Условия выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

Коэффициент вспенивания - это величина, определяемая отношением объема вспененного раствора к объему исходного раствора.

Толщина фильтрационной корки (К, мм) – фильтрационная корка образуется в результате отфильтровывания жидкой фазы бурового раствора через пористую систему.

Концентрация водородных ионов, определяемая величиной рН, характеризует щелочность бурового раствора. Чем больше рН, тем щелочность выше.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2 Критерии выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

 

Плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта обычно выбирают с учетом следующего соотношения плотности жидкости и коэффициента аномальности: для скважин глубиной до 1200 м ρ0/ka =1,10-1,15; для более глубоких скважин 1,05. В действительности довольно часто эти рекомендации не выполняются, а значения ρ0/ka достигают 1,15—1,3. Между скважиной и приствольной зоной продуктивного пласта, таким образом, почти всегда возникает большая разность давлений. Под влиянием большого дифференциального давления в продуктивные пласты проникает не только фильтрат промывочной жидкости, но также твердая фаза ее, особенно, если в пластах имеются трещины или иного рода крупные каналы.

Проникновение в пласт промывочной жидкости и ее фильтрата ведет к изменению прежде всего структуры перового пространства и проницаемости приствольной зоны. Степень этого изменения зависит от ряда факторов и уменьшается по мере удаления от скважины. В гранулярном пласте всю область, в которую проникли промывочная жидкость и ее фильтрат, условно можно подразделить на две зоны: зону кольматации, примыкающую к скважине, и зону проникновения фильтрата.

Зона кольматации — это тот участок вокруг скважины, в поры которого проникли частицы дисперсной фазы промывочной жидкости. Толщина этой зоны зависит в основном от соотношения гранулометрического состава дисперсной фазы промывочной жидкости и структуры порового пространства распределения пор по размерам) пласта, а также, вероятно, от перепада Давлений в период бурения и от продолжительности воздействия промывочной жидкости на породу. В гранулярных коллекторах наиболее тонкие частицы дисперсной фазы проникают по наиболее крупным поровым каналам, частично закрывают их, уменьшают площадь сечения и превращают крупные каналы в средние и мелкие. Хотя пористость породы в зоне кольматации при этом уменьшается незначительно, проницаемость снижается резко. Имеются данные о том, что наиболее тонкие частицы дисперсной фазы глинистых растворов могут проникать в поры с радиусом более 1,6-6 мкм. Исследования показывают, что, если диаметр пор dп породы меньше утроенного диаметра dч частиц твердой фазы промывочной жидкости, последние создают на поверхности стенок скважины фильтрационную корку и почти не проникают в пласт. Если Зdч<dп<10dч, частицы твердой фазы проникают неглубоко в породу, закрывают поры и создают фильтрационную корку в самой породе. Толщина такой зоны обычно не превышает 1—2 см. Если же диаметр пор превышает 10dч, частицы могут проникать глубоко в пласт, па несколько десятков сантиметров и более. В трещиноватый коллектор твердая фаза промывочной жидкости может проникать на очень большое расстояние, иногда —на десятки метров от скважины. В результате частичного отфильтровывания дисперсионной среды из промывочной жидкости на поверхности трещин образуются фильтрационные корки. Таким образом, трещины оказываются заполненными застудневшей промывочной жидкостью и фильтрационной коркой.

Удалить из пласта застудневшую промывочную жидкость, фильтрационные корки и другие частицы твердой фазы при освоении скважины удается лишь частично. Проницаемость зоны кольматации в результате проникновения дисперсной фазы промывочной жидкости нередко снижается в 10 раз и более. 
Влияние фильтрата промывочной жидкости на коллекторские свойства более сложно:

Во-первых, проникая в пласт, фильтрат жидкости на водной основе увлажняет породу. Часто в фильтрате содержатся химические вещества, способствующие увеличению гидрофильности породы и, следовательно, количества физически связанной воды. Но увеличение толщины гидратных оболочек ведет к уменьшению эффективного сечения поровых каналов, а повышение водонасыщенности — к уменьшению фазовой проницаемости для нефти и газа.

Во-вторых, как правило, в продуктивных пластах имеется некоторое количество глинистых минералов. Под влиянием водного фильтрата многие из глинистых минералов гидратируют и увеличиваются в объеме, набухают. Под воздействием водного фильтрата может происходить также дезинтеграция глинистых частиц и одновременно гидратация. Дезинтеграции способствуют щелочи, часто содержащиеся в промывочной жидкости. В результате дезинтеграции увеличиваются суммарная поверхность глинистых частиц и количество связанной воды. Оба процесса — гидратация и дезинтеграция — ведут к уменьшению эффективного сечения норовых каналов, закрытию некоторых из них и уменьшению проницаемости.

В-третьих, проникая в продуктивный пласт, фильтрат оттесняет от скважины пластовую нефть (газ). Фильтрат обычно имеет меньшую вязкость, чем нефть. Продвигаясь по поровым каналам и микротрещинам, он встречает меньшее гидравлическое сопротивление и на некоторых участках движется быстрее, чем нефть. Наиболее благоприятствуют такому опережающему движению водного фильтрата участки норовых каналов с явно выраженной гидрофильной поверхностью. Было бы ошибочным представлять, что фильтрат движется по порам подобно поршню и вытесняет из них нефть и газ полностью. Совершенно четкой границы между зоной, занятой фильтратом, и чисто нефтяной (газовой) частью пласта нет. По крайней мере, в части приствольной области образуется смесь водного фильтрата и пластовой нефти; в поровых каналах этой области жидкая среда разбита на капельки водного фильтрата и нефти (эмульсия). При движении же эмульсии в пористой среде возникают значительно большие гидравлические сопротивления, нежели при фильтрации однородной жидкости. В случае образования водонефтяной эмульсин гидравлические сопротивления фильтрации нефти к скважине возрастают, а фазовая нефтепроницаемость уменьшается.

В-четвертых, в фильтрате промывочной жидкости содержатся в растворенном виде различные химические вещества. Некоторые из них при взаимодействии с веществами, присутствующими в продуктивном пласте, могут давать нерастворимые осадки. Например, если в пласт в качестве фильтрата поступает жесткая вода, содержащая значительное количество ионов кальция, часть органических веществ может выпасть в осадок (скажем, в виде кальциевых мыл). В результате часть поровых каналов может быть закрыта, сечение других каналов — сужено.

В водном фильтрате всегда содержится большое количество воздуха. Кислород воздуха может окислять некоторые компоненты пластовой нефти и способствовать выпадению в осадок образующихся при этом смолистых веществ. Возможно, что в отдельных случаях парафины, асфальтены и смолы выпадают в осадок вследствие уменьшения температуры приствольной зоны при промывке скважины.

Снижение проницаемости коллектора под воздействием фильтрата промывочной жидкости, как правило, гораздо меньше, чем в результате кольматации частицами твердой фазы. Однако глубина проникновения фильтрата в пласт во много раз больше толщины зоны кольматации. Наиболее интенсивно фильтрат проникает в пласт в период бурения и промывки скважины После прекращения промывки скорость проникновения фильтрата уменьшается как вследствие образования малопроницаемой корки на стенках скважины, так и в результате уменьшения порового давления в промывочной жидкости в покое.

Чем меньше скорость бурения, тем продолжительнее воздействие потока промывочной жидкости. Но с увеличением продолжительности воздействия и динамической водоотдачи растет радиус зоны загрязнения. С повышением температуры в скважине уменьшается вязкость филырата и соответственно возрастают динамическая водоотдача и радиус зоны загрязнения.

Отфильтровывание под влиянием разности давлений является главной, но не единственной причиной проникновения дисперсионной среды промывочной жидкости в продуктивный пласт. Она может поступать, хотя и в гораздо меньших количествах, также под влиянием других факторов, таких, как осмотическое давление, капиллярные силы.

Осмотическое давление возникает на контакте двух растворов с разной минерализацией, разделенных полупроницаемой перегородкой; оно тем выше, чем больше разность концентраций. В скважине роль полупроницаемой перегородки выполняет фильтрационная корка, образующаяся на проницаемых стенках. Высокое осмотическое давление возникает в случае разбуривания продуктивного пласта, содержащего минерализованную воду, с использованием промывочной жидкости на пресной воде.

Капиллярное давление обратно пропорционально радиусу поровых каналов. В продуктивном пласте на значительном расстоянии от водонефтяного (газоводяного) контакта многие капиллярные и субкапиллярные поры заполнены углеводородами. При вскрытии пласта бурением с применением промывочной жидкости на водной основе равновесие капиллярных сил нарушается, и водная фаза начинает внедряться в тонкие нефтегазонасыщенные поры, оттесняя из них углеводороды в крупные поры. Процесс капиллярного впитывания может продолжаться до наступления равновесия капиллярных давлений Наиболее интенсивно капиллярное впитывание протекает в газонасыщенных породах, в нефтенасыщенных породах этот процесс идет медленнее.

В период промывки скважины роль внедрения дисперсионной среды под влиянием осмотических и капиллярных сил незначительна по сравнению с ролью фильтрации под влиянием избыточного давления. В период же покоя картина может существенна измениться; в некоторых случаях, например, если продуктивный пласт малопроницаем, роль капиллярных сил и осмотического давления может быть, по-видимому, превалирующей.

При большой продолжительности воздействия промывочной жидкости с высокой водоотдачей водонасыщенность узкой зоны, примыкающей к скважине, под совокупным влиянием названных факторов может, вероятно, подняться до уровня, при котором вся нефть, способная двигаться, будет оттеснена в глубь пласта. Но это значит, что фазовая проницаемость такой зоны для нефти упадет до самого низкого уровня.

 

      3.3 Требования к вскрытию продуктивного пласта:

• состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;
• состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;
• в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;
• соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;
• фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;
• водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;
• плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

 

 

 

 

 

 

 

3.4 Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов

 

К этому классу промывочных жидкостей относятся буровые растворы на нефтяной основе такие как гидрофобно-эмульсионные и известково-битумные (ИБР) растворы, представляющие собой эмульсии. Высокая дисперсность, надежная стабилизация водной фазы в углеводородной среде позволяют им обеспечить все преимущества углеводородных растворов при более низкой стоимости и сравнительной простоте приготовления и обработки. Значительные преимущества гидрофобных эмульсий – это повышенная вязкость, пониженная плотность, нейтральное отношение к солям, возможность регулирования вязкости в широких пределах.

Агрегативная устойчивость гидрофобно-эмульсионных растворов зависит от стабилизирующих свойств ПАВ, поэтому они обязательно должны содержать ПАВ-стабилизатор. Например, гидрофобная эмульсия с соляровым маслом (10 %) и нетоксичные стабилизаторы - алкилоламиды синтетических жирных кислот фракции C10-C16 (1 %), остальное - вода. Структурно-механические параметры эмульсии зависят от соотношения гидрофобной жидкости и воды и возрастают с увеличением количества воды, чем и вызван эффект предотвращения поглощения промывочной жидкости при бурении. При контакте с пластовыми водами в трещинах горных пород вязкость эмульсии резко увеличивается, что предупреждает поглощение. При бурении в отложениях ангидрита и соли, а также в породах с высоким содержанием кальция применяются нефтеэмульсионные растворы, эмульгатором и стабилизатором которых служит крахмал.

Известково-битумные растворы применяются для вскрытия продуктивных горизонтов с сохранением естественной проницаемости и для бурения в особо неустойчивых глинистых соленосных отложениях. В таких растворах дисперсионная среда представлена дизельным топливом, а дисперсная фаза – тонко размолотым окисленным битумом. Частицы битума обладают слабой способностью образовывать связнодисперсные системы, поэтому в растворы на нефтяной основе добавляют небольшое количество структурообразователей: окиси кальция, мыл жирных кислот, катионоактивных ПАВ.

Растворы на нефтяной основе готовят из порошкообразных концентратов, получаемых на нефтеперерабатывающих заводах или специальных установках. Концентрат содержит окисленный битум и негашенную известь с активностью не менее 60 % в соотношении от 1:1 до 1:2. Известь диспергирует битум, усиливая его коллоидную активность, образует соли и мыла, взаимодействуя с жирными нафтеновыми кислотами, является структурообразующим и утяжеляющим материалом. При отсутствии готовых концентратов используют их компоненты с добавкой до 1 % сульфонола. Последовательность приготовления: дизельное топливо – негашеная известь – вода с сульфонолом. Фильтрация таких растворов практически равна нулю. Вязкость и статическое напряжение сдвига зависят от концентрации извести и битума.