационная корка; 4 –крупноразмерные частицы твердой фазы.
Рисунок 7.1 - Схема кольматации трещинных пород
7.3 Влияние кольматации
Влияние кольматации на интенсивность взаимодействия скважина- пласт может быть определено по формуле
(7.1)
где
,
- соответственно, дебит скважины
(интенсивность поглощения) из
закольматированного и незакольматированного
пласта;
- радиус контура питания радиус скважины;
параметр скин-эффекта
(7.2)
где
- соответственно, проницаемость пласта
и закольматированной ОСЗП;
радиус закольматированной зоны.
Результаты
расчетов по формулам (7.1) и (7.2) при
= 1000м,
=0,1м
показаны в таблице 1. Как видно из
приведенных данных, при небольшой
толщине закольматированного слоя
более-менее существенное уменьшению
степени взаимодействие «скважина-пласт»
достигается, если проницаемость при
кольматации снижается в 20 раз и более
раз.
Таблица 7.1
Снижение дебита, % |
|||||
К0 |
|
|
|
|
|
К1 |
0,11 |
0,12 |
0,2 |
0,5 |
1,0 |
2 |
1,02 |
1,9 |
6,9 |
14,8 |
20 |
5 |
4,0 |
7,3 |
23 |
37,6 |
50 |
10 |
8,5 |
15,1 |
40,4 |
61,6 |
69 |
20 |
16,3 |
27,3 |
58,9 |
77,0 |
82,6 |