К оглавлению	УДК 550.832:553.98.061.4
	© И.И. Наборщикова, В.В. Половин, В.Г. Чумакова, 1991

Эффективность выделения коллекторов сложного типа с использованием индикатора

И.И. НАБОРЩИКОВА, В.В. ПОПОВИН (ВНИГНИ), В.Г. ЧУМАКОВА (КамНИИКИГС)

При вскрытии коллекторов сложного типа избыточное давление, создаваемое скважиной, приводит к раскрытию трещин и проникновению в них сначала промывочной жидкости, а затем закачиваемого тампонажного раствора, что способствует запечатыванию и искусственной изоляции трещин. Проводимые после перфорации колонны многократные воздействия на призабойную зону пласта соляной кислотой оказываются малоэффективными, а интервалы, представленные коллекторами сложного типа, остаются практически не выявленными и не изученными.

Для положительного решения данной задачи разработан способ, обеспечивающий одновременное предохранение пустотного пространства нефтегазоносных пластов от запечатывающего действия частиц тампонажного раствора и надежную оценку параметров пласта: эффективных толщин, динамической пористости, коэффициента вытеснения нефти и газа. В качестве изолирующего материала используется глинисто-меловая паста с добавкой индикатора (нейтронно- и электрически-активного вещества - буры).

Промышленные испытания этого способа на ряде месторождений Пермской области, Удмуртской АССР, а также Томской и Иркутской областей дали положительные результаты и показали, что он может быть применен при заканчивании скважин и в других нефтедобывающих районах, где встречаются коллекторы подобного типа [1, 2, 3].

Основное внимание в предыдущих исследованиях было сосредоточено на изучении нейтронных характеристик ближней зоны пласта до и после введения в него индикатора. В то же время оказалось практически не изученным изменение удельного электрического сопротивления (УЭС), вызванное воздействием данного индикатора. Поэтому нами рассмотрены возможности способа, основанные на анализе изменения электрических свойств пласта под влиянием индикатора, описаны его физические свойства, а также технология введения в пласт.

В результате экспериментальных исследований установлено, что на дневной поверхности при температуре 20 °С в момент приготовления пасты часть индикатора (буры) не растворяется. Растворимость меловой пасты возрастает с увеличением температуры: сначала плавно (до 40 °С) и затем более резко (от 40 до 60 °С). При повышении температуры существенно уменьшается вязкость пасты (табл. 1).

Структурно-механические и электрические параметры меловой пасты при указанном соотношении компонентов приведены в табл. 2.

Зависимости УЭС водного раствора буры и меловой пасты, насыщенной бурой, от ее концентрации при температуре 18-23 °С представлены на рис. 1. Отмечается стабилизация сопротивления данного соединения при С_б, равной (50-60)*10^-3 кг/л, что, видимо, связано с насыщением раствора бурой при указанных концентрациях и температуре.

Ввиду того что меловая паста в скважине может вступить во взаимодействие с пластовой водой, исследовано влияние добавок пластовой воды на некоторые свойства пасты. Добавление к пасте пластовой воды в количестве 5 % снижает УЭС с 1,4 до 0,77 Ом-м. При этом существенно (на 30-40 %) возрастает вязкость пасты: образуется белый рыхлый хлопьевидный осадок состава Са(ОН)₂ или СаВ₂O₄, хорошо растворяющийся в разбавленной 10 %-ной серной кислоте, хуже - в соляной кислоте и плохо - в воде. Добавление пасты к пластовой воде ведет к медленному увеличению сопротивления. Взаимодействием пасты с пластовыми водами можно пренебречь при исследованиях нефтенасыщенных пород. Для данных условий представляет интерес установление пропорций раствора и пасты, при которых возможна стабилизация УЭС данной смеси. С этой целью был приготовлен раствор из 360*10^-3 кг бентонитовой глины и 0,5 л воды, = 6 Ом*м при T=18 °С,=5 Ом-м; вязкость - 22,7*10^-2 м²/с; плотность 1,28*10³ кг/м³. Добавление в раствор пасты приводит к снижению УЭС. Стабилизация УЭС данного соединения до УЭС пасты () происходит при достижении соотношения 70 %-ного раствора и 30 %-ной пасты.

Для изучения УЭС карбонатных пород в зависимости от степени насыщения их меловой пастой с бурой взяты образцы карбонатных пород с широким диапазоном изменения коллекторских свойств: пористости 5,8-22 %, газопроницаемости (4,7- 2250) - 10^-15 м². Для насыщения образцов пород использовано четыре модели пластовой воды с концентрацией (10^-3 кг/л) в первой модели NaCl - 185, СаС1₂ - 51, MgCl₂ - 15,3. Для последующих моделей концентрация этих солей уменьшалась последовательно в 10 раз; УЭС первой модели составило 0,052 Ом*м, второй - 0,0252, третьей - 2,4, четвертой - 22,5. Концентрация по Сl для первой модели равна 4,4*10^-3 кг-экв/л, для последующих моделей она уменьшилась в 10 раз, концентрация раствора по Сl (10^-3 кг/м³) для первой модели составила 1,172, для второй - 1,05, для третьей - 1,002, для четвертой - 1,0. Исследования проводились при температуре 18-20 °С.

Определение УЭС образцов, насыщенных пластовой водой, проводилось на двухэлектродной установке со свинцовыми электродами, покрытыми агар-агаром. Аналогичным образом осуществлялось определение УЭС для образцов с нефтью. Последние пропитывались меловой пастой с бурой и исследовалось влияние на изменение УЭС в них вязкости пасты и давления.

Изучение влияния меловой пасты на величину УЭС нефтенасыщенных образцов проводилось в первом случае в два этапа: посредством центрифугирования и последующей пропитки образцов пастой одного состава; во втором - только пропиткой образцов пастой одного состава, а в третьем - только пропиткой образцов, но пастой разного состава, т. е. пастой неодинаковой вязкости (рис. 2). Согласно этим данным наиболее интенсивное проникновение меловой пасты, насыщенной бурой, в образец происходит за счет создания давлений в процессе центрифугирования образца, о чем свидетельствует резкое снижение его УЭС, замеренного после центрифугирования.

Существенное влияние на степень насыщения образцов пастой оказывает проницаемость. Для образцов, имеющих близкое значение УЭС до насыщения пастой (=2,6*10^-5, =2,5*10⁵ Ом-м), происходит разное снижение УЭС при пропитке их пастой за счет неодинаковой проницаемости, поэтому для одного образца с проницаемостью, в пять раз превышающей проницаемость другого, УЭС падает за 3 ч 15 мин пропитки пастой по отношению к менее проницаемому образцу более резко (в 2,5 раза); общее снижение УЭС нефтенасыщенных образцов в результате пропитки пастой составляет около 10³ Ом*м (см. рис. 2).

Изучение влияния меловой пасты на величину УЭС водонасыщенных образцов проводилось по методике, аналогичной для нефтенасыщенных образцов, в двух вариантах: первый включал исследование образца последовательно при насыщении его пастой сначала под давлением с последующей пропиткой, второй заключался в определении УЭС образца только при его пропитке пастой. Результаты исследований показывают, что отмечается общая тенденция в изменении сопротивления водонасыщенных образцов. Сначала УЭС водонасыщенных образцов скачкообразно увеличивается в несколько раз, а затем снижается или до первоначального их значения при комбинированном насыщении образцов пастой, включающей создание давлений, или становится ниже первоначального значения только при пропитке пастой. При насыщении образцов более вязкой пастой увеличение их УЭС в начальный период пропитки менее выраженное, такое же, как и для образцов с более высокой проницаемостью. Отдельные образцы покрывали вязкой глиной (имитировалась глинистая корка) и помещали через 3 сут в пасту, что привело к снижению УЭС до величины, близкой к сопротивлению образцов, насыщенных пластовой водой.

Изучение влияния меловой пасты на величину УЭС водонасыщенных образцов с предварительно созданной промытой зоной включало последовательное насыщение образцов моделью пластовой воды, раствором и пастой, насыщенной бурой. Изменение УЭС образцов аналогично случаю, когда пропитка их пастой проводится без предварительного насыщения раствором. Изменение УЭС образцов при подобной технологии их обработки представлено на рис. 3. Снижение УЭС образцов пород, насыщенных пастой с бурой, через определенное время может быть связано с образованием осадка Са(ОН₂) или СаВ₂O₄ в результате взаимодействия буры с ионом Са, содержащимся в пластовой воде. Одной из причин уменьшения УЭС образцов пород может служить повышение рН раствора, сопровождающееся вовлечением в диссоциацию все более слабых кислотных групп. Возможно также явление сверхпроводимости за счет перехода в раствор буры ионов солей из пластовой воды.

Анализ коллекторских свойств образцов керна, проведенный после удаления из них меловой пасты, показал, что они практически не изменились.

Лабораторные исследования обеспечили более успешное выполнение аналогичных работ в скважине, что привело к уточнению запасов для отдельных залежей, приуроченных к коллекторам сложного типа, а также обеспечило оценку запасов нефти для ряда выявленных по результатам данной разработки объектов. При этом балансовые и извлекаемые запасы увеличиваются в 1,3-3,4 раза (табл. 3).

Таким образом, на основании исследований в лабораторных условиях установлено следующее.

1. Изменение УЭС меловой пасты отмечается при концентрации в ней буры (С_б) от 2 до 40-70 кг/л.

2. Для нефтенасыщенных образцов при комбинированном насыщении их меловой пастой, центрифугирование и пропитке снижение УЭС происходит в течение 72 ч, сначала более резкое (в течение 4 ч), а затем постепенное. Для образцов, насыщение которых меловой пастой осуществляется в результате пропитки, резкое снижение  происходит в первые 5-7 ч с последующей стабилизацией этой величины.

3. Для водонасыщенных образцов керна независимо от технологии насыщения их меловой пастой в течение первых 5-6 ч наблюдается возрастание УЭС с последующим его снижением.

В результате исследований дано экспериментальное обоснование повышения эффективности выделения и оценки коллекторов разработанным способом наряду с использованием ИННК и данных сопротивления пласта (МБК, МК, БК). Кроме того, способ отличается простотой исполнения, а также достаточной надежностью выделения и оценки коллекторов, которые при стандартной технологии вскрытия оказываются не выявленными. Этот способ почти не требует дополнительных затрат, так как стоимость вводимого в раствор на 1 м ствола скважины индикатора (буры) составляет ~38 коп. При использовании одного и того же комплекса геофизических исследований, кроме ИННК, можно провести количественную оценку отдельных пластов или залежей нефти и газа, приуроченных к коллекторам сложного типа, обеспечив прирост запасов нефти и газа за счет введения в разведку низкоемких, высокопроницаемых коллекторов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Карбонатные отложения - основной объект поисков и разведки новых залежей нефти и газа в Урало-Поволжье / В.Н. Быков, В.В. Поповин, И.И. Наборщикова и др. // Труды ВНИГНИ,- М,- Вып. 226,- 1982.

2. Никулин А.В., Наборщикова И.И., Мельников Ю.В. Возможности определения пористости карбонатных пород по изменению времени жизни тепловых нейтронов / В кн.: Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Приуралья.- Пермь.- 1979.- С. 27-32.

3. Опыт выделения коллекторов в карбонатных отложениях нефтегазовых месторождений Пермской области с помощью меченых веществ / В.Н. Дахнов, В.Н. Быков, И.И. Наборщикова и др. // Геология нефти и газа.- 1978.- № 9.- С. 65-68.

Abstract

One of the efficient ways to identify and evaluate the reservoirs of a complicated type is that based on controlling the near zone of formation by neutron properties as a result of the injection into the formation of an indicator - the borax. This indicator is at the same time "electrically active". The study of the electical resistance of the indicator and rock samples saturated with the solution containing the borax has allowed us to establish regularities in the change of Crock' depending on the technology of impregnation of the samples, their reservoir characteristics and the composition of saturating fluids (oil, water). It has provided the basis for conducting analogous investigations in the well more effectively.

Таблица 1 Влияние температуры на растворимость буры (кг/л)

Показатели	Температура, °с
	0	10	20	30	40	50	60
Безводное вещество, 10^-3 кг	13,8	15,8	25,2	37,5	-	95,2	167
Na2B4O7*10H2O, 10^-3 кг	19,25	22,05	35,2	52,3	80	133	251
Вязкость пасты, 10^-2 м^2/с	-	-	90,0	60,0	36,0	-	-
Вязкость воды, 10^-2 м^2/с	-	15,0	16,4	14,9	14,5	-	-

Таблица 2 Структурно-механические и электрические параметры меловой пасты и ее составляющих

Состав раствора	T, °C	10^3 кг/м^3	, с	, Ом*м	Статистическое напряжение сдвигу, 10^-2 кг/м^3
Меловая паста, насыщенная бурой	20	(1,50-1,55)	95,7	1,65	-
	40	-	39,6	0,28	-
Водопроводная вода	18	-	14-15	13-15	7,39
	20	1,0	-	-	-
Водная суспензия мела (0,63 кг на 0,7 л воды)	19	1,33	20	9-11	0,7
Водный раствор бентонита с мелом (0,07 кг на 0,7 л воды)	20	1,40	21	9,3-12	5,4*

Примечание. 5,4*10^-2 кг/м³ через 1 мин, 7,2*10 ^-2 через 10 мин, 8,4*10^-2 через 1 ч.

Таблица 3 Соотношение эффективных толщин () и балансовых запасов , оцененных по результатам специальных и стандартных исследований соответственно

Месторождение	Пласт
Лудошурское (район скв. 2966)	Т	2,4	2,1
Ельниковское (район скв. 3750)	Кш-Пд	4,6	3,4
Маячное (скв. 146)	ТIV	2,0	1,3
	Tv	2,6	1,5

Рис. 1. Изменение УЭС меловой пасты и суспензии в зависимости от концентрации буры.

Меловая паста: 1 - при T=18 °С, 2 - при T=23 °С; 3 - водный раствор буры

Рис. 2. Влияние технологии обработки водонасыщенных образцов меловой пастой на их УЭС.

а - нефтенасыщенные образцы (1 - центрифугирование, 2, 3- пропитка); коллекторские свойства (1 -Кп=10,9 %, Кпр = 8.47*10^-15 м²; 2, 3 – Кп=22,8%, Кпр.г=8,3*10^-15 м²); б - водонасыщенные образцы (1 - центрифугирование, пропитка; 2-5 - пропитка); коллекторские свойства (1 – Кп=23,4%, Кпр.г=421,2*10^-15 м²; 2 –Кп=13,2 %, Кпр.г= 10,8*10^-15 м². 3 –Кп=17,8%, Кпр.г=35,4*10^-15 м²; 4 –Кп=15,3 %, Кпр.г=114,4*10^-15 , 5 – Кп= 9,07 %, Кпр.г = 1,24*10^-15 м²)

Рис. 3. Изменение УЭС водонасыщенных образцов с предварительно созданной промытой зоной.

Области, в которых наблюдается: I - повышение УЭС за счет пропитки образца в растворе, II - понижение УЭС за счет пропитки образца (1,5 - в пасте № 1, 2; 2, 3, 4 - в пасте № 3); коллекторские свойства (1-К_п =16 %, Кпр.г=118,4*10^-15 м²; 2 -Кп=5,79 %, Кпр.г=1,96*10^-15 м²; 3 - Кп=11,6 %, Кпр.г=24,3%; 4- Кп=24,3%; Кпр.г=1243*10^-15 м ; 5-Кп=17,5%; Кпр.г.= 300*10^-15.