Оценка степени влияния состава бурового раствора на сохранность коллекторских свойств пласта по данным лабораторных исследований

 

Для оценки качества буровых работ при вскрытии продуктивного пласта важную роль имеет оценка влияния бурового раствора на изменение коллекторских свойств пласта при проникновении его компонентов в прискважинную зону пласта.

На основании проведенных лабораторных исследований можно оценить эффективность применения различных рецептур буровых растворов для качественного вскрытия продуктивных пластов.

Оценка качества буровых работ по коэффициенту восстановления проницаемости осуществляется по данным лабораторных исследований[1].

С этой целью из естественного керна, отобранного во время вскрытия продуктивного пласта, выпиливаются опытные образцы (диаметром и длиной 30мм). Образцы экстрагируются от насыщающей их нефти и воды, высушиваются. Определяется их проницаемость по воздуху. Затем они насыщаются моделью пластовой нефти и пластовой воды. Для проведения исследований в качестве модели пластовой нефти обычно используется керосин.

В специальных емкостях размещаются керосин и буровой раствор, соответствующей рецептуры для оценки его эффективности.

Образцы помещаются в кернодержатель экспериментальной установки для проведения исследований. В установке создаются условия для проведения исследований, аналогичные промысловым условиям.

Создаются давление гидрообжима и давление внутри образцов керна, аналогичные, соответственно, горному и пластовому давлениям.

Обеспечиваются нагрев и поддержание температуры, аналогичной промысловым условиям в интервале залегания продуктивного пласта.

Затем создается перепад давления на торец образцов керна и через колонку образцов керна (обычно состоящую из 3 образцов) прокачивается керосин на нескольких режимах перепада давления.

По зависимостям расхода керосина от перепада давлений Q=f (∆Р), строятся кривые и рассчитывается коэффициент проницаемости образцов керна по керосину.

После этого осуществляется гидростатическое или гидродинамическое воздействие бурового раствора на торец образцов керна, аналогичное создаваемой репрессии на пласт в процессе вскрытия продуктивного пласта.

Например, на установке FDES-650Z осуществляется гидростатическое воздействие на образцы керна [1]. С торца колонки кернов осуществляется в течение определенного времени (например, T=10-20часов) воздействие бурового раствора под давлением ∆Р, равным создаваемой репрессии в скважине, замеряется скорость и объем фильтрации фильтрата бурового раствора с обратного торца образцов керна, вытекающего в специальную емкость.

На рис.2.1 приведена передняя часть установки FDES-650Z с компонентами оборудования. Кернодержатель типа Хаслера расположен в термостате (с противоположной стороны установки). Выдвижной кронштейн кернодержателя обеспечивает извлечение кернодержателя из термостата для установки образцов керна

 

 

 

Рис. 2.1 –Установка для определения проницаемости
FDES - 650Z

 

    На рис.2.2 приведена схема установки FDES-650Z для исследования проницаемости образцов горной породы.

 

 

Рис. 2.2 – Гидравлическая схема FDES-650Z:

1 - насос; 2 - разделительные емкости; 3 - кернодержатель; 4 - блок горного давления; 5 - блок поддержания противодавления; 6 - измерительный блок.

 

При применении гидродинамического воздействия на образцы керна, вдоль торца образцов керна осуществляется прокачка бурового раствора с перепадом давления, аналогичным создаваемой репрессии на пласт при циркуляции бурового раствора во время вскрытия продуктивного пласта.

На рисунке 2.3представлена установкаFDS-350, применяемая в настоящее время в ТИУ, для проведения лабораторных исследований в термобарических условиях гидродинамического и гидростатического воздействия бурового раствора на образцы керна.

 

 

Рис. 2.3 – Установка FDS-350

 

Вид кернодержателяустановкиFDS–350 в программном обеспечении «AppliLab» представлен на рисунке 2.4.

 

 

Рис. 2.4– Вид кернодержателя в программном обеспечении «AppliLab»

 

После воздействия бурового раствора на образцы керна, в обратном направлении прокачивается керосин на нескольких режимах перепада давлений (не менее 3х) и определяется остаточный коэффициент проницаемости образцов керна.

Для оценки степени влияния бурового раствора на образцы керна определяется коэффициент восстановления проницаемости β, который представляет отношение остаточной проницаемости образцов после воздействия на него бурового раствора k₁ к исходной проницаемости k₀.

 

β = k₁/k₀∙100 %.                (2.5)

 

В качестве примера, оценки влияния различных типов буровых растворов на изменение проницаемости продуктивного пласта при помощи определения коэффициента восстановления проницаемости, приведем данные результатов проведенных лабораторных исследований для юрских отложений Кальчинского месторождения [5].

К особенностям геологического строения продуктивных пластов юрских отложений Кальчинского месторождения относятся низкая проницаемость. Проницаемость образцов керна, используемых для проведения экспериментальных исследований по оценке степени влияния буровых растворов на сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта, составила 14 – 22 *10 ^-3мкм². 

Были рассмотрены варианты эффективности применения для вскрытия продуктивных пластов различных буровых растворов: полимерный и биополимерный.

Проведенные лабораторные исследования на кернах Кальчинского месторождения в термобарических условиях, приближенных к пластовым, показали уровень степени воздействия на коллектор различных буровых растворов.

Коэффициент восстановления проницаемости третьего образца керна ачимовских продуктивных отложений Ач_1-2-3 Кальчинского месторождения после воздействия биополимерного раствора Flo-Pro составляет 89%, а коэффициент восстановления аналогичного образца этого продуктивного пласта после воздействия полимерглинистого раствора, соответственно, 64%.

На рисунке 2.5 показана динамика коэффициентов восстановления проницаемости после гидростатического воздействия биополимерного и полимерглинистого буровых растворов на образцы керна.

 

 

 

Рис. 2.5- Динамика коэффициентов восстановления проницаемости после гидростатического воздействия биополимерного и полимерглинистого буровых растворов на образцы керна

 

На основании лабораторных исследований влияния технологических жидкостей на изменение коллекторских свойств пласта, показано, что наряду с геологическими особенностями строения пласта на добычные возможности и коэффициент извлечения нефти (КИН) оказывают существенное влияние и технологические процессы вскрытия продуктивных пластов.

В соответствии с этим лабораторные исследования по определению влияния технологических жидкостей при строительстве скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов в ПЗП являются необходимыми и обязательными.

Особенно это приоритетно для низкопроницаемых пластов, в которых дополнительные гидродинамические сопротивления в прискважинной зоне пласта, за счет воздействия технологических жидкостей при строительстве скважин, могут снизить объем добычных возможностей и существенно повлиять на КИН.