книги из ГПНТБ / Особенности вскрытия, испытания и опробования трещинных коллекторов нефти

Т а б л и ц а 4

Г Л А В А II

Я В Л Е Н И Я , В О З Н И К А Ю Щ И Е В П Р И С Т В О Л Ь Н О Й З О Н Е П Р И В С К Р Ы Т И И П Р О Д У К Т И В Н Ы Х Г О Р И З О Н Т О В ,

П Р Е Д С Т А В Л Е Н Н Ы Х Т Р Е Щ И Н Н Ы М И К О Л Л Е К Т О Р А М И

Бурение скважин вращательным способом с использованием различных промывочных жидкостей на водной основе неизбеж­ но приводит к изменению естественного состояния коллектора. В целом ряде случаев после окончания бурения путем специаль­ но принятых мер по интенсификации притока удается восстано­ вить или почти восстановить естественное состояние коллектора. Но в нефтепромысловой практике встречается немало случаев, когда скважины, показавшие хорошие признаки нефтегазонос­ ное™ и бурно проявлявшие в процессе бурения после ввода их в эксплуатацию, или не показали признаков нефти и газа, или име­ ли небольшую производительность. Особенно это относится к трещинным коллекторам нефти и газа. Вскрытие коллекторов этого типа сопровождается проникновением в пласт не только фильтрата, но и промывочной жидкости. Это вызывает закупор­ ку отдельных трещин в пласте, очистка которых может быть

венных и искусственных кернах в СССР и .за рубежом, установ­ лено, что проникающая в пласт вода в определенных условиях снижает естественную проницаемость коллектора более чем на 50%.

На коэффициент восстановления проницаемости большое влияние оказывает состав воды, ,применяемой-дри .вскрыши л.хас-

нам и явления, происходящие в связи с этим.

Кроме того, что применяемая технология вскрытия продук­ тивного объекта мало чем отличается от принятых методов бу­ рения всего ствола скважины, скорости бурения при проходке продуктивного объекта, как правило, ниже скоростей бурения остальной части ствола. В разведочном бурении это вызвано •прежде всего необходимостью отбирать керн в продуктивных от­ ложениях. Бурение с отбором керна занимает сравнительно не­ большой удельный вес (3—8%) в общем объеме разведочного бурения, но на его проведение затрачивается много времени и средств. Эти затраты очень часто не оправдываются, так как вы­ нос керна по всем нефтяным районам СССР составляет в сред­ нем 20—40%, а по продуктивным отложениям 5—10% [38]. В БелНИГРИ были поставлены специальные исследования по изу­ чению возможностей ускорения 'процесса вскрытия продуктив­ ного объекта при высоком проценте выноса керна.

§ 1. ВЛИЯНИЕ ФИЛЬТРАТА ПРОМЫВОЧНОЙ ж и д к о с т и НА МАТРИЦУ ТРЕЩИННОГО КОЛЛЕКТОРА

Эмульсеобразование. Образование стойких водонефтяных эмульсий возможно на всех месторождениях, в нефтях которых содержатся аофальтоемолистые вещества. Рассмотрим с этих позиций возможность эмульсеобразования в призабойной зоне скважин, находящихся в Припятской впадине. По данным Р. Я. Семячко (БелНИГРИ), нефти Осташковичского месторождения (Припятская впадина) характеризуются следующим содержани­ ем смолистых и асфальтеновых компонентов (табл. 6).

Из табл. 6 видно, что нефти задонского горизонта высокосмо­ листые, имеют повышенное содержание асфальтенов и облада­ ют значительной кинематической вязкостью. Для нефтей подсолевого комплекса характерна обратная картина. Они более лег-

12

Т а б л и ц а 6

Содержание смолистоасфальтеновых фракций в нефтях Осташковичского месторождения (Припятская впадина)

з<ие, менее смолистые, содержат больше светлых мало вязких фракций. Поэтому можно заключить, что при опробовании сква­ жин и вызове притока из задонских отложений для фильтрации жидкости через участки, занятые эмульсией, потребуются значи­ тельно большие перепады давления и время стояния на притоке,' чем при возбуждении притока из подсолевых (воронежских и се- милукско-бурегских) отложений.

Для уменьшения вредного влияния эмульсий на проницае­ мость призабойной зоны в промывочную жидкость следует вво­ дить ПАВ-деэмульгатор нефти. Полностью же исключить влия­ ние эмульсий на проницаемость призабойной зоны возможно только путем применения промывочных жидкостей на нефтяной основе.

чатого и микроагрегатного строения. Иногда оно располагается в виде коротких субпараллельных прослойков. Кроме того, гли­ нисто-битуминозное вещество обычно заполняет сутурно-стилло- литовые образования и литологические трещины.

Количественная и качественная характеристика глинистого вещества, содержащегося в карбонатных породах, может быть дана только в результате его отделения от основной карбонат-

13

ной массы после растворения ее в соляной кислоте. Нераство­ римый остаток в соляной кислоте и является объектом исследо­ вания. Содержание нерастворимого остатка в карбонатных кол­ лекторах продуктивных горизонтов Припятской впадины (Осташковичское, Давыдовское и другие месторождения), пред­ ставленных доломитами, достигает 10—12%. Содержание ж е нерастворимого остатка в доломитизированных известняках уве­ личивается и может достигать 25%.

В результате химического, рентгеноструктурного и петрогра­ фического анализов легких и тяжелых фракций, выделенных из нерастворимых остатков доломитизированных известняков и до­

Глинистая фракция нерастворимого в соляной кислоте остат­ ка представлена преимущественно гидрослюдистым составом с примесью каолинита. Исследованиями В. П. Самодурова [45] (БелНИГРИ) было выявлено, что в глинах карбонатных отло­ жений резко преобладает гпдрослюда типа иллита. Кроме того, на рентгенограммах фиксируются очень слабые признаки хлори­ та и незначительные признаки каолинита, свидетельствующие о незначительном содержании этих глинистых минералов.

Анализируя приведенные данные, можно сделать вывод, что уменьшение проницаемости пород-коллекторов Припятской впа­ дины из-за набухания глинистых частиц, входящих в состав мат­ рицы, маловероятно.

Образование нерастворимых осадков. Это явление следует рассматривать в двух аспектах.

С одной стороны, выпадение нерастворимых осадков проис­ ходит непосредственно в стволе скважины в результате переме­ шивания промывочной жидкости и пластовых вод. Образующиеся таким путем нерастворимые осадки под действием избыточного давления промывочной жидкости отфильтровываются в карбо­ натный коллектор и оседают в призабойной зоне, закупоривая ее. С другой стороны, нерастворимые осадки образуются непосред­ ственно при взаимодействии фильтрата промывочной жидкости и погребенных вод в нефтяной части матрицы карбонатного кол­ лектора.

Результаты исследования химического состава пластовых вод Осташковичского месторождения нефти и некоторых водных вы­ тяжек из нефтей приведены в табл. 7. Если погребенные воды кислые (рН в пределах 5,0), то пластовые воды нейтральные или слабощелочные. В этих условиях контактирование агрессивного щелочного, высокоминерализованного фильтрата промывочной жидкости в призабойной зоне нефтенасыщенного пласта-коллек­ тора с погребенной в его матрице водой приводит к реакции вза­ имодействия и выпадению в проточных каналах различных осад­ ков, закупоривающих призабойную зону.

14

Т а б л и ц а 7 Химический состав пластовых вод Осташковичского месторождения нефти

Содержание, мг-экв

Интервал

При бурении скважин в условиях Припятской впадины для приготовления промывочной жидкости, как правило, используют поверхностные воды. Эти воды содержат закисное и окисное же­ лезо, которое вместе с фильтратом проникает в призабойную зо­ ну пласта. Промывочная жидкость насыщается окисным и закисиым железом также в процессе перемешивания с пластовыми во­ дами межсолевых и подсолевых отложений. Так, по данным отде­ ла гидрогеологии БелНИГРИ, содержание двухвалентного желе­ за в пластовых водах межсолевых отложений Осташковичского месторождения нефти достигает 0,9 г/л, причем, главным обра­ зом, железо встречается в закисной форме и значительно в мень­

коллоиды гидроокиси и гидрозакиси железа. Гидроокись железа, находящаяся в ионной форме в пластовых условиях, при взаимо­ действии щелочного фильтрата бурового раствора с пластовыми водами вначале переходит из ионной формы в коллоидную, а за­ тем наступает коагуляция осадка, так как за счет высокой ще­ лочности фильтрата промывочной жидкости рН среды выравни­ вается. В пластовых условиях Fe2 + также находится в ионной форме. В связи с тем, что в фильтрате промывочных жидкостей присутствует растворенный кислород, проникновение его вместе с фильтратом в пласт вызывает окисление двухвалентного железа в трехвалентное с последующим выпадением в осадок гидроокиси железа.

Промывочные жидкости, применяемые при бурении скважин

15

при переносе их потоком жидкости закупоривают потокоподводящие каналы коллектора и необратимо уменьшают проницае­ мость призабойной зоны.

При бурении скважин в условиях Припятской впадины широ-. ко используют растворы, насыщенные поваренной солью. Эти же растворы применяют и для вскрытия продуктивных отложений. При попадании фильтрата такого раствора в пласт, в водах ко­ торого содержатся более активные соли Са и Na, последние, в силу своей большой растворимости, могут переходить в насыщен­ ный поваренной солью фильтрат с выпаданием в осадок избытка NaCl.

Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны следует либо применять такие промывочные жидкости, ко­ торые по своим физико-химическим свойствам были бы нейт­ ральны как к породе, так и к содержащимся в ней пластовым жидкостям, либо восстанавливать проницаемость призабойной зоны путем обработки ее специальными химическими реагента­ ми, способными растворять выпавшие в осадок гуматы солей по­ ливалентных катионов и их гидроокиси.

Определение коэффициента восстановления нефтепроницаемости. В лабораторных условиях при моделировании процесса вза­ имного вытеснения пластовых флюидов и фильтрата промывоч­ ной жидкости из матрицы трещинного коллектора представляете ся возможность оценить влияние каждого фактора путем исклю­ чения (устранения) всех остальных.

Конечным результатом наших лабораторных эксперименталь­ ных исследований являлось определение коэффициента восста­ новления нефтелроницаемости f5. Методика его определения бы­ ла впервые предложена К. Ф. Жигачем и К- Ф. Паусом [14]. Че­ рез образец керна с предварительно замеренной по воздуху про­ ницаемостью прокачивалась нефть и при установившейся филь­ трации определялся коэффициент проницаемости по нефти К\. Затем через образец прокачивалась промывочная жидкость или фильтрат в течение времени Т при перепаде давления р\, после чего проводили фильтрацию нефти в противоположном (по срав­ нению с первоначальным) направлении до тех пор, пока скорость движения жидкости через керн не становилась постоянной. За­ тем определяли коэффициент проницаемости Кг. Вредное дейст­ вие промывочной жидкости на керн характеризуется коэффициен­ том восстановления проницаемости

По указанной методике в Советском Союзе и за рубежом про­ ведено большое количество экспериментов на искусственных и

16

естественных образцах при различных перепадах давления. Не останавливаясь на рассмотрении преимуществ и недостатков про­ веденных различными исследователями экспериментов, укажем лишь на то, что использование естественных пластовых флюидов, нефте-водонасыщениых образцов пород-коллекторов, пластовых температур и естественных градиентов давлений больше всего приближает постановку экспериментов к реальным пластовым ус­ ловиям. Методика исследований, которая использовалась при про­ ведении наших экспериментов, в основном является общепризнан­ ной, однако она была нами усо­ вершенствована и дополнена как с технической, так и с методиче­ ской стороны.

загнут и имеет срезанную горизонтальную тщательно отполиро­ ванную поверхность. На этот конец надевается насадка 11, в ко­ торую заливают более тяжелую, чем в шлрице, жидкость. Высота слоя жидкости над концом капилляра должна быть не менее 1,5- 2 см. Шприц, катшлляр и насадка помещаются в термостат 5. Объем выдавленных из шприца капель выражается в делениях шкалы микрометра. Объем рассчитывается как среднее значение

П р и м е ч а н и е . Постоянная прибора C=0,55.