Що входить до складу порід-колекторів

Породи колектори, що складені пісковиком, в більшості випадків вміщують в собі глинистий матеріал, який може бути цементуючою речовиною або домішками. Кількість глинистого матеріалу може коливатись від 1 до 10%, хоча бувають випадки, коли його вміст досягає 50%.

При потраплянні фільтрату промивальної рідини в пласт відбувається набухання глинистого матеріалу, яке призводить до зменшення пористості та проникності. За даними академіка Л. Лейбензона, зменшення пористості на 5% викликає зменшення проникності на 21%, а Дж. Амікс вказує, що внаслідок набухання глини гірських порід, проникність може зменшитись в 50 і більше разів. Найбільші об’ємні зміни відбуваються у глин групи монтморилоніту та його сумішей з каолінітом і хлоритом. За даними деяких науковців пори, які вміщують цемент із монтморилоніту, при контакті з водою можуть повністю втратити проникність. Пластова вода не викликає набухання внаслідок усталеної іонної рівноваги.

Зміна проникності порід-колекторів під впливом набухання глин залежить від кількості і мінерального складу глини, її дисперсності та характеру розподілу в породі, розміру пор і структури порового простору, хімічного складу фільтрату і часу його контакту з породою, показника рН. Найбільше набухання викликають прісні та лужні, значно менше - жорсткі високомінералізовані води.

Кальцієві глини однаково набухають як у прісній, так і мінералізованій водах, а загальний ступінь їх набухання значно менший ніж у монтморилонітових глин. Дослідження науковців показують, що ступінь набухання глин можна значно зменшити з використанням в промивальних рідинах ПАР.

Тому, для попередження зменшення природної проникності порід-колекторів, необхідно знати їх речовинний склад і підбирати таку промивальну рідину, фільтрат якої матиме мінімальний негативний вплив на глинистий матеріал породи.

Утворення в порах стійких

Водонафтових емульсій

При змішуванні води та нафти можливе утворення двох типів емульсій: “вода в нафті” та “нафта у воді”. У початковий момент перемішування утворюються емульсії обох типів, але найбільш стійкою є емульсія типу “вода в нафті”. Науковці наголошують на різних причинах утворення емульсій, основними з яких можуть бути:

- самовільне диспергування одного рідкого середовища в іншому;

- інтенсифікація процесу розпаду фільтрату на дрібні краплі при русі фільтрату через пори малих розмірів;

- пульсація тисків на вибої (при СПО тиск зростає і падає; зміна густини промивальної рідини; проявлення і т.п.), внаслідок чого відбувається інтенсивне перемішування рідин;

- перемішування нафти і фільтрату на вибої під час буріння і поступання емульсії у пласт під дією репресії.

Якщо фільтрат промивальної рідини лужний, то ймовірність утворення стійкої емульсії збільшується за рахунок зменшення поверхневого натягу на поверхні розділу фаз. Крім цього, в процесі утворення емульсій беруть участь емульгатори до, яких належать асфальтени та смоли і інші компоненти, які надають нафтам темного кольору, а також парафіни. В природних умовах такі емульсії являють здебільшого, масу найдрібніших краплинок води, диспергованих у нафтовому середовищі, тобто вони мають гідрофобний характер.

Не дивлячись на різноманітність причин та поглядів на механізм утворення емульсій у пластових умовах, сам факт їх утворення не викликає сумнівів.

Найважливішим у процесі освоєння та експлуатації свердловини є питання про стійкість та умови витіснення емульсій, що утворились у порах порід-колекторів. Стійкість емульсій залежить від складу нафти та фільтрату промивальної рідини, при цьому на поверхні розділу нафта-вода концентруються асфальтосмолисті речовини, які утворюють тверді плівки, що перешкоджають злипанню крапель води. Але домішка до води 0,2% Na₂CO₃, NaOH, CaCl₂, NaCl, ССБ робить емульсії менш стійкими. Мінералізація прісної води також зменшує стійкість емульсії, але повного розшарування емульсій не спостерігається в жодному випадку. Такі емульсії мають не тільки велику в’язкість і тиксотропні властивості, але й малорухомі, а в стані спокою подібні на гель. Тому для фільтрації флюїдів через ділянки зайняті емульсіями, потрібно більші перепади тисків, створити які інколи практично неможливо.

Для зменшення негативного впливу промивальних рідин на проникність порід- колекторів необхідно створити умови, які б виключали можливість утворення емульсій, або хоча б зменшували їх стійкість. Це може бути досягнуто за рахунок домішок до промивальних рідин поверхнево-активних речовин (ПАР) – деемульгаторів. Але повністю виключити можливість утворення емульсій при розкритті продуктивних пластів можна шляхом використання промивальних рідин, фільтрати яких не схильні до таких процесів, або газоподібних агентів.