Исследование влияния фильтратов буровых растворов на проницаемость пород

 

С целью снижения негативного воздействия буровых растворов на пласт, перед их применением на скважине необходимо проведение испытаний их на керне. Это позволяет выбрать наиболее оптимальные рецептуры растворов, подобрать или заменить отдельные их составляющие для получения наибольшего восстановления проницаемости при освоении скважин.

В связи с тем, что главным достоинством РУО является высокоэффективное вскрытие продуктивных пластов, была организована и проведена исследовательская работа по определению влияния буровых растворов на углеводородной основе на коллекторские свойства валанжинских отложений.

Объектами испытаний являлись следующие пробы буровых растворов:

- раствор № 1: полимер-глинистый буровой раствор, применяемый при разбуривании интервала 2659-2700 м Западно-Заполярного месторождения (рецептура представлена в таблице 36, разд. 2 данного проекта).

- раствор № 2: раствор на углеводородной основе - «Полиэмульсан».

Основные технологические свойства образцов представлены в таблице 61.

 

Таблица 61 – Технологические свойства образцов

 

Состав раствора	ρ, кг/м3	СНС1/10, дПа	ηпл, мПа·с	τ0, дПа
Полимер-глинистый		10/20
«Полиэмульсан»		48/57

 

Для проведения испытаний были сформированы две колонки из образцов кернового материала, отобранного при бурении валанжинской скважины № 20400 Уренгойского НГКМ. Образцы керна отобраны со сходными фильтрационными параметрами для максимально объективного сравнительного анализа влияния двух буровых растворов на значение коэффициента восстановления проницаемости.

Перед началом испытаний была проведена подготовка образцов кернового материала:

- определена газопроницаемость образцов при атмосферных условиях;

- определена открытая пористость образцов по гелию.

Обобщенная информация по образцам керна, используемых при испытаниях приведена в таблице 62.

 

Таблица 62 – Обобщенная информация по образцам керна

 

Литотип	Кпо(в), %	Кпрг, 10ˉ³ мкм²	L, мм	D, мм
Колонка №1
Песчаник	17,5	10,67	63,1	29,5
Песчаник	16,8	10,27	44,3	29,5
Колонка № 2
Песчаник	15,2	11,18	63,5	29,5
Песчаник	15,7	8,57	45,35	29,5

 

На колонке №1, состоящей их двух образцов со средней газопроницаемостью при атмосферных условиях 10,47 мД и средней пористостью 17 %, были проведены испытания полимер-глинистого раствора.

На колонке №2, состоящей их двух образцов со средней газопроницаемостью при атмосферных условиях 9,9 мД и средней пористостью 15,5 %, были проведены испытания раствора «Полиэмульсан».

Эксперименты выполнялись на установке, разработанной специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз». Установка позволяет измерять проницаемость колонки керна на разных участках до и после обработки буровым раствором.

Моделирование кольматационных процессов установкой производится в специальном кернодержателе, в котором моделируется пластовое эффективное давление (33 МПа) и температура (80 ^оС). Для устранения эффектов связанных с загрязнением торца и неполным проникновением фильтрата в установке реализована возможность измерения проницаемости на 5 различных участках колонки керна с помощью боковых отводов давления (рисунок 12). С торцов к кернодержателю подводятся флюиды. Со стороны «пласт» подводятся флюиды, моделирующие пластовые (керосин) для измерения проницаемости и моделирования вызова притока. Со стороны «скважина» производится омывание торца керна буровым раствором. Перед началом эксперимента образцы насыщаются моделью пластовой воды (раствор с минерализацией 10 г/л).

Рисунок 12 – Схема кернодержателя установки

 

Схема узлов установки, задействованных для изучения влияния буровых растворов на ФЕС представлена на рисунке 13.

Исследование выполнялось в 4 этапа:

1) Создание остаточной водонасыщенности в керне и замер начальной проницаемости. На этом этапе выполнялась прокачка через колонку керна 500 см³ (>10 поровых объемов) керосина.

Образцы керна, насыщенные моделью пластовой воды, помещались в кернодержатель, где создавались пластовые условия (эффективное давление и температура). Прокачка осуществлялась с помощью измерительного насоса, который нагнетал рабочую жидкость в контейнер-разделитель заполненный керосином. Керосин поступал в керн со стороны «пласт». Перепад давления между сторонами «скважина» и «пласт» составлял 6,89 МПа (1000 Psi). Выходя со стороны «скважина» керосин попадал в приемную емкость, в которой поддерживалось постоянное давление с помощью присоединенной расширительной емкости. В ходе всего этапа электронными измерителями давления ИД1- ИД6 регистрировалось давление на торцах колонки керна и на боковых отводах. Также регистрировалась

скорость прокачки керосина. В конце прокачки измерялась начальная проницаемость по керосину.

 

 

Рисунок 13 – Схема соединения узлов установки, задействованных для изучения влияния буровых растворов на ФЕС

 

2) Моделирование инфильтрации бурового раствора в пласт осуществлялось следующим образом. Для поддержания репрессии на модель пласта использовалась расширительная емкость со сжатым азотом, подключенная к термостатированному миксеру высокого давления. Испытуемый буровой раствор находился в миксере под давлением и через соединительные трубки подавался в кернодержатель к омываемому торцу керна. Проходя по торцу, раствор через трубки попадал в мембранный контейнер - разделитель. Для обеспечения постоянного омывания торца керна раствором использовался реверсивный насос. Данный насос попеременно нагнетал рабочую жидкость в мембранный контейнер-разделитель и возвращал ее обратно. Тем самым обеспечивалось перетекание бурового раствора из мембранного контейнера-разделителя в миксер и обратно. По ходу движения раствор омывал торец керна с постоянной скоростью.

3) В процессе омывания торца происходила инфильтрация раствора в керн. Проникающий в керн фильтрат вытеснял насыщающие его жидкости, которые выходили с противоположного торца керна и, попадая в поршневой контейнер-разделитель, вытесняли из него рабочую жидкость. Измерительный насос, работающий в режиме поддержания постоянного давления, фиксировал объем вышедшей рабочей жидкости. Таким образом, осуществлялась регистрация скорости проникновения фильтрата в породу. Процесс продолжался до тех пор, пока сквозь породу не отфильтруется один поровый объем фильтрата.

4) Для предотвращения преждевременного начала фильтрации на обоих торцах керна поддерживалось равное давление 6,89 МПа (1000 Psi). В момент начала эксперимента давление в измерительном насосе снижалось до 3,45 МПа (500 Psi), таким образом, создавалась репрессия 3,45 МПа (500 Psi). Для предотвращения расслаивания бурового раствора и выпадения твердых наполнителей раствор в миксере постоянно перемешивался, а в мембранном контейнере – разделителе выход раствора осуществлялся из нижней части через спущенную в него трубку.

5) Выдержка в течение 16 ч. Данный этап необходим по следующим причинам:

а. смоделировать технологические перерывы в бурении скважины в процессе спускоподъемных операций;

б. дать возможность породе и флюидам полностью прореагировать с фильтратом бурового раствора;

в. дать возможность всем флюидам распределиться в поровом пространстве.

6) Вызов притока, очистка приствольной зоны и замер восстановленной проницаемости. Выполнялся также как и первый этап. Для этого выполнялась прокачка через колонку керна 500 см³ (более 10 поровых объемов) керосина со стороны «пласт» с перепадом давления на колонке керна 6,89 МПа (1000 Psi). Выходя со стороны «скважина» керосин попадал в приемную емкость, в которой поддерживалось постоянное давление с помощью присоединенной расширительной емкости. В ходе всего этапа электронными измерителями давления ИД1 - ИД6 регистрировалось давление на торцах колонки керна и на боковых отводах. Также регистрировалась скорость прокачки керосина. В конце прокачки измерялась восстановленная проницаемость по керосину.

По результатам этапов 1 и 4 рассчитывалась фазовая проницаемость по керосину на каждом участке колонки. Расчет осуществлялся по формуле Дарси

,

(97)

где k – фазовая проницаемость по керосину, 10‾³ мкм²;

Q – объемный расход керосина, см³/с;

μ – динамическая вязкость керосина, мПа·с;

L – длина колонки керна, 10‾² м;

F – площадь поперечного сечения колонки керна, см²;

– перепад давления на участке колонки керна, МПа.

После этого на каждом участке рассчитывался коэффициент восстановления по формуле

,

(98)

где – фазовая проницаемость по керосину на этапе 4, 10‾³мкм²;

– фазовая проницаемость по керосину на этапе 1, 10‾³мкм².

Результаты исследований влияния буровых растворов на проницаемость валанжинских отложений приведены в таблице 63.

 

Таблица 63 – Результаты испытаний

 

Наименование раствора	№ участка	Коэффициент восстановления проницаемости, КВПР	Средний коэффициент восстановления проницаемости
Полимер-глинистый		0,860	0,80
	0,760
	0,832
	0,751
«Полиэмульсан»		0,955	0,98
	0,998
	0,989
	0,976

 

 

Результаты исследования показывают, что средний коэффициент восстановления проницаемости для раствора на основе «Полиэмульсан» 0,98, этот же показатель для полимер-глинистого раствора, к примеру, составляет 0,80. Раствор на углеводородной основе практически не оказывает негативного влияния на коллекторские свойства пород (К_ВПР достигает 97 - 98 % от начального значения). Результаты исследований подтверждают мнение, применение углеводородного раствора на основе минерального масла «Полиэмульсан» при вскрытии продуктивных отложений валанжинских отложений наиболее целесообразно.