содержание   ..  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  ..

Влияние буровых растворов на водной основе на качество вскрытия продуктивных пластов

Одной из важнейших проблем нефтегазодобывающей промышленности является повышение качества вскрытия и освоения коллекторов, содержащих нефть и газ. Накопленный опыт вскрытия и освоения нефтегазовых пластов показывает, что до сих пор на эти технологические операции часто задалжнвается времени в 2—3 раза больше, чем на бурение самой скважины. Успешность работ по вскрытию и освоению нефтяных и газовых пластов зависит от геолого-физических свойств коллекторов и свойств насыщающих их жидкостей. Во многих случаях применение одних и тех же технологических приемов и технических средств освоения скважин приводит к весьма различным результатам. Одним из важнейших факторов улучшения нефтегазоотдачи скважин является сохранение естественной пористости и проницаемости продуктивных коллекторов в процессе их разбуривания. Несмотря на весьма долголетнюю практику вскрытия и освоения нефтегазовых пластов в большинстве случаев бурение и вскрытие пластов проводится одним и тем же буровым раствором без выбора промывочной среды для освоения скважины.

Поскольку большинство скважин бурят с промывкой буровыми растворами на водной основе и эти же промывочные среды используют для вскрытия пластов, результаты освоения скважин пока еще низки. При этом не удается добиться сохранения естественных свойств пласта оттеснением нефтяного флюида фильтратом раствора, вследствие сильной его кольматации глинистой фазой бурового раствора, что вызывает большие трудности в освоении скважин и оценке их продуктивности и нефтегазоотдач и.

Опыт вскрытия и освоения нефтяных и газовых скважин с промывкой растворами на водной основе показывает, что на эти операции задалживается времени в 6—8 раз больше по сравнению с тем, которое предусматривается проектом на скважину. В разведочном бурении эти затраты часто достигают 135 дней. Такое положение в области освоения скважин приносит большие убытки нефтегазодобывающей промышленности, снижая дебиты нефти и газа и добычу в целом [36].

Весьма важную роль в освоении и вскрытии нефтяных и газовых скважин играют состав и свойства промывочной среды, содержание в ней твердой фазы и глинистых частиц.

Известно, что нефтегазоотдача продуктивных коллекторов резко снижается в результате проникновения в пласт фильтрата и самого бурового раствора. Накопление фильтрата бурового раствора в продуктивном пласте вызывает блокирующее действие воды на нефтяную или газовую залежь, обусловленное капиллярными и поверхностными процессами, развивающимися при взаимодействии коллектора с промывочной средой. Попадание воды в нефтегазовый коллектор приводит к образованию в нем стойких водонефтяных эмульсий, дальнейшее вытеснение которых из пластов представляет большие трудности.

Действие перепада между гидростатическим и пластовым давлениями в скважине вызывает не только фильтрационные процессы, но и глинизацию нефтегазового коллектора твердой фазой бурового раствора. Отложение на стенках продуктивного пласта глинистой корки осложняет освоение скважины. Это приводит к возникновению сложных физико-химических и гидродинамических процессов в пласте, снижает нефтеотдачу и вызывает необратимое изменение пористости и проницаемости коллектора.

Изучению влияния фильтратов буровых растворов на нефте газоотдачу продуктивных пластов посвящены работы 15, 7, 52, 83]. Анализ этих работ показывает, что в трещиноватых, сильно дренированных пластах возможно проникновение бурового

раствора в пласт до 40—150 м. Так, по данным А. К. Степанянца, глинистый раствор проникал в продуктивный пласт на глубину до 150 м. Проникновение раствора на такую глубину может вызвать интенсивную глинизацию порового пространства породы вплоть до полной гидродинамической изоляции пласта. Однако такие случаи не характерны для массового вскрытия продуктивных пластов. А. А. Луценко и Е. А. Яичникова, изучая фильтрацию буровых растворов, пришли к выводу о том, что проникновение глинистого раствора в крупнозернистые пласты не превышает 20—25 мм, а в мелкозернистые—1-н2 мм.

Ф. И. Котяховым и В. Н. Полшковым установлено, что в породах с проницаемостью от 0,74 до 5Д и перепадами давления до 100 кгс/см'г раствор не проникает в поры песчаника.

Многие исследователи считают, что в зависимости от физических свойств проницаемого пласта проникновение бурового раствора может достигать 30 см и более [5, 80].

Г. Ф. Требин, изучая фильтрацию технической воды через естественные керны девонских песчаников, установил, что присутствие в воде окислов железа вызывает засорение кернов на глубину 4-^-5 мм.

Противоречивость выводов в этих работах обусловлена различными условиями и техникой проведения экспериментов. Глубина проникновения твердых частиц бурового раствора в пласт зависит от соотношения размера пор пласта и проникающих в него частиц. Чем больше пористость пласта и меньше частицы твердой фазы, тем на большую глубину они проникают в пласт. Этот вывод подтверждается при промывке скважин утяжеленными буровыми растворами, в которых наличие крупных частиц барита снижает глубину проникновения его в проницаемые пласты. Однако это характерно только для пластов, размеры пор которых меньше дисперсности барита. Обработка таких растворов реагентами-пепти-заторами увеличивает глубину проникновения частиц в пласт. Практика эксплуатации скважин открытой призабойной зоной показывает, что проникновение твердой фазы буровых растворов в продуктивный пласт на 2—5 мм может в несколько раз снизить дебит нефти.

Существует мнение, что фильтрат или вода могут проникать в проницаемые коллекторы на неограниченную глубину. Глубина проникновения обусловлена действующим перепадом давления, фильтрационными свойствами и составом бурового раствора. Принято считать, что чем меньше отдача бурового раствора, тем на меньшую глубину фильтрат проникает в продуктивный пласт. Показатель водоотдачи бурового раствора, определяемый в лабораторных условиях на приборе ВМ-6, не отражает скважинных условий фильтрации. Поэтому в забойных условиях водоотдача бурового раствора всегда будет больше, поскольку в скважине раствор подвергается температурному воздействию, действию перепада давления и т. п. В этой связи фильтрационные свойства буровых растворов следует оценивать в условиях, близких к скважинным. Такие условия, например, можно создать с помощью прибора ФП-200, разработанного во ВНИИБТ.

К- Фергюсон и И. Клотц считают, что фильтрацию буровых растворов в скважине следует рассматривать как фильтрацию под долотом в процессе разрушения горной породы и через стенки скважины. Ими было показано, что на забое в процессе разрушения горной породы долотом глинистая корка не образуется, но перед долотом поры породы глинизируются. Установлено, что динамическая фильтрация всегда больше статической и при достижении максимальной толщины корки фильтрационные процессы стабилизируются. В зависимости от режима фильтрации меняется и глубина его проникновения в пласт.

Р. Крюгер и Л. Фогель наблюдали проникновение фильтрата в керны с проницаемостью 350-ь550 мД в течение пяти суток на глубину до 30 см. Аналогичные результаты были отмечены на Ромашкинском месторождении, где глубина проникновения фильтратов буровых растворов в песчаники девона достигала 16 20 см, а фильтратов естественных буровых растворов — до 2 м и более. Промысловые наблюдения за проникновением фильтратов буровых растворов в приствольную часть скважины и продуктивные пласты показали, что геофизическими методами можно отбивать зоны обводнения до 30ч-60 см, а в трещиноватых, карстовых и перемятых породах—до 2--2,5 м .

В. А. Сидоровский утверждает, что при освоении скв. 4 Ме-гионского месторождения Западной Сибири из продуктивного пласта было извлечено 40 м3 фильтрата бурового раствора [80]. Это еще раз подтверждает, что при вскрытии продуктивных пластов буровыми растворами на водной основе большое количество фильтрата проникает в пласт, вытесняя нефть в глубь пласта, снижая его естественную проницаемость, продуктивность и нефтеотдачу.

Наличие фильтрата в пласте вызывает набухание глинистых частиц, слагающих пласт; оказывает блокирующее действие водой (фильтратом) нефтяной или газовой залежи; способствует образованию в поровом пространстве пласта стойких водонефтяпых эмульсий; отложению в порах породы нерастворимых солей и твердых осадков; закупориванию (кольматации) пор твердыми частицами бурового раствора и т. д.

В большинстве случаев нефтегазоносные коллекторы сложены проницаемыми песчаниками, однако многие из них сцементированы глинистым материалом. Так, на Бавлинском месторождении содержание глинистого материала в коллекторе пласта Д меняется от 1,03 до 9,35 %, а отдельные прослойки содержат до 54 % глины. При контакте с водной фазой буровых растворов глинистые минералы набухают, снижая пористость и проницаемость нефтегазового коллектора.

Л. С. Лейбензон считает, что снижение пористости песчаника на 5% вызывает снижение проницаемости в 4 раза.
 

Если глинистый материал коллектора представлен монтмо-риллоиитовой глиной, то контакт ее с фильтратом вызывает интенсивную закупорку пласта. Снижение* проницаемости коллектора из-за набухания в нем глины зависит от ее состава и свойств, распределения в пласте, структуры и физических свойств порового пространства, химического фильтрата бурового раствора и пластовых вод, pH среды и т. д.

Наибольшее набухание глин наблюдается в пресной и щелочной водах (фильтратах) и значительно меньше — в минерализованных водных средах. Каолинитовые глины практически одинаково набухают как в пресных, так и в минерализованных фильтратах, но величина их набухания намного меньше набухания монтморил-лонитовых глин. Набухание глин можно снизить обработкой буровых растворов высокомолекулярными ПАВ или же специальными ингибирующими добавками.

В нефтегазоносных коллекторах существует установившееся равновесие «нефть—газ—вода—порода», что обусловливает определенную нефтегазопроницаемость. При попадании в пласт воды или фильтрата бурового раствора это равновесие нарушается и происходит оттеснение флюидов пласта водой. Увеличение водо-иасыщенности пласта вызывает изменение относительной проницаемости и снижение нефтепроницаемости. Относительная проницаемость каждой из жидких фаз зависит от физико-химических свойств жидкостей, насыщающих коллектор.

Г. А. Ьабалян, изучая вопросы вытеснения нефти водой и воды нефтью, пришел к выводу о том, что в процессе взаимного вытеснения происходят разрыв сплошности нефти и диспергирование обеих фаз в поровом пространстве.

Большинство коллекторов нефти и газа представлено гидрофильными породами, содержащими остаточную или реликтовую воду, объем которой может составлять от 0,1 до 60%. С увеличением глинистости пород количество реликтовой воды в пласте увеличивается, а по мере увеличения карбонатности — уменьшается. Этим обусловлена и избирательная смачиваемость пластов водой, усиливающаяся по мере гидрофильности коллектора.

Вода, смачивая породы, образует на них тонкие пленки (пристенный слой), которые обладают аномальными свойствами, повышенной вязкостью и упругостью сопротивления сдвигу. Б. В. Дерягин измерил модуль сдвига воды, который при толщине пленки 0,09 мкм оказался равным 200 кгс/см2. Увеличение толщины жидкостной пленки до 0,15 мкм вызывает резкое снижение модуля сдвига воды.

А. Н. Фрумкин показал, что пристенные слои воды обладают пределом текучести и расклинивающим давлением, величина которых зависит от толщины слоев пленок воды. Толщина пленок воды па породах нефтяных коллекторов составляет 0,1 -0,87 мкм.

Для того чтобы уменьшить влияние пленок воды на коллекторы, содержащие нефть, в водную фазу буровых раство

ров добавляют ПАВ, которые резко снижают поверхностное натяжение воды, способствуя ее вытеснению из пласта нефтью. ПАВ может уменьшить вредное .воздействие воды на продуктив­ный пласт, однако полностью исключить этот эффект не может.

Другим фактором, отрицательно сказывающимся на нефте­отдаче пластов, является образование в нефтяном коллекторе стой­ких водонефтяных эмульсий типа «вода в нефти» (В/Н).

Причин образования таких эмульсий довольно много, основ­ной из них являетгя диспергирование одной жидкой фазы в дру­гой в порах породы сложной конфигурации, а также при пульса­ции пластового давления.

Г Т. Овнатанов придерживается другой точки зрения, счи­тая, что эмульсии типа В/Н образуются в процессе вскрытия бурением нефтяного пласта в результате перемешивания нефти с буровым раствором. Образующаяся в буровом растворе водо­нефтяная эмульсия под действием перепада давления фильтру­ется в пласт, что приводит к закупориванию пласта и утрате его естественной проницаемости.

В про ивоположность этому Хоуэр считает, что водопсфтяная эмульсия образуется в результате неравномерного понижения поверхностного натяжения эмульгаторами, содержащимися в са­мой нефти. При этом эмульгаторами могут служить соли органиче­ских кислот и нефти, продукты реакции этих кислот с солями, содержащимися в пластовой воде, и т. д.

П.- В. Лютин утверждает, что устойчивость эмульсий в нефтя­ном пласте зависит от состава нефти и воды, концентрации асфаль- то-смолистых веществ на поверхности раздела фаз.

И. Е. Шевалдин показал, что добавки в водонефтяиые эмуль­сии 0,2%-ной кальцинированной или каустической соды, хлори­стого кальция, поваренной соли, ССБ снижают устойчивость эмуль­сий, но не позволяют полностью ее расслоить. Чтобы уменьшить вредное влияние эмульсий на проницаемость пласта, в водную фазу буровых растворов необходимо вводить небольшие количе­ства ПАВ-деэмульгаторов нефти, которые накапливаются на по­верхности раздела фаз и вытесняют с нее асфальто-смолистые ве­щества. Исключить образование эмульсий в пласте можно только заменой водной фазы бурового раствора углеводородной жидко­стью или газообразными агентами.

При взаимодействии фильтратов буровых растворов с пласто­выми жидкостями в поровом пространстве образуются нераство­римые осадки, уменьшающие эффективный радиус пор и закупо­ривающие наиболее суженные их участки. Пластовые воды часто содержат Na⁺, Са²⁺, Mg²⁺, Fe²⁺, Fe³⁺, которые, реагируя с дру­гими солями, могут образовывать нерастворимые осадки, а при pH = 6-7 — гидроокиси железа, выпадающего в осадок. Серо­водород, входящий в состав нефти или газа (до 2000 мг/л), может реагировать с растворенным кислородом фильтрата, образуя серу, выпадающую в поровом пространстве.

При взаимодействии глинистых растворов, насыщенных поваренной солью с пластовой водой, содержащей Са и Mg, могут произойти выкристаллизация NaCI, закупоривание пор продуктами высаливания сульфонола, сульфоната и других ПАВ при их взаимодействии с минерализованной водой.

В связи с этим при подборе состава бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов необходимо исключить возможность образования нерастворимых осадков в поровом пространстве нефтегазоносного коллектора.

Проницаемость и нефтеотдача продуктивных коллекторов значительно снижаются при закупоривании пласта твердой фазой буровых растворов. Твердые частицы, попадая в пласт, кольма-тируют его и, взаимодействуя с пластовой водой, флокулируют, оседая в поровом пространстве.

В. Д. Тур считает, что коллоидные частицы буровых растворов проникают в песчаники девона только при проницаемости 270 мД и выше.

По данным И. Билла и К- Е. Грея, проникновение твердой фазы бурового раствора в поровое пространство забоя снижает проницаемость песчаника со 135 до 2—3 мД. Эти данные показывают, что высокая концентрация твердой фазы в буровом растворе отрицательно сказывается на проницаемости и нефтеотдаче пластов. Следовательно, необходимо использовать буровые растворы с низким содержанием твердой фазы, безглинистые системы или растворы с углеводородной основой [70].

В табл. 31 приведены результаты влияния различных ПАВ на увеличение коэффициента удельной продуктивности скважин.

Для вскрытия и освоения пластов наиболее эффективны растворы на нефтяной основе, пены и газообразные агенты, которые позволяют увеличить продуктивность нефтеносных коллекторов до 96—100%.

В связи с этим при вскрытии бурением продуктивных пластов важно обращать серьезное внимание на подбор таких составов буровых растворов, которые обеспечили бы сохранение естественных физических свойств нефтяного пласта.