И их инженерное решение

Технология вскрытия

* Растворы с нормируемой: V_а, П₀, s, q, r, рН, имеющий в составе комплексоны на Са⁺⁺ и Fe⁺⁺⁺, и при высокопроницаемом коллекторе - кольматант с d=1/3 d пор.

* Вскрытие на минимальной репрессии

* Перфорация на рассоле с нормируемой добавкой ПАВ или депрессией на пласт.

Статистическая природа показателя продуктивности пласта, связанная с двумя объективными причинами : неоднозначностью объекта и неточностью из­мерений и интерпретации данных ГДИ, делает экспериментальные методы оценки эффективности мероприятий по обеспечению, качества вскрытия продуктивных пластов ограниченными и малонадежными.

Это обусловливает необходимость развития аналитических методов оценки, отличающихся большей оперативностью и возможностью учета варьирования более широкого числа факторов.

Механизм перемещения флюидов в пласте во многом определяется молеку-лярно-поверхностными явлениями, происходящими на границе раздела фаз. При этом характеристика смачиваемости играет решающую роль в предопределении гидродинамической подвижности углеводородов.

Физико-химический подход позволяет связать коэффициент переноса со структурными особенностями пористых тел, физическими свойствами жидкостей и силами их взаимодействия с поверхностью пор. Это создает возможность теорети­ческого расчета коэффициента восстановления проницаемости (b), как на стадии первичного, так и вторичного вскрытия.

Аналитические исследования показали, что степень повреждаемости пласта, характеризуемая коэффициентом b, зависит от петрофизических характеристик пласта (пористости, проницаемости, глинистости) и физико-химических свойств фильтрата или жидкости перфорации - величины межфазного натяжения (s) краевого угла смачивания (q°) ( рис. 1), уровня ингибирующего действия (П_о) (рис.2), структурно-механических свойств (t_o), а также от величины депрессии (DР) при освоении скважины.

Аналогичные закономерности характерны и для проницаемости по газу (рис. 3).

Конечная же продуктивность скважины, характеризуемая ОП, зависит от степени повреждаемости пласта (b) и величины зоны поражения (r_ф), которая в свою очередь зависит от времени контакта пласта с буровым раствором (Т) (рис.4) величины репрессии на пласт (DР) при вскрытии и величины забойной фильтра­ции (Фвтвд) (рис. 5).

Таким образом объективным критерием качества вскрытия продуктивного пласта является величина ОП (отношение продуктивностей приствольной и удаленной зоны пласта), а интегральным критерием качества бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта - коэффициент восстановления проницаемости - b.

Рис.1

Влияние s и q на коэффициент восстановления проницаемости различных коллекторов

Нами установлена функциональная связь коэффициента b с петрофизическими свойствами коллектора и физико-химическими и технологическими свойствами бурового раствора. Это позволило, с одной стороны, с достаточной степенью точности аналитически определять b и ОП (табл.5. 3 и 5. 4), а также выявить показатели , влияющие на достижение требуемых критериев, исследовать и уста­новить количественные значения управляющих факторов для качественного вскрытия продуктивных пластов (табл. 5. 5).

В результате аналитического исследования влияния различных факторов на проницаемость коллекторов установлено, что предотвратить или существенно уменьшить влияние загрязняющих факторов позволяют следующие мероприятия :

1) Ограничение проникновения фильтрата и твердых частиц в пласт за счет:

- обработки растворов полимерами, повышающими вязкость фильтрата;

- сокращения времени контакта жидкости с пластом;

- снижения перепада давления в системе скважина - пласт.

2) Добавка солей калия или аммония для предупреждения набухания и дисперги-рования глин;

3) Обработка раствора ПАВ, регулирующими нефтесмачивающую и эмульги-рующую способность фильтрата;

4) Обработка раствора с целью исключения осадкообразования при взаимо­действии раствора с пластовыми породами и флюидами.

С учетом этого возможны два принципиальных направления в технологии вскрытия продуктивных пластов:

1) Технология, исключающая проникновение компонентов бурового раствора (фильтрата и твердой фазы) в пласт.

Она основана на использовании нефильтрующихся буровых растворов без твердой фазы или с поверхностно-кольматирующей водо- или кислоторастворимой твер­дой фазой и бурении на равновесии или при минимальных репрессиях.

Такое направление в настоящие время широко используется зарубежными фирмами. Используются буровые растворы на основе полисахаридов, без твердой фазы с высоковязким и тиксотропным фильтратом, практически не фильтрую­щимся в пласт при репрессии до 2 МПа (табл.5. 6).

1. Коэффициент восстановления проницаемости пласта (В):

(формула Пенькова А.И. НПО "Бурение")

       ( 1 )

где A,a,b - коэффициенты

s - межфазное натяжение на границе фильтр-нефть, мН/м

q - краевой угол смачивания, градусы

  R_ф, r_с - радиус зоны проникновения фильтрата в пласт и скважины, м

  r_эф - эффективный гидродинамический радиус перовых каналов пласта,мкм

D Р - депрессия, Мпа

t₀ - динамическое напряжение сдвига, дПа

  К - проницаемость пласта, мкм²

П.КоэФФициент гидродинамического совершенства скважин (ОП):

                 ( 2 )

где b - коэффициент восстановления проницаемости, доли

r_k, R_ф, r_с - радиусы контура питания,зоны проникновения фильтрата в пласт и скважины, м

Таблица 5.3.

Результаты определения b рассчетным и экспериментальным методами

Таблица 5.4.

Результаты определения ОП рассчетным методом и по данным ГДИ

Таблица 5.5.

Количественное значение управляемых факторов для обеспечения качественного вскрытия продуктивных пластов

Для реализации этой технологии необходимы специальные материалы - по­лимерные структурообразователи и загустители биополимеры, полианионная целлюлоза различной вязкости), а также оборудование для бурения на равновесии или при минимальной репрессии.

2) Технология, основанная на придании буровому раствору и его фильтрату таких свойств, которые бы не поражали продуктивный пласт и обеспечивали легкое и полное удаление проникшего фильтрата из пласта и восстановление его первона­чальной проницаемости.

В этом случае фильтрат бурового раствора должен обладать сильным ин-гибирующим действием, чтобы исключить гидротацию и диспергирование глинис­тых пород, обеспечить хорошую нефтесмачиваемость пород коллектора, иметь низкое межфазное натяжение на границе с гидрофобной фазой и не образовывать осадки при контакте с пластовыми водами и породами.

Как известно большинство нефтесодержащих пород являются гидрофиль­ными и способны адсорбировать воду, отфильтровавшуюся в продуктивный пласт при применении бурового раствора на водной основе. В результате снижается фа­зовая проницаемость по углеводородам и блокируется их поступление в скважину.

Характер смачиваемости пород коллектора можно изменить путем воздей­ствия бурового раствора с гидрофобизирующими добавками (на стадии первично­го вскрытия), либо композициями, обладающими гидрофобизирующими свойствами (на стадии вторичного вскрытия).

В качестве регулятора межфазного натяжения и нефтесмачивающих свойств целесообразно использовать поверхностно-активные вещества (ПАВ). Адсорбируясь на поверхности поровых каналов, ПАВ гидрофобизируют ее, изменяя харак­тер смачиваемости поровых каналов, а концентрируясь на границе раздела фаз, снижают поверхностное натяжение.

В этом случае капиллярные силы, развивающиеся на границе раздела фаз, будут направлены б сторону скважины, что способствует более полному удалению фильтрата бурового раствора из призабойной зоны при вызове притока.

Для исключения осадкообразования при взаимодействии с пластовыми гли­нами и водой следует использовать комплексообразующие реагенты.

В связи с приданием незагрязняющих свойств фильтрату раствора, требова­ния к ограничению фильтрации хотя и сохраняются, но они становятся менее жесткими, чем в случае использования нефильтрующихся растворов.

Однако необходимость ограничения фильтрации раствора требует все же использования полимерных реагентов и предпочтение следует в этом случае отда­вать реагентам полисахаридной природы, обладающих устойчивостью в широком диапазоне рН и минерализации. Из данных, приведенных в таблице 5.7. видно, что только смена акриловых полимеров на полисахаридные (КМЦ или КМК), увели­чивают коэффициент восстановления проницаемости на 15-35 %, а использование в дополнение к этому ПАВ ПКД-515 повышает коэффициент восстановления про­ницаемости на 25-45 %.

Таблица 5.7.

Для отечественной промышленности, учитывая её обеспеченность материа­лами, оборудованием и сложившуюся технологию реальным в настоящее время является второе направление.

Для его реализации в ОАО " НПО Бурение" разработаны и апробированы :

- новые эффективные материалы для буровых растворов, не загрязняющих продуктивные пласты

1) ПАВ комплексного действия ПКД-515 (ТУ 39-05765670-011-211-95) представляющий собой гармонично сочетающуюся композицию ПАВ, снижаю­щий негативное влияние буровых растворов и других технологических жидкостей на нефтепроницаемость продуктивных пластов;

2) Новая экологически безопасная, водо-кислоторастворимая, индиффе­рентная к любым солям полимерная основа (ПС) для растворов и жидкостей глу­шения скважин на основе рассолов солей (ТУ 6-55-221-1399-95);

3)  Карбоксиметилированный крахмал (КМК) - понизитель фильтрации пресных и минерализованных растворов. Экологически безопасен, не содержит токсичных веществ и подвержен умеренному биологическому разложению. 100 %-ная деградация КМК под воздействием растворов кислот делает выгодным его использование в “незагрязняющих” растворах для вскрытия продуктивных плас­тов и спецжидкостях:

- на основе новых материалов (ПС, КМК,ПКД-515), комплексонов, ингиби­торов гидратации и набухания глин и новых критериев оценки качества системы буровых растворов, незагрязняющих продуктивные пласты (таблица 5.8).

Таблица 5.8.