CC BY
66
УДК 622.24
ОСОБЕННОСТИ МЕТОДОЛОГИИ ВЫБОРА РАСТВОРОВ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ ПРОВЕДЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ НА КЕРНЕ
Конесев Василий Геннадьевич1,
Konesev.VG@gazpromneft-ntc.ru
Четвертнева Ирина Амировна2,
chetvertneva@ufa.scsbm. ш
Тептерева Галина Алексеевна3,
teptereva.tga@yandex.ru
1 ООО «Газпромнефть НТЦ»,
Россия, 190000, г. Санкт-Петербург, наб. реки Мойки, 75-79.
2 Волго-Уральский регион ООО «Сервисный Центр СБМ», Россия, 450005, г. Уфа, ул. Заводская, 15/1.
3 Уфимский государственный нефтяной технический университет, Россия, 450065, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.
Актуальность исследования обусловлена необходимостью формирования требований для качественного подбора технологических жидкостей для вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях. Важным является проведение экспериментальных исследований для оценочной экспертизы воздействия на фильтрационно-емкостные свойства кернового материала, отобранного на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении. Данное направление актуально в связи с необходимостью сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов и продуктивности скважин при их строительстве и освоении.
Цель: формирование перечня рекомендаций по планированию и проведению фильтрационных исследований на керновом материале при оценке влияния технологических жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства горных пород. Объекты: керновый материал - песчаник мелкозернистый, алевритистый с признаками углеводородов; отобранный на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении; растворы первичного вскрытия различных систем - на водной и углеводородной основах; пресный полимер-глинистый и КС1-полимеркарбонатный буровые растворы.
Методы: изучение степени повреждения фильтрационно-емкостных свойств пласта различными технологическими жидкостями; оценка значений коэффициентов восстановления первоначальной проницаемости кернового материала, отобранного на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении в различных условиях, максимально приближенных к пластовым условиям по величинам пластового давления и температуры.
Результаты. Разработан перечень рекомендаций по планированию и проведению фильтрационных исследований на керне при подборе технологических жидкостей для вскрытия пластов. На реальных примерах показаны ключевые моменты методологии, при несоблюдении которых можно получить ошибочное понимание о соответствии или несоответствии исследуемых технологических жидкостей вскрываемым объектам эксплуатации.
Ключевые слова:
Буровой раствор, первичное вскрытие, фильтрационно-емкостные свойства, продуктивный пласт, восстановление проницаемости, керновый материал, продуктивность, фильтрат, депрессия, кольматант.
Введение
Проблема качественного первичного вскрытия продуктивных пластов с массовым приходом технологии стимуляции притока методом гидравлического разрыва пород (ГРП) сохраняется. В последнее время отмечается рост объёмов строительства скважин на запасы нефтяных оторочек и подгазовых залежей, где гидравлический разрыв пород нецелесообразен. Также сохраняется потребность и, по нашему мнению, в дальнейшем будет только расти в строительстве горизонтальных скважин без многостадийных ГРП при уплотнении сетки скважин с целью вовлечения остаточных запасов на зрелых месторождениях, где близость фронта вытеснения и подошвенных вод не позволяет создавать трещины высокой проводимости. Стандартный подход в подборе растворов первичного
вскрытия включает экспериментальную часть на кер-новом материале при изучении степени повреждения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта различными технологическими жидкостями, применяемыми при строительстве скважин. Фильтрационные исследования на керновом материале основаны на сравнении результатов от воздействия различных сред в максимально приближенных условиях, сопоставимых с промысловыми, и опираются на принципы физического моделирования, в связи с чем все значения коэффициентов восстановления проницаемости следует рассматривать только на качественном уровне. Начальный этап планирования экспериментов является определяющим - от уровня сопоставимости условий эксперимента зависят итоговые результаты. На примере исследований, выполненных в 2017 г. для
168
DOI 10.18799/24131830/2020/11/2898
условий Заполярного НГКМ, рассмотрены вопросы соответствия выбора методики тестирования. Исследования выполнялись согласно требованиям [1].
О методике исследования
Целью исследования являлся выбор наиболее предпочтительных систем бурового раствора для вскрытия объекта эксплуатации, а также оценка влияния на ФЕС пласта двух типов бурового раствора с углеводородными кольматантами, применяемых при строительстве скважин поисково-разведочного бурения (ПРБ): пресный полимер-глинистый и KCl-полимеркарбонатный.
В экспериментальных исследованиях использовались 13 образцов кернового материала, представленные песчаником мелкозернистым, алевритистым с признаками углеводородов, которые имели значения пористости в пределах 9,7-17,55 %; значения абсолютной проницаемости с поправкой по Клинкенбергу в пределах 1,10-58,26 мД; значения остаточной водо-насыщенности в пределах 19,87-42,86 %; значения объема пор в пределах 2,09-3,60 см3; с различными геометрическими характеристиками.
В работе использовались системы буровых растворов на водной основе, такие как пресный полимер-глинистый (пресный ПГР) и KCl-полимер карбонатный (KCl ПКР), буровой раствор на водной основе (РВО), а также системы буровых растворов на углеводородной основе (РУО). Перечисленные системы буровых растворов имеют различные технологические параметры: значение плотности варьируется от 1,01 до 1,17 г/см3; показателя фильтрации (ПФ) - от 3 до 6 см3/30 мин; статического напряжения сдвига (СНС) -от 6/8 до 8/12 фунт/100 фут2; пластической вязкости -от 14 до 30 мПа*с; динамического напряжения сдвига - от 12 до 20 фунт/100фут2. Данные значения технологических параметров приведенных систем буровых растворов зависят от используемых химических реагентов и материалов в составе буровых растворов, основные параметры и рецептуры перечисленных систем буровых растворов приведены в табл. 1.
Системы буровых растворов были предоставлены подрядными организациями, выполняющими работы по сопровождению буровых растворов на Заполярном НГКМ. Фракционный состав кольматанта (СаСО3) был подобран на специализированном программном обеспечении с учётом данных по ФЕС для каждой составной колонки керна. Современные программные комплексы используют совокупность законов кольматации, теоретические аспекты и методологию подбора фракционного состава кольматанта. Для расчета фракционного состава кольматанта возможно использование различных критериев, например критерия Абрамса [2], по которому размер частиц, способных образовать сводовые перемычки в поровом пространстве проницаемого пласта, должен быть равен или больше 1/3 среднего размера пор пласта, а их содержание должно быть не меньше 5 % от объема твердых частиц, находящихся в буровом растворе. Однако данный критерий не указывает на распределение частиц по размерам в составе бурового раствора для обеспечения их эффек-
тивной упаковки, а позволяет только определить размер частиц, необходимый для начала кольматации. Например, метод перекрытия наибольшего диапазона частиц «Shotgun» [3], использующий широкий диапазон размеров частиц при отсутствии данных по характеристикам пласта, позволяет только рассчитать содержание кольматантов различного фракционного состава в необходимых пропорциях, поэтому не всегда является эффективным.
Таблица 1. Значения параметров и рецептуры исследуемых растворов* Table 1. Values of parameters andformulations oftest solutions *
* РВО - раствор на водной основе; РУО - раствор на углеводородной основе; ПКР - полимеркарбонатный; ПАВ -поверхностно-активное вещество.
* WBS - water-based solution; HBS - hydrocarbon-based solution; PC - polymer-carbonate; SAS - a surface-active substance.
РВО+ПАВ WBS+SAS Рч ТЗ S-
Наименование Name О и m g Рч ;S О и >> sa Рч К Пресный П1 Salt-free bentonite mi KCl ПКР KCl-polymi mud
Основные параметры/Main parameters
Плотность, г/см3 1,05 1,01 1,17 1,17
Density, g/sm3
ПФ, см3/30мин 5 3 7 6
PF, sm3/30 min
СНС 10с/10мин,
фунт/100фут2 SNS 10s/10min /8 8/12 7/12 6/10
pound/100 feet2
ПВ, мПа^/PV, mPa*s 14 30 24 20
ДНС, фунт/100 фут2 DNC, pound/100 feet2 20 12 16 18
Рецептура/Recipe
NaOH 0,3 0,3 - 0,18 -
Орг. ингибитор Organic inhibitor 12 12 - - -
ПАВ/SASt 7 - - -
Крахмал/Starch 22 22 - - -
Биополимер Biopolymer 4 4 - 1,5 3,5
СаСОз 50 50 32 174 60
Масло/Oil - - 287,1 - -
Органобентонит Organobentonite - - 3,2 - -
Эмульгатор Emulsifier - - 8,8 - -
Известь/Lime - - 12 - -
CaCl2 (р-р 35 %) CaCl2 (solution 35 %) - - 78,4 - -
Модиф. реологии Rheology modif. - - 2,4 - -
Смачиватель 0,8
Wetting agent
Понизитель
фильтрации Filtration reducing - - 4,8 - -
agent
Бентонит/Bentonite - - - 15 -
ПАЦ НВ/PAC NV - - - 3 9
Инкапсулянт Encapsulator - - - 5,5 -
Na2CO3 - - - 0,5 -
KCl - - - - 65
Сульф. асфальт Sulfated asphalt - - - 15 8
Метод, основанный на теории идеальной упаковки (IPT - Ideal Packing Theory), разработанной М. Кауф-фером [4, 5], может предоставить более реальные расчеты в определении оптимального фракционного состава используемых кольматантов. По данному методу кольматант образует идеальную упаковку, если гранулометрический состав частиц обеспечивает эффективное закупоривание всех пор, включая поры, образуемые между твердыми частицами. Буровой раствор с кольматантом, имеющим фракционное распределение частиц, в соответствии с теорией идеаль-
ной упаковки, способен образовать фильтрационную корку с минимальной проницаемостью.
В табл. 2 приведены обобщённые результаты фильтрационных экспериментов. Оценка восстановления проницаемости проводилась при одних и тех же объёмных скоростях фильтрации в рамках одного эксперимента, до и после создания рабочей депрессии 2,0 МПа. После выемки образцов керна выполнен замер остаточной водонасыщенности и определена степень её изменения.
Таблица 2. Обобщённые результаты фильтрационных экспериментов Table 2. Summary results of filtration experiments
№ кол. Col. no. Буровой раствор Drilling fluid Кабс, мД Kabs, mD К1, мД К1, mD 1С мела, г/л Chalk 1С, g/l Уф/Упор, Vf/Vpor Изм SB, (кол)% Sw change (col) % Изм SB, (2+3) % Sw change, (2+3) % До депрессии Before depression После депрессии After depression
КВП/KVP
(кол)% (col) % (2+3) % (кол)% (col) % (2+3) %
Растворы для бурения горизонтальных стволов (ГС) Solutions for drilling horizontal wells (HS)
7 РВО WBS 40,6 20,8 50 6,1 18 11 12 15 26 33
1 РВО+ПАВ WBS+SAS 43 21,5 50 2,6 14 14 57 65 75 83
2 РУО HBS 55,9 29,5 32 3,8 4 4 68 79 80 86
8 РВО WBS 5,2 2,3 50 5,1 25 22 24 28 41 47
3 РВО+ПАВ WBS+SAS 4,5 2,0 50 1,7 21 15 38 52 55 76
5 РУО HBS 6,0 2,6 32 0,2 13 -2 83 91 90 90
9 РВО WBS 2,7 1,3 50 4,7 17 14 34 46 53 69
4 РВО+ПАВ WBS+SAS 2,0 0,8 50 0,4 11 6 36 45 52 61
6 РУО HBS 3,0 1,4 32 1,4 -36 -39 71 81 85 93
Растворы для бурения поисково-разведочных скважин (ПРБ) Solutions for drilling exploratory wells (DEW)
10 KCl ПКР KCl PKR 20,9 11,5 60 6,2 18 16 21 27 40 51
11 Пресный ПГР Fresh PCS 18,2 9,9 174 0,6 19 16 29 34 42 51
12 KCl ПКР KCl PKR 1,8 0,7 60 3,7 12 8 24 31 51 65
13 Пресный ПГР Fresh PCS 1,2 0,4 174 0,5 13 11 38 45 52 63
* РВО - раствор на водной основе; РУО - раствор на углеводородной основе; ПКР - полимеркарбонатный; К1 -начальная фазовая проницаемость по керосину; YC мела - суммарная концентрация мела; Vф - объём фильтрата, проникшего в колонку керна; Vпор - объём пор колонки керна; Изм Sв - изменение остаточной водонасыщенности по всей колонке керна; Изм Sв (2+3) - изменение остаточной водонасыщенности суммарно по второму и третьему образцам; КВП - коэффициент восстановления проницаемости.
* WBS - water-based solution; HBS - hydrocarbon-based solution; PC - polymer-carbonate; K1 - initial phase permeability of kerosene; Chalk YC - chalk total concentration; VF - volume offiltrate that has penetrated the core column; Vpor - core column pore volume; Sw change - change in residual water saturation throughout the core column; Sw change (2+3) -change in residual water saturation in total for the second and third samples; PRC - permeability recovery coefficient.
Следует отметить, что даже в случае фактической депрессии на пласт 9,0-15,0 МПа за счёт депрессион-ной воронки перепад давления у стенки скважины на расстоянии 3-10 см не будет превышать 1,0-2,0 МПа [6], что обязательно необходимо учитывать при планировании фильтрационных экспериментов. Показано, что градиентов давления, при которых происходит определение фазовых проницаемостей, может
быть недостаточно для воспроизведения реальных условий, и очистка ПЗП за счёт перепада давления не воспроизводится в полной мере. Также известно, что глубина проникновения любой твёрдой фазы значительно меньше, чем глубина проникновения фильтрата промывочной жидкости [6-11]. Поэтому коэффициенты восстановления проницаемости приведены дифференцированно по общей длине составной мо-
дели и без учёта первого образца, в котором имеется основное скопление кольматантов (мел, асфальтены).
При прочих равных условиях объёмы проникновения фильтрата (табл. 2, столбец «Уф/Упор») водного раствора с добавкой поверхностно активного вещества (ПАВ) ниже, чем у водной системы без ПАВ, что может указывать на определённое гидрофобизирую-щее действие реагента. Подтверждением проявления данного эффекта также может являться и то, что в экспериментах с ПАВ в диапазоне фазовой проницаемости К1 более 2 мД (№ колонок 1 и 3) объёмы проникновения фильтрата превышают объём пор, но при этом получен значительный коэффициент восстановления проницаемости, близкий к значениям, полученным на РУО.
Мировой опыт вскрытия и стимуляции притока из низко-проницаемых коллекторов показывает необходимость использования специальных добавок к технологическим жидкостям (ПАВ), которые позволяют снижать межфазное натяжение и тем самым миними-
зировать образование микроэмульсий и водных блоков [12-14]. В работах [15, 16] приводятся результаты исследований таких добавок с позиции снижения капиллярных давлений, а в работах [17, 18] уделяется внимание эффектам гидрофобизации поверхности катион-активными ПАВ. При планировании применения ПАВ в буровых промывочных растворах следует оценивать не только совместимость с пластовыми флюидами и горными породами, но и уделять особое внимание сохранению эффективной рабочей концентрации в дисперсных системах. Для определения концентрации ввода ПАВ в буровой раствор обязательным действием должна являться оценка адсорбционных потерь [19]. В экспериментах с РУО отмечается снижение остаточной водонасыщенности, что можно связать с гидрофо-бизирующим действием неполярной среды.
На диаграммах (рис. 1, 2) графически представлен характер изменения коэффициента восстановления фазовой проницаемости для различных диапазонов абсолютной проницаемости кернов.
Рис. 1. Динамика изменения коэффициента восстановления фазовой проницаемости для диапазонов абсолютной
проницаемости кернов 40-56 мД Fig. 1. Dynamics of change ofphase permeability recovery coefficientfor absolute permeability ranges of cores of40-56 mD
Видно, что наилучшим сохранением фазовой проницаемости по керосину обладает РУО. Среди водных растворов получено превосходство раствора с добавкой неионогенного ПАВ.
В областях низкой проницаемости данная зависимость не фиксируется, однако, если принимать во внимание различие в начальных значениях проницаемости, тенденция сохраняется (рис. 2).
Результаты с применением буровых растворов для скважин поисково-разведочного бурения (ПРБ) приведены на рис. 3.
Проведенные экспериментальные исследования по определению относительных значений коэффициента восстановления проницаемости (КВП) для всей колонки и двух последних образцов показали, что пресная система бурового раствора содержала в 3 раза больше кольматанта, что отразилось на количестве фильтрата, поступившего в образцы керна, и, соответственно, по-
влияло на коэффициенты восстановления проницаемости в обоих рассматриваемых диапазонах.
Если рассматривать восстановление проницаемости без учёта первого со стороны загрязнения образца (КВП 2+3), то картина меняется, и степень повреждения ФЕС в удалённой от стенки скважины сопоставима для обеих систем БР. Учитывая объемы проникновения фильтратов и их потенциальную ингибирующую способность, можно сделать вывод о том, что даже незначительное проникновение пресного фильтрата наносит более тяжёлый ущерб ФЕС пласта. Объём проникновения фильтрата у ингибированной системы кратно выше, а коэффициенты восстановления проницаемости без учёта первого образца схожи. Даже 50 % объёма пор, занимаемого пресным фильтратом, снизили проницаемость на 40-50 %, что говорит о плохих деблокирующих свойствах пресной среды. Поэтому данные системы не рекомендованы для вскрытия продуктивных пластов.
Рис. 2. Удельные коэффициенты восстановления проницаемости Fig. 2. Specific permeability recovery factors
Рис. 3.
Fig. 3. Permeability recovery factors using KCl drilling fluids and polymer clay drilling
Коэффициенты восстановления проницаемости с применением буровых растворов KCl и полимерглинисто-го ПГР
Согласно исследованиям [8, 20], в условиях низкой проницаемости пористой среды возникают нарушения линейного закона фильтрации Дарси при градиентах давления ниже предельных, причём с уменьшением проницаемости коллектора величина отклонения закона фильтрации от линейного становится более значительной. Данное обстоятельство в экспериментах на обратную проницаемость может сказаться на правильности определения начальной и конечной фазовой проницаемости.
Фильтрационные исследования на керне не воспроизводят реальные сроки воздействия и вызова притока, недостижимо воспроизведение в лабораторных условиях и перемещений инструмента, которые в определённой степени механически воздействуют на фильтрационную корку, что приводит к дополни-
тельному поступлению фильтрата вглубь пласта при возобновляемом формировании фильтрационной корки. Фракционный состав вводимого в буровой раствор кольматанта, который подбирается с помощью программного обеспечения, также меняется в процессе промывки скважины, происходит измельчение более крупных фракций. Законы идеальной упаковки кольматанта работают только в течение первых циклов циркуляции. В реальных скважинных условиях зона проникновения фильтрата значительна и играет определяющую роль в потере давления в приствольной зоне пласта. Важно оценивать влияние на ФЕС именно среды техногенной жидкости, тем более что как показали данные исследования, может сложиться ошибочное понимание в случае качественного подбора кольматанта.
Заключение
Сформулированы общие рекомендации по планированию фильтрационных исследований при подборе
растворов первичного вскрытия:
1) изучать фильтраты буровых растворов или их модели. В данном случае допускается использование единичных образцов керна. При исследовании буровых растворов необходимо использовать составные модели с оценкой восстановления проницаемости по удалённой от кольматации части керна - КВП (2+3);
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. ОСТ 39-235-89. Нефть. Методы определения фазовых прони-цаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. - М.: ХОЗУ Миннефтепрома, 1989. - 35 с.
2. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion // Society of Petroleum Engineers. - 1977. -№ 5. - P. 8-15.
3. Dick M.A., Heinz T.J., Svoboda C.F. Optimizing the selection of bridging particles for reservoir drilling fluids // Society of Petroleum Engineers. - 2000. - № 2. - P. 3-8.
4. Kaeuffer M. Determination de l'optimum de remplissage granulometrique et quelques proprietes s'y rattachant // International Journal of Engineering. - 2019. - № 5. - P. 794-798.
5. Vickers S., Cowie M., Jones T. A new methodology that surpasses current bridging theories to efficiently seal a varied pore throat distribution as found in natural reservoir formations // AADE Fluids Conference. - Houston, Texas, April 11-12, 2006. -№ 16. - P. 9-15.
6. Технология бурения горизонтальных скважин / Л.М. Левин-сон, Ф.А. Агзамов, В.Г. Конесев, Ф.Х. Мухаметов. - Уфа: ООО «Монография», 2019. - 318 с.
7. King F.H. Principles and conditions of the movement of groundwater // U.S. Geological Survey. 19th Annual Report. P. 2. -1898. - P. 59-297.
8. Pseudo threshold pressure gradient to flow for low-permeability reservoirs / Xiong Wei, Lei Qun, Gao Shusheng, Hu Zhiming, Xue Hui // Petroleum exploration and development. - 2009. - V. 36. -№ 2. - P. 232-236.
9. Некрасова И.Л. Совершенствование критериев оценки качества буровых растворов на углеводородной основе в зависимости от горно-геологических условий их применения // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. -2018. - Т. 18. - № 2. - P. 129-139.
10. Отечественные системы ЭБР для проводки скважин и вскрытия продуктивных пластов в сложных геологических условиях / Я.М. Курбанов, Т.В. Зайковская, Н.А. Черемисина, Г.Я. Кур-банов, Н.В. Куприн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2019. - № 4. - P. 24-30.
11. Гаибназаров С.Б. Разработка новых химических реагентов для бурения на основе полисахаридов // Химическая промышленность. - 2018. - Т. 95. - № 6. - P. 299-303.
2) при формировании составных моделей рекомендуемое отличие абсолютной проницаемости каждого образца от средней по всей колонке - не более 20 %;
3) рассчитывать и воспроизводить реальную депрессию с прокачкой не менее 2-х Упор;
4) в условиях проведения экспериментов с низкой проницаемостью (менее 2 мД) рассчитывать целевые градиенты давления.
12. Optimizing filtrate design to minimize in-situ and wellbore damage to water-wet reservoirs during drill-in / Ch. Dalmazzone, A. Audibert, L. Quintero, T. Jones, C. Dewattines, M. Janssen // Society of Petroleum Engineers. - 2004. - № 01 - P. 12-20.
13. Zhang H., Marinescu P., Foxenberg W. Unique flow-back chemistry for enhancing productivity of low-permeability reservoir // Society of Petroleum Engineers. - 2012. - № 07 - P. 1-8.
14. Rane J.P., Liang Xu. Monitoring residual surfactant in the flow-back and produced water: a way forward to improve well productivity // Society of Petroleum Engineers. - 2014. - № 03. -P. 9-15.
15. Penny G.S., Pursley J.Th. Field studies of drilling and completion fluids to minimize damage and enhance gas production in unconventional reservoirs // Society of Petroleum Engineers. -2007. - № 06. - P. 32-38.
16. Microemulsion-assisted fluid recovery and improved permeability to gas in shale formations / A.S. Zelenev, H. Zhou, L. Ellena, G.S. Penny // Society of Petroleum Engineers. - 2010. - № 2. -P. 12-16.
17. Петров Н.А. Применение комплексного реагента СНПХ ПКД-515 в нефтегазовых процессах // Нефтегазовое дело. - 2007. -№ 2. - С. 01-11.
18. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных пластов / Н.А. Петров, В.Г. Султанов, И.Н. Давыдова, В.Г. Конесев. - СПб.: Изд-во «Недра», 2007. - 544 с.
19. Возможности сохранения продуктивности скважин на этапе их строительства / В.Г. Конесев, М.К. Рогачёв, Г.Ю. Коробов, Г.А. Тептерева // Бурение скважин в осложненных условиях: Материалы III Международной научно-практической конференции. - СПб.: Санкт-Петербургский горный университет, 2019. - P. 57-59.
20. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Лабораторные фильтрационные исследования керна Приобского месторождения / В.А. Байков, А.В. Колонских, А.К. Макатров, М.Е. Политов, А.Г. Телин // Вестник ОАОНК «Роснефть». - 2013. - Вып. 31. - № 2. - P. 4-7.
Поступила 22.10.2020 г.
Информация об авторах
Конесев В.Г., кандидат технических наук, эксперт Управления бурения ООО «Газпромнефть НТЦ». Четвертнева И.А., кандидат технических наук, руководитель Волго-Уральского региона ООО «Сервисный Центр СБМ».
Тептерева Г.А., доктор химических наук, доцент кафедры общей, аналитической и прикладной химии Уфимского государственного нефтяного технического университета.
UDC 622.24
PECULIARITIES OF METHODOLOGY FOR SELECTING SOLUTIONS OF PRIMARY OPENING OF PRODUCTIVE FORMATIONS BASED ON FILTRATION EXPERIMENTS ON CORE
Vasily G. Konesev1,
Konesev.VG@gazpromneft-ntc.ru
Irina A. Chetvertneva2,
chetvertneva@ufa.scsbm.ru
Galina A. Teptereva3,
teptereva.tga@yandex.ru
1 Gazpromneft NTC LLC,
75-79, Moika river embankment, St. Petersburg, 190000, Russia.
2 LLC «Service Center SBM»,
15/1, Zavodskaya street, Ufa, 450005, Russia.
3 Ufa State Petroleum Technical University, 1, Kosmonatov street, Ufa, 450062, Russia.
The relevance of the research is caused by the need to form requirements for qualitative selection of process liquids for opening the productive formations in difficult mining and geological conditions related to the drilling of long-term frozen rocks. it is important to carry out experimental studies for evaluating the impact on filtration capacitive properties of core material selected at Polar oil-gas condensate deposit. This direction is relevant due to the need to preserve collector properties of productive formations and productivity of wells during their construction and development.
The main aim of the research is to form a list of recommendations for planning and conducting filtration studies on core material when assessing the influence of process liquids on the filtration and capacitive properties of rocks.
Objects: core material - sandstone fine-grained, aleuristic with signs of hydrocarbons; selected at Polar oil-gas condensate deposit; solutions of initial opening of various systems - on water and hydrocarbon bases; fresh polymer clay and KCl polymer carbonate drilling fluids. Methods: study of the degree of damage of filtration-capacitive properties of the formation by various process liquids; estimation of values of recovery coefficients of initial permeability of core material taken at Polar oil-gas condensate deposit under different conditions, which are as close as possible to formation conditions by values of formation pressure and temperature.
Results. The authors have developed the list of recommendations for planning and conducting filtration studies on the core during selection of process fluids for formation opening. Real examples show the key points of the methodology, in case of non-compliance of which it is possible to obtain an erroneous understanding of conformity or non-conformity of the tested process liquids to the opened objects of operation.
Key words:
Drilling mud, primary opening, filtration-capacitive properties, productive formation, restoration of permeability, core material, efficiency, filtrate, depression, kolmatant.
REFERENCES 8. Xiong Wei, Lei Qun, Gao Shusheng, Hu Zhiming, Xue Hui. Pseu-
i «г m m n m „л n t j j : ■ r it ч do threshold pressure gradient to flow for low-permeability reser-
1. US! 39-235-9-89. Neft. Metody opredeleniya fazovukh promtsae- . ,r , B , , , , ^
, , , , ,, , . , , . , ... voirs. Petroleum exploration and development, 2009, vol. 36, no. 2,
mostey v laboratormukh usloviyakh pri sovmestmoy statsiomarmoy ^^
filtratsii [Industry standard 39-235-89. Oil. Methods for determin- _ pp. /т T , ,.
, . ■ .. . .■.■ . .■ г-. 9. Nekrasova I.L. Improvement of the criteria tor assessing the quali-
ing phase permeability in laboratory conditions in co-stationary til- ,,,, , ^ , ,. _ _
taring]. Moscow, Minnefteprom Publ., 1989. 35 p. ty of M™^™-^ ^ in ot>ological conditions of
n ли at4jj - » i- - » -»-I their use. Bulletin of PNRPU. Geology. Oil and gas and miming,
2. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle „ т ™
invasion. Society of Petroleum Engineers, 1977, no. 5, pp. 8-15. , n ^ v л Л,2 pp ^ 3 Rf,V ^ ■ ■
3. Dick M.A., Heinz T.J., Svoboda C.F., Aston M. Optimizing the 10. K^™ Л ^ T ^ NA
. .■ ru j ■ -»1 с ■ jir л j q ■ t. Kurbanov G.Ya., Kuprin N.V. National systems of emulsion drill-
selection of bridging particles for reservoir drilling fluids. Society . , . ,, , ■„■ , , ■
ofPetroleum Engineers, 2000, no. 2, pp. 3-8. ing solutions (™S) for ,wells and prroductive formations
, е- л,т тл » ■ j T'/-v„t- j r> г ^ opening in complex geological conditions. Journal: Construction
4. Kaeufter M. Determination de LOptimum de Remplissage Granu- 5- , , » > > > ™ . . ■ . к . „ ■ . „ .. , ; , , .. , of oil and gas wells on land and at sea, 2019, no. 4, pp. 24-30. lometrique et Quelques Proprietes S y Rattachant. International I R "
Journal of Engineering, 2019, no. 5, pp. 794-798. ,, „ ., . „т^т^.
с и' i с n ■ тч т тл .til . 11. Gaibnazarov S.B. Development of new chemical reagents for
5. Vickers S., Cowie M., Jones 1. A new methodology that surpasses , .,,. . ■. 7 > ™ > >
..■.■.,■.,:■,:-■.. . -j . .■ drilling on the basis of polysaccharides. Journal: Chemical indus-current bridging theories to efficiently seal a varied pore throat dis. .■ f J ■ t 1 ■ f t- ААП17 171-,! try, 2018, vol. 95, no. 6, pp. 299-303. In Rus. tribution as found in natural reservoir formations. AADE Fluids . 'rr _ . T _
12. Dalmazzone Ch., Audibert A., Quintero L., Jones T., Dewat-
Conference. Houston, Texas, April 11-12, 2006. No. 16, pp. 9-15. . _ T ' , „ . . . ' > , . .....
t ■ тл,та с, ,, нл ,, ; ru tines C., Janssen M. Optimizing filtrate design to minimize in-situ
6. Levinson L.M., Agzamov F.A., Konesev V.G., Mukhametov F.H.
, . ijiiii rxi.! с and wellbore damage to water-wet reservoirs during drill-in. So-
Tekhnologiya buremya gorizontalnukh skvazhin llechnology of , ® „„„, „, „„
drilling the horizontal wells]. Ufa, Monografiya Publ., 2019. 318 p. ,, ofPetroleum ^«¡еш, 20°4, no. 01, pp. I2-20. -, i,, „■ ■ , . .■.■ ел. t с j 13. Zhang H., Marinescu P., Foxenberg W. Unique flow-back chemis-
7. King F.H. Principles and conditions of the movement of ground- r , , ■ ■ r, . ■.■ n
water. U.S. Geological Survey. 19th Annual Report. P. 2. 1898. try fo5 enhancing productivity of b^erm^bhty reservoir. S°a-
pp
59—297 ety ofPetroleum Engineers, 2012, no. 07, pp. 1-8.
14. Rane J.P., Liang Xu. Monitoring residual surfactant in the flow-back and produced water: A way forward to improve well productivity. Society of Petroleum Engineers, 2014, no. 03, pp. 9-15.
15. Penny G.S., Pursley J.Th. Field studies of drilling and completion fluids to minimize damage and enhance gas production in unconventional reservoirs. Society of Petroleum Engineers, 2007, no. 06, pp. 32-38.
16. Zelenev A.S., Hui Zhou, Linda Ellena, Penny G.S. Microemulsion-assisted fluid recovery and improved permeability to gas in shale formations. Society of Petroleum Engineers, 2010, no. 2, pp. 12-16.
17. Petrov N.A. Primenenie kompleksnogo reagenta SNPH PKD-515 v neftegazovykh protsessakh [Application of complex agent SNPH PKD-515 in oil and gas processes]. Neftegazovoe delo, 2007, no. 2, pp. 1-11.
18. Petrov N.A., Sultanov V.G., Davydova I.N., Konesev V.G. Pov-
yshenie kachestva pervichnogo i vtorichnogo vskrytiya neftyanukh
plastov [Improvement of quality of primary and secondary opening of oil reservoirs]. St-Petersburg, Nedra Publ., 2007. 544 p.
19. Konesev V.G., Rogachev M.K., Korobov G.Yu., Teptereva G.A. Vozmozhnosti sokhraneniya produktivnosti skvazhin na etape ikh stroitelsva [Possibilities of maintaining productivity of wells at the stage of their construction]. Materialy III Mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii. Burenie skvazhin v oslozhnennukh usloviyakh [Materials of the III International Scientific and Practical Conference. Drilling Wells in Complicated Conditions]. St-Petersburg, St.-Petersburg Mining University Publ., 2018. pp. 57-59.
20. Baykov V.A., Kolonsky A.V., Makatrov A.K., Politov M.E., Telin A.G. Nelineynaya filtratsiya v nizkopronizaemykh kollektorakh. Laboratornye filtratsionnye issledovaniya kerna Pri-obskogo mestorozdeniya [Nonlinear filtration in low-permeable collectors. Laboratory filtration investigations of Priobskoe field]. Vestnik OA ONK «Rosneft», 2013, no. 2, pp. 4-7.
Received: 22 October 2020.
Information about the authors
Vasily G. Konesev, Cand. Sc., expert, Gazpromneft NTC LLC.
Irina A. Chetvertneva, Cand. Sc., head of Volga-Ural Region LLC «Service Center SBM». Galina A. Teptereva, Dr. Sc., associate professor, Ufa State Petroleum Technical University.
