1.4.2 Фізико-хімічні явища у приствольній зоні продуктивного пласта, які впливають на зниження його проникності

У присвердловинній зоні продуктивного пласта можуть проходити складні і різноманітні явища, які зумовлені контактом бурового і цементного розчину або їх фільтратів з нафтою (газом) і скелетом породи-колектора. 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 чинників так само, як знання і врахування закономірностей проявів гірського тиску і можливих негативних для колекторських властивостей порід наслідків цих процесів, необхідні для розроблення оптимальної технології закінчення свердловин.

Важливими характеристиками поверхонь розділів дисперсних систем, до яких також відносяться колектори нафти і газу, є поверхневий натяг і змочування на межі розділу фаз, адсорбційна властивість порід-колекторів.

Порода-колектор характеризується наявністю широко розвинутої поверхні розділу між частинками дисперсної фази (мінеральними частинками скелету) і дисперсним середовищем (рідкий компонент).

Мірою поверхні розділу є величина, яка називається питомою поверхнею. Величина питомої поверхні породи-колектора 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 частин та їх взаємного розміщення. Поверхня розділу фаз є джерелом поверхонь енергії, яка визначається електричними силами і силами Вандер-Ваальса.

Поверхнева енергія тим більша, чим більша сума поверхонь розділу між фазовими складовими системи, тобто чим більший ступінь подрібнення речовини і менший розмір частин.

Будь-яка система намагається зменшити свою вільну поверхневу енергію в результаті зниження або сумарної поверхні, або поверхневого натягу (питомої енергії поверхні), що призводить до самовільного процесу агрегування, змочування, гідратації, набухання і розчинення твердих мінеральних частин.

Питома поверхня колекторів нафти і газу − десятки тисяч квадратних метрів, а глинистих порід − сотні тисяч квадратних метрів. Тому значення поверхневих явищ у них значне.

Залежність поверхневого натягу () від температури і тиску на межі розділу фаз нафта-газ, нафта-вода, вода-газ визначається багатьма чинниками і тому її необхідно досліджувати у кожному конкретному випадку. Поверхневий натяг на поверхні розділу між двома рідинами, як завжди, значно менший, ніж на поверхні розділу між рідиною і газом. Поверхневий натяг значно впливає властивостей поверхні, зокрема на її змочуваність.

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

Якщо молекули рідини взаємодіють одна з одною значно сильніше, ніж з молекулами твердого тіла, розтікання не буде. За величиною краєвого кута  можна судити про змочувану здатність рідини: чим краще рідина змочує поверхню, тим менший кут . На рис. 1.2 показано різні випадки змочування твердого тіла. При повному змочуванні кут , при повному незмочуванні .

а) б) в)

а) < 90^o б) = 90^o в) > 90^o

Рисунок 1.2 − Різні випадки неповного змочування

Більшість мінералів, у тому числі і ті, які складають пласти-колектори, за своєю природою гідрофільні, але ступінь гідрофільності породи може змінюватись. Гідрофільні за своєю природою нафтоутримуючі 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 дисперсійне середовище з подальшим збільшенням об’єму в цілому.

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

У основі явища набухання лежить дія адсорбційних, осмотичних і капілярних сил, які визначають напругу, з якою вода утримується в структурній системі.

Процес набухання носить осмотичний характер. Причиною, яка викликає набухання, є різниця в концентрації солей в поровому розчині і у воді, яка оточує породу. Якщо концентрація зовнішнього розчину менша ніж концентрація розчину, який є в порах породи, то проходить набухання породи (воно тим більше, чим більша концентрація цих розчинів). Якщо концентрація зовнішнього розчину більша концентрації порового розчину, то набухання може не проходити; у цьому випадку може спостерігатись стискання породи, подібне до того, яке спостерігається при її висиханні.

Порода-колектор, як і будь-яке пористе тіло, при пропусканні через неї різних рідин або газових сумішей, частково затримує (поглинає) речовини, які в них утримуються. Процес поглинання має складну природу і, зазвичай, складається із декількох процесів, у результаті яких можуть змінюватись склад і властивості колектора. Властивості породи-колектора поглинати із фільтруючих розчинів або газових сумішей речовин, які в них містяться, називаються поглинальною або адсорбційною властивістю.

Зміна складу даного компоненту в поверхневому шарі в порівнянні з вмістом його в серединних шарах називається адсорбцією. Адсорбційні властивості порід-колекторів можна поділити на наступні п’ять видів: механічну, фізичну, хімічну, біологічну поглинаючу і фізико-хімічну обмінну.

Механічна поглинальна властивість − властивість пористого тіла затримувати частини, збовтані у фільтруючій через нього суспензії. Фізична поглинальна властивість − властивість пористого тіла поглинати із водневих розчинів або суспензій деякі речовини внаслідок молекулярної взаємодії між частинами поглинаючої речовини і пористого тіла. У процесі фізичного поглинання можуть адсорбуватись як молекули розчиненої речовини, так і молекули розчинника.

Утворення адсорбційних шарів на поверхні твердого тіла понижує його поверхневий натяг і одночасно викликає зниження твердості цієї поверхні − ефект Ребіндера.

Пониження твердості частин породи внаслідок адсорбції ними активних речовин призводить до швидкого їх роздрібнення і збільшення дисперсності. Продукти дроблення можуть бути причиною закупорення порових каналів і, як правило, зниження проникності колектора.

У тріщини і порові канали при достатніх їх розмірах може проникати буровий розчин, або фільтрат з частинками колоїдного розміру. Величина їх поверхневої енергії різко зменшується при адсорбції і коагуляції цих колоїдних частинок.

У результаті коагуляції можуть утворитись складні важкорозчинні і вимивні комплекси, які складаються із двох і більше речовин.

З механічною і фізичною поглинальною властивістю пов’язане таке негативне явище як кольматація породи колектора. Як відомо, під процесом кольматації розуміють заповнення пустот пористого тіла більш дрібними частинками, які надходять з протіканням рідини, в результаті чого зменшується фаціальна властивість даного пористого тіла. Процеси кольматації можуть відбуватись і при розкритті продуктивного пласта. Глинистим розчином можуть бути закольматовані піщані, субпіщані і карбонатні продуктивні пласти.

Кольматація породи-колектора при дії глинистого розчину − це сукупність фізичного і механічного поглинання глинистих частин, яке виражається в адсорбційній взаємодії глинистих частин зі скелетом породи, коагуляції та структуроутворенні самих глинистих частин і їх застряганні у порах породи.

Результати кольматації (ефективність кольматації) − глибина закольматованого шару і зменшення коефіцієнта фільтрації − залежить від фільтраційних властивостей породи-колектора, а також від мінерального складу і розмірів частин глин-кольматантів, з яких приготовлений буровий розчин. Частини глин-кольматантів характеризують їх дисперсність і адсорбційну властивість і, відповідно, властивість глинистих частин проникати в товщину породи і поглинатись породою.

Збільшення дисперсності глин сприяє проникненню частин на велику глибину; ріст їх адсорбційної властивості призводить до зниження коефіцієнта фільтрації.

На першій стадії кольматації піщаної породи адсорбовані частини утримуються на поверхні піщинок не сильно і можуть порівняно легко видалятись із породи зворотною фільтрацією. Але за наявності розчинів із багатовалентними коагуляційними катіонами (СаCl₂, AlCl₃ та ін.), коагуляційні зв’язки змінюються і глинисті частинки міцно закріплюються на частинах породи.

У гранулярному пласті всю зону, в яку проникла промивальна рідина та її фільтрат, умовно поділяють на дві зони: зону кольматації, яка примикає до свердловини, і зону проникнення фільтрату.

Зона кольматації − це та ділянка навколо свердловини, в пори якої проникли частини дисперсної фази бурового розчину. Товщина цієї зони залежить в основному від співвідношення гранулометричного складу дисперсної фази бурового розчину і структури порового простору (розподіл пор за розмірами) пласта, а також від перепаду тисків у період буріння і тривалості дії бурового розчину на породу. У гранулярних колекторах найтонші частини дисперсної фази проникають найбільшими каналами в середні та мілкі. Хоча пористість породи в зоні кольматації при цьому зменшується несуттєво, проникність різко понижується.

У результаті часткового відфільтрування дисперсного середовища із промивальної рідини на поверхні тріщин утворюються фільтраційні кірки. Таким чином, тріщини заповнюються промивальною рідиною, яка загусла, і фільтраційною кіркою.

Видалити із пласта промивальну рідину, яка загусла, фільтраційну кірку та інші тверді частинки вдається лише частково. Проникність зони кольматації в результаті проникнення дисперсної фази бурового розчину знижується в 10 разів і більше.

Хімічна поглинаюча властивість порід основана на утворенні важкорозчинних з’єднань, у результаті в еквівалентних кількостях поглинаються як аніони, так і катіони.

Сутність фізико-хімічної обмінної властивості порід полягає в тому, що при взаємодії їх з розчином будь-якої речовини деяка кількість іонів зникає із розчину, а замість них у розчині з’являються інші іони. Фізико-хімічна властивість гірських порід у значній мірі визначається їх дисперсністю: чим більший ступінь дисперсності, тим вища обмінна властивість.

Поверхневий натяг, змочування, адсорбційні процеси зумовлюють дію капілярних сил на межах розділу фаз і капілярний рух рідини в порах колектора. Рух пластової рідини в породі капілярними порами можна показати як результат дії рухомої сили менісків, які утворились у порах при взаємодії рідини зі скелетом колектора.

Наявність у нафті розчинених газів може зробити великий, а часто і основний вплив на її рух у капілярних порах. Так, при утворенні депресії на пласт під час випробування або експлуатації свердловин рух нафти до її вибою буде супроводжуватись пониженням тиску.

Якщо тиск стане меншим від тиску насичення, то із нафти почне виділятися розчинений газ у вигляді бульбашок. Просуваючись розгалуженням, яке має змінний переріз, сітці капілярів, ці бульбашки при переході у звужені проміжки деформуються (рис. 1.3).

Капілярний тиск у частині бульбашки з радіусом кривизни і в частині бульбашки з радіусом кривизни будуть відповідно дорівнювати:

(1.1)

і . (1.2)

Рисунок 1.3 − Схема деформування бульбашки газу при вході у звужену частину капілярного каналу (ефект Жамена)

Тиск буде більшим тиску в раз. Різниця тисків буде спрямована проти руху бульбашки, тобто складає додатковий опір його руху. Це явище відоме як ефект Жамена.

При великій кількості бульбашок і умові , нафта до вибою свердловини рухатись не буде, тобто пройде повне закупорення каналів фільтрації. Рух нафти до вибою свердловини може бути перервано також у випадку утворення водонафтової емульсії. В’язкість емульсії значно більша від в’язкості нафти, що зумовлює ріст гідродинамічних опорів.

Крім того, в даному випадку може відбуватися ефект Жамена. Деформування глобул нафти і води в звужених частинках капілярних каналів буде робити додатковий опір руху рідини.

Вважається, що стійкі нафтові емульсії виникають у привибійній частині пласта в час освоєння свердловини. Нафта, яка рухається до вибою, натрапляє на своєму шляху на фільтрат промивальної рідини, перемішується з ним. Під дією ефекту Жамена і великої в’язкості емульсія закупорює пори пласта. Фільтрація нафти в цьому випадку може проходити великими поровими каналами і тріщинами. Однак, цю точку зору не можна вважати однозначною. Одержання термодинамічно стійких емульсій є складним завданням. Для цього необхідно, щонайменше, мати емульгатор, який забезпечить інтенсивне перемішування складу рідин.

Асфальтно-смолисті речовини, які наявні в нафті, при достатній інтенсивності перемішування можуть сприяти утворенню стійких водонафтових емульсій. У привибійній зоні турбулентний режим течії, при якому проходить інтенсивне перемішування рідин, створюється тільки в крупних тріщинах і каналах, де можуть утворюватись стійкі емульсії при освоєнні свердловини. Утворення водонафтових емульсій в малопроникних ділянках продуктивного пласта малоймовірне. Тим не менше, при розкритті продуктивних пластів буровий розчин необхідно обробляти ПАР, які б попереджували можливе утворення емульсій і сприяли їх руйнуванню.