Основні теоретичні положення

Часто для оцінки впливу забруднення на колекторські властивості пристовбурної зони пласта користуються поняттям про скін-ефект (від англійського слова skin — шар). Перепад тисків, який необхідний для підтримання об'ємної швидкості фільтрації Q через забруднену зону, легко знайти із формули:

. (1.15)

Якщо ця зона не забруднена, для забезпечення такої ж швидкості фільтрації необхідний перепад тисків:

. (1.16)

Віднімаючи від формули (1.15) формулу (1.16), одержимо вираз для визначення додаткового перепаду тиску, який необхідний для підтримки незмінної швидкості фільтрації Q після забруднення пристовбурної зони:

. (1.17)

Величину

, (1.18)

де — скін ефект.

Із формули (1.18) видно, що величина скін-ефекту може бути як додатною, так і від'ємною. Якщо , це означає, що під впливом промивної рідини колекторські властивості пристовбурної зони погіршились. Якщо , проникність пристовбурної зони покращилась в порівняні з проникністю тієї частини пласта, в яку промивна рідина не проникла. При розробці рецептури промивної рідини для розкриття продуктивного пласта важливо правильно оцінити можливу ступінь впливу її на колекторські властивості. Один із способів такої оцінки полягає в тому, що в лабораторії вимірюють проникність зразків колектора для нафти (газу) до забруднення (К) і після забруднення (К_з); напрям руху фільтрату промивної рідини через зразок при забрудненій протилежно напрямку фільтрації нафти при визначенні проникності, величину відношення нафтопроникності зразку після забруднення і до забруднення називають коефіцієнтом відновлення проникності (К_від). Чим менший коефіцієнт відновлення проникності, тим сильніша забруднююча дія промивної рідини на колекторські властивості пористого середовища.

1.3.3 Порядок виконання роботи:

1) визначити скін-ефект за даними попередньої роботи для свого варіанту;

2) згідно з вихідними даними (таблиця 1.5) визначити коефіцієнт відновлення проникності;

3) виходячи із аналізу одержаних результатів і таблиці 1.6, зробити висновки про забруднення привибійної зони продуктивного пласта і забруднюючі дії різних промивних рідин.

Таблиця 1.5 — Вихідні дані для визначення коефіцієнта відновлення

Порода	Початкова проникність, МКм²	Проникність після забруднення, МКм²	Вид промив-ної рідини	Коефі-цієнт віднов-лення, К_від
Глинистий пісковик	0,60	0,35	Прісна вода
Глинистий пісковик	0,47	0,20	Прісна вода
Пісковик	1,2	0,67	Пластова вода
Пісковик	1,8	0,67	Пластова вода
Глинистий пісковик	1,1	0,70	1% розчин NaCl
Глинистий пісковик	1,0	0,80	1% розчин NaCl

Таблиця 1.6 — Коефіцієнти відновлення проникності

Вид промивної рідини	Коефіцієнт відновлення проникності

Водопровідна вода	0,60
Глинистий розчин	0,72
Глинистий розчин оброблений УЩР	0,47
Глинистий розчин оброблений КМУ	0,62
Глинистий розчин на нафтовій основі	1,00

1.3.4 Контрольні запитання

1) Як діють різні промивні рідини на привибійну зону пласта колектора?

2) Що таке проникність?

3) Що таке скін-ефект?

4) Внаслідок чого відбувається забруднення привибійної зони?

Рекомендована література

1 Орлов О.О., Євдощук М.І., Омельченко В.Г., Трубенко О.М., Чорний М.І. Нафтогазопромислова геологія. Підручник. К., Наукова думка. 2005 –425 с.

2 Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. — М.: Недра, 1979.
1.4 Лабораторна робота №4

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Основні теоретичні положення	\|	ВИЗНАЧЕННЯ ГУСТИНИ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ ПРИ РОЗКРИТТІ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА РІВНОВАЗІ ТИСКІВ

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.005 сек.