Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта весьма глу­бока, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно — главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны. Наиболее доступный для изменения фактор  —  обработка буровых (позднее тампонажных) раство-

ров с целью снизить или довести даже до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.

При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением на­пряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновением фильтрата бурового (и цементного) раствора в пласт, взаимодействием с пластовой газожидкостной смесью и горной породой происходят сложные физико-химические процессы. Фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает проницаемость последнего для нефти и газа, что приво­дит к ряду необратимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количе­ство бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине.

Американские исследователи полагают, что существуют следующие основные виды загрязнения пласта:

реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;

кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.

Очевидно, это только часть факторов, которые определяют падение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Если принять к сведению, что на площади образца из обычного песчаника, равной 6,5 см2, находится до 3000 пор, которые в известной степени определяют проницаемость, то становится понятным, насколько чувствительна эта поверхность к загряз­нению.

Зная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естествен­ных условиях, можно если и не предотвратить их влияние, то хотя бы мак­симально снизить их негативный эффект.

Все известные буровые растворы в той или иной степени отрицатель­но влияют на ПЗП: они снижают проницаемость ПЗП за счет прохождения фильтрата (разбухание глинистых включений, образование закупориваю­щего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры пласта твердой фазы; блокирования порового про­странства эмульсионными растворами; адсорбционных сил, удерживающих воду в порах и др.

На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта непосредственно у стенки сква­жины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов:

состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и реа­гентов раствора);

противодавления на пласт от столба бурового раствора;

длительности пребывания продуктивного пласта под давлением столба бурового раствора;

состава цементного раствора и обсадной колонны;

глубины и плотности перфорации обсадной колонны;

длительности пребывания пласта под раствором после перфорации;

способа вызова притока флюида из пласта и освоения скважин.

Установлено, что состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:

фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким, чтобы

при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набу­хания глинистого материала, соле- и ценообразования в пористой среде горных пород;

гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного рас­творов должен соответствовать структуре порового пространства, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 % размера поровых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;

поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат — пластовый флюид должно быть минимальным;

водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а плот­ность и реологические параметры — такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близким к нулю, хотя для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов, к сожа­лению, используют главным образом глинистые буровые растворы, обрабо­танные или не обработанные химическими реагентами. Причем технология обработки этих растворов химическими реагентами определяется требова­ниями только безаварийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного пласта. Сроки освоения и продуктивность сква­жин, пробуренных в идентичных условиях, могут быть различными и в значительной степени зависят от качества работ по вскрытию пластов.

Если исходить из условий максимального сохранения природного со­стояния коллектора, то продуктивный пласт необходимо вскрывать при ус­ловии депрессии или равновесия между пластовым и забойным давления­ми. Однако в настоящее время отсутствуют технические средства, которые могли бы надежно обеспечить такие условия проводки скважин (вращаю­щиеся превенторы, дистанционные управляемые дроссели, сепараторы бу­рового раствора). Поэтому на практике вынуждены вскрывать пласты в условиях репрессии. Репрессия как фактор имеет превалирующее значе­ние: от нее зависят все остальные процессы взаимодействия пласта с буро­вым раствором. Репрессия является также причиной изменения естествен­ной раскрытости трещин и влияет на степень деформации пород в при-скважинной зоне.

Значения давления на забое и степень его влияния на призабойную зону во многом определяются характером и интенсивностью проводимых в скважине операций. Наибольшие гидродинамические давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции бурового раствора. Несмотря на то, что гидродинамические давления при восстановлении циркуляции действуют на пласт кратковременно, в пределах 3 — 5 мин, значения забой­ного давления при этом могут достигать 75 — 80 % полного горного давле­ния, что иногда вызывает гидроразрыв пласта. Причинами роста гидроди­намических нагрузок на пласт являются также высокие скорости спуско-подъемных операций. Гидродинамическая репрессия на пласты при этом может возрастать до 3 — 9 МПа.

Химическим составом бурового раствора определяется в основном ин­тенсивность развития вторичных процессов, возникающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточно водой и породой коллектора. Сово­купность этих процессов приводит к возрастанию газогидродинамических сопротивлений в зоне проникновения фильтрата при фильтрации нефти на различных этапах освоения и эксплуатации скважины. Увеличение гидрав­лических сопротивлений происходит в результате проявления молекуляр-

но-поверхностных свойств системы нефть — газ — порода — остаточная вода — фильтрат и изменения структуры порового пространства породы.

На стадии вызова притока из пласта прирост гидравлических сопро­тивлений при фильтрации нефти через зону проникновения главным обра­зом определяется особенностями двухфазной фильтрации. Значение этих дополнительных сопротивлений зависит от многих факторов и в целом оценивается фазовой проницаемостью для флюида при совместном тече­нии нефти с фильтратом через пористую среду с измененной структурой поровых каналов. Изменение структуры порового пространства в зоне проникновения может быть обусловлено взаимодействием фильтрата как с минеральными компонентами породы (набухание глин, химическое преоб­разование), так и с остаточной водой (возможность образования нераство­римых осадков).

Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой бурового рас­твора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значе­ниями водоотдачи бурового раствора и перепада давления в системе сква­жина — пласт.

Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это влияние в основном нейтрализуется перфорацией. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, форми­рующейся на стенках перфорационных каналов.

Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических соединений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород. Эти частицы адсорбиру­ются, как правило, на границах раздела нефть (газ) — фильтрат, и если по­верхности раздела неподвижны, то теряют свободу перемещения. При на­личии в нефти большого количества асфальтосмолистых веществ прони­кающие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы ад­сорбируются на стенках поровых каналов. Поскольку указанные межфаз­ные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формиро­вание путем введения в буровой раствор синтетических ПАВ.

Степень загрязнения порового пространства породы-коллектора опре­деляется продуктами взаимодействия солей остаточной воды с химически­ми реагентами, поступающих катионов. Образующиеся нерастворимые со­единения в зависимости от характера смачиваемости их поверхности скап­ливаются в водной или нефтяной фазе, адсорбируясь чаще всего на грани­цах раздела нефть — фильтрат.

Повышать качество вскрытия продуктивных пластов следует двумя пу­тями:

выбором соответствующего типа бурового раствора для конкретного месторождения (пласта), обладающего определенными геолого-физичес­кими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и физико-хими­ческими свойствами пластовых флюидов, с обязательным учетом степени возможных изменений петрографических свойств породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа через зону проникновения;

выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих минимальные размеры зоны проникновения компонентов бурового раствора в пласт.

Буровой раствор, предназначенный для вскрытия продуктивного пла­ста, перфорационных и других операций в скважине, при которых неиз­бежно его контактирование с компонентами пластовой системы, должен отвечать следующим основным требованиям:

обладать способностью быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт;

иметь такой состав жидкой фазы, который при практикуемых в на­стоящее время значениях депрессии, создаваемых при освоении скважины, позволял бы уже в первые часы работы скважины ликвидировать, без за­метных остаточных явлений, последствия проникновения фильтрата в при-забойную зону;

твердая фаза бурового раствора или ее большая часть должна полно­стью растворяться в кислотах (нефти), что позволит удалять ее со стенок скважины и закольматированной зоны пласта при освоении. Грануломет­рический состав твердой фазы должен обеспечивать минимальное количе­ство проникновения раствора в трещины (поры) за счет образования заку­поривающих тампонов на входе в трещину.

Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурово­го раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов.

Буровой раствор для вскрытия выбирают для каждого типа пород-коллекторов, отличающихся друг от друга основными признаками и усло­виями залегания. Для этой цели все известные в настоящее время типы пород-коллекторов разделены на четыре классификационные категории, в каждой из которых сгруппированы породы-коллекторы, обладающие при­мерно одинаковой реакцией на технологические воздействия. В качестве критерия разделения пород-коллекторов на отдельные категории использо­ваны геологические и технологические факторы, которые раскрывают ус­ловия проявления и возможность прогнозной оценки вида, интенсивности и масштаба развития процесса взаимодействия пород пласта с буровым раствором, а также последствий этого процесса.

Лабораторными исследованиями, проведенными на естественных и искусственных кернах в России и за рубежом, установлено, что прони­кающая в призабойную зону пласта вода в определенных условиях более чем на 50 % снижает естественную фазовую проницаемость коллектора для нефти, которая очень медленно восстанавливается или не восстанавливает­ся совсем (табл. 12.1). На коэффициент восстановления проницаемости су­щественно влияет не только состав воды, применяемой при вскрытии пла­ста, но и скорость фильтрации (градиент давления). Восстановление про­ницаемости керна при различных условиях находится в пределах от 45 до 85 %. Добавка к буровому раствору различных реагентов, улучшающих его механические свойства, может больше снизить естественную проницае­мость коллектора. Влияние различных буровых растворов на первоначаль­ную проницаемость пористой среды показано в табл. 12.2. Таким образом, как видно из лабораторных исследований, проведенных в России и за ру­бежом, применение буровых растворов на водной основе, как правило,

Таблица   12.1

Восстановление проницаемости керна

Порода	Первоначальная нефтепронипае-мость, мкм	Вода	Коэффициент восстановления проницаемости, %	Исследователи
Искусственный   пес-	0,6	Пресная	53	Жигач и Паус
чаник   (без   примеси	1,0		62	(МИНГ)
глины)	1,4		68
	2,0		74
Девонский   песчаник	0,4	«	42	В.А. Шевалдин
Ромашкинского     ме-	1,2		46	(ТатНИИ)
сторождения	2,0		50
	0,4	Пластовая (де-	86
	1,2	вонская)	84
	2,0		82
Юрский       песчаник	0,01-0,2	Любая	55	Н.Р. Рабинович
Таллинского     место-				(ВНИИКРнефть)
рождения

Таблица   12.2

Влияние буровых растворов на проницаемость керна

 

Буровой раствор	Вода	Буровой рас­твор без до­бавки реаген­тов	Буровой рас­твор + 10 % УЩР	Буровой рас­твор + 1 % КМЦ	Пена	Раствор на нефтяной основе
Восстановление пер­воначальной прони­цаемости, %	59,4	71,7	47,5	59,8	94,2	95,0

приводит к существенному необратимому снижению проницаемости кол­лекторов.

В табл. 12.3 приведены данные о снижении коэффициента продуктив­ности скважин на Майкопском газоконденсатном месторождении после закачки в них бурового раствора.

Приведенные примеры убедительно показывают, что проникновение в пласт фильтрата и бурового раствора отрицательно влияет на его коллек-торские свойства, в результате чего удлиняются сроки освоения скважин, снижается их производительность, непрерывно вырабатывается залежь, уменьшается коэффициент нефтеотдачи, а на различных площадях по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и пропла-стки.

Большие осложнения возникают при вскрытии продуктивных пластов на скважинах глубиной 4000 — 5000 м. На большой глубине трудно регули­ровать давление на забое из-за высокого пластового давления и температу­ры, а также периодического проникновения в буровой раствор газа. Поло­жение усугубляется еще тем, что приходится прибегать к утяжелению бу­рового раствора до плотности 1,8 — 2,2 г/см3. В этих условиях, чтобы избе­жать возможных проявлений пласта, вскрытие его проводят при весьма большом превышении давления на забое над пластовым. Это влечет за со­бой разрыв пласта и уход в него больших количеств раствора, в особенно­сти при частых спускоподъемных операциях, когда имеет место резкое из­менение гидродинамического давления на стенки скважин.

Таблица   12.3

Уменьшение коэффициента продуктивности

 

 

Номер скважины	Продуктив­ный гори­зонт	Время, сут	Коэффициент продуктив­ности, м3/МПа	Kt/K2
пребывания бурового рас­твора в сква­жине	эксплуатации до исследова­ния	до закачки раствора К\	после закач­ки раствора Ê2
7 17 21 66 14 18 23 24 30	I II II II III III III III III	48 1435 1498 77 1756 1007 55 84 69	10 182 73 2 220 13 2 24 ИЗ	683 323 2638 1157 1210 805 1200 2321 1575	340 126 542 902 355 204 165 859 541	2,0 2,6 4,8 2,4 3,4 3,9 7,3 2,7 2,9

О чрезмерном превышении (в %) давления в стволе скважин в процес­се вскрытия над пластовым можно судить по следующим фактическим данным.

Куйбышевская область                                   18 — 48

Украина                                                            50-80

Азербайджан                                                     60-120

Вследствие этого глубина проникновения фильтрата в продуктивный пласт может быть весьма велика. По данным специальных исследований она составляла на нефтегазовых месторождениях Азербайджана 1,4 — 2,5 м, на Майкопском газоконденсатном месторождении 0,5 — 3,0 м, на Самотлор-ском месторождении 6 — 37 м и т.д.

Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы бурово­го раствора отмечается в процессе вскрытия трещинных коллекторов.

Цементирование эксплуатационной колонны может также отрица­тельно влиять на проницаемость призабойной зоны, особенно когда пла­стовое давление ниже гидростатического. В этом случае происходит про­никновение в пласт не только фильтрата цементного раствора, но и рас­твора, так как при цементировании эксплуатационной колонны почти во всех случаях применяют цементный раствор плотностью 1,8—1,85 г/см3. Конструкция скважины в большинстве случаев подчиняется задачам ус­пешной проходки ствола скважины, хотя и не всегда отвечает условиям сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия.

Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов при разве­дочном и эксплуатационном бурении, систематические исследования влия­ния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды, про­веденные в России и за рубежом, показывают, что продуктивные пласты необходимо вскрывать со строгим учетом геолого-физических особенно­стей коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей.

Обратите внимание: