Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Обзор и обобщение экспериментальных данных по опенке фильтрационно-емкостных свойств пласта и технологий воздействия на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин, а также аппаратуры и методик определения поверхностных свойств коллекторов по керну 13
1.1 Обзор, анализ и обобщение лабораторно-экспериментальных исследований объемных и фильтрационных свойств коллекторов. Использование новых методик и технологий 15
1.2 Обзор, анализ и обобщение применяемых технологий улучшения ПЗП, включая проведение промысловых экспериментов для оценки эффективности технологий и экспериментов как методов контроля результатов использования тех или иных реагентов 32
1.3 Обзор, анализ и обобщение используемых в практике рецептур реагентов и изготовление новых составов реагентов. Опыт их внедрения, сравнительная эффективность 59
1.4 Обзор, анализ и обобщение методик интерпретации промысловых и геолого-геофизических исследований. Сопоставление их эффективности и разработка новых, более информативных технологий 74
1.5 Понятие о смачиваемости. Виды и методы определения смачиваемости 85
1.6 Методика определения абсолютной проницаемости и открытой пористости породы 99
1.7 Методика определения коэффициента гидрофобизации поверхности пор образца 102
ГЛАВА 2 Экспериментальные исследования поверхностных и фильтрационно-емкостных свойств образцов керна месторождений крайнего севера 105
2.1 Определение поверхностных и фильтрационно-емкостных свойств образцов керна Ново-Уренгойского (пласты БУв-БУ ) и Ямбургского (пласты БУ5, БУб) месторождений 105
2.2 Определение открытой пористости и абсолютной проницаемости образцов керна валанжинских отложений Уренгойского (скв. №206.10), Ямбургского (скв. 413), Заполярного (скв. 115.07) месторождений 117
ГЛАВА 3 Экспериментальное определение коэффициента гидрофобизации пород-коллекторов валанжинских отложений месторождений крайнего севера 127
3.1 Постановка задачи. Схема проведения экспериментов 127
3.2 Исследование фильтрационно-емкостных и поверхностных свойств образцов керна валанжинских отложений Ямбургского, Уренгойского и Заполярного месторождений 129
3.3 Анализ полученных результатов. Исследование зависимости коэффициента гидрофобизации от коэффициентов открытой пористости, абсолютной проницаемости, адсорбционно-связанной нефти, адсорбционной емкости образцов керна Ямбургского, Уренгойского, Заполярного месторождений 134
3.4 Исследование изменения коэффициента гидрофобизации после насыщения конденсатом. Сравнение полученных результатов с коэффициентом гидрофобизации после насыщения пластовой водой 140
ГЛАВА 4 Моделирование влияния техногенно изменённых околоскважинных зон пласта на производительность газоконденсатных скважин 147
4.1 Влияние загрязнений скелета породы и факторов фильтрационного уплотнения породы на проницаемость 148
4.2.Влияние защемленных флюидов 149
4.3 Различные представления коэффициента нелинейности 153
4.4 Анализ влияния физико-химических свойств и состояния околоскважинной зоны 158
Заключение 164
Список литературы
- Обзор, анализ и обобщение применяемых технологий улучшения ПЗП, включая проведение промысловых экспериментов для оценки эффективности технологий и экспериментов как методов контроля результатов использования тех или иных реагентов
- Обзор, анализ и обобщение методик интерпретации промысловых и геолого-геофизических исследований. Сопоставление их эффективности и разработка новых, более информативных технологий
- Определение открытой пористости и абсолютной проницаемости образцов керна валанжинских отложений Уренгойского (скв. №206.10), Ямбургского (скв. 413), Заполярного (скв. 115.07) месторождений
- Исследование изменения коэффициента гидрофобизации после насыщения конденсатом. Сравнение полученных результатов с коэффициентом гидрофобизации после насыщения пластовой водой
Обзор, анализ и обобщение применяемых технологий улучшения ПЗП, включая проведение промысловых экспериментов для оценки эффективности технологий и экспериментов как методов контроля результатов использования тех или иных реагентов
В работе М.В. Зайцева «Гидродинамический анализ влияния изменений околоскважинных зон пласта на производительность скважин в процессе разработки месторождений», представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук [61], автором поставлена цель - «Количественный и качественный анализ влияния изменений состояний околоскважинных зон пласта на производительность эксплуатационных и нагнетательных скважин».
Научная новизна работы: 1. «Разработан комплекс гидродинамических моделей влияния изменений околоскважинных зон на производительность скважин, отличающийся от известных тем, что позволяет в явном виде учитывать: комплексный механизм поражения пласта в околоскважинных зонах; реальный характер радиальной неоднородности околоскважинных зон по проницаемости; реальный характер изменения проницаемости пласта в зависимости от изменения пластового давления; изменение проницаемости околоскважинных зон за счет капиллярного защемления несмачивающей и смачивающей фаз». 2. «Исследован вклад различных механизмов изменения природных фильтрационных свойств пласта (загрязнения, деформирования, защемления флюидов) в изменение производительности скважины при сложнопостроенных околоскважинных зонах. Показано, что при совместном влиянии загрязнения и деформирования околоскважинной части пласта неучет особенностей радиальных изменений проницаемости приводит к ошибкам в определении производительности скважины в 1,5 раза и более, в частности: неучет реального характера зависимости проницаемости от пластового давления приводит к ошибкам в определении производительности в 2-3 раза; совместное влияние загрязнения и капиллярного защемления флюидов в околоскважинной области пласта обусловливает изменение продуктивности в 2-3 раза для добывающих и приемистости для нагнетательных скважин. Влияние загрязнения в околоскважинной области пласта приводит к дополнительному снижению производительности по сравнению с влиянием только защемленных флюидов в 1,5-2 раза». 3. «В горизонтальных скважинах основные закономерности совместного влияния различных механизмов загрязнения на производительность скважин качественно схожи со случаем вертикальных скважин». 4. «Предложены критерии оценки состояния околоскважинных зон, определяющие производительность скважин для сложнопостроенных околоскважинных зон, основанные на: анализе нелинейных индикаторных диаграмм с определением параметров загрязнения и деформирования пластов по данным анализа разновременных исследований; дифференцированном анализе интегральных значений скин-фактора с разделением его значений в зависимости от относительного вклада различных механизмов поражения пласта; определении средних значений проницаемости сложнопостроенных околоскважинных зон; критерии эффективности повышения производительности скважин при комплексных изменениях фильтрационных свойств в результате воздействия на околоскважинные зоны; учете условия неэффективности воздействия на сложнопостроенные околоскважинные зоны». Основные защищаемые положения:
«Обобщенные гидродинамические модели влияния сложнопостроенных околоскважинных зон на продуктивность скважин при комплексном механизме поражения пласта»..«Закономерности влияния сложнопостроенных околоскважинных зон пласта на продуктивность эксплуатационных и приемистость нагнетательных скважин». «Информационные критерии оценки влияния сложнопостроенных околоскважинных зон на производительность скважин».
В работе А.А. Ковалева «Повышение информативности моделирования разработки нефтяных месторождений путем уточнения фильтрационно-емкостных свойств пласта», представленной на соискание ученой степени кандидат технических наук [64], автором поставлена цель - «Экспериментальное изучение процессов двухфазной фильтрации, эффектов анизотропности фильтрационных характеристик, явлений капиллярного защемления нефтяной фазы, механизмов формирования остаточной нефтенасыщенности при фильтрации высоковязкой нефти на примере терригенных отложений пород-коллекторов месторождений Самарской области». Научная новизна работы: . «Впервые для месторождений Самарской области экспериментально исследована анизотропия фильтрационных характеристик (отношение фазовой проницаемости для нефти в вертикальном и латеральном направлениях) в зависимости от градиентов давления и насыщенности». . «Экспериментально изучено изменение смачиваемости и структуры пустотного пространства при фильтрации высоковязкой нефти на примере терригенного коллектора Пушкарихинского месторождения». . «Экспериментально установлена закономерность подвижности капиллярно-защемленной нефтяной фазы при различных скоростях вытеснения высоковязкой нефти водой на примере терригенного коллектора Горбуновского месторождения». . «Исследованы характеристики повышения степени гидрофобизации песчаных коллекторов и увеличения остаточной нефтенасыщенности образцов керна Южно-Неприковского месторождения при повторном нефтенасыщении». . «Предложена формула экспресс-оценки величины текущей нефте насыщенности на основе данных об обводненности и различия вязкостей нефти и воды». . «Предложены новые методические подходы определения величины остаточных запасов нефти, учитывающие значения текущей нефтенасыщенности».
Обзор, анализ и обобщение методик интерпретации промысловых и геолого-геофизических исследований. Сопоставление их эффективности и разработка новых, более информативных технологий
Наибольшее число работ посвящено оценке смачиваемости поверхности пор через краевой угол смачивания, либо через его тригонометрические функции. Наиболее полный анализ методов определения краевого угла смачивания дано в работе З.В. Волковой [9]. В работах Р. Ланчон, Ш.К. Гиматудинов, Н.С. Гудок 0 оценивается на основании данных о скорости впитывания жидкостей в исследуемый образец. Расчет 0 в данном состоянии поверхности образца можно провести, если известен 0 в другом состоянии смачивания той же поверхности [10, 14]. Многие исследователи вычисляют 0 на основании данных опытов по измерению капиллярных давлений в порах образцов (Ф. Беннер и др., Р. Слобод, X. Блюм, X. Дженингс, Э.Г. Рабиц, В.И. Петерсилье, Ю.Я. Белов) [43,88]. Группа методов основана на определении по данным измерений геометрических параметров капли исследуемой жидкости, которая формируется на поверхности образца, помещенного в полярно противоположную среду (Ф.И. Котяхов, Д.Н. Кузьмичев и М.С. Багов, К.И. Багринцева и Т.С. Преображенская) [4,23,24]. В ряде работ рекомендуется непосредственно измерять 0, используя вместо образцов керна гладкую поверхность кристаллов кварца, кальцита и некоторых других минералов, что, по мнению авторов, моделирует условия смачивания стенок пор пород (Р. Лич и др., Л. Трейбер и др.) [104].
Другой подход к характеристике поверхностных взаимодействий продуктивных пород с флюидами связан с использованием тех или иных относительных параметров, измеряемых в опытах и зависящих от относительной проницаемости пор жидкостями разной полярности (Е. Эммот, Б.И. Тульбович, Л. Кюйек и др., Э.А. Былина и Я.Л. Белорай, А.В. Инюткина и М.С. Багов, В.И. Тюрин, Г.В. Рудаков) [7,20,54,83]. Данные этих методов, характеризующие состояние поверхности, не дают возможности перейти к расчету объема фильтрационно неподвижных углеводородов в порах пород. С этой целью более перспективен подход через исследование адсорбционных взаимодействий пород с водой и углеводородами. Адсорбция воды горными породами изучается очень широким кругом исследователей (А.А. Роде, Ф.Д. Овчаренко, Р.И. Тарасевич и мн. др.) [45, 51]. Адсорбции углеводородов продуктивными породами также посвящены многие работы (причем показано, что адсорбируются многочисленные компоненты газа и нефти, в частности, метан (К.И. Багринцева, З.И. Козловцева) [3]. Однако адсорбция углеводородов тем интенсивнее, чем больше размеры их молекул и длина углеводородных цепей (В.Э. Вассерберг, КБ. Аширов, И.Л. Мархасин, А.Г. Милешина, М.К. Калинко, Г.И. Сафонова) [2,8,25,26]. В совместном присутствии адсорбционно-активная поверхность пород распределяется между водой и углеводородами согласно их энергиям адсорбции (М. Леверетт, Ф. Беннер, Ф. Бартелл, А.В. Фрост, Р. Иогансен, М.М. Кусаков и Л.И. Мекеницкая, Т.Т. Клубова) [22, 56]. На основании этих данных возникает возможность характеризовать поверхностные взаимодействия на границе раздела порода - флюиды через ту долю активной поверхности, которая в естественном состоянии смачиваемости образца занята водой и углеводородами или другими неполярными компонентами поровых флюидов. При известной адсорбционной емкости породы это дает возможность вычислить содержание адсорбированных и, следовательно, неизвлекаемых при разработке методом заводнения углеводородов в порах продуктивных пород. Определение относительной смачиваемости поверхности пор через коэффициент распределения ее между флюидами разрабатывали Р. Браун и И. Фэтт [88, 92], используя метод ядерного магнитного резонанса. Опыты проводились на моделях пород. Тот же коэффициент О. Холбрук и Д. Бернард [93] рекомендовали определять с помощью адсорбции метиленового голубого на керне до и после экстракции веществ, гидрофобизирующих поверхность пор. В.И. Петерсилье, Э.Г. Рабиц и Ю.Я. Белов предложили определять долю гидрофильной поверхности пор, относя количество остаточной воды К0.в, найденное капиллярометрическим методом на свежем керне, к той же величине после устранения гидрофобизации образца. Возможность изучения распределения адсорбционно-активной поверхности пор продуктивных пород между водой и неполярными веществами с по мощью изотерм и паров воды была изучена Л.К. Танкаевой. Тем же автором указана возможность расчета коэффициента гидрофобизации (доли поверхности пор, занятой адсорбированными неполярными веществами в совместном присутствии с водой) по хроматографическим данным и по данным определений остаточной воды и нефти в образцах керна [48].
Определение краевого угла смачивания (измерение контактного угла 0). Смачиваемость жидкостью твердой поверхности может характеризоваться «краевым эффектом» (образованием мениска) на границе раздела трех фаз (например, порода - вода - нефть) [15,95]. Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то она под действием молекулярных сил растечется и примет форму линзы. Угол, образованный касательной к капле в точках ее периметра зависит от поверхностных натяжений на границе раздела фаз (поверхностное натяжение - это работа обратимого изотермического процесса по образованию единицы новой площади поверхности раздела или сила, действующая на единицу длины контура поверхности и стремящаяся сократить поверхность до минимума при заданных объемах фаз).
Из условий равновесия векторов (угол смачивания отвечает термодинамическому равновесию), без учета сил тяжести получим уравнение Юнга В - некоторая постоянная. В этих уравнениях о2 зи і з практически неизвестны, поэтому о соотношении поверхностных натяжений судят по углу смачивания.
Из выражения видно, что чем меньше значение поверхностного натяжения между твердой поверхностью и жидкостью, тем лучше смачивается поверхность. Или по-другому, поверхность должна лучше смачиваться той жидкостью, которая обладает меньшей разностью полярностей между твердым телом и жидкостью, т.е. меньшим значением поверхностного натяжения на их границе (Рисунок 1.1). Если 0 0 90 (1 cos0 0) - поверхность гидрофильна, 90 0 180 (0 cosO -1) - поверхность гидрофобна. Значение 0, если исключить влияние силы тяжести, не зависит от размеров капли и определяется лишь молекулярными свойствами поверхности твердого тела и соприкасающихся фаз. Поэтому, исходя из теории поверхностных явлений, можно установить связь краевого угла смачивания 0 с поверхностным натяжением между твердым телом и жидкостью.
Угол смачивания зависит от множества факторов: механического строения поверхности, адсорбции на ней газов, поверхностно-активных и других веществ, а также от ее загрязнения, электрического заряда и т.д.
Определение открытой пористости и абсолютной проницаемости образцов керна валанжинских отложений Уренгойского (скв. №206.10), Ямбургского (скв. 413), Заполярного (скв. 115.07) месторождений
Для моделирования возможных ситуаций фильтрации флюидов в коллекторах [28,34,35] месторождений Крайнего Севера, автором выполнены серии следующих экспериментов для изучения: 1. Качественных (смачиваемые или не смачиваемые) и количественных характеристик кернового материала. 2. Зависимостей коэффициентов открытой пористости, абсолютной проницаемости и гидрофобизации от глубины отбора кернового материала. 3. Зависимостей коэффициента гидрофобизации от коэффициентов открытой пористости, абсолютной проницаемости, адсорбционно-связанной нефти и адсорбционной емкости. 4. Зависимостей коэффициентов открытой пористости, абсолютной проницаемости от адсорбционной емкости. 5. Зависимостей коэффициентов открытой пористости, абсолютной проницаемости, адсорбционно-связанной нефти от коэффициента гидрофобизации до насыщения и после насыщения образцов керна конденсатом.
Для проведения экспериментов было необходимо произвести экстрагирование отобранного кернового материала Ямбургского (16 образцов), Уренгойского (9 образцов) и Заполярного (18 образцов) месторождений для дальнейшего нахождения коэффициентов открытой пористости, эффективной пористости, абсолютной проницаемости, адсорбционно-связанной нефти, адсорбционно-связанной воды, общей адсорбционной емкости, коэффициента гидрофобизации.
Методика экстрагирования заключалась в длительной выдержке нефтенасыщенных образцов керна в растворителе с целью извлечения органического содержимого из пор породы и осуществлялась в аппаратах «Сокслета». Экстракция производилась разными растворителями такими как: спиртобензольная смесь, толуол, четыреххлористый углерод, хлороформ и др. В данном эксперименте сначала использовали хлороформ, затем спирт, выдерживали над парами воды и сушили в сушильном шкафу при температуре 105 С до постоянного веса [49]. Коэффициент открытой пористости определялся по способу И.А. Преображенского [23]. Коэффициент абсолютной проницаемости определялся по воздуху при малых давлениях [11]. Коэффициент эффективной пористости определяется, как отношение объема вытесненного керосина к объему образца [23]. Количественно смачиваемость можно охарактеризовать коэффициентом гидрофобизации 9Н. [35,84] Коэффициент гидрофобизации, как долю площади поверхности пор, занятую углеводородами, определяют по кривым изотермической сушки образцов керна (метод испарения). Метод заключается в удалении воды из пор водонасыщенного образца и измерении количества удаляемой воды до и после устранения гидрофобизации [33,37].
Методика проведения экспериментов состоит в следующем.
1. Берут образец отобранного из скважины керна весом 20-25 г из расчета, чтобы его объем пор был 1-1,5 см3, вакуумируют при остаточном давлении 10"1 мм рт. ст. в течение 6 ч и насыщают под вакуумом дистиллированной водой. После насыщения и 30-ти минутного дополнительного вакуумирования образцы извлекают из воды.
2. Насыщеный водой образец помещают в сушильную установку, которая представляет собой весы, помещенные в термостат с постоянной низкой относительной влажностью воздуха 33 % и температурой 25 С.
Влажность поддерживается насыщенным раствором хлористого магния и перемешиванием воздуха в ходе эксперимента встроенным вентилятором. В течение опыта непрерывно регистрируют массу образца и время сушки. В результате получают первую кривую сушки, представляющую собой зависимость влагосодержания от времени сушки.
После окончания опыта образец помещают в сушильный шкаф и сушат его при температуре 105 С до постоянного веса. Образец экстрагируют в аппарате «Сокслета» последовательно хлороформом и спиртом. Экстракция проводится до прекращения свечения пробы из экстрактора под ультрафиолетовым светом. Экстрагированный образец насыщают дистиллированной водой, как в пункте 1. Получают вторую кривую сушки, как в пункте 2. Из кривых сушки до и после экстракции находят объемы свободно испарившейся влаги Wi и W2 и рассчитывают коэффициент гидрофобизации вн, который представляет собой долю площади поверхности порового пространства, занятую углеводородами [33].
Исследование фильтрационно-емкостных и поверхностных свойств образцов керна валанжинских отложений Ямбургского, Уренгойского и Заполярного месторождений Результаты экспериментов представлены в таблице 3.1 для Ямбургского месторождения, в таблице 3.2 для Заполярного месторождения и в таблице 3.3 для Уренгойского месторождения.
Из таблицы 3.1 видно, что интервал отбора керна из скважины № 413 Ямбургского месторождения (2736,32-2823,15м). Диапазон изменения отрытой пористости - от 13 до 18,9%. Диапазон изменения эффективной пористости - от 9,1 до 15,3%. Абсолютная проницаемость изменяется от 2,55 до 147,75 мД. Общая адсорбционная емкость изменяется от 17,9-30%. Коэффициент гидрофобизации изменяется в диапазоне от 0,7 до 13,2%. Коэффициент адсорбционно-связанной нефти - от 0,1 до 3,9%. Коэффициент адсорбционно-связанной воды - от 17,8 до29%.
Из таблицы 3.3 видно, что интервал отбора керна из скважины № 20610 Уренгойского месторождения (2816,22-2842,62м). Диапазон изменения отрытой пористости - от 14,8 до 16,7%. Диапазон изменения эффективной пористости - от 11,1 до 13,5%. Абсолютная проницаемость изменяется от 14,71 до 32,64 мД. Общая адсорбционная емкость изменяется от 19,1 до 24,9%. Коэффициент гидрофобизации изменяется в диапазоне от 1,5 до 8,1%. Коэффициент адсорбционно-связанной нефти - от 0,3 до 1,6%. Коэффициент адсорбционно-связанной воды - от 17,7 до 24,3%.
На основе проведенных исследований автором простроены зависимости коэффициентов открытой пористости, проницаемости и гидрофобизации от глубины отбора керна Ямбургского, Уренгойского и Заполярного месторождений (Рисунок 3.1).
Исследование изменения коэффициента гидрофобизации после насыщения конденсатом. Сравнение полученных результатов с коэффициентом гидрофобизации после насыщения пластовой водой
На рисунке 4.3 представлены кривые зависимостей Q/Quucm от радиуса зоны загрязнения для разных вариантов /?, рассчитанных с учетом сжимаемости. Выделяются 1, 6 и 8 варианты коэффициента нелинейности. Остальные же виды сохраняют общий тренд. В связи с этим дальше рассматриваться будут только стандартный вариант с константами Сг = 1 и С2 = 0.5 (на графиках обозначается как «ст-т D=l»), а также варианты под номером 1, 6, 8 и 10.
Учет влияния загрязнения околоскважинной зоны. Влияние эффектов кольматации моделировалось введением функции А(г), которая равна единице в незагрязненной области, и принимает значение в интервале (0,1) в загрязненной.
Учет влияния смачиваемости. Смачиваемость жидкостью твердой поверхности может характеризоваться «краевым эффектом» (образованием мениска) на границе раздела трех фаз (например, порода-вода-нефть) [15,53].
Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то она под действием молекулярных сил растечется и примет форму линзы.
Угол, образованный касательной к капле в точках ее периметра зависит от поверхностных натяжений на границе раздела фаз (поверхностное натяжение - это работа обратимого изотермического процесса по образованию единицы новой площади поверхности раздела или сила, действующая на единицу длины контура поверхности и стремящаяся сократить поверхность до минимума при заданных объемах фаз).
Из условий равновесия векторов (угол смачивания отвечает термодинамическому равновесию), без учета сил тяжести получим уравнение Юнга:
В этих уравнениях а2,3 и а1,3 практически неизвестны, поэтому о соотношении поверхностных натяжений судят по углу смачивания.
Из выражения видно, что чем меньше значение поверхностного натяжения между твердой поверхностью и жидкостью, тем лучше смачивается поверхность. Или по-другому, поверхность должна лучше смачиваться той жидкостью, которая обладает меньшей разностью полярностей между твердым телом и жидкостью, т. е. меньшим значением поверхностного натяжения на их границе (Рисунок 4.6). Если 0 0 90 (1 cosG 0) - поверхность гидрофильна, 90 0 180 (0 cos0 - 1) -поверхность гидрофобна. Значение 0, если исключить влияние силы тяжести, не зависит от размеров капли и определяется лишь молекулярными свойствами поверхности твердого тела и соприкасающихся фаз. Поэтому, исходя из теории поверхностных явлений, можно установить связь краевого угла смачивания 0 с поверхностным натяжением между твердым телом и жидкостью.
Угол смачивания - неустойчив, его значение меняется от поры к поре, так как на него влияет множеств факторов: механическое строение поверхности, адсорбция на ней газов, поверхностно-активных и других веществ, загрязнения, электрического заряда и т. д. Поэтому целесообразно вместо угла смачивания использовать отнисительный параметр - коэффииент гидрофобизации, характеризующий долю гидрофобных участков порового пространства в коллекторе.
Учет влияния защемления флюидов. Остаточная насыщенность флюидов зависит от соотношения сил в защемленной фазе, которое может быть выражено капиллярным числом. Капиллярное число - это отношение между силами вязкости и капиллярными силами:
Как показывают расчеты, Дебит скважины сильно зависит от вида коэффициент нелинейности /?. Таким образом, для адекватного моделирования притока флюида к скважине необходимо как можно точнее определять значения коэффициента нелинейности.
Анализ влияния загрязнения околоскважинной зоны. Для анализа влияния загрязнения околоскважинной зоны были построены графики зависимостей отношения дебита скважины с загрязненной околоскважинной зоной к дебиту скважины с чистой околоскважинной зоной от радиуса зоны загрязнения для ступенчатого, корневого и квадратичного вида функции загрязнения А (г) при минимальном значении этой функции 0.8, 0.5 и 0.1. На рисунке 4.8 показаны кривые для квадратичной функции. На рисунке 4.9 представлено сравнение видов при Amin = 0,1.
Индикаторные кривые для трех видов функции кольматации и индикаторная кривая для чистого пласта Из представленной информации видно, что загрязнение даже небольшого слоя околоскважинной зоны существенно влияет на дебит скважины. Анализ влияния сжимаемости. Для анализа влияния сжимаемости были выбраны коэффициенты а = 0.04 МПа-1 и /=0.155, при которых в случае рк= 100 атм.; рс= 10 атм. проницаемость на забое снижается на 30%. На рисунке 4.11 изображены индикаторные кривые для экспоненциальной (4.10) и степенной (4.11) функции f(p), моделирующей сжимаемость.
Из представленного графика видно, что для точного моделирования необходимо учитывать поведение скелета породы при изменении давления в пласте.
Анализ влияния защемления флюидов. На рисунке 4.12 и рисунке 4.13 представлены индикаторные кривые для гидрофильного и гидрофобного пласта, отличающиеся значениями остаточных насыщенностей при определенных капиллярных числах.
На рисунке 4.14 дано изменение отношения дебитов гидрофильного и гидрофобного пластов при изменении квадрата депрессии. Из рисунка 4.14 можно выявить следующую закономерность: увеличение депрессии в гидрофобных пластах дает больший относительный прирост дебита скважин, чем в гидрофильных.
Из представленных данных ясно, что для корректного моделирования притока флюида к газоконденсатной скважине необходимо точно вычислять остаточные насыщенности с учетом гидрофобности/гидрофильности пласта.