CC BY
63
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
НАУКА- ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ, №1, 2017
удк 622.24 Гридин В. A. [Gridin V.A.]
Дубенко В.Е. [Dubenko V.E.], Димитриади Ю.К. [Dimitriadi Ju.K.], Серов А. В. [Serov A.V.]
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ НА ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТЬ ПЕСЧАНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Experimental researches of technological fluids' influence on gas permeability of sand-stone reservoirs
Актуальным вопросом является сохранение естественных фильтраци-онно-емкостных свойств продуктивного пласта в процессе бурения скважины, а также при проведении ремонтных работ. Известно, что определяющее влияние на качество вскрытия пласта и состояние призабойной зоны пласта оказывает воздействие промывочной жидкости. Поэтому особый интерес представляют экспериментальные исследования влияния технологических жидкостей на газопроницаемость песчаных коллекторов. С этой целью проводились эксперименты на специальной установке. В качестве проницаемых образцов использовались искусственные цементно-песчаные керны с различной проницаемостью изготавливаемые по специальной технологии. В качестве буровых растворов использовались различные ингибиро-ванные глинистые растворы (утяжелённый, загущённый, естественные водные суспензии из скважин), безглинистые полимерные, а также техническая вода. Рассмотрен процесс кольма-тации песчаных коллекторов технологическими жидкостями. Получена зависимость коэффициента восстановления проницаемости, принятого показателем кольматирующей способности исследуемых жидкостей, от начальной проницаемости безглинистых коллекторов.
A key issue is to preserve natural reservoir properties of productive formation in the process of well drilling and when well work-over is realized. It is well-known fact, that significative influence on quality of ledge drilling-in and condition of bottomhole zone has effect of flushing fluid. That is why, experimental researches of technological fluids' influence on gas permeability of sandstone reservoirs are of great interest. Experiments on special equipment had been realized for this purpose. Artificial cement-sand core samples with different permeability made by specified technology were applied as permeable samples. Different inhibited clay muds (weighted, thickened, natural water suspensions from well), clayless polymer one and technical water were used as drilling muds. Mudding process by technological fluid of sandstone reservoirs was considered. The dependence of permeability recovery coefficient, accepted as indicator of mudding ability of investigated fluids from initial permeability of clayless reservoirs was received.
Ключевые слова: скважина, продуктивный пласт, промывочная жидкость, кольматация, проницаемость, установка, искусственные керны. Keywords: well, productive formation, flushing fluid, mudding, permeability, equipment, artificial core samples.
ВВЕДЕНИЕ
Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта - это взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой тех-ноприродной системы. В процессе сооружения скважины наиболее существенные изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта или разрушение продуктивных коллекторов происходят в о ко л о ск в а ж и н н о й части. Пробле-
ма борьбы с разрушением продуктивных коллекторов и выносом пластового песка становится все более актуальной для большинства нефтяных и газовых месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации [1]. Известно, что даже в окончательный период функционирования скважины изменение ее фильтрационных свойств в призабойной или околоскважинной зоне оказывает влияние на ее продуктивность, на темпы разработки месторождения и конечный коэффициент нефтегазоизвлечения. Фильтрационно-емкостные свойства пласта ухудшаются вследствие кольматации пласта различными веществами во время первичного вскрытия, цементирования колонны, вторичного вскрытия перфорацией и при различных ремонтах скважины.
В процессе бурения и ремонта скважин происходит интенсивная кольма-тация продуктивного горизонта буровым раствором. Под действием перепада давления (репрессии) в системе «скважина-пласт» в породу проникает фильтрат и твёрдая фаза раствора, что снижает проницаемость продуктивного пласта. Лабораторными и промысловыми исследованиями ряда отечественных и зарубежных авторов [2] установлено, что кольматация зависит от факторов: величины репрессии; типа и физических параметров коллектора (пористость, проницаемость, трещиноватость, глинистость); степени дисперсности твёрдой фазы, содержащейся в растворе; физико-химических параметров раствора.
В работе [3] установлены закономерности изменения глубины проникновения фильтрата и твёрдой фазы раствора (как количественной характеристики кольматации породы) от интенсивности формирования глинистой корки, от величины частиц твёрдой фазы раствора и структуры перового пространства, от величины репрессии. Этими же исследованиями установлено снижение проницаемости коллектора в зоне проникновения раствора.
МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Существенному повышению качества буровых и ремонтных работ в скважине способствует максимальное сохранение проницаемости продуктивного пласта. Исходя из этого условия, целесообразно оценивать степень влияния бурового раствора на коллекторские свойства пласта в при-скважинной зоне по остаточной проницаемости. Особый интерес представляют газоносные отложения, так как процесс взаимодействия жидкости и газа в пористой среде сложен из за существенной разности их плотностей.
Как правило, выделяются два вида кольматации: механический и химический. Химическая кольматация проявляется в виде набухаемости глинистого материала пласта [4] и достаточно хорошо изучена. Разработаны нейтральные растворы, которые широко применяются в отрасли. Поэтому в настоящей статье этот процесс не рассматривается.
Для количественной оценки влияния механической кольматации на песчаники газовых коллекторов нами проведены экспериментальные исследования, целью которых являлось: изучение процесса механической кольма-
Рис. 1.
5 7 6
Схема экспериментальной установки. 1 - баллон с воздухом; 2 - манометр; 3 - запорное устройство; 4 - камера для блокирующей жидкости; 5 - кернодержатель; 6 - барботажный мерный сосуд; 7-термостат.
тации в образцах с широким диапазоном проницаемости, соответствующим коллекторам газовых месторождений и подземных хранилищ газа; выявление кольматирующей способности различных буровых и специальных растворов и блокирующей пасты.
В качестве проницаемых образцов использовались искусственные це-ментно-песчаные безглинистые керны с различной проницаемостью изготавливаемые по специальной технологии [5]. Для исключения химической коль-матации, материал кернов не содержал набухающего вещества (глины). В качестве буровых растворов использовались различные ингибированные глинистые растворы (утяжелённый, загущённый, естественные водные суспензии из скважин), безглинистые полимерные, а также техническая вода. Для моделирования процесса кольматации продуктивного пласта при бурении и ремонте скважин, а также раскольматации его при освоении скважины нами была создана специальная экспериментальная установка, представленная на рисунке 1.
Установка включает камер}' с исследуемой жидкостью и кернодержатель. Причём, кернодержатель выполнен конусным для предотвращения прорыва жидкости по поверхности контакта керна с кернодержателем. Величина давления, которая создавалась на исследуемую жидкость, равна репрессии, возникающей в скважине при бурении и цементировании (в соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [6]).
Давление поддерживалось до момента стабилизации фильтрационных процессов. Этот момент фиксировался по факту установившейся скорости фильтрации, определяемой постоянной величиной отношения объёма филь-
трата ко времени его истечения. В данной установке объём фильтрата замерялся волюметрически, а начало и конец фильтрации выявлялись по барбота-жу воздуха в мерном стакане с водой.
Процесс освоения скважины моделировался переключением баллона сжатого воздуха на керн со стороны «пласта», как показано на рис. 1. Камера с жидкостью сообщалась с атмосферой через мерный стакан с водой, давление повышалось до тех пор, пока сжатый воздух не обнаруживался со стороны исследуемой жидкости. Этому моменту соответствует давление прорыва воздуха сквозь закольматированный керн. Затем определялась остаточная проницаемость керна по стандартной методике [7]. Показателем степени кольматирующей способности исследуемых жидкостей на керн принят коэффициент восстановления проницаемости (3 [8], определяемый по формуле:
(3 = (К,-,/К,) ■ 100%
коэффициент проницаемости керна после его взаимодействия с технологическими жидкостями; коэффициент начальной проницаемости керна.
Результаты экспериментов представлены в таблице 1 и на
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Анализируя зависимости коэффициента (3 от начальной проницаемости, можно условно выделить четыре зоны.
Первая зона (К„ < 04): при относительно низкой начальной проницаемости керна и воздействии глинистым раствором коэффициент восстановления (3 весьма высок и снижается по мере увеличения Ка. Это объясняется тем, что в диапазоне малых величин проницаемости размеры пор керна малы по отношению к частицам твердой фазы глинистого раствора. Глинистая корка создает экран для проникновения жидкой фазы (воды) раствора в образец в соответствии с описанным в [9]. Чем больше размер пор, тем интенсивнее проникает фильтрат в породу, а для газовых пластов его можно считать механическим кольматантом.
Для подтверждения сказанного нами были проведены опыты по фильтрации чистой воды. Согласно кривой 3 (воды) на рис. 2 снижение проницаемости наибольшее, а коэффициент восстановления (3 тем меньше, чем ниже начальная проницаемость керна. Естественно, что это связано с отсутствием глинистой корки и высокой проникающей способности чистой воды.
Очевидно, в этом случае кольматация осуществляется за счёт сил поверхностного натяжения и образованием связанной воды. Эта вода (равно как
где Кб -К -
рисунке 2.
Таблица 1. ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ
НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ ИСКУССТВЕННОГО ПЕСЧАНИКА
Технологическая № ГС Репрес- Давление Ко, К6, Р Примечание
жидкость образца водной бани сия, МПа прорыва, МПа мкм2 мкм2
Вода 11а 20 0 — 0,28 0,143 51
16а 20 0 — 0,43 0,23 53
15а 20 0 — 0,44 0,23 52
4а 20 0 — 0,75 0,416 55
6а 20 0 — 0,79 0,602 76
9а 20 0 — 0,96 0,89 93
2-а 20 0 — 1,02 0,906 89
14а 20 0 — 3,0 2,77 92
12а 20 0 — 3,5 2,9 83
Глинистый р-р 1 70 3,5 0,2 0,1 0,088 88
2 70 3,5 0,208 1,02 0,767 75
Блокир. жид. 3 70 3,5 0,056 0,135 0,096 71 мел,
+ мел 4 70 3,5 0,096 0,75 0,26 35 целлотон
+ целлотон 5 70 3,5 0,2 0,865 0,5 58 мел, целлотон
Блок, жид + 6 70 3,5 0,08 0,79 0,345 44
целлотон 7 70 3,5 0,2 0,138 0,104 75
Эмульсия+ 8 70 3,5 0,032 0,146 0,093 64
целлотон 9 70 3,5 0,072 0,96 0,417 43
Гель (СУБР) 10 70 3,5 — 0,16 0,113 71
АРНК 11 70 0 0,128 0,28 0,025 9
Буровой р-р 12 70 3,5 0,046 3,5 2,3 00 р = 1,59 г/см3
13 70 3,5 0,08 0,1 0,04 40 В = 4,4см3/30 мин Т = 45с
14 70 3,5 0,035 3,0 2,6 87
15 70 3,5 0,05 0,44 0,176 40
16 70 3,5 0,056 0,43 0,141 33
17 30 2,1 0,3 3,72 1,9 74,2
186 30 2,1 0,07 1,23 1,12 91
19 20 3,78 0,02 2,55 1,65 64,5
ГРК 20 20 3,78 0,03 1,62 1,27 78,4 р = 1,64 г/см3
18в 30 3,78 0,04 1,23 1,056 85,8 В = 4 см3/30 мин Т= 190с
Буровой р-р 216 20 2,1 0,025 2,28 2,103 92,3
ГРК 21 в 20 3,78 0,04 2,28 2,07 90,8
Буровой раствор 22 30 3,78 0,015 2,47 1,66 67
236 20 2,1 0,04 3,44 2,68 78
ГРК 23в 20 3,78 0,05 3,44 2,45 71,3
Вода 24 20 0 — 0,10 0,014 14
25 20 0 — 0,18 0,04 22
26 20 0 — 0,28 0,112 40
Буровой раствор 27 20 2,1 0,09 0,01 0,008 80 р = 1,59 г/см3
28 20 2,1 0,07 0,309 0,264 85 В = 4,4см3/30мин Т = 45с
29 20 2,1 0,08 0,613 0,264 43
30 20 2,1 0,075 0,505 0,315 0,32
90
70
т_
50 40 30_ 20_ 10
Рис. 2.
1
3
Ко, д
4
Зависимость коэффициента восстановления газопроницаемости от начальной газопроницаемости искусственного керна. 1 - глинистый раствор, 2 - глинистый раствор при АР = 2 МПа, 3 - вода, 4 - инертно-блокирующий раствор, 5 - ГРК, В - безглинистый раствор, А - ГРК на чистый образец (не указанные репрессии составляют - 3,5-4 МПа).
о
и фильтрат) плохо вытесняются из пор малого размера, тем более маловязким газовым агентом. В лучшем случае газ прорывается локально, образуя фильтрационные каналы туннельного типа. Безглинистый раствор (точка В на рис. 2) не проникает в породу за счет своих реологических свойств, поэтому при малой проницаемости этот раствор можно принимать слабо кольма-тирующим.
Вторая зона (0,4 < К„< 1 мкм2): по мере увеличения начальной проницаемости керна коэффициент (3 для всех жидкостей возрастает. Это объясняется тем, что с увеличением К0 существенно снижается сила поверхностного натяжения фильтрата и воды. Снижение количества остаточной жидкости облегчает процесс вытеснения её газом. Кривая 4 на рис. 2 иллюстрирует высокую коль матирую щ\ ю способность инертно-блокирующего раствора, который по своей сути является химически нейтральным к материалу коллектора, но он содержит твёрдую фазу, например мел, который аналогично глине придаёт раствору тиксотропные свойства. Незначительное проникновение такого раствора в пласт вызывает видимо механическую кольматацию оказывая определённые сопротивления движению газа в обратном направлении, который прорывает его локально, а не по всей поверхности фильтрации. В первой зоне при К0 < 0,4 мкм2.
Третья зона (1 < К0 < 03): при высокой начальной проницаемости керна отмечается стабилизация коэффициента (3. Незначительное (10-15)% общее снижение (3 связано лишь с проявлением смачиваемости породы. Отмечается лишь влияние высоких перепадов давлений - репрессии.
Четвертая зона (К„ < 03): при весьма большой начальной проницаемости, отмечается тенденция к снижению коэффициента (3, что объясняется проникновением бурового раствора в керн, включая его твёрдую фазу. Отмеченное находится в соответствии с выводами [8]. Важно отметить, что при освоении закольматированных кернов давление прорыва всегда было незначительным по сравнению с приложенными репрессиями и составляло 0,2 МПа. Это свидетельствует о поверхностной кольматации при малой и средней проницаемости керна и лёгком вытеснении воды (фильтрата) газом в высоко проницаемой породе. Точка А, принадлежащая такому же составу, как и на кривой 5 и при той же репрессии, располагается ниже, на уровне кривой 1, что говорит об интенсивной кольматации керна, не имеющего глинистой корки.
ВЫВОДЫ
Результаты проведённых экспериментов позволили сделать следующие выводы: кольматирующая способность различных технологических жидкостей разнообразна и зависит от начальной проницаемости коллектора. Для исследуемых типов жидкостей интенсивная кольматация газосо-держащих пород наблюдается в диапазоне от 0,1 до 1 мкм2 естественной (начальной) проницаемости; вода для газовых пластов является механическим кольматантом; в результате фильтрации бурового раствора в проницаемый пласт образуемая на стенке скважины глинистая корка оказывает сдерживающий эффект на дальнейшее проникновение фильтрата бурового раствора в пласт; инертно-блокирующие растворы эффективны лишь при естественной проницаемости песчаника меньше 0,4 мкм2.
Полученные результаты дают возможность обосновать технологические решения, принимаемые в рамках основной стратегии регулирования фильтрационных свойств пласта в околоскваженной зоне - сведение к минимуму ухудшения проницаемости пласта путем подбора современных технологий вскрытия пласта, освоения и эксплуатации скважин, а также их капитального ремонта. Объединение этих технологий способно обеспечить минимум потерь продуктивности скважин.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Гасумов РА., Кукулинская Е.Ю. Технологические решения, направленные на ограничение выноса пластового песка из добывающих газовых скважин // Наука. Инновации. Технологии: научный журнал СКФУ. Ставрополь, 2016. № 3. С. 165-177.
2. Тагиров K.M., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М.: Недра, 1996. 182 с.
3. Сатаев A.C. Технология гидравлического разрыва пласта с временной кольма-тацией фильтрационной поверхности разнодисперсными суспензиями: дис. ... канд. техн. наук. М.: 1973, 120 с.
4. Васильченко С.В., Потапов А.Г., Гноевых А.Н. Современные методы исследования проблемы неустойчивости глинистых пород при строительстве скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1998. 84 с.
5. Тагиров. К.М., Девятов Е.В., Ниценко А.И. Способ изготовления моделей пород-коллекторов. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1990. 17 с.
6. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Приказ Рос-технадзора от 12.03.2013 №101 (ред. от 12.01.2015) «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности» (Зарегистрировано в Минюсте России 19.04.2013 №28222).
7. Данюшевский B.C., Толстых И.Ф., Мильштейн В.М. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1973. 312 с.
8. Соловьёв Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 303 с.
9. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. М.: Недра, 1975. 264 с.
REFERENCES:
1. Gasumov R. A., Kukulinskaya Е. Yu. Tehnologicheskie reshenija, napravlennye na ogranichenie vynosa plastovogo peska iz dobyvajushhih gazovyh skvazhin // Nauka. Innovacii. Tehnologii: nauchnyj zhurnal SKFU (Technological solutions to limit sand production from producing gas wells // Science. Innovations. Technology: journal NCFU). Stavropol, 2016. No. 3. P. 165-177.
2. Tagirov K.M. Gnoevikh A.N., Lobkin A.N. Vskrytie produktivnyh neftegazovyh plastov s anomal'nymi davleniyami (Drilling-in of productive oil-and-gas reservoirs with abnormal pressure). M.:Nedra, 1996. 182 p.
3. Sataev A.S. Tehnologija gidravlicheskogo razryva plasta s vremennoj kol'mataciej fil'tracionnoj poverhnosti raznodispersnymi suspenziyami: Dis. ... kand. tehn. nauk (Technology of formation hydraulic fracturing with temporary mudding of filtration surface by different dispersed suspensions: Dissertation... candidate of engineering sciences). M.: 1973, 120 p.
4. Vasil'chenko S.V., PotapovA.G., Gnoevikh A.N. Sovremennye metody issledovanija problemy neustojchivosti glinistyh porod pri stroitel'stve skvazhin (Modern methods of question's research of argillaceous rocks instability when design of wells is realized). M.:IRC Gazprom, 1998. 84 p.
5. Tagirov K.M., Devyatov E.V., Nicenko A.I. Sposob izgotovlenija modelej porod-kollektorov (Method of producing for models of reservoir rocks). Stavropol: SevKavNIPIgas, 1990.170 p.
6. Pravila bezopasnosti v neftjanoj i gazovoj promyshlennosti. Prikaz Rostehnazora ot 12.03.2013 N 101 (red. ot 12.01.2015) "Ob utverzhdenii Federal'nyh norm i pravil v oblasti promyshlennoj bezopasnosti" (Zaregistrirovano v Minjuste Rossii (Safety instructions in oil-and-gas industry. Russian Technical Supervision Authority Order from 12.03.2013 № 101 (edited from 12.01.2015) «On approval of Federal norms and rules in the sphere of industry safety» (Registered in Ministry of Justice 10.04.2013 № 28222).
7. Danushevsky V.S., Tolstikh I.F., Mil'shtain V.M. Spravochnoe rukovodstvo po tamponazhnym materialam (Reference manual of cementing slurries). M.: Nedra, 1973. 312 p.
8. Solovyov E.M. Zakanchivanie skvazhin (Well completion). M.:Nedra, 1979. 303 p.
9. Abdulin F.S. Povyshenie proizvoditel'nosti skvazhin (Well rate increasing). M.: Nedra, 1975. 264 p.
