Вплив фільтрату промивальних рідин

На породи-колектори

На підставі досліджень багатьох науковців встановлено, що основною причиною зниження природної проникності порід-колекторів є проникнення в пласти фільтрату промивальних рідин, і особливо тоді, коли в якості дисперсійного середовища використовується вода. Під час первинного розкриття пластів, за рахунок репресії дисперсійне середовище промивальних рідин відфільтровується у проникні породи. За рекомендаціями керівних документів величина репресії на продуктивні пласти обмежується. При глибині свердловини до 1200 м повинна виконуватись наступна умова:

де: - відносна густина промивальної рідини;

- коефіцієнт аномальності пластового тиску.

Для глибоких свердловин (³ 2500 м), вказане співвідношення повинно знаходитись в межах . Але на практиці це співвідношення зазвичай не витримують, а часто має місце його відхилення у більшу сторону, що викликає зростання репресії.

За рахунок радіальної фільтрації в системі ”свердловина-пласт” утворюється декілька зон з різними проникностями (рисунок1.2).

Товщина глинистої кірки залежить від типу промивальної рідини і перепаду тиску у свердловині, температури, швидкості потоку промивальної рідини, часу фільтрації, типу порід і коливається від декількох міліметрів до декількох сантиметрів.

Глибина проникнення дисперсійної фази може досягати 0,03-0,04 м і залежить від розмірів пор і твердих частинок, величини репресії, якості промивальної рідини та ступеня її очищення. Глибина проникнення дисперсійного середовища залежить від типу та складу промивальної рідини, типу та властивостей пластового флюїду; пористості та проникності гірських порід; часу буріння; співвідношення в порах води, нафти та газу; взаємодії глинистого матеріалу порід з фільтратом, величини репресії. Важливим є те, що при інших рівних умовах зменшення фільтрації промивальної рідини зменшує глибину проникнення фільтрату, а зменшення пористості – збільшує розмір цієї зони.

Дослідження процесу проникнення фільтрату в породи-колектори дозволили виявити три види фільтрації, які мають місце при бурінні свердловин:

1) проникнення фільтрату промивальної рідини в породи пласта безпосередньо під долотом, тобто миттєва фільтрація, яка передує процесу поглиблення вибою;

2) динамічна фільтрація, яка відбувається через стінки свердловини під час циркуляції промивальної рідини;

3) статична фільтрація при відсутності циркуляції у свердловині.

З перелічених вище видів фільтрації найбільшу величину, при інших рівних умовах має динамічна фільтрація.

Лабораторними та промисловими дослідженнями встановлено, що величина динамічної фільтрації залежить від швидкості руху промивальної рідини, гідростатичного тиску, в’язкості та вибійної температури. Зі збільшенням швидкості руху зростає гідродинамічна складова тиску у свердловині, і як наслідок збільшується і фільтрація, причому зі збільшенням температури вплив швидкості руху збільшується. Наприклад, збільшення швидкості руху на одну і ту ж величину при низькій температурі (+18 ⁰С) призводило до збільшення фільтрації промивальної рідини на 25%, а при високих температурах (+100 ⁰С) – до 350%.

Різними авторами розроблена низка методик визначення розміру зони проникнення фільтрату в пласт під час його первинного розкриття. Варламовим П.С. [11] запропоновані аналітичні залежності розрахунку радіуса зони проникнення фільтрату для яких необхідні вихідні величини не є однозначними або не можуть бути точно визначені. Крім того, окремі величини визначаються тільки експериментально, що не завжди відповідає термобаричним умовам під час розбурювання продуктивного інтервалу. Як зазначає сам автор вказаних залежностей, через зазначені вади вони не мають практичного використання.

Залежності Соловйова Є.М. [5] простіші, але отримані з умови, що величина радіуса зони проникнення фільтрату прямо пропорційно залежить від часу і не враховує ролі глинистої кірки в процесах формування зазначеної зони.

Фергюсоном К.С. [16] запропонована залежність для визначення радіальної глибини проникнення фільтрату в пласт з-під долота, але вона теж вважається необгрунтованою з тих же причин, що і залежності Варламова П.С.

Рабинович Н.Р. [17] пропонує визначати радіус зони проникнення фільтрату з урахуванням впливу глинистої кірки, але проникність кірки вважається сталою величиною, а розмір зони знаходиться в прямо пропорційній залежності від часу.

Однак сам факт формування таких зон не викликає заперечень, питання полягає тільки у виділенні факторів, які є визначальними для оцінки розмірів зони проникнення фільтрату. На сьогоднішній день такі фактори в основному відомі (на них наголошувалось вище), але точна оцінка ступеня впливу кожного з них окремо і сумісно на радіус проникнення фільтрату, поки ще не встановлена.

Основний метод, який дозволяє кількісно оцінити глибину проникнення фільтрату в пласт грунтується на геофізичних дослідженнях. Його суть полягає у порівнянні питомих опорів пластової води та фільтрату промивальної рідини, величина яких залежить від ступеня мінералізації.

В загальному випадку, чим менша швидкість буріння, і більший час дії промивальної рідини на породи-колектори, тим більший радіус зони забруднення фільтратом. В реальних умовах радіус зони забруднення завжди більший, тому що флюїд відтісняється не суцільним фронтом, а окремими виступами, які можуть поширюватись на значну віддаль від стінок свердловини.

За даними В. А. Аміяна, який досліджував поширення фільтрату промивальних рідин в різних породах-колекторах, у високопористих пісковиках радіус зони забруднення фільтратом менший двох радіусів свердловини, тоді як в низькопористих породах він досягає . За його ж дослідженнями на родовищах Азербайджану ; на Майкопі ; в Речіці .

З цього випливає, що в залежності від конкретних умов буріння фільтрати промивальних рідин можуть проникати в продуктивні пласти на досить велику глибину. При цьому не тільки відтісняється флюїд від свердловини, але й суттєво змінюється структура порового простору порід-колекторів. Наслідком такого явища є зниження природних фільтраційних властивостей колекторів за рахунок:

- закупорювання пор твердими частинками, які проникають в пласт разом з фільтратом;

- набухання глинистих частинок, які входять до складу порід колекторів;

- утворення в порах стійких водо-нафтових емульсій;

- утворення в порах нерозчинних осадів в результаті взаємодії фільтратів з пластовими рідинами;

- блокуючої дії води, яка обумовлена капілярними і поверхневими явищами, що відбуваються у поровому просторі при взаємному переміщенні незмішуваних рідин.

Ступінь впливу кожної з перелічених вище причин на природні фільтраційні властивості порід колекторів можна оцінити тільки для конкретних умов, оскільки в одному випадку вирішальне значення мають одні з них, в інших – інші.

 

1.4.1 Набухання глинистого матеріалу,