УДК 622.24
«Буровые растворы на основе каолинита для уменьшения скин-фактора при
вскрытии нефтяного горизонта»
Muds based on kaolinite to reduce the skin factor at the opening of the oil horizon
Файзуллин В.А. –
к.г.-м.н., доцент, Альметьевский государственный нефтяной институт.
Голубь С.И. – старший преподаватель
кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Альметьевский государственный
нефтяной институт.
Vadim А.
Faizullin – candidat of geologic – mineralogical sciences, dotsent drilling department,
ASOI.
Svetlana I. Golyb – senior lecturer department DOGW, ASOI.
Статья посвящена влиянию
скин-фактора на снижение продуктивности
нефтяного пласта и дебита скважины
Ключевые слова: скин-фактор, снижение продуктивности, снижение дебита.
Keywords: skin- factor productivity , reduce the drop , flow rate podentsialgo
Снижение
проницаемости продуктивного пласта
является результатом скин-фактора и, как следствие, это приводит к снижению
продуктивности пласта, падению
пластового давления и динамического уровня жидкости , снижению притока и
потенциального дебита.
Для определения значения скина-фактора используют обобщенную формулу Тима:
S = ( 1- ķ \ к ) = ( 1- Қ \ К )=Δ Ώ\ кΏ=ΔΏp\Ώp
k
S – значение скин-фактора
к – относительная проницаемость
ķ -
относительная проницаемость при наличии скин-фактора
Қ – относительная продуктивность при
наличии скин-фактора
К –относительная продуктивность
ΔΏ- изменение дебита
кΏ –дебит с учетом скин-фактора
ΔΏp-дебит
потенциальный
Ώ pк-дебит потенциальный с учетом
скин-фактора
Наиболее
значимым фактором, обуславливающим ухудшение коллекторских свойств
проницаемых пластов за счет скин-фактора
(1), является самопроизвольная неуправляемая кольматация с фильтрацией
значительных количеств дисперсной среды
в продуктивные пласты. Самопроизвольная кольматация возникает в двух случаях:
В
первом случае - при бурении на полимер-глинистых растворах традиционно используются
бентонитовые глины, сложенные в основном Са+, +Na и Mg+ монтмориллонитами (межплоскостное
расстояние природного минерала составляет
14 Å). В водной среде
(среде бурового раствора) монтмориллониты набухают до 20-22Å за счет сорбции воды бурового раствора и
катионов Na, Ca, которые кольматируют устья поровых каналов, образуя сводовую
перемычку, вокруг которой накапливаются более мелкие частицы.
Во втором
случае - выбуренная гетерогенная дисперсная порода вместе со сшитыми крупными полимерами образуют экран у входа в
поровые каналы. Общеизвестно, что большинство нефтяных залежей залегают под породами - «покрышками», сложенными
глинистыми породами и аргиллитами (за исключением соляных куполов).
Методом
существенного уменьшения влияния скин-фактора, как основного фактора
существенно ухудшающего проницаемость коллектора является, по нашему мнению,
изменение дисперсной фазы бурового
раствора за счет отказа введения в его состав бентонита (монтмориллонита) в
пользу раствора на основе каолинита или галлуазита.
Каолинит
двухслойный минерал, в котором каждый
слой занимает отрезок, равный по высоте 7,15 Å. Суммарный состав выраженный
через относительное количество окислов: Al2 O3x2Si O2x 2H2O. Структурная формула каолинита
имеет вид (OH)8 Si4 Al 4 O10,а теорeтический состав : SiO2- 46.54% Al2O3 -39.50% H2O-13.96
Следует
отметить, что молекулы воды в явном виде не входят в структуру и вода, выделяемая при термическом разложении
каолинита, образуется в результате химической реакции внутри структуры. Анализы
многих образцов показали, что у каолинита отсутствует изоморфные замещения и в его
кристаллической решетке. Наблюдается довольно прочная водородная связь типа
О-Н, которая препятствует внутрикристаллическому разбуханию решетки. Молекулы
воды и катионы не могут проникать в межпакетное пространство, поэтому каолинит
трудно диспергируется, имеет малую емкость обмена (менее 3*10-3…15*10-3
моль/100г). Минералы каолинитовой группы слагаются листоватыми
структурными единицами, вытянутыми в
направлениях a и b (рис.
1) Максимальные размеры плоских чешуек 0,3-4 мк, толщина 0,05-2 мк.
Рис. 1. Проекция идеального
каолинитового слоя вдоль оси a (верхняя схема и вдоль оси
b (нижняя схема). Г.В. Бриндли 1951
Кремнекислородные
тетраэдры жестко связаны в октаэдричской позиции с межплоскосным расстоянием 7,15 Å что в 2раза меньше
чем у природного монтмориллонита, который относится к классу трехслойных минералов
с базальным расстоянием 14 А. Каолинит не вступает в электрохимическую связь с
солями и полимерами. В отличие от других глин каолинит всегда имеет pH=7.
Попытка
создания буровых растворов с применением ненабухающих глин типа аттапульгита, каолинита,
сепиолита была предпринята в США для вскрытия нефтяных продуктивных отложений (2) До продуктивного
горизонта основной ствол бурился с применением бентонита. Продуктивный горизонт
успешно бурился растворами на основе эмульсий и нефтяной основе. В настоящее
время растворы на нефтяной основе широко применяются при бурении на депрессии и
равновесии. В таких растворах глины совершенно не диспергируются. По сравнению
с бентонитовыми растворами, каолинитовые растворы в чистом виде имеют более
высокую водоотдачу и низкую вязкость. Однако, с применением современных
реагентов типа PolipacUL, Polpac R, CNC LV, CMC HV (KMЦLV, ЭКОПАК, ХВ полимер, ИКР) недостатки легко устраняются. Отсутствие или
очень небольшая толщина скин-слоя в значительной мере компенсируется вводом
корректирующих реагентов.
Применение
обогащенного каолина в буровых растворах при вскрытии нефтенасыщенных пластов, особенно
в скважинах с горизонтальным окончанием, многозабойных или с дополнительными
стволами, весьма целесообразно. Для специфических скважин с низким пластовым давлением и находящимся на поздней
стадии разработки применение обогащенного каолина в буровом растворе необходимо. Обогащенный каолин, содержит 95-98%
каолинита, широко используется в производстве тонкой керческамики и фарфора,
бумаги и т.д.(4) Крупные разрабатываемые месторождения каолина есть в Украине,
Урале, Казахстане (Алексеевское), разведанное автором настоящей работы.
Однако,
негативным процессом связанным с образованием скин-фактора, которого, к
сожалению, нельзя избежать, является обогащение раствора глинистыми, как
правило, набухающими минералами при разбуривании пород покрышки. По мнению Р.Ш. Музофарова (3) этот негативный
фактор можно миниминизировать с помощью
гидроакустических генераторов.
Выводы:
В России каолинит в качестве основного составляющего бурового раствора никогда не применялся, следовательно, и
научная новизна и достаточно глубокая теоретическая разработка имеет место
быть. Необходимо осуществить испытания на эксплуатационных нефтяных
наклонно-напраленных скважинах с горизонтальном окончанием.
Литература
1. Бриндли Г.В. Рентгеновские исследования структуры глинистых минералов.
// М.: ООО «Мир»,1951, стр.71-78;
2. Грим Р.Э. Минералогия и практическое использование глин.
// М.: ООО «Мир», - 1967.
3. Музафалов Р.Ш., Р.Х. Муслимов и д.р. Гидроакустическая
техника и технология для бурения и вскрытия продуктивного горизонта. // Казань,
ООО «Дом печати», - 2005.
4. Файзуллин В.А. Кора выветривания и каолины Кокчетавской
глыбы.: Диссертация на соискание
ученой степени к.г-м.н., // Кустанай: 1980г. – 25с.
