Повышение проницаемости терригенного коллектора после воздействия на него

буровым раствором на полимерной основе

Архипов Алексей Сергеевич

г. Тюмень, Тюменский индустриальный университет

Целью строительства нефтяных и газовых скважин является добыча углеводородов

с максимальными дебитами. В настоящее время практикуемые приемы заканчивания

скважин при репрессии на пласт предполагают неизбежное проникновение в поровое

пространство

нефтегазонасыщенных

коллекторов

жидкой

и

твердой

фаз

бурового

и

тампонажного растворов, что приводит к снижению природной проницаемости пласта в

призабойной зоне скважины, что ведет к снижению дебитов углеводородов. При этом

основное

негативное

влияние

на

последующие

дебиты

углеводородов

оказывает

первичное вскрытие продуктивного пласта, в процессе бурения скважины. Негативное

влияние на качество вскрытия продуктивного пласта обуславливается содержанием в

буровом

растворе

твердой

фазой,

проникающей

вглубь

пласта

и

создающей

кольматационный

слой

с

низкой

проницаемостью,

и

фильтратом,

проникающим

на

большую

глубину,

что

в

совокупности

приводит

к

увеличению

гидравлических

сопротивлений при фильтрации через эти зоны пластовых углеводородов.

На сегодняшний день существует масса способов направленных на повышение

качества

вскрытия

продуктивного

пласта,

которые

описываются

решением

трех

последовательных этапов выбора оптимальных свойств бурового раствора и технологии

заканчивания скважины [1]:

- предварительный анализ влияния различных технологических факторов и свойств

бурового раствора на характер и темп изменения проницаемости прискважинной зоны;

- определение технологически допустимых вариантов решений;

-

определение

свойств

и

состава

раствора,

обеспечивающих

получения

максимальных дебитов углеводорода.

Для интенсификации притока углеводородов из продуктивного пласта, вскрытого

полимерным буровым раствором, поведены исследования по совместимости фильтрата

бурового

раствора

(ФБР)

с

традиционными

реагентами,

используемыми

для

интенсификации притоков которые показали отрицательный результат (табл. 3) [3].

Таблица 3

Характеристика совместимости ФБР с реагентами, используемыми для

интенсификации притока

Реагент

Характеристика осадка

ПАВ, 0,02 %

Аморфный, бурого цвета, обильный

НСl, 6% (вес)

Аморфный, бурого цвета, обильный

CaCl

2

, 5 % (вес)

Аморфный, бурого цвета, обильный

NaOH, 5% (вес)

Не обильный, бурого цвета

кондесат

Нет реакции

Метанол

Осадок обильный, аморфный, светло-бурого цвета

Наличие большого количества осадка говорит о несовместимости фильтрата с

реагентами (соляной кислотой, синтетической виноградной кислотой, щелочью и др.), на

основании чего для восстановления проницаемости продуктивного пласта, вскрытого

полимерным или полимерглинистым раствором, предложен водный раствор гипохларида

кальция Са(ClO)

2

, являющимся сильным окислителем.

Метод

измерения

проницаемости

по

жидкости

основан

на

измерении

гидравлических

сопротивлений

возникающих

при

течении

жидкости

через

пористые

среды. Знание перепада давления на измерительном участке керна при заданном объемном

расходе жидкости, её вязкости и геометрических размерах участка фильтрации, позволяет

рассчитать проницаемость, применив закон Дарси:

K = (Q×µ×L)/(dP×F),

(1)

где K – проницаемость по жидкости, мкм

2

;

Q – расход жидкости, в условиях эксперимента, см

3

/с;

µ - вязкость жидкости, мПа



с;

L – длина образца, на котором измеряется перепад давления, см;

dP – перепад давления при данном расходе жидкости, 105 Па;

F – площадь поперечного сечения образца, см

2

.

После

измерения

проницаемости

поврежденного

пласта

производилась

закачка

кислотного

состава

в

направлении

от

ствола

скважины

в

пласт,

при

поддержании

постоянного

расхода.

Перепад

давления

определялся

в

начале

и

в

конце

закачки

кислотного

состава.

После

прокачки

до

2-х

поровых

объемов

кислотного

состава

фильтрация останавливается на воздействие (выдержка на реакции кислотных составов с

породой)

в

течении

8

часов.

После

окончания

закачки

кислотного

состава

в

пласт

проводилась

обратная

фильтрация

керосина

«из

пласта

в

скважину»

и

измерялась

конечная проницаемость по керосину для всей модели и дифференциально в двух точках

на разном удалении от «ствола скважины». Результаты исследования представлены в

таблице 5.

В

ходе

проведенных

исследований

по

изучению

влияния

фильтрата

бурового

раствора на полимерной основе, на качество вскрытия продуктивного пласта выявлено,

что

существенное

снижение

проницаемости

происходит

в зоне

высокопроницаемого

коллектора

(Кпр

>

100

мД)

–

до

25%

относительно

первоначальной.

Для

низкопроницаемого коллектора (Кпр < 5 мД) проницаемость падает менее значительно -

до 50-75% от базовой. При этом воздействие кислотного состава и технологической

жидкости также по разному проявляется в коллекторах разной проницаемости (рис. 2).

Причем

графически

определяется

что

с

повышением

проницаемости

эффект

от

воздействия

кислотного

состава

снижается,

причем

при

депрессии

6

МПа

и

выше

происходит ухудшение проницаемости как в целом по колонке, так и на удалении. Данный

факт говорит о сдвиге и дальнейшей закупоркой в поровом пространстве частицами

реакции глинокислоты с породой, фильтратом бурового раствора и твердой составляющей

бурового раствора на границе кольматационного экрана. Необходимо также отметить, что

использование

смеси

высококонцентрированных

кислот

–

15%

HCl

+

10%

HF

дает

отрицательный

эффект.

Данное

обстоятельство

подтверждает

тот

факт,

что

при

использовании

глинокислоты

в

качестве

раствора

для

интенсификации

притока

углеводородов из продуктивного пласта, вскрытого раствором на полимерной основе,

является не эффективным. Так как в данном случае происходит растворение материнской

породы

с

образованием

новых

трещин

или

растворение

поверхности

естественных

трещин, а не за счет растворение продуктов, загрязняющих ПЗП. С другой стороны для

низкопроницаемого коллектора применение водного раствора гипохлорит не приводит к

даже

частичному

восстановлению

проницаемости

керна

после

воздействия

бурового

раствора,

проницаемость

даже

падает.

Наглядно

это

показано

на

рисунке

2

б.,

где

коэффициент восстановления проницаемости не превышает 20%. Однако с повышение

проницаемости эффективность предлагаемого раствора повышается и достигает 40-60%,

что свидетельствует о растворении продуктов, загрязняющих ПЗП.

Полученные

результаты

позволяют

рекомендовать

для

промыслового

использования

при

восстановлении

проницаемости

терригенного

коллектора

после

воздействия бурового раствора на полимерной основе:

1.

При

вскрытии

низкопроницаемого

коллектора

использовать

кислотный

состав

10% HCl + 3% HF.

2.

в средне- и высокопроницаемом коллекторе – водный раствор гипохлорита кальция

10% + ПАВ 0,03%.

Литература:

1.

Буровые технологии / Э.В. Бабаян. – 2-е изд., доп. Краснодар: Совет. Кубань,

2009 – 896 с.

2.

Овчинников В.П., Семененко А.Ф., Овчинников П.В. Методика обоснования

выбора

эффективных

реагентов

для

буровых

технологических

жидкостей.

Известия вузов Нефть и газ. – 2016. - № 6. – С. 97-100

3.

А.К.

Ягафаров,

И.И.

Клещенко,

Г.А.

Шлеин,

Н.А.

Ланин.

Интенсификация

притоков пластовых флюидов в нефтяных и газовых скважинах. – Тюмень.

«Вектор Бук», 2010. – 232 с.

4.

Поп

Г.С.,

Кучеровский

В.М.,

Гереш

Н.П.

Технико-экономический

анализ

результатов

воздействия

технологических

жидкостей

на

призабойную

зону

продуктивных пластов газоконденсатных месторождений. // Обз. инф. Серия:

Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.:

ИРЦ «Газпром». 1995 г. 89 с.

5.

Гейхман М.Г., Исаев ГЛ., Середа Н.Е., Малышев СВ., Нифантов В.И., Джафаров

К.И. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов: Обз. инф.

Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.

-М.: 000 «ИРЦ Газпром», 2007. - 104 с.