Работами К.А. Царевича, Р.И. Щищенко, П. Эванса и А. Рейда показано, что основными факторами, оказывающими влияние на состояние пристенного участка ствола продуктивного интервала, являются: состав бурового раствора (технологической жидкости), его физико-механические свойства, величина избыточного давления между скважиной и пластом, длительность взаимодействия скважинной жидкости с пластовым флюидом, конструкция бурильной колонны и скважины, литологический состав пород коллектора, термобарические условия и множество других факторов.
В настоящее время разработаны и широко используются различные виды промывочных жидкостей с различным составом и физико-механическими свойствами [1]. В этой связи оценка влияния того или иного раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов является актуальной, важной и необходимой для разработки рекомендаций по их применению. И в этом случае наиболее важным показателем оценки эффективности промывочной жидкости является коэффициент восстановления коллекторских свойств пласта [2], а для дисперсной среды – ингибирующая способность в отношении набухаемости глинистых включений в породе-коллекторе, да и самих глин.
Рассмотрим результаты бурения скважин Тагульского и Западно-Тагульского месторождений (Красноярский край).
Типовая конструкция скважины на указанных месторождениях включает: направление диаметром 0,426 м, спускаемое до глубины 150 м, для частичного перекрытия интервала многолетнемерзлых пород (ММП); кондуктор диаметром 0,324 м – до глубины 800 м, также для перекрытия ММП и глинистых пластичных пород; техническую колонну диаметром 0,245 м до глубин 2000 – 2700 м для разобщения интервала, несовместимого по условиям бурения; эксплуатационную колонну диаметром 0,146 м, 0,118 м и 0,178 м, в которую, в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта и ожидаемого дебита скважины, спускают лифтовые колонны диаметром, соответственно, 0,073, 0,086, 0,114 м. Высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами – до устья.
Бурение под направление осуществляют с использованием глинистого раствора высокой вязкости (Тус=100 – 150 с). Этот же раствор используют и при бурении под кондуктор, однако в переходной зоне (на границе ММП – глины) вязкость раствора снижают с применением реагентов, предотвращающих наработку глинистой фазы и предупреждающих сальникообразование (каустическая сода, ПАЦ-ИнВ и ПАЦ-ИнН – полианионная целлюлоза, лубриол, МИН-2, МИН-4 – карбонатный наполнитель, полигликоль и др).
Бурение нижних интервалов, сложенных солями и «шоколадными» глинами, требует применения ингибированных минерализованных растворов. При этом стабильность их физико-механических показателей должна быть не менее 34 дней, что связано с длительностью бурения и геофизических исследований (из-за отдаленности объекта).
В табл. 1 представлены составы и физико-механические свойства используемых при бурении под техническую и эксплуатационную колонны промывочных жидкостей.
Табл. 1. Состав и свойства буровых растворов для бурения под техническую и эксплуатационную колонны
Биополимерный карбонатный безглинистый раствор имеет оптимальные для этой системы реологические показатели, высокую недиспергирующую и флокулирующую способность, в сравнении с аналогичными растворами; образующаяся фильтрационная корка имеет низкую проницаемость, кислоторастворима, обладает псевдопластичными свойствами (при высоких скоростях течения имеет низкие показатели сдвига и, наоборот, при низких скоростях – повышенные). Благодаря присутствию формиата натрия биополимер не подвержен биоразложению (показатели раствора стабильны в течение примерно 30 суток), что является основанием в отказе от дополнительной обработки дорогостоящими бактериоцидами.
Для вскрытия иногда применяют утяжеленный инвертноэмульсионный буровой раствор, отличающийся высокой стабильностью параметров, по сравнению с остальными полидисперсионными мультифазными системами [2, 3, 4]. Электростабильность раствора – 500 В. Положительные аспекты раствора заключаются в следующем: отсутствие фильтрации из-за высоких реологических показателей минерального масла и связанной эмульгатором дисперсионной среды (водной фазы); высокий ингибирующий эффект; наличие псевдопластичных и высоких смазывающих способностей. Однако при контактах с пластовыми водами раствор склонен к образованию труднорастворимых соединений.
В некоторых случаях, как альтернатива описанным выше составам, используется пресная ингибированная полигликолем система бурового раствора «Boremax». Ее параметры: плотность 1220 кг/м3, условная вязкость 102 с, пластическая вязкость 31,7 сПз, динамическое напряжение сдвига 12,5 дПа, статическое напряжение сдвига (через 1 мин/10 мин) – 3,3/7,4 дПа, фильтратоотдача – 6 см3/30 мин. Выявлено, что существенным недостатком данной системы является необходимость в периодической (примерно раз в двое-трое суток) обработке бактерицидами, а через 10 суток возникает перенасыщение, и система требует полной замены.
Анализ представленных сведений в сочетании с опытом производства работ показывает, что в процессе бурения, в особенности под техническую колонну, продолжается активная наработка глинистой фазы. Применение полигликоля как ингибитора глин без использования «хорошей» системы очистки (трехступенчатой, четырехступенчатой) не приводит к ожидаемому результату. Отмечается поступление в скважину соединений в виде угольной кислоты. Для ее нейтрализации рекомендован ввод гашеной извести. Имеются и другие негативные последствия применения этих составов, а также отсутствуют сведения об изменениях естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при их использовании.
Как было изложено выше, основными особо значимыми факторами, оказывающими влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов углеводородов, являются показатели, характеризующие поровую структуру. Один из них – набухаемость глинистых включений. Степень набухаемости глинистых пород определялась на керновом материале, изъятом из скважин Горчинского, Западно-Сузукского, Тагульского лицензионных участков. Интервалы отбора указаны в табл. 2.
Табл. 2. Сведения о месте отбора кернового материала
Изучение процессов фильтрации различных видов технологических жидкостей через образцы пород (кернов), с моделированием условий в скважине, можно вести на установке FDS-350. Она позволяет исследовать проницаемость пород при фильтрации одно- и двухфазных систем в статическом и динамическом режимах. С ее помощью можно изучать указанные процессы при прямой и обратной фильтрации потоков фильтрующихся агентов.
Методика проведения исследований заключалась в следующем:
- готовится модель пласта – выпиливается образец из кернового материала, экстрагируется, насыщается пластовым флюидом;
- готовится испытуемая технологическая жидкость (буровой раствор готовится в соответствии с заданной рецептурой, исследуются его физико-механические свойства, проводится термостатирование, воздействие агрессивными компонентами – при необходимости);
- исследования на установке заключаются в имитации термобарических условий; прокачивании через образец углеводородной жидкости (керосина) при пяти режимах, по результатам которых определяется проницаемость (начальная); фильтрации бурового раствора в статическом либо динамическом режимах (буровой раствор постоянно перемешивается, а перед началом фильтрации нагревается до значений температуры, равной забойной); фильтрации потока керосина в обратном направлении.
Табл. 3. Сведения об объектах исследования
Примечание: ППГИ – пресный полимерный раствор, ингибированный гликолем; BOREMAX – полимер-карбонатный раствор; БКМФ – биополимерный карбонатный минерализованный формиатом раствор; РУО – раствор на углеводородной основе.
Табл. 4. Параметры исследуемых растворов
Примечание: замеры параметров ППГИ, БКМФ и BOREMAX производились при температуре 49 °С, РУО – при 69 °С.
Табл. 5. Исходные данные для моделирования скважинных условий
*Примечание: давление обжима.
Результаты исследований приведены в табл. 6.
Табл. 6. Результаты исследования фильтрационных параметров
Табл. 7. Средние значения фильтрационных свойств коллекторов месторождений
