CC BY
22УДК 622.276
ОЦЕНКА КОЛЬМАТАЦИИ НАПОЛНИТЕЛЯМИ БУРОВОГО РАСТВОРА ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ESTIMATION OF PLUGGING FRACTURED RESERVOIRS WITH DRILLING MUD FILLING AGENTS
Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский
E. V. Panikarovski, V. V. Panikarovski
ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: буровой раствор, кольматация, наполнитель бурового раствора, поглощение Key words: drilling mud, mud filing agent, fluid loss
Испытание буровых растворов на образцах керна широко распространено во многих нефтегазодобывающих компаниях. Наиболее популярные и современные методики исследования фазовой проницаемости углеводородов применялись многими авторами, в том числе И. Ф. Глумовым, В. М. Березиным, Ф. И. Котяховым и др.
В. П. Митрофанов и другие [1] рассматривали исследования фазовой проницаемости нефти и влияние проникновения полисахаридных растворов на фильтрационные свойства пород-коллекторов, опыты проводились на одиночных образцах керна при соблюдении пластовых условий. Для однозначности интерпретации изменения проницаемости пород после воздействия различных буровых растворов образцы объединялись в группы.
Для проведения экспериментальных работ со слоисто-неоднородными средами М. З. Керимовым и Р. А. Юсифовым была предложена методика и схема экспериментальной установки [2].
В ООО «ПермьНИПИнефть» разработана методика оценки влияния буровых растворов на коллекторские свойства пород с использованием составных моделей образцов в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 [3].
Для решения проблем качественного вскрытия продуктивных пластов А. Д. Поликарпов, Н. И. Юркив и другие [4] проводили оценку влияния буровых растворов на кольматацию пористых сред, представленных терригенными породами.
Н. Р. Рабинович, В. И. Яковенко, А. К. Куксов и др. разработали методику оценки качества вскрытия и освоения скважин РД 39-0147009-509-85 [5]. Методическое руководство предназначено для оценки качества вскрытия и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия продуктивных пластов.
Для проведения подготовительных работ и предварительных исследований необходимы кернообрабатывающие устройства: аппаратура для экстрагирования кернов, определения их пористости и газопроницаемости; приборы для определения параметров буровых растворов и других рабочих жидкостей; устройства для отбора фильтрата в статическом или динамическом режиме. В экспериментальной установке (рис. 1) в пластовых условиях происходит донасыщение порового пространства углеводородной жидкостью, определяется первоначальная проницаемость образца по углеводородной
.6
Нефть и газ
№ 6, 2014
жидкости К1 и только после этого в образцы закачивается фильтрат технологической жидкости.
5
Рис. 1. Схема приставки к установке для исследования проникновения фильтрата бурового раствора в образцы пород:
1 — гидравлический пресс; 2 — буферная емкость; 3, 4, 5 — емкости для нефти, бурового раствора, масла; 6 — кернодержатель; 7 — образец керна;
8, 9, 11 —манометры; 10 — мерная бюретка;12 — баллон
С этой целью к образцу прикладывается перепад давления, равный репрессии при вскрытии пласта. Время фильтрации определяется из времени контакта технологической жидкости с пластом. После закачки фильтрата в образец его вытесняют из керна углеводородной жидкостью, закачиваемой с противоположной стороны образца (обратная фильтрация) при давлении, равном депрессии, прилагаемой к пласту при освоении скважины. На следующем этапе определяется проницаемость образца по углеводородной жидкости К2.
Замер проницаемостей по углеводородной жидкости К1 и К2 проводится при различных градиентах давления и определяется по формуле
^ и-q ■ l
K = , (!)
5 -ЛР
ТГ 2 и
где К — проницаемость по углеводородной жидкости, м ; ^ — вязкость жидкости,
Па •с; q — расход жидкости, м3/с; I — длина образца, м; 5 — площадь поперечного сечения образца, м2; Лр — перепад давления, Па.
После очистки порового пространства от остатков фильтрата бурового раствора и определения проницаемости по углеводородной жидкости, рассчитывается коэффициент восстановления проницаемости, Р, доли ед.
К = К2, К,
(2)
где К2 — проницаемость по углеводородной жидкости после закачки фильтрата жид-22 кости, мкм ; К1 — первоначальная проницаемость по углеводородной жидкости, мкм .
Для проведения экспериментальных работ для пород-коллекторов Восточной Сибири по оценке влияния проникновения буровых растворов в трещинные, трещинно-поровые коллекторы, которыми представлены продуктивные отложения Абаканской и Ильбокичской площадей, необходимо предложить отдельный раздел методики. Для определения проницаемости, обусловленной трещиноватостью породы, можно использовать образцы керна с естественными трещинами, у которых поровая проницаемость отсутствует или трещина в образце моделируется искусственно раскалыванием образ-
6, 2014
Нефть и газ
37
ца по диаметру. С этой целью отбирают образцы, имеющие горизонтальную слоистость, чтобы трещина была горизонтальной и выдержанной без косых сколов внутри образца породы.
Проэкстрагированные образцы керна, не имеющие поровой проницаемости, с горизонтальной слоистостью раскалываются по осевой части пополам, чтобы форма трещины была ровной и сама трещина располагалась параллельно напластованию. В образцах моделируется остаточная водонасыщенность капиллярной вытяжкой и начальная нефтенасыщенность насыщением порового пространства керосином под вакуумом. Перед установкой образца в кернодержатель замеряются геометрические размеры образца и фиксируется размер трещины. Вычисляют площадь поперечного сечения трещины и ее длину.
Для проведения эксперимента по определению проницаемости трещиноватой породы образец керна устанавливают в кернодержателе, сжимают эффективным давлением и нагревают до пластовой температуры. В условиях, моделирующих пластовые, образец донасыщается керосином и определяется проницаемость по углеводородной жидкости. Опыт считается законченным, если при установившемся расходе через образец прокачано не менее трех объемов трещины керосина, и коэффициенты проницаемости стабилизируются. Замеры проницаемости проводятся при различных перепадах давления. Коэффициент проницаемости Кт, м2 рассчитывается по формуле
Кт = 85 • В2 • Ктп, (3)
где В — раскрытость трещины, м; Ктп — трещинная пористость, доли ед.
Расчет трещинной пористости Кти, доли ед., производится по формуле
(4)
где В — раскрытость трещины, м; Г — густота трещин, — .
м
Для случая наличия трещины одного направления в образце керна густота трещин
Г, — , определяется по формуле
м
Г = Т = -, (5)
V
Где Т — объемная трещиноватость, — ; 8 — площадь половины поверхности всех
м
стенок трещины, м2; V — объем образца, м3. Тогда
Ктп = В Т. (6)
При моделировании процесса проникновения бурового раствора давление закачки раствора должно соответствовать репрессии, прилагаемой к пласту в процессе вскрытия.
Процесс фильтрации раствора контролируется отбором прокачанной через трещину керна жидкости. При отсутствии фильтрации раствора через трещину керна, то есть при полной кольматации трещины, закачка раствора прекращается.
Буровой раствор, заполняющий трещину, вымывается обратной фильтрацией углеводородной жидкостью при давлении, равном депрессии, прилагаемой к пласту при вызове притока. Количество жидкости, прошедшей через образец, составляет 10-15 объемов трещины. Если буровой раствор не вымывается из трещины, то по замерам расхода и перепадов давления устанавливают факт загрязнения трещины остатками раствора. После изъятия образца из кернодержателя замеряется раскрытость трещины с учетом толщины остатков бурового раствора, сохраняющегося в трещине, и рассчитывается новое значение трещинной проницаемости Ктп 1, мкм2.
Для проведения экспериментальных работ по подбору составов наполнителей бурового раствора, не ухудшающих фильтрационные характеристики пород-коллекторов,
Ктп В Г-
38
Нефть и газ
6, 2014
отбирались образцы, представленные трещинами и трещинно-поровыми коллекторами. Поскольку проницаемость пород обусловлена наличием трещин, отбор образцов керна для экспериментов весьма затруднителен. С целью проведения экспериментов отбираются низкопроницаемые образцы, имеющие горизонтальную слоистость, чтобы искусственно смоделировать трещину в образце путем раскалывания его по осевой части с последующей фиксацией [6].
Вопросами изучения трещиноватости венд-рифейских отложений Восточной Сибири занимались Т. Ф. Соколова, В. П. Клокова, Д. В. Кляжников [7]. Они установили, что микротрещиноватость в венд-рифейских отложениях распространена крайне неравномерно. Кроме субвертикальных трещин в разрезе скважин встречаются субгоризонтальные и наклонные или их комбинации. Особенно часто встречаются короткие трещины протяженностью от 1 • 10-3 до 5-10-3 м с раскрытостью от 0,2-10-3 до 0,3-10-3м и очень редко — трещины от 1 • 10-3 до 2-10-3м. С учетом результатов исследований данных авторов для проведения экспериментальных исследований была выбрана модель трещины с раскрытостью 0,35 •Ю-3 м.
Для проведения экспериментов по подбору кольматантов для кольматации трещины раскрытостью 0,35-10- м образец устанавливался в кернодержателе, сжимался эффективным давлением 26,0 МПа и нагревался до пластовой температуры 40 "С, что соответствует пластовым условиям вендских отложений. В условиях, моделирующих пластовые, в трещину образца закачивался керосин, определялся расход керосина через модель трещины раскрытостью 0,3540-3 м. Если при установившемся расходе не происходило изменение фильтрации, то в трещину образца закачивался буровой раствор с различными типами кольматантов бурового раствора при давлении, не превышающем 3,0 МПа, что соответствует превышению гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым давлением для скважин глубиной от 2 500 м в соответствии с ПБ 08-624-03 [8].
При введении в буровой раствор кольматанта плотность его повышалась в зависимости от типа кольматанта и эффективности кольматации трещины. При полной коль-матации трещины кольматантом-наполнителем фильтрация прекращалась, что фиксировалось по возрастанию давления закачки бурового раствора в образец керна.
На следующем этапе эксперимента осуществлялась промывка трещины от кольма-танта закачкой с противоположной стороны углеводородной жидкости. В результате промывки трещина очищалась от остатков кольматанта при давлении, не превышающем 2,5 МПа. После этапа промывки определялся расход углеводородной жидкости через трещину образца. Для окончательной очистки трещины от остатков кольматанта в образец закачивался 12 %-ный раствор HCl. На последнем этапе эксперимента образец промывался обратной промывкой керосином и определялся расход углеводородной жидкости через трещину.
По данным проведенных экспериментов можно сделать вывод об очистке трещин определенного размера от остатков кольматанта при освоении скважины и целесообразности применения кислотных обработок при очистке порового пространства трещин от остатков бурового раствора. В качестве примера применения данной методики можно рассмотреть условия закачки кольматантов-наполнителей в трещину фиксированного размера 0,35-10-3 м.
На представленных графиках (рис. 2, 3) изменения давления закачки бурового раствора с кольматантами-наполнителями от времени контакта с породой-коллектором для Ильбокичской и Абаканской площадей наглядно представлена зависимость скорости кольматации породы-коллектора тремя видами кольматантов бурового раствора: шлаком, микромрамором и сидеритом.
По качеству кольматации трещинного коллектора наполнители шлак фракции от 0,09 до 0,10 мм и микромрамор фракции от 0,04 до 0,09 мм обладают преимуществом над наполнителем сидеритом, так как имеют низкие значения времени кольматации, что приведет в условиях интенсивного поглощения бурового раствора к быстрой ликвидации его осложнения. На образцах Абаканской площади кольматация трещин происходит значительно интенсивнее, чем в условиях Ильбокичской площади. Такие явления связаны с различной степенью шероховатости стенок трещины.
№ 6, 2014
Нефть и газ
2,5
2,0
1,5
< 1,0
0,5
2,5
2,0
pl,
< 1,0
0,5
1,0 3 10 3,0 3 10 t, 5,0-c 3 0
1 * 1
ч 2
у
/ у Г
f w
1,0 103 3,0 1 03 5,0 103 t, c
Рис. 2. График изменения давления закачки бурового раствора с кольматантом в зависимости от времени контакта с породой-коллектором Абаканской площади: 1 — буровой раствор с кольматантом шлаком; 2 — буровой раствор с кольматантом микромрамором; 3 — буровой раствор с кольматантом сидеритом
Рис. 3. График изменения давления закачки бурового раствора с кольматантом в зависимости от времени контакта с породой-коллектором Ильбокичской площади: 1 — буровой раствор с кольматантом микромрамором; 2 — буровой раствор с кольматантом шлаком; 3 — буровой раствор с кольматантом сидеритом
0
9 1,5
0
Закачка бурового раствора с наполнителем сидеритом фракции от 0,04 до 0,09 мм в образцы Абаканской и Ильбокичской площадей показала, что данный наполнитель бурового раствора будет иметь промежуток времени кольматации, значительно превосходящий этот параметр у наполнителей шлака и микромрамора. В условиях бурения использование данного кольматанта может привести к значительной кольматации проницаемых интервалов пласта по сравнению с остальными кольматантами.
Список литературы
1. Митрофанов В. П., Терентьев В. В., Хижняк Г. П. О влиянии буровых растворов на проницаемость пород // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 1998. -№ 11. - С. 30-33.
2. Керимов М. З., Юсифов Р. А. Технология циклического воздействия на пласт в условиях морской нефтегазодобычи // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 2001. - № 8. - С. 44-47.
3. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. -М., 1986. - 19 с.
4. Поликарпов А. Д., Юркив Н. И. и др. Влияние буровых растворов на продуктивность скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М., 2010. - № 4. - С. 39-45.
5. РД 39-0147009-509-85. Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин. - Краснодар, ВНИИКрнефть, 1985.
6. Пат. 2224105 РФ, 7 Е 21 В 49/02, G 01 N 15/08. Способ определения восстановления проницаемости горных пород / В. Паникаровский, Е. Паникаровский. - № 2002123436/03; Заявлено 30.08.2002; Опубл. 20.02.2004 // Открытия. Изобретения. - 2004. - № 5. - С. 236.
7. Соколова Т. Ф., Клокова В. П., Княжников Д. В. Изучение низкопоровых коллекторов по керну как основа интерпретации данных геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. - М., 2009. - № 4. - C. 60-64.
8. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М., ГУП «НТЦ «Промышленная безопасность», 2004.
Сведения об авторах
Паникаровский Валентин Васильевич, д. т. н., профессор кафедры «Геология месторождений нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390346, e-mail: V-panikar@yandex.ru
40
Нефть и газ
№ 6, 2014
Паникароеский Евгений Валентинович, к. т. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, старший научный сотрудник ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, тел. 8(3452)286697, e-mail: Panikarovskiy@tngg.ru
Panikarovskiy V. V., PhD, professor of the chair «Geology of oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, senior scientific worker of the company «TyumenNIIgiprogas. Ltd», phone: 8(3452)390346, email: V-panikar@yandex.ru
Panikarovskiy E. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, senior scientific worker of the company «TyumenNIIgiprogas. Ltd», phone: 8(3452)286697, e-mail: Panikarovskiy@tngg.ru
