# MLt ^ 84 воды и вызывает закупоривание отдельных пор или участков норового пространства. Другой причиной эмульгирования внутрипоровой нефти является наличие в фильтрате эмульсионного бурового раствора («нефть в воде») значительного количества эмульгатора. Эмульгирование происходит в связи с увеличением скорости сдвига эмульсий в сужениях фильтрационных каналов, хотя общая скорость течения их мала. Если при этом образуется устойчивая эмульсия, ее капельки запираются в порах и снижают эффективную проницаемость. Однако эмульгатор присутствует в фильтрате лишь в том случае, когда в эмульсионном буровом растворе имеется его избыток. Экспериментальные исследования показали, что фильтрация через газонасыщенную породу фильтрата промывочной жидкости при определенных условиях может сопровождаться образованием в порах газовых дисперсий [116]. Так как вязкость дисперсий выше вязкости чистой жидкости, то их наличие ухудшает фильтрационные свойства коллектора, особенно в низкопроницаемых пластах. Для образцов с проницаемостью 0,15-^0,17 мкм образование газовых дисперсий наблюдается при скорости нагнетания фильтрата в образец Уф> 2,10-2 м/с. Пена, образовавшиеся в призабойной зоне продуктивного пласта, вследствие большой вязкости и малотекучести всегда вызывают снижение проницаемости пористой среды и, следовательно, уменьшают продуктивность газовых скважин. Образовавшаяся в пористой среде пена обладает тиксотропными свойствами, т.е. при градиентах давления ниже минимальных фильтрация прекращается и наступает состояние неподвижности. Из этого состояния она может быть выведена лишь при градиентах давлений более высоких, чем действовавших до ее остановки. В то же время пена в пористой среде ведет себя как самостоятельная фаза и значительно снижает фазовую проницаемость по газу (примерно в 16-23 раз). Степень снижения проницаемости ПЗП зависит также от глубины проникновения водной фазы буровых растворов в пласт. Глубина проникновения фильтрата в промысловых условиях зависит от величины, избыточного давления, коллекторских свойств породы, свойств бурового раствора, времени воздействия раствора на пласт. При нормальных значениях репрессии на пласт глубина проникновения фильтрата в гранулярный коллектор составляет величину от 0,25 до 0,75 м и зависит от проницаемости фильтрационной корки и зоны кольматации. Чем больше показатель фильтрации бурового раствора, тем в большем объеме и на большую глубину фильтрат проникает в пласт. В нефтенасыщен |
279 Снижение естественной проницаемости призабойной зоны в результате проникновения фильтрата объясняется также возможностью образования в ней эмульсий. Вязкость эмульсий выше вязкости нефти, в результате происходит рост гидравлических сопротивлений фильтрации нефти к скважине. В зависимости от условий возможно образование эмульсий как первого рода (нефть в воде), так и второго рода (вода в нефти). В качестве эмульгаторов выступают асфальтосмолистые вещества нефти, которые концентрируются на поверхности раздела нефть-вода, образуя твердые пленки. Наличие таких пленок исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупоривание отдельных пор или участков норового пространства. Другой причиной эмульгирования внутрипоровой нефти является наличие в фильтрате эмульсионного бурового раствора ("нефть в воде") значительного количества эмульгатора. Эмульгирование происходит в связи с увеличением скорости сдвига эмульсий в сужениях фильтрационных каналов, хотя общая скорость течения их мала. Если при этом образуется устойчивая эмульсия, ее капельки запираются в порах и снижают эффективную проницаемость. Однако эмульгатор присутствует в фильтрате лишь в том случае, когда в эмульсионном буровом растворе имеется его избыток. Экспериментальные исследования показали, что фильтрация через газонасыщенную породу фильтрата промывочной жидкости при определенных условиях может сопровождаться образованием в порах газовых дисперсий [31]. Так как вязкость дисперсий выше вязкости чистой жидкости, то их наличие ухудшает фильтрационные свойства коллектора, особенно в низкопроницаемых пластах. Для образцов с проницаемостью 0,150,17 мкм2 образование газовых дисперсий наблюдается при скорости нагнетания фильтрата в образец Уф> 2.10-2 м/с. Пены, образовавшиеся в призабойной зоне продуктивного пласта, вследствие большой вязкости и малотекучести всегда вызывают снижение проницаемости пористой среды и, следовательно, уменьшают продуктивность газовых скважин. 280 Образовавшаяся в пористой среде пена обладает тиксотропными свойствами, то есть при градиентах давления ниже минимальных фильтрация прекрапдается и наступает состояние неподвижности. Из этого состояния она может быть выведена лишь при градиентах давлений более высоких, чем действовавших до ее остановки. В то же время пена в пористой среде ведет себя как самостоятельная фаза и значительно снижает фазовую проницаемость по газу (примерно в 16-23 раз). Степень снижения проницаемости ПЗП зависит также от глубины проникновения водной фазы буровых растворов в пласт. Глубина проникновения фильтрата в промысловых условиях зависит от величины, избыточного давления, коллекторских свойств породы, свойств бурового раствора, времени воздействия раствора на пласт. При нормированных значениях репрессии на пласт глубина проникновения фильтрата в гранулярный коллектор составляет величину от 0,25 до 0,75 м и зависит от проницаемости фильтрационной корки и зоны кольматации. Чем больше показатель фильтрации бурового раствора, тем в большем объеме и на большую глубину фильтрат проникает в пласт. В нефтенасьщенных пластах радиус зоны проникновения за первые 15-20 суток достигает 0,8-2 м, а при длительном воздействии может увеличиться до 4-6 м и более. В газонасыщенных пластах радиус зоны проникновения фильтрата через 15-20 сут может достигать 2-4 м, а в последующем 8-12 м [275]. Глубокое проникновение водной фазы растворов в пласт в сочетании с процессами физико-химического воздействия фильтрата с коллектором и насыщающими флюидами приводит к снижению проницаемости ПЗП и необходимости увеличивать предельные значения давлений, при которых можно осуществить вызов притока. Для глубины проникновения 0,5 м величина дополнительного давления достигает 3,5 МПа, а для глубины проникновения 2 м до 6,5 МПа, что соответствует градиентам давления соответственно 7 и 3,25 МПа/м [297]. Если в случае вскрытия продуктивных горизонтов с высокими пласто |