|
УДК [552+53]:622.24.063 |
Исследование влияния фильтрации глинистых растворов на проницаемость и остаточную водонасыщенность
В. В. ПАНИКАРОВСКИЙ, В. В. ФЕДОРЦОВ (ЦЛ Главтюменьгеологии), Т. А. МОТЫЛЕВА, М. М. ШАЛЯПИН (ТюменНИИгипрогаз)
Возрастающий объем бурения на нефть и газ требует новых рецептур глинистых растворов, применяемых для вскрытия нефтегазоносных горизонтов. Выбор наиболее рационального способа вскрытия пласта считается одной из важнейших задач в бурении и добыче нефти. Известно, что поступление твердой и жидкой фаз глинистого раствора в нефтегазоносные пласты изменяет их насыщенность пластовыми жидкостями в зоне проникновения, а также ухудшает коллекторские свойства. Вместе с тем отфильтрованная из раствора вода образует обширные зоны проникновения, препятствуя движению нефти и газа к забою скважин. Кроме того, по данным многочисленных исследований установлено разбухание глинистых минералов под влиянием пресной воды, поступающей из раствора, что приводит к сужению поровых каналов или их полному закрытию.
Следовательно, одни из важнейших характеристик глинистых растворов - водоотдача и скорость фильтрации, которые оказывают решающее влияние на фильтрационные характеристики пород. В настоящее время основная часть скважин бурится с применением обычных глинистых растворов, но одновременно проводятся научно-технические работы под подбору наиболее эффективных для вскрытия пластов растворов. Исследования фильтрации пяти модификаций глинистых растворов, предлагаемых для вскрытия газоносных пластов сеномана, проведены нами в лабораторных условиях на образцах песчаников Заполярного месторождения (табл. 1).
Эксперименты проводились на усовершенствованной установке УИПК, способной моделировать пластовые условия. Перед началом эксперимента для каждого образца определялась газопроницаемость и методом центрифугирования моделировалась остаточная водонасыщенность. Под вакуумом песчаники насыщались углеводородной жидкостью (керосином). В процессе опыта образцы помещали в кернодержатель, где в пластовых условиях определяли проницаемость по керосину. Затем при статическом режиме фильтрации через образец прокачивали глинистый раствор при перепаде давления 1,5 МПа до полного затухания фильтрации. Выбор такого перепада давления обусловлен глубиной залегания продуктивных пластов и репрессией, возникающей при их вскрытии. Вся профильтрованная и вытесненная при этом жидкость собиралась в мерную бюретку. По окончании эксперимента с целью выяснения, произошло ли внедрение глинистых частиц и фильтрата в керн, проводилась повторная фильтрация керосина, но уже с противоположной стороны образца. Во время обратной фильтрации определяли проницаемость по керосину и объем вытесненного при этом фильтрата.
После опыта на данных образцах методом дистилляции в аппарате Закса определяли содержание жидкости, в состав которой входят остаточная вода и фильтрат глинистого раствора. Для эксперимента брали пять различных модификаций глинистого раствора (табл. 2).
Раствор 1 представляет собой естественно наработанную глинистую суспензию, отобранную из бурящейся скважины Уренгойского месторождения в интервале сеноманской залежи газа. Остальные четыре раствора приготовлены из предварительно гидратированного ильского бентонита (содержание бентонита 4-6 %) и утяжелены баритом. Для снижения водоотдачи все растворы обработаны КМЦ-600. Растворы 2 и 3 в качестве дисперсной фазы (кроме бентонита) содержат низкосортный коротковолокнистый хризотил-асбест марки К-6-30. Раствор 3 в отличие от раствора 2 минерализован хлоридом калия. Растворы 4 и 5 для улучшения их смазочной способности обработаны смазочными добавками СМАД-1 и ЛТМС. СМАД-1 представляет собой смесь окисленного петролатума с дизельным топливом, ЛТМС - смазочная добавка на основе головной фракции талового масла, СМАД-1 и ЛТМС - ПАВ с ограниченной растворимостью в воде. Все исследуемые растворы имели близкие значения водоотдачи (5,5-7,5 см3/30 мин) и плотности (1240-1260 кг/м3). Во всех рассмотренных случаях воздействия раствора на керн наблюдается повсеместное снижение проницаемости при обратной фильтрации керосина. При этом эффект снижения проницаемости наиболее велик у высокопроницаемых пород (рисунок).
В результате исследований установлено, что глинистые растворы 4 и 5 вызывают незначительную кольматацию керна, а снижение проницаемости по керосину обусловлено главным образом проникновением водного фильтрата раствора. Проникновение фильтрата происходит на малую глубину, так как при обратной фильтрации он практически весь вытесняется керосином, а содержание воды в коллекторах с проницаемостью (10-50)*10-3 мкм2 сохраняется на уровне остаточной (см. табл. 1).
На рисунке показано изменение проницаемости во времени при обратной фильтрации жидкости после воздействия на керн глинистого раствора. У растворов 4 и 5 проницаемость по керосину хотя и не восстанавливается до прежней, но положение линий свидетельствует о неглубоком проникновении фильтратов растворов.
Влияние проникновения фильтрата у других типов растворов значительно возрастает, о чем свидетельствуют результаты замеров количества воды после обратной фильтрации жидкости, а также более пологая форма зависимостей кпр = f(t). Вероятно, добавки асбеста и хлористого калия не могут предотвратить глубокого проникновения фильтратов у растворов 2 и 3, которые, как и растворы 4 и 5, имеют низкое содержание глинистой фазы.
Особое поведение растворов 4 и 5 объясняется благоприятным воздействием на образцы cмaзочных добавок, которые, будучи ПАВ, препятствуют взаимодействию фильтрата с породой [2].
Из анализа проведенных экспериментальных исследований следует, что наиболее приемлемы для вскрытия газоносных пластов сеномана растворы 4 и 5, в составе которых присутствуют гидрофобные ПАВ с низким содержанием глинистых частиц и малой водоотдачей, а это в данном случае может играть решающую роль для получения устойчивых притоков и стабилизированной добычи. Кроме того, указанные типы растворов позволят отбирать керн, незначительно промытый фильтратом раствора, который можно использовать для определения остаточной водонасыщенности [1].
Выполненные исследования также показали, что смазочные добавки, обладающие повышенной поверхностной активностью, не только улучшают смазочную способность, но и в значительной мере снижают их неблагоприятное воздействие на продуктивные пласты.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. А. с. 976420 [СССР]. Способ установления факта проникновения водного фильтрата бурового раствора в нефтегазоносный пласт/Авт. изобрет. В.И. Петерсилье, Ю.А. Белов, Н.Ф. Beселов,- Заявл. 29.04.81, № 18 (3285313); Опубл в Б.И., 1983, № 4.
2. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. М., Недра, 1968.
Таблица 1 Данные изменения проницаемости керна после фильтрации глинистого раствора
|
Тип исследуемого раствора |
Газопронницаемость, n*10-3. мкм2 |
Коэффициент изменения проницаемости по керосину после фильтрации раствора |
Объем фильтрата раствора, сохраняющегося в керне после обратной фильтрации керосина, % от объема пор |
|
|
До опыта |
После опыта |
|||
|
1 |
131,5 |
131,5 |
0,51 |
10,9 |
|
64,2 |
51,7 |
0,73 |
24,5 |
|
|
2 |
51,3 |
43,2 |
0,55 |
24,9 |
|
28,6 |
24,6 |
0,74 |
10,1 |
|
|
27,3 |
21,1 |
0,66 |
1,6 |
|
|
3 |
150,0 |
132,4 |
0,51 |
0 |
|
45,6 |
27,5 |
0,65 |
6,9 |
|
|
22,6 |
25,4 |
0,74 |
11,5 |
|
|
4 |
286,0 |
261,0 |
0,83 |
1,4 |
|
38,4 |
35,9 |
0,94 |
0 |
|
|
10,1 |
6,5 |
0,50 |
0 |
|
|
5 |
52,8 |
47,4 |
0,69 |
0 |
|
11,8 |
9,8 |
0,80 |
0 |
|
Таблица 2 Состав и свойства исследуемых глинистых растворов
|
Тип исследуемого раствора |
Состав раствора |
Параметры |
|||||||
|
Плотность n*10-3, кг/м3 |
Условная вязкость, c |
Фильтрация, см3/30 мин |
Статическое напряжение сдвига, 1 мин/ 10 мин |
Толщина корки, мм |
pH |
Пластическая вязкость п*10 -3, Па-с |
Динамическое напряжение сдвига n*10-1, Па |
||
|
1 |
Естественный глинистый раствор из скв. 920 Уренгойской (забой 1250 м) |
1,26 |
27 |
5,5 |
3/29 |
2,0 |
9,07 |
19,5 |
54 |
|
2 |
4 %-ный глинистый раствор из ильского бентонита+2 % асбеста К-6-30+0,3 % КМЦ-600+барит |
1,24 |
30 |
7,5 |
42,8/98 |
1,0 |
9,55 |
11,5 |
78 |
|
3 |
6 %-ный глинистый раствор из ильского бентонита+3 % асбеста К-6-30+ 1,5 % КМЦ-600+5 % КСl + барит |
1,26 |
27 |
6,0 |
13/14 |
0,8 |
9,2 |
18,5 |
31,5 |
|
4 |
5 %-ный глинистый раствор из ильского бентонита +0,3 % КМЦ-600+ 1 % СМАД-1+барит |
1,24 |
26 |
7,0 |
5,5/17 |
1,0 |
8,35 |
12,5 |
40,5 |
|
5 |
5 %-ный глинистый раствор из ильского бентонита +0,3 % КМЦ-600-1 % ЛТМС+барит |
1,24 |
24 |
7,0 |
3/12 |
1,0 |
8,25 |
12,7 |
20,5 |
Рисунок Графики зависимости восстановления проницаемости по керосину от времени.
а - в растворе ПАВ отсутствуют, линии 1, 2 - естественный глинистый раствор скв. 9201, тип глинистого раствора. 3-5 - 2 6-8 - 3; б - растворы, обработанные ПАВ, тип глинистого раствора: 1-3 - 4, 4-6 - 5