Удк 666. 971 002. 237 622. 245. 4 Г. И. Журавлев, Н. Ф. Лямина
 Скачать 128.82 Kb.
|
|
ÃÅÎËÎÃÈß 119 УДК 666.971.4.002.237:622.245.4 Г. И. Журавлев, Н. Ф. Лямина ÍÀÁÓÕÀÍÈÅ ÃËÈÍÈÑÒÛÕ ÏÎÐÎÄ Взаимодействие разбуриваемых горных пород сводной фазой бурового раствора – важный фактор влияния на устойчивость стенок открытого ствола скважины. Механизмы влияния воды на прочностные характеристики горной породы могут быть разными, но наиболее важен механизм гидратационного разупрочнения глинистых пород. Гидратация глин, особенно трехслойной структуры, характерной для минералов группы монтмориллонита, сопровождается их набуханием и возрастанием внутренних напряжений в объеме гидратируемой породы. Это сложный физико-химический процесс, приводящий к деформации, разрушению ив конечной стадии – диспергированию гидрофильной глинистой породы вводной фазе бурового раствора. Начинается этот разрушительный процесс с набухания тонкого слоя породы у поверхности ее контакта с жидкой средой. Но постепенно, с большей или меньшей скоростью, он распространяется вглубь пласта вследствие капиллярной пропитки породы водной фазой и развития диффузионно-осмотических процессов. Набухание глинистых пород в одних случаях приводит к распаду дисперсной структуры разбуриваемых отложений, осыпями обвалам с образованием каверн, в других – к сужению ствола скважины вследствие пластической деформации и прихватам бурового инструмента. Диспергирование набухшей глинистой породы ведет также к отклонению параметров бурового раствора от заданных значений и снижению эффективности работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. При проектировании и строительстве скважин обычно стремятся учесть влияние набухания глинистых пород находи результаты бурения, прибегая к использованию буровых растворов недиспергирующего типа. При этом важно заранее иметь данные прямых экспериментальных оценок набухаемости образцов разбуриваемой породы вводных средах разного компонентного состава. Осадочные горные породы, в том числе глинистые отложения, обычно обладают анизотропией физико-механических и физико-химических свойств. В частности, глинистые породы слоистой текстуры обладают ярко выраженной анизотропией набухания, и наиболее отчетливо это свойство проявляется при набухании сланцевых глин. Наибольшее набухание таких глин происходит по направлению, перпендикулярному их слоистости [1]. При оценке неоднородности и анизотропии свойств горных пород возможен разный классификационный подход. Нолю- бое проявление анизотропии, как признака частичной упорядоченности дисперсной структуры горных пород (независимо от масштаба их неоднородностей и текстурных особенностей, может отразиться на устойчивости стенок открытого ствола скважины. Именно поэтому определение параметров анизотропии набухания разбуриваемых пород с целью учета этого явления и управления им в процессе углубления скважины – важная и актуальная задача. Прежде всего это относится к проводке скважин со сложным профилем и большим отходом от вертикали, включая боковые и горизонтальные выработки. Конкретное решение указанной задачи предполагает использование достаточно простой аппаратурно-методической базы, позволяющей производить испытания образцов породы как в лабораторных, таки полевых промысловых) условиях. Объектом испытания может быть обломок керна или относительно крупные (до нескольких миллиметров в поперечнике) частицы обвального или бурового шлама. Деформацию набухания образца породы в контакте с жидкостью (буровым раствором) целесообразно измерять в двух взаимно перпендикулярных направлениях, одно из которых совпадает с плоскостью напластования. В серийных испытаниях предусмотрено использовать выносимый из скважины шлам, форма частиц которого облегчает определение этих направлений, т. к. частицы отделяются от монолита пласта при механическом воздействии обычно по плоскостям наиболее слабого сцепления, те. плоскостям напластования. По результатам испытаний можно рассчитать показатель анизотропии набухания А породы в контакте сданной жидкостью как отношение приращения линейного размера образца породы в направлении, перпендикулярном плоскости напластования, ∆Z к приращению линейного размера образца в направлении, совпадающем с плоскостью напластования, ХА Х) Показатель А дает возможность учитывать особенности структуры и характера залегания горных пород в каждом конкретном геологическом разрезе. Он позволяет сопоставлять направление максимального расклинивающего действия сил набухания в породе и направление оси скважины, что особенно важно для прогнозирования устойчивости стенки скважины. Закономерности и механизм фильтрации флюидов разной природы в проницаемых горных породах, чаще всего продуктивных пластах нефтегазовых месторождений, составляют предмет ряда экспериментальных и теоретических исследований, а также обобщений эмпирического промыслового опыта. В большинстве случаев фильтрацию жидкой фазы в горной породе рассматривают с позиций классической гидродинамики, пренебрегая поверхностными (межфазными) явлениями в системе. Принято считать, что закон фильтрации Дарси достаточно точно для инженерных оценок описывает перемещение жидкой фазы по градиенту давления в поровом пространстве фильтрующей среды, представленной твердым телом с жесткой дисперсной структурой. Если площадь поперечного сечения транспортных пор горной породы не слишком мала, то процесс стационарной фильтрации хорошо описывается соотношением Дарси, которое в краткой записи имеет вид υ = k(g/η), подчеркивающий линейную зависимость скорости потока фильтрата υ = q/(s·τ) и от градиента давления g = ∂p/∂h (q – объем флюида вязкостью η, проходящий за время через фильтрующий слой толщиной и площадью поперечного сечения s при перепаде давлений р. Мерой проницаемости фильтрующей среды служит размерный коэффициент пропорциональности k или коэффициент проницаемости, выраженный в единицах площади либо внесистемных единицах дарси (1 Д = 1 000 мД = 1 мкм. Уравнение Дарси подразумевает фильтрацию ньютоновской жидкости (η = const) в ламинарном режиме при отсутствии краевых эффектов. При этом предполагается, что гидродинамическое сопротивление фильтрующего слоя по всей толщине остается неизменным в процессе фильтрации. При бурении скважин или заводнении продуктивных пластов проникновение технологической жидкости в породу часто происходит без соблюдения этих условий – обычно вследствие реологических особенностей фильтрата, представляющего собой структурированную жидкость, и изменения пропускной способности транспортных каналов-пор породы в процессе фильтрации [2]. И то и другое обусловлено как физическими (физико-механические, гидродинамические, таки химическими (физико-химические) факторами. По мере уменьшения геометрических размеров каналов фильтрации, те. сближения поверхностей частиц твердой фазы, образующих дисперсную структуру фильтрующей породы, снижается влияние физических и возрастает влияние физико-химических факторов. Особое значение приобретают межфазные явления в системе фильтрат-порода: адсорбция и связанные с ней процессы гидрофилизации или гидро- фобизации твердой поверхности, избирательное смачивание, капиллярные явления, структурные изменения на границах контакта взаимодействующих фаз. Капиллярные явления в технологии добычи нефти и их влияние на нефтеотдачу пластов привлекли внимание исследователей давно, нов технологии бурения на эти явления долго не обращали должного внимания. Однако часто наблюдаемое необратимое снижение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) при его первичном вскрытии бурением заставило технологов всерьез заняться изучением этого явления. Можно выделить следующие основные причины снижения проницаемости ПЗП – общие для добывающих и нагнетательных скважин − кольматация устьев открытых пор породы частицами твердой дисперсной фазы бурового раствора, размер которых соизмерим с диаметром пор − кольматация каналов-пор в местах их сужения частицами фильтрующей породы, пришедшими в движение, и коагулятом мелких (коллоидных) частиц твердой дисперсной фазы, проникших в открытые поры породы с фильтратом бурового раствора − кольматация транспортных каналов нерастворимыми продуктами реакции веществ, содержащихся в фильтрате и поступающих в него из фильтрующей породы сужение и кольматация каналов фильтрации вследствие гидратационного набухания находящихся в породе глинистых минералов ÃÅÎËÎÃÈß увеличение толщины поверхностных адсорбционно-сольватных гидродинамически неподвижных слоев жидкой фазы. Изменение проницаемости породы при переходе от одного раствора к другому связано главным образом с изменением доли поперечного сечения поровых каналов, приходящейся на неподвижные или малоподвижные поверхностные (граничные) слои заполняющей поры жидкости. Поверхностные слои в зависимости от состава и свойств контактирующих фаз имеют толщину от нескольких нанометров до нескольких микрометров. Они могут представлять собой двойные электрические слои, образованные гидратированными ионами растворенных вводе минеральных солей, но могут быть и более сложными адсорбционно-сольватными структурами, состоящими из полифункциональных органических макромолекул разных типов. Однако и чистая вода, будучи полярным веществом, в поле действия поверхностных сил теряет свою подвижность например, ее вязкость в кварцевом капилляре, радиус которого уменьшается с 0,8–1 мкм до 3–4 нм, возрастает на 60–65 % [3]. Сохранность природной проницаемости приствольной зоны пласта – коллектора характеризуется качеством вскрытия продуктивного пласта при заканчивании нефтяных скважин. Эта зона кольматируется в большей степени компонентами скважинного флюида, проникающего в поровое пространство с фильтром бурового раствора. Рассмотрим один из механизмов кольматации: гидратационное набухание глинистых минералов, находящихся в породе пласта, приводящее к сужению и перекрытию транспортных каналов. Один из факторов снижения проницаемости продуктивного пласта для углеводородного флюида – химико-физический. Этот фактор часто недооценивают. Значение этого фактора зависит от геометрических параметров порового пространства продуктивного пласта и резко возрастает с уменьшением размера пор. При соприкосновении полярной (водной) и неполярной (углеводородной) фаз возникает капиллярное давление, зависящее от кривизны мениска. Согласно уравнению Лапласа + σ = 2 к 1 R R P , (2) где R 1 и R 2 – радиусы кривизны двух главных нормальных сечений поверхности раздела фаз σ – поверхностное (межфазное. В случае сферического мениска R 1 = R 2 = R = r. Тогда к) Более общему случаю неполного смачивания твердой поверхности (краевой угол θ > 0) отвечает уравнение к) Закон фильтрации Дарси достаточно описывает перемещение жидкой фазы по градиенту давления в поровом пространстве фильтрующей среды, представленной твердым телом с жесткой дисперсной структурой h P k s r q ∆ η ∆ = ⋅ , (5) где q – объём подвижной фазы η – вязкость τ – время, за которое жидкость проходит через слой среды ∆h – толщина среды s – площадь поперечного сечения Р – перепад давления Р = Р с – Р п ; Р с – давление скважины, Р п – давление пласта. Мерой проницаемости фильтрующей среды служит коэффициент проницаемости k (1 Д = 1 мкм. Уравнение Дарси подразумевает фильтрацию жидкости (η = const) в ламинарном режиме при отсутствии краевых эффектов, и предполагается, что гидродинамическое сопротивление ISSN 1812-9498. ÂÅÑÒÍÈÊ ÀÃÒÓ. 2008. № 6 (47) фильтрующего слоя по всей толщине остается постоянным в процессе фильтрации. Проникновение технологической жидкости в породу при вскрытии бурением происходит без соблюдения этих условий, те. В расчет проницаемости по уравнению Дарси следует вносить поправку на действие капиллярных сил. Тогда надо учитывать Р к положительной величиной, если оно способствует фильтрации, и отрицательной, если оно противодействует ей. По мере уменьшения геометрических размеров каналов фильтрации возрастает роль капиллярного давления, функционально связанного с краевым углом θ. Величина краевого угла θ определяется соотношением термодинамических параметров трех контактирующих фаз и определяется из уравнения Юнга в.г т.в т.г cos σ σ − σ = θ , (6) где т.г σ , т.в σ , в.г σ – поверхностное (межфазное) натяжение на границе соответственно твердого тела с неполярной средой (жидким или газообразным углеводородом, твердого тела с полярной жидкостью (водной фазой) и двух подвижных фаз (углеводородной и водной. Рассмотрим явление гистерезиса краевого угла (гистерезиса смачивания, серьезно влияющего на фазовую проницаемость горной породы, когда угол натекания всегда больше равновесного угла (на угол оттекания – меньше (о < θ). В зависимости от направления и условий, в простейшем случае двухфазной фильтрации меняется угол смачивания, следовательно, кривизна мениска, а значит, и сила капиллярного давления. Путем гидрофобизации приствольной зоны продуктивного пласта капиллярное давление можно превратить из фактора снижения фазовой проницаемости этой зоны по нефти в фактор увеличения ее фазовой проницаемости. Лабораторные исследования и промысловая практика подтверждают целесообразность гидрофобизации (олеофилизации) фильтрующей породы с целью повышения её фазовой проницаемости для неполярной углеводородной фазы и одновременного снижения проницаемости для водной (полярной) фазы. Гидрофобизация поверхности поровых каналов фильтрующей породы может происходить путем образования тонкой фазовой пленки нерастворимого гидрофобного вещества или в результате адсорбции поверхностно-активного гидрофобизатора из контактирующей с твердой поверхностью жидкости. Наиболее распространенные гидрофобизаторы – тяжелые нефтяные углеводороды, азотсодержащие (катионные) поверхностно-активные вещества (ПАВ, элементоорганические (обычно кремний, иногда фторорганические) соединения. При вскрытии продуктивного пласта с использованием бурового раствора на водной основе гидрофобизирующие ингредиенты могут быть введены в промывочную жидкость в виде микроэмульсий, ПАВ – полимерных комплексов. Очевидна значимость межфазных явлений в системе скважина-пласт, в частности капиллярных явлений при вскрытии бурением продуктивных пластов. Однако задача эффективного использования в составе буровых растворов ПАВ, особенно в функции гидрофобизаторов пород – коллекторов, однозначного решения не имеет. Требуются серьезные усилия как по изучению этого явления, таки в разработке по устранению негативных последствий. Выводы Набухание глин и глиносодержащих горных пород в контакте с буровым раствором – фактор, который необходимо учитывать при бурении скважин в сложных геологических условиях. Поверхностные (межфазные) явления в процессе вскрытия продуктивных пластов играют такую же важную роль, как и регулирование нефтеотдачи заводненных пластов. Избирательность смачивания пластовым или скважинным флюидом твердых поверхностей транспортных каналов-пор нефтяного коллектора влияет на фазовую проницаемость фильтрующей породы и, как следствие, на продуктивность скважины. При этом состав, структура и свойства поверхностного слоя на границе твердой и жидкой фаз влияют на проницаемость не в меньшей степени, чем характер смачивания. ÃÅÎËÎÃÈß СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Новиков В. С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин. – М Недра, 2000. – 60 с. 2. Гиматудинов ШК Физика нефтяного пласта. – М Гостоптехиздат, 1963. – 274 с. 3. Щиц Л. А Роль климатических явлений при вскрытии нефтеносных пластов бурением // Тр. ВНИИБТ. – Вып. 2. – С. 1–8. Статья поступила в редакцию 13.10.2008 CLAY ROCK SWELLING G. I. Zhuravlev, N. F. Lyamina The interaction of drillable rocks with drilling mud water phase is the im- portant factor influenced the open borehole walls steadiness. Clay hydration is at- tended by its swelling and internal voltage growth in the hydrated rock volume leading to deformation, destruction, and finally dispersion of hydratable clay rock in the water phase of drilling mud. Clay rock swelling leads to the decay of dis- perse structure of drilling deposits, slide-rocks and collapses with the cavity for- mation, on the one hand, and to the narrowing of borehole as a result of plastic deformation and sticking, on the other hand. To register this phenomenon and to manage it during the process of borehole deepening it is necessary to define the parameters of anisotropy of swelling of drilling rocks. Clay and clay rock swelling together with drilling mud is the factor which should be taken into account for successful well-drilling. Key words: drilling mud, clay hydration, anisotropy parameters. |