Эффективность применения буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов месторождений Красноярского края

Размещено на http://www.allbest.ru/

Эффективность применения буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов месторождений Красноярского края

Известно, что основной прирост запасов нефти и газа возможен при увеличении геологоразведочных работ, качественном вскрытии продуктивных пластов - сохранении их естественных фильтрационно-емкостных свойств.

В процессе бурения интервала продуктивного пласта из-за нарушения напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновения фильтрата технологических жидкостей в структуру порового пространства пород пласта и дальнейшего его взаимодействия с пластовым флюидом (нефтью, газом, минерализованной пластовой водой и т.д.) протекают сложные физико-химические процессы, следствием которых является снижение его проницаемости. Наряду с фильтратом не исключается проникновение твердой фазы и самой промывочной жидкости, что еще более снижает фильтрационно-емкостные свойства коллекторов нефти и газа.

Работами К.А. Царевича, Р.И. Щищенко, П. Эванса и А. Рейда показано, что основными факторами, оказывающими влияние на состояние пристенного участка ствола продуктивного интервала, являются: состав бурового раствора (технологической жидкости), его физико-механические свойства, величина избыточного давления между скважиной и пластом, длительность взаимодействия скважинной жидкости с пластовым флюидом, конструкция бурильной колонны и скважины, литологический состав пород коллектора, термобарические условия и множество других факторов.

В настоящее время разработаны и широко используются различные виды промывочных жидкостей с различным составом и физико-механическими свойствами [1]. В этой связи оценка влияния того или иного раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов является актуальной, важной и необходимой для разработки рекомендаций по их применению. И в этом случае наиболее важным показателем оценки эффективности промывочной жидкости является коэффициент восстановления коллекторских свойств пласта [2], а для дисперсной среды - ингибирующая способность в отношении набухаемости глинистых включений в породе-коллекторе, да и самих глин.

Рассмотрим результаты бурения скважин Тагульского и Западно-Тагульского месторождений (Красноярский край).

Типовая конструкция скважины на указанных месторождениях включает: направление диаметром 0,426 м, спускаемое до глубины 150 м, для частичного перекрытия интервала многолетнемерзлых пород (ММП); кондуктор диаметром 0,324 м - до глубины 800 м, также для перекрытия ММП и глинистых пластичных пород; техническую колонну диаметром 0,245 м до глубин 2000 - 2700 м для разобщения интервала, несовместимого по условиям бурения; эксплуатационную колонну диаметром 0,146 м, 0,118 м и 0,178 м, в которую, в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта и ожидаемого дебита скважины, спускают лифтовые колонны диаметром, соответственно, 0,073, 0,086, 0,114 м. Высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами - до устья.

Бурение под направление осуществляют с использованием глинистого раствора высокой вязкости (Т_ус=100 - 150 с). Этот же раствор используют и при бурении под кондуктор, однако в переходной зоне (на границе ММП - глины) вязкость раствора снижают с применением реагентов, предотвращающих наработку глинистой фазы и предупреждающих сальникообразование (каустическая сода, ПАЦ-ИнВ и ПАЦ-ИнН - полианионная целлюлоза, лубриол, МИН-2, МИН-4 - карбонатный наполнитель, полигликоль и др).

Бурение нижних интервалов, сложенных солями и «шоколадными» глинами, требует применения ингибированных минерализованных растворов. При этом стабильность их физико-механических показателей должна быть не менее 34 дней, что связано с длительностью бурения и геофизических исследований (из-за отдаленности объекта).

В табл. 1 представлены составы и физико-механические свойства используемых при бурении под техническую и эксплуатационную колонны промывочных жидкостей.

бурение раствор коллекторский пласт

Табл. 1

Состав и свойства буровых растворов для бурения под техническую и эксплуатационную колонны

Пресный полимерглинистый ингибированный раствор недиспергирующего типа прост в приготовлении, имеет низкую фильтратоотдачу и тонкую фильтрационную корку, стабильность параметров раствора составляет порядка семи дней. Аналоги данной системы используются в других регионах России, где в качестве полигликоля применяются смеси многоатомных спиртов с противокоррозионной смазывающей антиоксидантной добавкой.

Биополимерный карбонатный безглинистый раствор имеет оптимальные для этой системы реологические показатели, высокую недиспергирующую и флокулирующую способность, в сравнении с аналогичными растворами; образующаяся фильтрационная корка имеет низкую проницаемость, кислоторастворима, обладает псевдопластичными свойствами (при высоких скоростях течения имеет низкие показатели сдвига и, наоборот, при низких скоростях - повышенные). Благодаря присутствию формиата натрия биополимер не подвержен биоразложению (показатели раствора стабильны в течение примерно 30 суток), что является основанием в отказе от дополнительной обработки дорогостоящими бактериоцидами.

Для вскрытия иногда применяют утяжеленный инвертноэмульсионный буровой раствор, отличающийся высокой стабильностью параметров, по сравнению с остальными полидисперсионными мультифазными системами [2, 3, 4]. Электростабильность раствора - 500 В. Положительные аспекты раствора заключаются в следующем: отсутствие фильтрации из-за высоких реологических показателей минерального масла и связанной эмульгатором дисперсионной среды (водной фазы); высокий ингибирующий эффект; наличие псевдопластичных и высоких смазывающих способностей. Однако при контактах с пластовыми водами раствор склонен к образованию труднорастворимых соединений.

В некоторых случаях, как альтернатива описанным выше составам, используется пресная ингибированная полигликолем система бурового раствора «Boremax». Ее параметры: плотность 1220 кг/м³, условная вязкость 102 с, пластическая вязкость 31,7 сПз, динамическое напряжение сдвига 12,5 дПа, статическое напряжение сдвига (через 1 мин/10 мин) - 3,3/7,4 дПа, фильтратоотдача - 6 см³/30 мин. Выявлено, что существенным недостатком данной системы является необходимость в периодической (примерно раз в двое-трое суток) обработке бактерицидами, а через 10 суток возникает перенасыщение, и система требует полной замены.

Анализ представленных сведений в сочетании с опытом производства работ показывает, что в процессе бурения, в особенности под техническую колонну, продолжается активная наработка глинистой фазы. Применение полигликоля как ингибитора глин без использования «хорошей» системы очистки (трехступенчатой, четырехступенчатой) не приводит к ожидаемому результату. Отмечается поступление в скважину соединений в виде угольной кислоты. Для ее нейтрализации рекомендован ввод гашеной извести. Имеются и другие негативные последствия применения этих составов, а также отсутствуют сведения об изменениях естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при их использовании.

Как было изложено выше, основными особо значимыми факторами, оказывающими влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов углеводородов, являются показатели, характеризующие поровую структуру. Один из них - набухаемость глинистых включений. Степень набухаемости глинистых пород определялась на керновом материале, изъятом из скважин Горчинского, Западно-Сузукского, Тагульского лицензионных участков. Интервалы отбора указаны в табл. 2.

Табл. 2

Сведения о месте отбора кернового материала

Набухаемость образцов горной породы осуществлялась на тестере продольного набухания пород в динамическом режиме (компания-производитель оборудования - OFITE), позволяющем провести исследования с учетом термобарических условий пласта. Результаты этих исследований опубликованы в [3, 5, 6], где было показано, что буровые растворы, ингибированные применением солей формиата натрия, обладают большей эффективностью в отношении набухаемости глиносодержащих пород, в сравнении с такими реагентами, как CLAY GRABBER® и полигликоль. Следует отметить, что рассмотренный показатель (набухаемость) косвенно характеризует фильтрационные свойства коллектора, т.е. имея сведения о набухаемости глинистых включений и самой глинистой породы, можно утвердительно говорить лишь о сравнительных свойствах той или иной промывочной жидкости. Наиболее достоверную характеристику, как в количественном, так и в качественном отношении, можно получить по показателю - коэффициент восстановления.

Изучение процессов фильтрации различных видов технологических жидкостей через образцы пород (кернов), с моделированием условий в скважине, можно вести на установке FDS-350. Она позволяет исследовать проницаемость пород при фильтрации одно- и двухфазных систем в статическом и динамическом режимах. С ее помощью можно изучать указанные процессы при прямой и обратной фильтрации потоков фильтрующихся агентов.

Методика проведения исследований заключалась в следующем:

· готовится модель пласта - выпиливается образец из кернового материала, экстрагируется, насыщается пластовым флюидом;

· готовится испытуемая технологическая жидкость (буровой раствор готовится в соответствии с заданной рецептурой, исследуются его физико-механические свойства, проводится термостатирование, воздействие агрессивными компонентами - при необходимости);

· исследования на установке заключаются в имитации термобарических условий; прокачивании через образец углеводородной жидкости (керосина) при пяти режимах, по результатам которых определяется проницаемость (начальная); фильтрации бурового раствора в статическом либо динамическом режимах (буровой раствор постоянно перемешивается, а перед началом фильтрации нагревается до значений температуры, равной забойной); фильтрации потока керосина в обратном направлении.

В табл. 3 представлены сведения об объектах исследований.

Табл. 3

Сведения об объектах исследования

Примечание: ППГИ - пресный полимерный раствор, ингибированный гликолем; BOREMAX - полимер-карбонатный раствор; БКМФ - биополимерный карбонатный минерализованный формиатом раствор; РУО - раствор на углеводородной основе.

Табл. 4

Параметры исследуемых растворов

Примечание: замеры параметров ППГИ, БКМФ и BOREMAX производились при температуре 49 °С, РУО - при 69 °С.

Табл. 5

Исходные данные для моделирования скважинных условий

*Примечание: давление обжима

По результатам проведенных исследований можно считать, что наилучшие показатели качества вскрытия продуктивных тиррегенных пород (песчаников) будут получены при применении растворов на углеводородной основе (К_в?98%), при условии, что величина депрессии не превышает значений дифференциального давления в процессе бурения. Этот вывод не является новым, он логически и экспериментально обоснован ранее проведенными исследованиями.

Результаты исследований приведены в табл. 6.

Табл. 6

Результаты исследования фильтрационных параметров

Среди исследованных растворов на водной основе преимущество имеет биополимерный карбонатный, минерализованный формиатом натрия раствор (БКМФ). Коэффициент восстановления для различных месторождений варьируется в пределах от 40 до 71%; по-видимому, это связано со структурой порового пространства коллектора, поскольку литологический состав пород практически одинаков. Подтверждением этому служат результаты сравнительного анализа, представленные в табл. 7.

Табл. 7

Средние значения фильтрационных свойств коллекторов месторождений

Видно, что чем выше проницаемость пород, (чем ниже их водоудерживающая способность), тем ниже коэффициент восстановления. Объяснением этому, на наш взгляд, является количество поступившего в структуру порового пространства фильтрата бурового раствора и последующее его взаимодействие с поровым флюидом и, возможно, с минералами, представленными в породе-коллекторе.

Литература

1. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Грошева Т.В., Рожкова О.В. Современные составы буровых промывочных жидкостей: уч. пос. Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. 156 с.

2. Овчинников В.П., Яковлев И.Г., Рожкова О.В. Комплексный эмульгатор для создания инвертного эмульсионного раствора на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов. Заявка на патент РФ. Приоритет № 2013134914 от 23.07.2013.

3. Овчинников В.П., Яковлев И.Г. Совершенствование составов и технологии приготовления ИЭР на основе минерального масла // Бурение и нефть. 2013. №3.

4. Овчинников В.П., Яковлев И.Г. Инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов. Заявка на патент РФ. Приоритет № 2013111252 от 12.03.2013.

5. Овчинников В.П., Яковлев И.Г., Сирин А.В. Особенности применения биополимерных ингибированных растворов для вскрытия продуктивных пластов, содержащих различные по химической активности глин (на примере месторождений Красноярского края) // Бурение и нефть. 2014. №1. С. 44 - 48.

6. Яковлев И.Г. Безглинистые буровые растворы с пониженной плотностью и показателями фильтрации // Oil&Gaz Eurasia. 2007. №1. С. 18 - 19.

Размещено на Allbest.ru