Моделирование фильтрации технологических жидк о стей в призабойную зону пласта при строительстве скважин
На правах рукописи
УДК 622.244.5
УСАЧЕВ ЕВГЕНИЙ АНДРЕЕВИЧ
моделирование фильтрации технологических
жидкостей в призабойную зону пласта
при строительстве скважин
Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации на соискание
ученой степени кандидата технических наук
Тюмень - 2002
Работа выполнена в Тюменском отделении Сургутского научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности (ТО СургутНИПИнефть)
Научный руководитель: кандидат технических наук,
К.Н.Харламов
Официальные оппоненты: доктор технических наук,
С.Н.Бастриков
кандидат технических наук,
Карнаухов М.Л.
Ведущее предприятие: ОАО ТюменНИИгипрогаз (Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий)
Защита состоится 20 июня 2002 года в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ, по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.
Автореферат разослан 17 мая 2002 года.
Ученый секретарь диссерта-
ционного совета, доктор
технических наук, профессор В.П.Овчинников
Общая характеристика РАботы
Актуальность проблемы. Смещение тенденций с добычи нефти из более простых нефтяных залежей на сложнопостроенные, требуют освоения и разработки новых перспективных технологий в бурении, обеспечивающих наиболее полное сохранение коллекторских свойств пласта в период строительства и эксплуатации скважин. Для качественного вскрытия продуктивных пластов особое значение имеет моделирование фильтрации технологических жидкостей в призабойную зону и оценка их воздействия на ФЭС пласта, что позволяет разрабатывать рекомендации для практических действий.
Моделирование - предопределяет необходимость изучения сложных нелинейных локальных процессов происходящих в околоскважинной зоне, их взаимовлияние, анализ сопутствующих явлений; определение факторов влияющих на изменение фильтрационных характеристик продуктивного пласта, оценка степени влияния каждого из процессов и выделение превалирующих на основе фактических данных; комплексной оценке и анализе многообразия буровых растворов применяемых на практике.
В существующих методиках имеются противоречия, которые не позволяют однозначно определить влияние технологических жидкостей на образцы керна в лабораторных условиях. Не разработана единая методика исследования влияния технологических жидкостей, используемых при строительстве скважин на породу коллектор при проведении экспериментальных исследований. Необходимость обоснования параметров моделирования и разработки методики проведения эксперимента определяет актуальность и своевременность данной работы.
Цель работы
Повышение качества вскрытия продуктивных пластов путем эффективного использования технологических жидкостей.
Основные задачи исследований
1. Определить основные факторы, оказывающие наибольшее воздействие на изменение проницаемости призабойной зоны пласта в процессе строительства скважин.
2. Научно обосновать критерии подобия физического моделирования, наиболее достоверно отражающие фильтрационные процессы в призабойной зоне пласта.
3. Разработать методику по определению влияния технологических жидкостей на изменение фильтрационных характеристик модели призабойной зоны пласта, адекватно отражающую происходящие физико-химические процессы.
4. Оценить влияние полимерглинистых и биополимерных буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов.
5. Разработать рекомендации по выбору типов и составов буровых растворов для строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин в заданных условиях.
Научная новизна
1. Разработана научно-обоснованная методика проведения экспериментальных исследований по определению влияния технологических жидкостей на изменение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.
2. Научно обоснована и экспериментально подтверждено определяющее влияние статической фильтрации на изменение параметров призабойной зоны пласта.
3. Установлены зависимости, позволяющие прогнозировать степень воздействия растворов на качество вскрытия пласта на всех этапах строительства скважины.
Практическая ценность работы
1. Разработан научно-методический подход к исследованию влияния процесса фильтрации технологических жидкостей на качество вскрытия продуктивных пластов.
2. На основе проведенных исследований разработаны рекомендации, которые нашли применение при составлении руководящего документа (РД 5753490-022-2000 «Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальным участком») действующего в настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз»
2. Разработаны и внедрены рекомендации по выбору типов и составов полимерглинистых и биополимерных растворов, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств пластов (на примере Лянторского месторождения).
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на областной конференции «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 1985), научно-технической конференции «Совершенствование технологии бурения, крепления и освоения скважин на нефтяных месторождениях западной Сибири» (Тюмень, 1991), научно-технической конференции «Научные проблемы Западно-Сибирского региона: гуманитарные естественные и технические аспекты» (Тюмень, 1999), Российских научно-практических конференциях «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в 21 веке» (Тюмень, СибНИИНП, 2000) и «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, СибНИИНП, 2001), на научно-технических совещаниях ОАО «Сургутнефтегаз», заседаниях и семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин».
Публикации
Основные положения диссертационной работы опубликованы в 14 печатных работах и пяти отчетах по НИР.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 103 наименования работ отечественных и зарубежных авторов. Объем работы страницы машинописного текста, в том числе рисунков, таблиц и 2 приложения.
Особую признательность и искреннюю благодарность автор выражает научному руководителю Харламову Константину Николаевичу.
Содержание работы
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, определены цели и задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценность, даны общая характеристика и назначение работы.
В первом разделе проведен анализ состояния призабойной зоны пласта во время строительства скважины, рассмотрены режимы фильтрации: динамический и статический. Режим динамической фильтрации реализуется непосредственно при контакте долота с породой, статический – во время открытого состояния забоя. Определены процессы, оказывающие наибольшее влияние на количество поступающего фильтрата в пласт.
Ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта происходит на всех этапах строительства скважины, причем наиболее существенное вследствие проникновения технологических жидкостей и их фильтратов.
Динамический режим фильтрации по ряду параметров частично реализуется в условиях лабораторного моделирования. Однако оценить значимость неучтенных при моделировании процессов и явлений затруднительно. При моделировании наиболее трудно адекватно воссоздать динамические процессы взаимодействия долота, породы и промывочной жидкости. В то же время экспериментальные исследования, проведенные в последние годы, показали, что именно эти процессы предопределяют динамику фильтрации под долото.
В настоящее время отсутствует материально-техническое обеспечение, позволяющее наиболее точно смоделировать опережающую фильтрацию в лабораторных условиях.
В процессе формирования зоны проникновения за счет образования глинистой корки и зоны кольматации, снижение проницаемости вследствие набухания глин, дальнейшее поступление фильтрата в пласт может приостановиться. При проведении спускоподъемных операций глинистая корка многократно сдирается с поверхности стенок скважины и подвергается интенсивному эрозионному размыву, что вызывает дальнейшее проникновение фильтрата в пласт. При этом продолжается формирование зоны проникновения, а изменение ее свойств определяется процессами диффузии, капиллярным и гравитационным силами.
При остановке циркуляции реализуется режим статической фильтрации. В начальный момент образования глинистой корки на проницаемой поверхности ствола осаждаются более крупные глинистые частицы, полости между которыми затем заполняются частицами меньших размеров. Вследствие увеличения толщины глинистой корки, структурно-механических свойств раствора и уплотнения, проницаемость глинистой корки снижается.
Однако полного прекращения фильтрации при этом не происходит. Связано это с процессами нарушения структуры глинистой корки и полным или частичным ее расформированием под влиянием действующих в скважине механических, гидравлических и гидродинамических воздействий.
Одним из факторов, влияющих на проникновение фильтрата в пласт, является осмос, который возникает при наличии на стенках скважины полупроницаемой перегородки из глинистой корки и кольматированного пристенного слоя, а также при разности концентраций растворенных веществ в буровых растворах и пластовых флюидах (Аветисян Н.Г., Шеметов В.Ю.). Осмотическое давление многокомпонентных систем представляет собой сумму давлений отдельных компонентов.
Таким образом, физическое моделирование в лабораторных условиях режимов фильтрации под долото включает ряд сложностей технического характера. Анализ факторов влияющих на фильтрационные процессы, происходящие в околоскважинной зоне, при строительстве скважин показывает, что для изучения влияния буровых растворов на призабойную зону пласта достаточно исследований фильтрации в статических условиях.
Во втором разделе проведен анализ существующих методов моделирования и разработка методики оценки фильтрационных процессов в лабораторных условиях.
Основной практической задачей изучения массива горных пород является определение существующих в нем различных физических полей: электрического, напряжения и деформации, давления и скоростей фильтрации, насыщенности, скоростей диффузии и переноса тепла. Практически все физические свойства пористой горной породы должны определяться весьма ограниченным числом факторов, к которым относятся: структура порового пространства горной породы и свойства ее минерального скелета. Основным фактором, определяющим физические свойства горной породы, является структура порового пространства. Что касается пористости и удельной поверхности, то эти элементы структуры имеют ясный физический смысл и их количественные характеристики доступны прямому определению. Основная задача математического моделирования состоит в том, чтобы найти количественную характеристику третьего элемента – геометрии пор. Геометрия пор настолько сложна, что ее количественная характеристика встречает принципиальные затруднения. Одним из путей решения этой проблемы является создание математических структурных моделей порового пространства, которые, определяя различные варианты геометрии пор, позволяют устанавливать количественные соотношения между теми или иными свойствами горных пород.
Во многих случаях модели позволяют получать важные количественные соотношения между различными физическими свойствами среды. Однако, несмотря на все преимущества математических моделей, нередко связь параметров выражается громоздкими формулами, расчет которых возможен лишь с применением ЭВМ, кроме того, как правило, все модели обладают, при сравнении с фактическими, значительной погрешностью.
Таким образом, добротная физическая модель и грамотно поставленный эксперимент обладает большей информативностью, чем любая самая совершенная математическая модель.
Вопросам моделирования процессов фильтрации различных технологических жидкостей в лабораторных условиях посвящено большое количество работ многих ведущих отечественных и зарубежных исследователей. Крупный вклад в разработку моделей призабойной зоны и фильтрационных процессов внесли в разные годы Abrams A., Gleenn E.E., Касперский Б.В., Кириллин А.Ф., Кочина И.Н., Кривоносов И.В., Луценко Н.А., Михайлов Н.Н., Slusser M.L, Царевич К.А., Щищенко В.И., и другие.
В разное время работы в этом направлении проводились под руководством и при участии таких ученых, как Зозуля Г.П., Ибрагимов Л.Х., Константинов М.Ю., Кошелев А.Т., Кузнецов Ю.С., Курбанов А.К., Мавлютов М.Р., Овчинников В.П., Цыкин И.В., Шевалдин И.Е. и др.
Наиболее распространенными на сегодняшний день являются способы построения физических моделей и проведение лабораторных исследований по методикам ВНИИБТ и ВНИИКрнефть.
Методику ВНИИБТ авторы предлагают использовать для определения влияния буровых растворов на модель пласта в статических и динамических условиях.
Для оценки глубины снижения проницаемости вдоль колонки в кернодержателе сделаны отводы, позволяющие измерять давление после каждого керна. На концах колонки с цилиндрическими кернами помещаются керны конической формы, для предотвращения влияния концевых эффектов. Авторы полагают, что, омывая керн буровым раствором, они создают условия для динамической фильтрации. Известно, что в скважинных условиях линейная скорость движения бурового раствора составляет порядка 0,5 м/с, на установке УИПК даже при максимальном расходе пресса 5 см3/мин линейная скорость не будет превышать 0,04 м/с, что на порядок ниже, чем в скважинных условиях, следовательно, условия для динамической фильтрации не соблюдаются.
Методика, разработанная ВНИИКРнефть, для определения влияния фильтратов и буровых растворов принципиально не отличается от предложенной Шевалдиным И.Е.. На основании лабораторных исследований она позволяет определять коэффициент продуктивности. Учитывает влияние бурового раствора и его фильтрата, радиуса проникновения твердой фазы и фильтрата, причем последнее определяется по результатам комплекса геофизических исследований или рассчитывается по формулам. Однако эта методика содержит некоторые спорные положения, так величину давления обжима определяют путем измерения газопроницаемости образца при последовательном увеличении гидрообжима до стабилизации проницаемости.
Согласно лабораторным исследованиям существуют две группы коллекторов. Первая группа характеризуется отсутствием остаточной деформации при увеличении или уменьшении внешнего давления, т.е. проницаемость уменьшается при увеличении внешнего давления и увеличивается при снятии нагрузки. Как правило, давление выравнивания проницаемости составляет 40 – 60 МПа. Образец деформируется обратимо. Вторая группа характеризуется наличием остаточной деформации, т.е. при уменьшении давления проницаемость не восстанавливается до первоначального уровня. Более того, при многократном нагружении образца частицы все более уплотняются, снижая проницаемость. Стабилизации проницаемости здесь нет, и проницаемость зависит от давления обжима. Поэтому определение давления обжима, таким образом, не совсем корректно.
При создании остаточной водонасыщенности методом дренирования, как показывает практика, поры не до конца заполняются водой, кроме того, значительные перепады давления, для некоторых типов коллекторов могут привести к разрушению пор. Еще одним недостатком этой методики является то, что коэффициент проницаемости измеряется при постоянной скорости.
Нами проведены эксперименты для установления нелинейности закона Дарси, которые показывают, что линейность закона соблюдается при определенных скоростях для различных проницаемостей кернов.
Таким образом, существующие на сегодняшний день физические модели имеют ряд недостатков, которые не позволяют адекватно оценить процессы, происходящие в скважине.
Учитывая изложенное, сформулированы требования к физической модели:
1. Фракционный и химический состав модели должен соответствовать составу реальной породы коллектора.
2. Структура порового пространства должна быть идентична структуре пласта.
3. Смачиваемость модели максимально приближена к натуральной.
4. При проведении лабораторных экспериментов модель должна находиться в термобарических условиях, соответствующих пластовым.
В качестве модели призабойной зоны наиболее целесообразно использовать керн восстановленного состояния, так как он в наибольшей степени сохраняют естественную смачиваемость, которая является главным фактором, управляющим распределением потоков флюидов в коллекторе.
В соответствии с требованиями, предъявляемыми к физической модели, определены параметры моделирования.
Параметры моделирования можно условно разделить на две группы: физические и гидродинамические. К физическим параметрам можно отнести тип используемого кернового материала, горное и внутрипоровое давления, температуру и др. К гидродинамическим отнесем скорость фильтрации жидкости, репрессию технологических жидкостей, депрессию.
Горное и внутрипоровое давление
Нефтяной пласт на начала разработки находится в напряженном состоянии, обусловленном весом вышележащих пород. Величина этого внешнего давления на горизонтальную площадку, расположенную на глубине h от дневной поверхности, будет равна h, где - удельный вес породы. Однако породы-коллекторы подвержены внутреннему гидростатическому давлению жидкости. Таким образом, нефтесодержащие породы находятся в напряженном состоянии под действием так называемого эффективного давления:
 , МПа | (1) |
где Ргс – гидростатическое давление или внутреннее давление жидкости, насыщающее горную породу;
=0,85 – коэффициент, показывающий, какая часть идет на разгрузку горного давления.
Тип используемой жидкости при определении проницаемости
В данной методике для определения проницаемости по жидкости предлагается использовать неполярную жидкость – керосин. Это сделано по следующим причинам. Во-первых, вязкость керосина при пластовой температуре примерно совпадает по числовому значению с вязкостью нефти в пластовых условиях. Во-вторых, по поверхностному натяжению на границе с водой – керосин идентичен с пластовой нефтью. Кроме того, при определении проницаемости по нефти, нефть в некоторой степени снижает проницаемость керна, по-видимому, вследствие отложения компонентов нефти на порах керна. Исходя из вышеизложенного, мы используем индифферентную по отношению к керну жидкость керосин.
Температурный фактор.
Немаловажный фактор при определении проницаемости и ряда других параметров является температура. При температуре изменяются физические параметры пласта и насыщающих его флюидов, а также скорость протекания химических реакций. Пластовая температура вычисляется с учетом глубины залегания пояса нейтральных температур и геотермического градиента для каждого конкретного месторождения.
Большинство исследователей для оценки влияния бурового раствора используют его фильтрат, однако фильтрационные процессы фильтрата в отличие от самого бурового раствора не в полной мере отражают скважинные условия. Показано, что при разбуривании продуктивных пластов перепады давлений, существующие на забое, на 90% и более приходятся на глинистую корку и собственно пласт находится под воздействием значительно меньших перепадов, а значит и зона кольматации существенно меньше. Таким образом, использование фильтратов вместо бурового раствора дает не полное представление о влиянии физико-химических свойств бурового раствора на изменение коллекторских свойств пласта.
Изменение коллекторских свойств продуктивного пласта вследствие взаимодействия с ним технологических жидкостей носит динамический характер, т.е. свойства изменяются с течением времени. Поэтому очень важно при проведении лабораторных экспериментов учитывать временной фактор.
Гидродинамические параметры моделирования
Рассмотрим гидродинамические параметры моделирования, важнейшим из которых является скорость течения керосина при определении проницаемости.
Необходимо учитывать, что скорости фильтрации и градиенты модели не должны отличать (по характеристикам подобия) от значений этих величин в условиях реальных нефтяных пластов.
Для этого воспользуемся критерием подобия М.Леверетта, который представляет собой отношение капиллярных и вязких сил.
 | (2) |
где m – пористость, %;
- удельное поверхностное натяжение, Н/м;
- вязкость, Па с;
ф – скорость фильтрации, см/с;
- контактный угол, град. Определено, что контактный угол для гидрофильных пород составляет 300, а для гидрофобных – 900.
Если в формуле (2) скорость фильтрации выразить через дебит скважины,
 , (т/сут) | (3) |
где r – расстояние от оси скважины, м;
h – мощность пласта, м.
то получим следующее выражение:
 | (4) |
Рассмотрим участок нефтяного пласта мощностью 1 м на расстоянии 1 м от оси скважины, работающий с дебитом 100 м3/сут. Примем cos =1 (условие полной смачиваемости), тогда П=4,1*104.
Рассчитаем параметр П для модели: подставим в формулу (2) скорость фильтрации ф=8,3*10-3 см/с, =0,5*10-3 Па*с, m = 20%, равное 3*10-2 Н/м, получим значение П=3,75*10-4.
Если учесть, что площадь потока в плоских моделях обычно мала и составляет десятые или сотые доли квадратного сантиметра, то расход через модель для сохранения условий подобия для данного типа коллекторов по параметру П не должен превышать 10-3 см3/с. Естественно, при уменьшении дебита скорость движения через модель будет снижаться. Физический смысл критерия заключается в зависимости скорости фильтрации от капиллярных и вязких сил.
Предлагаемая методика заключается в следующем: собирается колонка из трех одинаковых по петрофизическим характеристикам кернов, которые предварительно выпиливаются из натурного материала, экстрагируются спиртобензольной смесью, насыщаются пластовой водой, центрифугируются и донасыщаются керосином. В кернодержатель установки помещается один керн, установка прогревается, создаются пластовые, термобарические условия и замеряется проницаемость по керосину при различных расходах.
Начальный расход определяется по критерию Леверетта в зависимости от дебита скважины. Затем строится график зависимости расхода от давления Q=f (P), и при значениях Q/P=const, вычисляется проницаемость. Таким же образом промеряется проницаемость для двух и трех кернов. После определения проницаемости по керосину в противоположном направлении при поддержании постоянной репрессии прокачивается буровой раствор в течение заданного времени с регистрацией объема поступающего в керн фильтрата и скорости его движения. Затем промеряется проницаемость кернов по керосину в обратной последовательности. По степени ухудшения проницаемости вдоль колонки кернов можно судить о глубине поражения модели буровым раствором и его фильтратом.
В третьем разделе по представленной методике содержатся результаты проведенных экспериментальных исследований по изучению влияния технологических жидкостей на коллекторские свойства образцов керна пластов на примере пласта АС10 Лянторского месторождения (проницаемость 0,3 – 0,38 мкм2).
Лабораторные исследования проводились на установке FDES-650Z изготовленной компанией Coretest Systems, которая позволяет моделировать условия фильтрации технологических жидкостей через колонку кернов максимально приближенные к пластовым.
На первом этапе оценивали влияние буровых растворов на образцы керна. В качестве тестируемых буровых растворов исследовались промывочная жидкость, традиционно применяемая при бурении скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», на базе акриловых полимеров Kem Pas и Poly Kem D и биополимерный раствор системы IKF, который начал применяться при бурении боковых стволов с горизонтальным участком. Приготовление раствора на основе акриловых полимеров типа Kem Pas, Poly Kem D осуществлялось в лабораторных условиях на шламе, отобранном из скважины (глубина 1830 м). Раствор фирмы IKF отбирался в промысловых условиях из скважин Восточно – Сургутского месторождения. Параметры буровых растворов, используемых для проведения лабораторных исследований, представлены в табл. 1.
Буровой раствор взаимодействовал с торцом образца породы при пластовой температуре и близким к реальному перепаду давлений, с учетом горных условий.
Таблица 1
Состав и параметры бурового раствора для проведения исследований
| Тип раствора | Компонентный состав | Концентрация, % | Плотность, кг/м3 | Условная вязкость, с | Фильтрация, см3/30 мин | Статическое напряжение сдвига, дПа | Пластическая вязкость, мПа с | Динамическое напряжение сдвига, дПа | Эффективная вязкость, мПа с |
| Биополимерный | ХВ-полимер Экопак SL ИКАРБ 75 ИКДЕФОМ ИКР КCl NaOH | 0,6 0,3 5,0 0,02 1,0 5,0 0,1 | 1120 | 38 | 3 | 55/70 | 18 | 125 | 32 |
| Полимерглинистый | Kem Pas Poly Kem D Шлам | 0,1 0,04 | 1130 | 28 | 6 | 14,7/21,5 | 7 | 14,4 | 21 |
Результаты представлены в табл. 2. Анализ экспериментальных данных позволяет констатировать следующее.
Коэффициент восстановления проницаемости полной колонки кернов после воздействия на них бурового биополимерного раствора фирмы IKF в 1,77 раза выше, чем для кернов, подвергшихся воздействию полимерглинистого раствора на основе Kem Pas, Poly Kem D. Для колонки из двух кернов коэффициент восстановления проницаемости в 2,96 раза и для одного керна в 2,29 раза больше в случае применения биополимерного раствора фирмы IKF.
Отличительной особенностью фильтрации буровых растворов является достаточно быстрое создание кольматационного экрана биополимерным раствором IKF и дальнейшая фильтрация происходит при больших перепадах давления, вплоть до полного ее затухания (рис. 1 а). Хороший кольматационный экран препятствует проникновению твердой и коллоидной фаз бурового раствора далее 45 - 50 мм, не снижая проницаемость последующих двух кернов (табл. 2, рис. 1 а). В то же время, фильтрация полимерглинистого раствора идет без затухания (рис. 1б).
В целом, оценивая глубину проникновения компонентов бурового раствора в керн и степень восстановления проницаемости после воздействия раствора, можно утверждать о преимуществе биополимерных растворов для вскрытия высокопроницаемых продуктивных пластов в процессе бурения скважин (рис. 2). Данные рисунка свидетельствуют о том, что коэффициент восстановления проницаемости на расстоянии 30 мм близок к 100 % (97,67 и 98%).
Не меньшее влияние на породу-коллектор оказывает фильтрат цементного раствора, проникающий при креплении ствола скважины. Цементный раствор, имеющий высокую водоотдачу при большой разнице между гидродинамическим давлением столба цементного, гельцементного растворов и пластовым давлением способен отфильтровывать большое количество жидкости в пласт.
Следовательно, оценка снижения коллекторских свойств продуктивного пласта по результатам лабораторных экспериментов при фильтрации через керн буровых растворов является не полной, так как не учитывает изменение коллекторских свойств вследствие проникновения всех технологических жидкостей, применяемых при строительстве скважины. Поэтому нами были проведены экспериментальные исследования, определяющие степень влияния бурового раствора, буферной жидкости (0,6% сульфонол + вода) и фильтрата цементного раствора.
Результаты лабораторных исследований представлены в табл. 3. Необходимо отметить некоторые особенности в изменении фильтрационных характеристик в результате последовательной фильтрации технологических жидкостей. В частности, после прокачивания буровых растворов образуются различные по
прочности и структуре корки у системы IKF и раствора Kem Pas, Poly Kem D. Толщина корки при прокачивании раствора системы IKF, в среднем, составляет 3 мм, при этом она обладает достаточной пластичностью и прочностью. После отмыва корки ее толщина уменьшается до 2 мм. Для раствора Kem Pas, Poly Kem D толщина корки, в среднем, составляет 8 мм, по структуре – рыхлая и неплотная, в результате чего поступление фильтрата цементного раствора в керн происходит без затухания с постоянной скоростью.
В целом, в результате совместного влияния бурового раствора, буферной жидкости и фильтрата цементного раствора общее снижение проницаемости составило для полной колонки – 75%; для двух кернов – 35%, а для одного – 27%. Для кернов, обработанных раствором Kem Pas, Poly Kem D, коэффициент восстановления проницаемости после прокачивания фильтрата цементного раствора для полной колонки составляет 20,5%.
Коэффициент восстановления проницаемости кернов при последовательной фильтрации бурового раствора Kem Pas, Poly Kem D, буферной жидкости и
фильтрата цементного раствора уменьшился всего на 5% по сравнению с воздействием бурового раствора (табл. 3). Вероятно, это объясняется взаимодействием буферной жидкости, содержащей ПАВ, с керном. Раствор с ПАВ уменьшает поверхностное натяжение на границе раздела фаз фильтрат – горная порода, благодаря чему восстанавливаются фильтрационно-емкостные свойства керна, сниженные фильтратом бурового раствора. В подтверждение этого в 5 опыте (табл. 3) не прокачивали буферную жидкость и, как следствие, был получен более низкий коэффициент восстановления проницаемости (10%).
На основании вышеизложенного можно сделать вывод о том, что низкопроницаемая кольматационная зона раствора IKF препятствует проникновению фильтрата цементного раствора при низких давлениях, при давлении 3,5 – 7,0 МПа в керн поступает ограниченное количество фильтрата, а, следовательно, в скважинных условиях, возможно, ожидать меньшую зону проникновения фильтрата цементного раствора.
Скорость фильтрации фильтрата цементного раствора через колонку кернов после воздействия полимерглинистого раствора более чем в 10 раз выше скорости фильтрации через керны, подвергшиеся воздействию биополимерного раствора.
Проникновение фильтратов бурового и цементного растворов в пласт происходит через глинистую корку и кольматационную зону, где адсорбируется наибольшее количество твердых частиц и коллоидной фазы. Перфорационная среда воздействует на пласт непосредственно через перфорационный канал.
Нами были проведены экспериментальные исследования по изучению влияния перфорационной среды слабокислотного состава (КПС-1) на керн Лянторского месторождения. Поскольку перфорационная среда фильтруется в пласт через перфорационный канал, то при проведении экспериментов убирали первый керн с коркой и кольматационной зоной, а затем прокачивали перфорационную среду КПС-1 (табл.4) в течении 15 – 18 часов. Необходимо отметить, что фильтрация КПС-1 через керн проходит без затухания в обоих случаях и снижение проницаемости происходит по одной и той же закономерности.
Таким образом, по полученным данным перфорационная среда КПС-1 при фильтрации ее в течении 15 – 16 часов снижает проницаемость колонки кернов вне зависимости от типа применяемого бурового раствора.
В четвертом разделе приведена сравнительная характеристика лабораторных исследований с данными БКЗ (бокового каротажного зондирования).
Коэффициент восстановления проницаемости вычисляли как отношение проницаемости по данным БКЗ к начальной проницаемости, определенной в лабораторных условиях.
Результаты приведены в табл. 5. Из анализа таблицы можно сделать вывод, что результаты лабораторных исследований хорошо согласуются с промысловыми данными.
Таблица 5
Сравнительные результаты коэффициентов восстановления
проницаемости по данным лабораторных и геофизических исследований
| № п/п | Месторождение | № скважины | Пласт | К пор, % | , % | |
| по БКЗ, | по экспериментальным исследованиям | |||||
| 1 | Восточно-Сургутское | 616 | БС10 | 23.7 | 53.67 | - |
| 2 | 426 | БС10 | 24.8 | 27.13 | - | |
| 3 | 425 | БС10 | 24.8 | 53.91 | - | |
| 4 | 992 | БС10 | 21.3 | 41.30 | - | |
| 5 | 513 | БС10 | 24.2 | 49.23 | - | |
| 6 | 335 | БС10 | 24.9 | 44.87 | - | |
| 7 | 353 | БС10 | 23.0 | 48.62 | - | |
| 8 | 352 | БС10 | 21.8 | 50.48 | - | |
| 9 | 478 | БС10 | 23.2 | 47.81 | - | |
| 10 | 155р | БС10 | 22.8 | 40.74 | - | |
| 11 | 495 | БС10 | 24.6 | 50.31 | - | |
| среднее | 46.19 | |||||
| 12 | Лянторское | 3469 | АС10 | 25.7 | 44.13 | - |
| 13 | 3440 | АС10 | 25.9 | 47.24 | - | |
| 14 | 3040 | АС10 | 25.9 | 41.86 | - | |
| 15 | 3041 | АС10 | 25.0 | 45.83 | - | |
| 16 | 3042 | АС10 | 25.9 | 53.69 | - | |
| 17 | 2604 | АС10 | 22.1 | 46.88 | - | |
| среднее | 46.60 | |||||
| 18 | По данным экспериментальных исследований | - | АС10 | 23,5 | - | 45 |
| 19 | - | АС10 | 23,4 | - | 54 | |
| 20 | - | АС10 | 23,5 | - | 37 | |
| среднее | 45,33 | |||||
Основные выводы и рекомендации
1. Обобщены представления о фильтрационных процессах в системе «скважина – пласт», что позволило разработать научно-обоснованную методику проведения экспериментальных исследований, которая адекватно отражает процессы, происходящие в призабойной зоне пласта в период строительства скважины
2. На основании экспериментальных исследований определено, что для описания влияния буровых растворов на проницаемость призабойной зоны пласта достаточно изучения фильтрации в статических условиях.
3. Сформулированы критерии подобия физического моделирования, которые позволили разработать методику по определению влияния технологических жидкостей на модель призабойной зоны пласта в статических и гидродинамических.
4. Исследованы фильтрационные и кольматирующие свойства полимерглинистых и биополимерных растворов. Доказано, что скорость фильтрации биополимерных буровых растворов в 10 и более раз ниже скорости фильтрации раствора, обработанного реагентами типа Kem Pas, Poly Kem D и имеет затухающий характер.
5. Оценена степень снижения коллекторских свойств при фильтрации через керн всех технологических жидкостей, применяемых при строительстве скважин. Установлена целесообразность и эффективность строительства скважин с применением биополимерных растворов для ряда месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» с различными литолого-петрофизическими характеристиками.
7. С использованием результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработана нормативная документация на строительство скважин с применением биополимерных растворов в ОАО «Сургутнефтегаз», на месторождениях которого пробурено 273 таких скважин,
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах
- Усачев. Е.А. Экспериментальные работы по изучению влияния фильтрата буровых растворов на проницаемость образцов кернов // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири: Тез. докл. обл. конф. молодых ученых и спец. - Тюмень, СибНИИНП, 1985.- С.104.
- Усачев. Е.А. К вопросу вскрытия продуктивных пластов // XIIнаучно-техническая конференция молодых ученых и специалистов: Тез. докл.-Тюмень, СибНИИНП, 1986.- С.39
- Колесников М.М., Балуев А.А., Усачев Е.А. Изучение изменения фильтрационных свойств керна // Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири. Сб. научн. трудов. – Тюмень, СибНИИНП, 1989.- С. 90 – 94.
- Колесников М.М., Балуев А.А., Усачев Е.А. Стендовые исследования влияния буровых растворов на изменение проницаемости модели призабойной зоны // Совершенствование технологии бурения, крепления и освоения скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Сб. научн. трудов. -Тюмень, СибНИИНП, 1991.- С.80 – 86.
- Балуев А.А., Саунин В.И., Сорсенбаев У.И., Усачев Е.А. Влияние перфорационной среды и типа перфоратора на коллекторские свойства пластов в призабойной зоне // Совершенствование технологии бурения, крепления и освоения скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Сб. научн. трудов.-Тюмень, СибНИИНП, 1991.- С.87 – 90.
- Балуев А.А., Усачев Е.А. Экспериментальные исследования влияния буровых растворов на проницаемость продуктивного пласта // Научные проблемы Западно-Сибирского региона: гуманитарные естественные и технические аспекты: Тез. докл. научн.-техн. конф.-Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. –С. 37-38.
- Усачев Е.А., Балуев А.А. К вопросу моделирования фильтрационных процессов в продуктивных пластах при строительстве скважин // Состояние, проблемы, основные направления развития нефт. пром. в 21 веке: Тез. докл. Росс. научн.-практ. конф.-Тюмень: СибНИИНП, 2000. С. 21-24
- Р.Р.Лукманов, Усачев Е.А., Р.З.Ахметшин. Исследование фильтрации и воздействия алюмокальциевого бурового раствора на коллекторы Тевлино-Русскинского месторождения // Состояние, проблемы, основные направления развития нефт. пром. в 21 веке: Тез. докл. Росс. научн.-практ. конф.-Тюмень: СибНИИНП, 2000. С. 21-24
- Усачев Е.А. Результаты экспериментальных исследований влияния технологии строительства скважин на проницаемость продуктивного пласта // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири: Тез. докл. науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов.-Тюмень: СибНИИНП, 2001. С. 27 – 31.
- Гауф В.А., Харламов К.Н., Подкорытов О.Н., Шенбергер В.М., Усачев Е.А. Разработка и совершенствование системы промывки дополнительных стволов, сооружаемых из эксплуатационных скважин // Изв. высших учебных заведений: Нефть и газ. Межвуз. сб. тр.-Тюмень: ТюмГНГУ, …..-№. С.
- Балуев А.А., Лушпеева О.А., Усачев Е.А., Грошева Т.В. Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком // Нефтяное хозяйство. – Москва, 2001.-№ 9. – С. 35.
- Усачев Е.А., Балуев А.А., Грошева Т.В. Оценка влияния биополимерного бурового раствора на проницаемость пласта по данным лабораторных исследований // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона. Сб. науч. трудов СургутНИПИнефть. Вып.3. Из-во «Путиведъ», Екатеринбург.-С.299-304.
Соискатель Е.А.Усачев
Подписано к печати Формат бумаги 60х84 1/24
Печ. листов 1. Тираж 100 экз. Заказ №
ОАО Сургутнефтегаз, ТО СургутНИПИнефть
Адрес института: 625003, ул. Р.Люксембург, 12
