А. Мусанов, Ж.С. Сәлеметханов

Казахский национальный исследовательский технический университет имени К.И. Сатпаева,

г.Алматы, Республика Казахстан

e-mail: zhandos_9222@mail.ru

Способы воздействия эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной

УДК 622.24.063

Аннотация. В данной статье рассматриваются способы воздействия эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной.

Ключевые слова: Продуктивные пласты, стенки скважины, призабойные зоны, буровые растворы, проницаемость кернов.

Annotation. This article discusses ways of influencing the effective hydrodynamic communication with the well producing formation.

Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности Казахстана является резкое увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. В этих условиях наблюдается естественное снижение дебита новых бурящихся скважин, а существующая технология их строительства не всегда обеспечивает потенциальные возможности продуктивных пластов. В результате применения глинистых растворов при вскрытии пластов фактическая продуктивность нефтяных скважин по сравнению с потенциальной снижается в несколько раз.

Как известно, на продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), ухудшение которой происходит практически на всех этапах завершения строительства скважин. Значительное ухудшение продуктивности скважины наблюдается в процессе первичного вскрытия, вследствие которого происходит контакт бурового раствора с продуктивным пластом во время бурения. От того, на сколько качественно выполнен этот этап, во многом определяется продуктивность скважины, особенно для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти [1].

Существующие на сегодня различные типы буровых растворов, а также технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов далеко не всегда решают проблему качества заканчивания скважины при массовом бурении.

Одним из основных факторов, сдерживающих широкое применение эффективных рецептур и технологий, направленных на повышение качества вскрытия, является их высокая стоимость. Учитывая, что в AO «КaзТрaнcOйл» основной объем бурения проводится в скважинах с низкими добывными показателями, применение дорогостоящих растворов и технологий может оказаться экономически неоправданным.

В связи с этим необходим комплексный подход к решению данной проблемы путем разработки принципиально новых малозатратных технологических решений, направленных на создание эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной в сложных горно-геологических условиях при массовом строительстве скважин.

Целью данной работы является повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем исследования и разработки технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной.

Анализируя существующие методы вторичного вскрытия пласта, можно отметить, что всех их объединяет один общий недостаток – ограниченная протяженность формируемых в призабойной зоне продуктивного пласта перфорационных каналов.

Модель нефти для фильтрации через образцы керна готовилась на основе поверхностной обезвоженной нефти, отобранной на устье скважины.

Разбавление нефти до вязкости, близкой пластовой, осуществлялось очищенным керосином. В качестве тестируемых полимерных буровых растворов использовались: раствор с полиакриламидом без сшивки, раствор с полиакриламидом со сшивкой и раствор с крахмалом. Исследования проводились на установке по исследованию проницаемости кернов (УИПК) по методике максимально приближенной к забойным условиям.

Анализ результатов экспериментальных исследований показал, что наименьшими кольматирующими свойствами из трех испытанных растворов с добавками полимеров обладает буровой раствор с полиакриламидом без сшивки (раствор №1).

Рассматривая динамику изменения фазовой проницаемости до и после обработки образцов керна различными типами полимерных буровых растворов, можно заметить, что практически для всех исследуемых образцов наблюдается следующий характер восстановления нефтепроницаемости (таблица 1 и рисунок 1) - первоначально происходит снижение фазовой проницаемости образцов керна до определенного значения и составляет величину _ΔК₀. Затем проницаемость частично восстанавливается на величину _ΔК₂. Значение _ΔК₁ определяет невосстанавливаемую величину проницаемости и составляет (формула 1):

_ΔК₁ = _ΔК₀ - _ΔК₂ (1)

При вытеснении бурового раствора нефтью мы видим, что в начальный период времени происходит только частичное восстановление проницаемости. При дальнейшей фильтрации нефти при данной скорости проницаемость стабилизируется и увеличение ее не происходит [2].

Данное явление объясняется следующим:

Таблица 1 – Динамика изменения фазовой проницаемости по нефти после обработки образцов керна буровым раствором [3]

_ΔК₀ - предельное снижение фазовой проницаемости

_ΔК₁ - невосстанавливаемая величина фазовой проницаемости

_ΔК₂ - частично восстанавливаемая величина фазовой проницаемости

Рисунок 1 - Динамика изменения фазовой проницаемости по нефти

до и после обработки образцов керна буровым раствором

Полимерные растворы, как и все буровые растворы на водной основе, относятся к дисперсным системам. Такие системы являются малоустойчивыми (нестабильными). Под влиянием различных факторов (нагрева, замораживания, интенсивного перемешивания, длительного хранения и особенно при добавках электролитов) в них происходит ряд необратимых процессов, результатом которых является расслоение раствора с изменением структурно-механических свойств и выпадением его твердой фазы в осадок.

По этой схеме работает и буровой раствор, попадая в керн, предварительно насыщенный пластовой водой, который, взаимодействуя с последней и находясь в статических условиях, разделяется на две составляющие: жидкая часть – «подвижный фильтрат» и вязкий осадок –«неподвижный фильтрат». «Подвижный фильтрат» в силу своих реологических свойств через определенное время вытесняется нефтью, образуя зону с восстанавливаемой проницаемостью, а «неподвижный фильтрат» блокирует фильтрационные каналы, создавая, тем самым, зону с невосстанавливаемой проницаемостью.

Лабораторные исследования полимерного бурового раствора, который предварительно был использован при вскрытии продуктивного интервала на скважине, позволили нам визуально наблюдать вышеописанное явление.

Раствор, при хранении его в течение семи суток в стагических условиях расслоился на две части при соотношении 3:1, верхняя – «подвижная часть фильтрата» и нижняя – «неподвижная часть фильтрата» - вязкий осадок. «Неподвижную часть» фильтрата разделили на две части, в каждую из которых добавили различные типы пластовой воды: пластовую воду карбонатных отложений (ПВКО) плотностью 1090кг/м3 и пластовую девонскую воду (ПДВ) плотностью 1180кг/м. В обоих случаях произошла гидрофильная коагуляция. Вновь образовавшийся осадок напоминал гелеподобный состав без заметного расслоения всего осадка. В случае с ПДВ реакция была значительнее [4].

В реальных пластовых условиях закупоривающий эффект «неподвижной части» фильтрата усиливается, так как нефтенасыщенные пласты всегда содержат воду, насыщенную солями поливалентных металлов, которые при взаимодействии с «неподвижной частью» фильтрата образуют гелеобразный осадок, закупоривающий фильтрационные каналы коллектора и создающий зону с невосстанавливаемой проницаемостью.

Для более наглядного сравнения воздействия полимерных растворов на проницаемость пород были построены зависимости степени восстановления нефтепроницаемости от остаточной водонасыщенности (рисунок 2) [5].

Первая область является областью эффективного применения полимерных буровых растворов. Так, для бурового раствора № 1 данная область соответствует водонасыщенности образца от 0 до 6%, а для буровых

1,2,3- эффективная, переходная и неэффективная области применения

Рисунок 2 - Результаты исследования области эффективного применения полимерных буровых растворов растворов № 2 и 3 - от 0 до 5%.

Вторая область является переходной областью, где эффективность применения полимерных растворов резко снижается. Вторая область соответствует следующему распределению водонасыщенности: от 6 до 22% (для раствора №1); от 5 до 15% (для раствора №2) и от 5 до 11% (для раствора №3). При водонасыщенносш коллектора, превышающей граничные значения второй области (более 22%, 15% и 11 % для растворов № 1, 2 и 3, соответственно), применение данных типов полимерных буровых растворов является неэффективным.

Список использованных источников:

1 Иванова М.М., Михайлов Н.Н., Яремийчук Р.С. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах // Геология, геофизика и разработка месторождений. 1988. - Вып.З. - С. 23-25.

2 Михайлов И.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996. —130 с.

3 Ясапшн А.М. Проблемы вскрытия пластов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - № 2. - С. 26:30.

4 Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М. Теория и практика заканчивания скважин. -М.: Недра, 1997, Т. 1. — 395с.

5 Еганьянц Р.Т. Предупреждение глубокого проникновения в коллектор фильтрата бурового раствора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - № 12. - С. 19-23.