3.5.1.1 Evaluación de laboratorio de daños en yacimientos
La tecnología de evaluación de daños en yacimientos incluye evaluación interior y evaluación in situ. El propósito de la evaluación interior es estudiar la sensibilidad de la capa de petróleo y gas, cooperar con el estudio del mecanismo y al mismo tiempo evaluar la viabilidad y decisión de la tecnología de protección propuesta para proporcionar una base para la implementación en el sitio. La Figura 3-167 es el diagrama de flujo del experimento de evaluación de daños en el interior del yacimiento. Los métodos convencionales de evaluación de daños en yacimientos en laboratorio estudian principalmente el mecanismo de daño de los núcleos obteniendo núcleos de yacimientos en el área de estudio o utilizando núcleos estándar y realizando pruebas de flujo de núcleos en condiciones simuladas de campo de yacimientos.
Figura 3-167 Diagrama de bloques experimental de evaluación interior de daños a yacimientos
Desde principios de la década de 1960, la mayoría de los laboratorios geológicos de petróleo y gas de mi país han establecido métodos de prueba de cinco sensibilidades, principalmente para agua. sensibilidad, sensibilidad a los ácidos, sensibilidad a los álcalis, sensibilidad a la sal y sensibilidad a la velocidad. Los resultados de las pruebas sirven como referencia importante para una serie de tecnologías como la inhibición de la expansión de la arcilla, el uso racional del ácido, el ajuste apropiado de la salinidad del agua y el control correcto del flujo de producción. Los métodos convencionales de evaluación de interiores de cinco sentidos son relativamente maduros. El estándar de la industria petrolera SY/T 5358-2002 "Método de evaluación del experimento de flujo de sensibilidad del yacimiento" involucra principalmente los cinco métodos de prueba de daño de sensibilidad e indicadores de evaluación de sensibilidad al agua, sensibilidad a los ácidos, sensibilidad a los álcalis, sensibilidad a las sales y sensibilidad a la velocidad, básicamente después de muchas revisiones. cumplir con los requisitos de la práctica de producción.
(1) Evaluación de la sensibilidad a la temperatura
Durante el proceso de perforación y terminación, a medida que los fluidos externos ingresan al yacimiento de petróleo y gas, la temperatura de la formación cerca del pozo se puede reducir. causando ciertos efectos en la formación El impacto se manifiesta principalmente en los siguientes aspectos: primero, debido a la caída de la temperatura de la formación, se deposita y escala materia orgánica como coloides y asfaltenos en el yacimiento; temperatura, las sustancias inorgánicas precipitan y se incrustan en tercer lugar, debido a que la temperatura de la formación cae y algunos minerales en la formación cambian; Por lo tanto, la sensibilidad a la temperatura se refiere al fenómeno de cambios en la permeabilidad de la formación debido a caídas de temperatura causadas por fluidos externos que ingresan a la formación. La evaluación cuantitativa de este efecto es más complicada, especialmente cuando la temperatura de formación es alta, porque todo el dispositivo experimental debe estar en un dispositivo de temperatura constante de alta temperatura y hay dos fluidos experimentales, uno es usar agua de formación para experimentos, y el otro es que se realizaron experimentos con petróleo crudo de formación. Cuando el fluido experimental es agua de formación, el método específico es el siguiente:
1) Seleccionar el núcleo experimental y medir la longitud y el diámetro.
2) Seleccione los puntos de temperatura experimentales como T1, T2, T3, T4, T5 y T6 respectivamente donde T1 es la temperatura de formación, T6 es la temperatura del suelo y la diferencia de temperatura entre cada punto es δT; = (T6-T 1)/5.
3) A la temperatura experimental T1, utilizar el agua de formación para medir la permeabilidad estable K1 del núcleo en condiciones por debajo de la velocidad crítica.
4) Cambie la temperatura experimental (la temperatura debe ser constante durante más de 2 horas) y repita el paso 3) hasta que se mida la permeabilidad estable del núcleo K6 correspondiente al último punto de temperatura experimental T6.
La permeabilidad magnética Ki-1 correspondiente a Ti-1 y la permeabilidad magnética Ki correspondiente a Ti satisfacen la siguiente fórmula:
(Ki-1-Ki)/Ki-1 × 100%≥5%
Indica que se produce sensibilidad a la temperatura, entonces Ti-1 es el valor de temperatura crítica. El método de cálculo del grado de daño es el siguiente:
El grado de daño = (Kmax-Kmin)/Kmax×100% donde: Kmax es el valor máximo de cada punto de permeabilidad en la curva de cambio de permeabilidad. , μm 2; Kmin es la penetración El valor mínimo de cada punto de permeabilidad en la curva de cambio de velocidad, μm2.
Actualmente no existe un estándar unificado para los indicadores de evaluación. Puede utilizar los estándares de la Tabla 3-16 para la evaluación.
Tabla 3-16 Índice de evaluación de sensibilidad a la temperatura
Cuando el fluido experimental es petróleo crudo de formación, antes de medir la permeabilidad K1, se debe evacuar el núcleo para saturar el agua de formación y luego El núcleo se desplaza con petróleo crudo de formación para establecer una saturación de agua irreducible. Otros métodos son similares a cuando el fluido experimental es agua de formación, utilizando agua de formación en lugar de petróleo crudo de formación y midiendo la permeabilidad de la fase petrolera del núcleo a diferentes temperaturas. El método de cálculo y el índice de evaluación del grado de daño son los mismos que cuando el fluido experimental es agua de formación.
(2) Evaluación de la sensibilidad al estrés
La sensibilidad al estrés es la propiedad de que los parámetros físicos de las muestras de roca cambian con el estrés cuando se aplica un cierto esfuerzo efectivo, que refleja la geometría de los poros de la roca. Respuesta de la forma y morfología de la pared de la grieta a los cambios de tensión. Para yacimientos carbonatados con fracturas desarrolladas, la sensibilidad al estrés es un indicador digno de atención. En los últimos años, se han realizado muchos estudios relacionados sobre la sensibilidad al estrés, pero sus métodos experimentales de evaluación y sus indicadores de evaluación aún están bajo investigación y exploración. Existen métodos experimentales para la evaluación de la sensibilidad al estrés en el estándar de la industria petrolera SY/T5358-2002, y también existen métodos experimentales e indicadores de evaluación para la evaluación de la sensibilidad al estrés en libros técnicos publicados sobre la protección de capas de petróleo y gas, pero el énfasis es diferente. Aquí, presentamos un método experimental para la evaluación de la sensibilidad al estrés de yacimientos fracturados.
1) Determinar la relación funcional entre presión de confinamiento, presión de desplazamiento y tensión efectiva. La tensión efectiva σ realmente soportada por la roca yacimiento en el pozo se puede obtener mediante la siguiente fórmula:
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas costa afuera en China
En la fórmula: La sobrecarga de P y los poros de P, respectivamente, son la presión de la roca suprayacente y la presión de poro de la formación.
En el experimento de flujo central, debido al desplazamiento de la superposición de P ≈ P alrededor de P y del poro P ≈ 0,5 P, se puede concluir que
La teoría y la práctica de la costa afuera de China exploración de petróleo y gas
Donde: P presión de confinamiento y P desplazamiento son presión de confinamiento y presión de desplazamiento respectivamente.
2) Dos métodos experimentales para evaluar la sensibilidad al estrés. Se puede ver en la fórmula (3-129) que hay dos formas de cambiar la tensión efectiva: una es mantener el rango de P sin cambios y cambiar el desplazamiento de P y la otra es mantener el desplazamiento de P constante y cambiar; la circunferencia de p.
El primer método: colocar la muestra de roca saturada con agua de formación simulada en el soporte del núcleo, mantener constante la presión de confinamiento, ventilar la salida a la atmósfera y reducir gradualmente la presión de entrada desde la presión máxima predeterminada hasta la presión mínima predeterminada, utiliza agua de formación simulada para medir la permeabilidad de las muestras de roca punto por punto y simula el proceso de producción de campos de petróleo y gas.
El segundo método: el caudal de la bomba de desplazamiento se fija por debajo del caudal crítico de la muestra de roca, la presión de desplazamiento permanece sin cambios y la presión de confinamiento aumenta gradualmente desde la presión más baja (la presión mínima requerida para sellar la muestra de roca). Hasta la presión máxima predeterminada, la tensión efectiva aumenta gradualmente durante el experimento, después de que la presión de confinamiento alcanza el valor máximo predeterminado, disminuye gradualmente hasta el valor de presión inicial, que es el proceso de reducción gradual; de la tensión efectiva. La curva de relación típica entre permeabilidad y tensión efectiva se muestra en la Figura 3-168.
Como se puede ver en la Figura 3-168, en la curva experimental de presión de confinamiento creciente, la permeabilidad de la muestra de roca disminuye gradualmente con el aumento de la tensión efectiva. Después de alcanzar un cierto valor de permeabilidad, el descenso. tendencia Disminución; en la curva experimental de presión de confinamiento reducida, la permeabilidad aumenta lentamente con la reducción de la tensión efectiva. Sin embargo, existe una cierta distancia entre la curva de presión de confinamiento ascendente y la curva de presión de confinamiento descendente, y la distancia en la sección de baja presión es mayor que la distancia en la sección de alta presión. Esto es causado por una recuperación incompleta de la deformación de la muestra de roca (es decir, hay un efecto de histéresis de permeabilidad).
Figura 3-168 Curva de relación típica entre la permeabilidad de la muestra de roca y la tensión efectiva
En el primer método experimental. Sólo se puede observar el efecto del aumento de la tensión efectiva sobre la permeabilidad de la muestra de roca; al mismo tiempo, los cambios en la presión de desplazamiento provocarán cambios en la velocidad del flujo, lo que provocará cambios en los patrones de flujo, lo que afectará la precisión de los datos experimentales. También puede provocar que las partículas de la muestra de roca migren, lo que provoca cambios en la resistencia a la filtración. Esto no conduce a un análisis claro e inequívoco de la influencia de un solo factor en la sensibilidad al estrés. El segundo método experimental elimina la influencia del caudal y puede observar simultáneamente los cambios en la permeabilidad durante el aumento y la disminución de la tensión efectiva. El proceso experimental es simple. Además, también se puede evaluar el efecto de la histéresis sobre la permeabilidad de la muestra de roca causado por cambios en la tensión efectiva. Por lo tanto, se recomienda utilizar el segundo método para realizar experimentos de evaluación de sensibilidad al estrés.
3) Procedimientos e indicadores experimentales para evaluar la sensibilidad al estrés.
A. Seleccione un núcleo de fractura natural, mida con precisión las dimensiones geométricas de la muestra de roca fracturada, pese el peso seco de la muestra de roca y mida su permeabilidad al nitrógeno.
b. Sature al vacío la muestra de roca fracturada con salmuera estándar, luego pese el peso húmedo de la muestra de roca y calcule su porosidad.
c. Coloque la muestra de roca en el soporte del núcleo, primero inúndela con salmuera estándar y luego mida la permeabilidad de la salmuera después de que la presión se estabilice.
d. Utilice queroseno para desplazar y establecer una saturación de agua irreducible y luego mida la permeabilidad de la fase de aceite de muestras de roca fracturada en diferentes condiciones de tensión efectiva. Durante el experimento, el caudal de la bomba se fijó en 0,8 veces el caudal crítico y la presión de confinamiento se controló en 1 ~ 24 MPa.
E. Utilice una computadora para dibujar la curva de relación entre la permeabilidad de la muestra de roca fracturada y la tensión efectiva, y calcule el grado de daño sensible a la tensión. En la actualidad, no existe ningún índice cuantitativo reconocido para evaluar la sensibilidad al estrés en el país y en el extranjero, y la sensibilidad al estrés sólo puede evaluarse cualitativamente. Basado en una gran cantidad de estudios experimentales de sensibilidad al estrés, el autor propuso un índice cuantitativo para evaluar la sensibilidad al estrés, a saber, el grado de daño por sensibilidad al estrés Rσ, que se define de la siguiente manera:
Teoría y práctica del petróleo en alta mar de China y exploración de gas
Donde: k es la permeabilidad inicial (el punto inicial de la curva de presión de confinamiento creciente), 10-3 μm 2 es la permeabilidad mínima (generalmente el punto final de la presión de confinamiento creciente; curva), 10-3 μm 2 ; δ σ es el valor de cambio de tensión efectivo, MPa. Índice cuantitativo para evaluar la sensibilidad al estrés: cuando Rσ es 3 ~ 2, 2 ~ 1 y 1 ~ 0, el grado de daño es débil, medio y fuerte respectivamente.
El grado tradicional de daño del yacimiento de petróleo R es sólo el porcentaje de reducción en la permeabilidad de la muestra de roca y no tiene en cuenta el rango de variación de la tensión efectiva. No puede reflejar directamente la influencia del estrés efectivo. El grado de daño por sensibilidad al estrés Rσ refleja el factor de variación del estrés efectivo, que es más científico y práctico.
(3) Evaluación del daño causado por los fluidos de trabajo al yacimiento
Se refiere principalmente al uso de diversos instrumentos y equipos para evaluar fluidos de perforación, fluidos de terminación, fluidos de destrucción y fluidos de limpieza de pozos. De antemano, el fluido de reparación, el fluido de perforación, el fluido de fracturación, el fluido acidificante y otros fluidos de trabajo dañan las capas de petróleo y gas para lograr el propósito de optimizar la fórmula del fluido de trabajo y los parámetros de construcción.
1) Evaluación de daños estáticos en fluido de trabajo. Este método utiliza principalmente varios dispositivos experimentales de pérdida de fluido estático para medir el coeficiente de pérdida de fluido estático del fluido de trabajo y el cambio en la permeabilidad del fluido de trabajo antes y después de que se filtre en el núcleo, evaluando así el grado de daño del fluido de trabajo. a la capa de petróleo y gas y optimizando la fórmula del fluido de trabajo. En los experimentos, las condiciones de temperatura y presión del yacimiento deben simularse tanto como sea posible. Utilice la fórmula para calcular el grado de daño del fluido de trabajo:
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas en alta mar de China
Donde: Rs es el grado de daño; permeabilidad efectiva de la fase oleosa en el núcleo dañado, μm 2 Ko es la permeabilidad efectiva de la fase oleosa del núcleo antes del daño, μm2;
Cuanto mayor sea el valor de Rs, más grave será el daño. Los indicadores de evaluación son los mismos que en la Tabla 1.
2) Evaluación de daños dinámicos del fluido de trabajo. En condiciones que simulen la formación real tanto como sea posible, se evalúa el daño integral del fluido de trabajo a la capa de petróleo y gas para proporcionar una base científica para optimizar la fórmula del fluido de trabajo y los parámetros del proceso de construcción. La diferencia entre la evaluación de daños dinámicos y la evaluación de daños estáticos es que el fluido de trabajo está en un estado estático durante la evaluación estática, mientras que el fluido de trabajo está en un estado circulante o de agitación durante la evaluación dinámica. El instrumento de evaluación de daños por permeabilidad multipunto también puede medir la profundidad y extensión del daño después de que el fluido de trabajo se sumerge en el núcleo.
Mecanismo de daño de los reservorios carbonatados marinos en China
Debido a las diferencias en el origen de las rocas y areniscas carbonatadas marinas, la composición mineral, el espacio de almacenamiento y el almacenamiento, existen grandes diferencias. y permeabilidad.
●Las fracturas de yacimientos carbonatados están relativamente más desarrolladas que las de arenisca, lo que hace que la porosidad total del espacio del yacimiento sea generalmente menor, pero la porosidad y la permeabilidad de las zonas de fractura locales son mayores, y la porosidad y la permeabilidad están relacionadas. no es tan bueno como el de los yacimientos porosos.
El tipo, contenido y presencia de minerales sensibles en yacimientos carbonatados y yacimientos clásticos son muy diferentes. Los minerales sensibles en los yacimientos de rocas clásticas son principalmente minerales arcillosos, que generalmente se encuentran en las superficies de las partículas y en las exposiciones intercristalinas donde el fluido externo y el fluido del yacimiento entran en contacto por primera vez. Por lo tanto, los minerales sensibles, especialmente los minerales arcillosos, son los más sensibles. Yacimientos de rocas clásticas. Principales causas internas. Los yacimientos carbonatados contienen menos minerales arcillosos y son principalmente sedimentarios. En comparación con los minerales arcillosos en las rocas clásticas, los minerales arcillosos se distribuyen relativamente uniformemente en las rocas, pero las superficies de las gargantas de los poros y las superficies de fractura generalmente no tienen una distribución ventajosa, por lo que el daño causado por "fluidos externos incompatibles con las rocas de formación" es más grave que el de las rocas clásticas. El daño causado por la roca es mucho más débil, pero los yacimientos de carbonato o dolomita tienen sus propias firmas minerales sensibles, como la calcita de hierro y la ankerita. Una gran cantidad de iones Ca2+ y Mg2+ se liberarán en el ácido. En condiciones alcalinas, los iones Mg2+ son relativamente más fáciles de precipitar que los iones Ca2+, formando precipitación de Mg(OH)2.
La pirita, la calcita de hierro y la ankerita liberarán iones de hierro en condiciones ácidas y formarán fácilmente precipitación de Fe (OH) 3 en condiciones alcalinas. Por lo tanto, el yacimiento es potencialmente muy ácido y alcalino.
●Los fracks sirven como principales canales de filtración del yacimiento y su permeabilidad determina directamente la producción del yacimiento. La fisura es plana, recta y ancha, lo que hace que suele tener una alta capacidad de paso de fluidos. Las partículas sólidas invaden fácilmente las profundidades del yacimiento y el filtrado invasor forma una película de lodo en la pared de la fractura, estrechando significativamente la garganta de los poros.
●Durante el proceso de producción, debido a la reducción continua de la presión de poro, la diferencia entre la tensión de carga de la capa de roca suprayacente y la presión de poro (es decir, la tensión efectiva) puede causar que las grietas se cerrar bajo alta presión de confinamiento, haciendo así que el canal de filtración sea estrecho, causando daños.
En términos generales, el daño a los yacimientos carbonatados es causado principalmente por la intrusión de sólidos extraños, la intrusión de filtrado y la sensibilidad al estrés. Las partículas sólidas y los revoques de filtración son los principales factores que causan daños a los yacimientos de carbonato fracturados, mientras que las trampas de agua y las membranas de filtración son los principales factores que causan daños a los yacimientos de carbonato porosos. Generalmente, la permeabilidad de la matriz de los yacimientos de carbonato con cavidades de fractura es muy baja y las fracturas son los principales espacios de almacenamiento y canales de filtración. Por lo tanto, se puede ignorar la intrusión del fluido de trabajo en la matriz y se deben ignorar los posibles daños causados por las fracturas. consideró. Desde la perspectiva de la protección del yacimiento, estas fracturas se clasifican según su ancho en las condiciones del yacimiento: un tipo es un yacimiento compuesto por fracturas de tamaño pequeño y mediano. Las llamadas fracturas de tamaño mediano se refieren a fracturas con un ancho de 10 ~. 100 μm; fracturas pequeñas Las grietas se refieren a grietas con un ancho entre 1 y 10 μm; las microfisuras se refieren a grietas con un ancho menor a 1 μm. Dado que son similares a los poros y al diámetro promedio de la matriz de la roca, se pueden clasificar como. poros de la matriz. El otro tipo son los yacimientos de fracturas grandes, que se refieren a fracturas con un ancho superior a 100 μm. La litología de los yacimientos de petróleo y gas se puede dividir en rocas carbonatadas arcillosas y rocas carbonatadas calcáreas. La obstrucción por filtrado y partículas sólidas son los mismos factores que dañan los yacimientos de petróleo y gas carbonatados; sin embargo, debido a los diferentes anchos de fractura, las diferencias de litología y las diferentes composiciones químicas, los mecanismos de daño son diferentes, las fracturas más grandes son causadas principalmente por la obstrucción por sólidos; carbón arcilloso Las grietas de las rocas saladas y los daños causados por líquidos son más graves. Para las microfracturas en yacimientos de carbonato (especialmente yacimientos de gas), el daño por bloqueo de agua es particularmente grave, y la saturación de agua original, la permeabilidad, la humectabilidad del yacimiento y la tensión interfacial tienen un mayor impacto.
(1) Inmersión de partículas sólidas
En condiciones de presión del yacimiento, el mayor problema encontrado al perforar yacimientos con anchos de fractura superiores a 100 μm es la fuga del yacimiento. Las razones de las fugas pueden incluir: : ①Pérdida de diferencia de presión positiva; ②Fugas causadas por la gravedad; ③Fugas por desplazamiento; ④Otras fugas (fugas en la misma capa, fugas durante la pulverización, explosiones subterráneas, etc.). Dado que el 90% de las partículas sólidas en el fluido de perforación tienen un tamaño de partícula inferior a 50 μm, cuando el diámetro de la fractura es superior a 50 μm, casi todas las partículas sólidas pueden entrar en la fractura, provocando un llenado y bloqueo graves.
(2) Sensibilidad del fluido del yacimiento
Durante el proceso de perforación y terminación, el filtrado invasor reacciona con los minerales del yacimiento, provocando cambios en la permeabilidad del yacimiento, lo que se denomina yacimiento. sensibilidad a los fluidos. Los minerales sensibles incluyen minerales arcillosos y minerales sensibles no arcillosos. A partir del análisis de la fuerza de las partículas, Wang Xin y otros exploraron teóricamente los efectos de la gravedad, las fuerzas de Van der Waals, las fuerzas de la doble capa eléctrica y las fuerzas hidrodinámicas sobre las partículas, centrándose en la hidratación y dispersión de las partículas, la concentración crítica para la migración y la velocidad inicial crítica. , etc. Muchos factores que influyen. Las partículas transportables que causan daños sensibles a la velocidad incluyen partículas de minerales arcillosos y partículas de formación de otros minerales no arcillosos como la calcita y la anortita.
La comprensión actual del mecanismo de daño de la sensibilidad del fluido del yacimiento se centra principalmente en la reducción de la porosidad y permeabilidad de la formación causada por la expansión de minerales arcillosos en agua o la dispersión y migración de partículas. Land et al. señalaron que, aunque se realizaron cientos de experimentos con núcleos, no se ha establecido la relación entre el contenido de montmorillonita y el grado de daño sensible al agua, es decir, la expansión de la montmorillonita no está directamente relacionada con el daño de la formación, lo que significa. que no haya arcilla hinchable. Las formaciones minerales también pueden resultar dañadas.
(3) Sensibilidad a la presión
La sección proporciona un análisis en profundidad de las características superficiales de las fracturas naturales sin pulir (fracturas naturales en yacimientos, fracturas naturales en afloramientos del suelo y un gran número de fracturas artificiales) y valores numéricos. Se simuló la sensibilidad a la tensión de las fracturas naturales y se estableció un método de análisis de daños por tensión y un método de evaluación para yacimientos de poros de fractura.
Jiang Guancheng estudió la sensibilidad al estrés de los yacimientos fracturados. A través del análisis de regresión de la relación entre la permeabilidad, el ancho de la fractura y la tensión efectiva de los yacimientos fracturados, concluyó que los yacimientos de carbonato fracturados son La capa todavía tiene sensibilidad al estrés y efectos de histéresis.
Jing et al. concluyeron a través de experimentos que la amplitud del cambio de tensión tiene poco efecto sobre el grado de daño a la permeabilidad final del núcleo. La sensibilidad a la tensión de los núcleos porosos es menor que la de los núcleos fracturados, mientras que la sensibilidad a la tensión de los núcleos fracturados naturalmente es menor que la de los núcleos fracturados artificialmente. Después de que la permeabilidad de los núcleos fracturados artificialmente se ve dañada por la tensión, el proceso de destrucción es casi irreversible.
Ayoub estudió la relación entre la tensión efectiva y la permeabilidad de muestras de rocas carbonatadas. A medida que aumenta la tensión efectiva, la permeabilidad muestra tres tendencias: ① Debido a que la muestra de roca experimental contiene poros intergranulares, la permeabilidad disminuye suavemente; ② Cuando la muestra de roca contiene poros disueltos, la permeabilidad primero disminuye bruscamente y luego disminuye lentamente; La muestra contiene poros disueltos, la permeabilidad disminuye lentamente y luego disminuye lentamente. Los minerales arcillosos resisten la presión neta y la permeabilidad aumenta.
He Jian et al. señalaron que la sensibilidad al estrés de los yacimientos de carbonato de poros de fractura es moderadamente fuerte, mientras que la sensibilidad al estrés de los yacimientos de tipo poroso es débil. En la actualidad, los análisis de sensibilidad a la tensión de permeabilidad del núcleo de diámetro completo y los experimentos de prueba que simulan la temperatura de la formación, la presión de sobrecarga, la presión de poro de la formación y la saturación de agua de la formación todavía están en blanco en el país y en el extranjero.
(4) Mecanismo de daño de los yacimientos de gas
Existen muchas diferencias entre los yacimientos de gas y los yacimientos de petróleo. La mayoría de los yacimientos de gas que existen en la naturaleza son yacimientos de gas de baja permeabilidad. Los yacimientos generalmente tienen las características de baja porosidad, baja permeabilidad, fuerte hidrofilia, gran área de superficie específica, alta saturación de agua irreducible, alta fuerza capilar y baja presión del yacimiento. Estas características determinan que la capa de gas se destruya fácilmente, y una vez destruida, sea difícil de eliminar. Por lo tanto, también es muy importante estudiar los daños a los yacimientos de gas.
En comparación con los daños a los yacimientos, la profundidad de la investigación sobre los daños a los yacimientos de gas está lejos de ser suficiente. Históricamente, ha habido una tendencia a largo plazo, tanto en el país como en el extranjero, de que "el petróleo pesado no es gas pesado", por lo que la investigación sobre yacimientos de gas de baja permeabilidad no se ha tomado en serio. El gas en sí es comprimible debido al efecto de deslizamiento y presenta un comportamiento de filtración diferente al de los líquidos, especialmente en yacimientos de baja permeabilidad. Algunos estudiosos creen que la filtración de gas tiene características distintas a las de Darcy, lo que aumenta la complejidad del comportamiento de la filtración. Además, la superficie de la capa de gas está principalmente mojada por agua y el fenómeno hidrófilo es grave, lo que aumenta la incertidumbre sobre el comportamiento de la filtración. Todo esto aumenta la dificultad de estudiar los daños a los yacimientos de gas. En los últimos años, D. Bennion et al. han resumido sistemáticamente el mecanismo de daño del yacimiento de gas, que se puede resumir de la siguiente manera: ① problemas de calidad del yacimiento en sí; ② efecto de bloqueo del agua; ③ autocebado inverso en perforación sólida; invasión de fase del fluido de perforación; ⑤ Pulido y trituración de las paredes del pozo mediante herramientas de perforación; ⑥ Interacción entre roca y fluido; ⑦ Interacción fluido-fluido;
Otro estudio muestra que los yacimientos de gas tienen una fuerte sensibilidad al estrés. Cuanto menor es la permeabilidad del yacimiento de gas, especialmente el canal de flujo de poros de fractura, más obvia es la sensibilidad al estrés. La sensibilidad al estrés es causada por el cierre de muchos poros y capilares planos o rotos. Durante el proceso de explotación del yacimiento de gas, a medida que se explota el gas natural del yacimiento, la disminución de la permeabilidad causada por los cambios en la tensión efectiva en el yacimiento es muy grave. Según informes nacionales y extranjeros, la sensibilidad al estrés puede hacer que la permeabilidad de los yacimientos de gas de baja permeabilidad disminuya entre un 50% y un 90%. En la actualidad, ni en el país ni en el extranjero se ha establecido un conjunto de indicadores de evaluación de daños para yacimientos de gas de baja porosidad y baja permeabilidad, incluidos indicadores de evaluación de la sensibilidad al estrés.
El efecto de bloqueo de agua tiene un impacto particularmente grave en la permeabilidad de los yacimientos de gas de baja permeabilidad. Según informes nacionales y extranjeros, la retención de la fase líquida (es decir, el bloqueo de agua) en los yacimientos de gas es el principal factor de daño de los yacimientos de gas. Cuanto menor es la permeabilidad del yacimiento de gas, más grave es el impacto.
Benning analizó el mecanismo de formación de esclusas de agua, los factores que influyen y los métodos para aliviar el daño. Bennion et al. creen que el bloqueo de agua se debe a que la saturación de agua inicial del depósito es mucho menor que la saturación de agua irreducible. Según el modelo del haz capilar, He señaló teóricamente que la fuerza capilar de los fluidos externos en los yacimientos de petróleo y gas es el principal factor que controla el efecto de bloqueo del agua, y la tensión superficial es sólo uno de los factores que afectan la fuerza capilar. Además, también se deben considerar el ángulo de contacto y el radio efectivo del capilar. También existe una saturación de agua ultrabaja en los yacimientos carbonatados. Cuando la saturación de agua original del yacimiento de gas es menor que la saturación de agua irreducible o la saturación de agua inmóvil, se encuentra en un "estado de agua subinhibido". Una vez que el fluido de trabajo a base de agua entra en contacto con el agua en el yacimiento de gas u otras partes de la formación y se precipita hacia el yacimiento de gas, o el agua condensada se acumula cerca del pozo de gas, la saturación de agua alrededor del pozo de gas aumenta, incluso superando la saturación de agua inmóvil. , lo que resulta en una permeabilidad relativa de la fase gaseosa. Se reduce significativamente, lo que provoca daños en las esclusas de agua. El bloqueo de agua es el primer y más básico factor de daño a los yacimientos de gas, lo que restringe seriamente la tasa de éxito del descubrimiento y la explotación económica de los yacimientos de gas carbonatado.
Zhang Zhenhua y otros estudiaron los núcleos de yacimientos de rocas carbonatadas fracturadas en la colina enterrada de Lunnan y creyeron que existe un efecto obvio de bloqueo de agua en el depósito de la colina enterrada. Cuanto menor sea la saturación de agua inicial del yacimiento, menor será la permeabilidad absoluta del núcleo y más grave será el efecto de bloqueo del agua.
Se cree que agregar tensioactivos es una forma eficaz de reducir el efecto de bloqueo de agua.