|
62 гель-системы и т.д. Влияние буровых растворов на водной основе на проницаемость призабойной зоны продуктивных пластов зависит от типа и состава применяемых систем. Анализ результатов вскрытия пластов бурением с промывкой глинистыми растворами на месторождениях Татарстана, Ставрополья, Западной Сибири показывает, что применение данных систем увеличивает сроки освоения скважин в среднем на 30-35 % и снижает начальные дебиты на 15-40 %. Так по данным авторов [98, 99], проникновение воды в призабойную зону приводит к значительному снижению проницаемости пласта. В данном случае средняя проницаемость пласта от стенки скважины до контура питания после обработки водой снизилась на 0,58 мкм до 0,25 мкм , то есть более чем в 2 раза. Для осуществления проникновения глинистого раствора в пласт, последний должен иметь поровые или другие каналы большего размера, чем дисперсные частицы раствора. Каналы могут быть естественными, так и образованными искусственно в результате действия давления. Если образования искусственных каналов в породе не происходит, то степень ухудшения проницаемости пласта за счет проникновения жидкостей с различным содержанием твердой фазы зависит от исходных коллекторских свойств породы и, прежде всего, от ее абсолютной проницаемости. Для достижения более высокой продуктивности скважин в водную фазу буровых растворов добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Механизм действия ПАВ заключается в улучшении фазовой проницаемости за счет изменения избирательной смачиваемости, разрушения эмульсий и уменьшение капиллярных сопротивлений вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз. В табл.2.1. приведены результаты влияния различных ПАВ на увеличение коэффициента удельной продуктивности пластов по сравнению с другими промывочными агентами. Таблица 2.1. Влияния различных ПАВ на увеличение коэффициента удельной продуктивности пластов Наименование ШАВ (тип раствора) Добавки, % ДС-РАС ОП-10 УЭФ8 Ингибированный раствор Раствор на нефтяной основе Пены Воздух 0,5-1,0 0,2-0,5 0,2-0,5 Увеличение коэффициента удельной продуктивности, % 30-40 15-20 20-25 40-45 96-98 48-80 98-100 |
256 фазы и разнообразных химических реагентов. Многообразие геологических, технических, физических и других особенностей бурения скважин не позволяет в настоящее время создать такой универсальный метод вскрытия продуктивных пластов, который позволил бы максимально сохранить естественную проницаемость горных пород, слагающих призабойную зону. Поэтому совершенствование вскрытия продуктивных пластов ведется несколькими путями, а именно: изыскание новых видов химических реагентов для обработки буровых растворов и специальных добавок для временного закупоривания норовых каналов в пласте; получение буровых растворов, жидкая фаза которых по своим свойствам была бы однородна с пластовыми флюидами; разработка методов вскрытия продуктивных горизонтов без избыточного давления на пласт. Наиболее распространенными промывочными жидкостями, применяемыми в процессе бурения в интервалах нефтегазоносных пластов, являются в настоящее время буровые растворы на водной основе: глинистые, полимерглинистые, полимерные, с конденсированной твердой фазой, гельсистемы и т.д. Влияние буровых растворов на водной основе на проницаемость призабойной зоны продуктивных пластов зависит от типа и состава применяемых систем. Анализ результатов вскрытия пластов бурением с промьгокой глинистыми растворами на месторождениях Башкирии, Татарии, Ставрополья, Западной Сибири показывает, что применение данных систем увеличивает сроки освоения скважин в среднем на 30-35% и снижает начальные дебиты на 15-40%. Так по данным авторов [277,278], проникновение воды в призабойную зону приводит к значительному снижению проницаемости пласта. В данном случае средняя проницаемость пласта от стенки скважины до контура питания после обработки водой, снизилась с 0,58 мкм^ до 0,25 мкм^, то есть более чем в два раза. Для осуществления проникновения глинистого раствора в пласт, последний должен иметь норовые или другие каналы большего размера, чем дисперсные частицы раствора. Каналы могут быть как естественными, так и 257 образованными искусственно в результате действия давления. Если образования искусственных каналов в породе не происходит, то степень ухудшения проницаемости пласта за счет проникновения жидкостей с различным содержанием твердой фазы зависит от исходных коллекторских свойств породы и, прежде всего, от ее абсолютной проницаемости. Для достижения более высокой продуктивности скважин в водную фазу буровых растворов добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Механизм действия ПАВ заключается в улучшении фазовой проницаемости за счет изменения избирательной смачиваемости, разрушения эмульсий и уменьшения капиллярных сопротивлений вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз. В табл. 4.1 приведены результаты влияния различных ПАВ на увеличение коэффициента удельной продуктивности пластов по сравнению с другими промывочными агентами. Таблица 4.1 Наименование ПАВ (тип раствора) 1 ДС-РАС ОП-10 УЭФз Ингибированный раствор Раствор на нефтяной основе Пены Воздух Добавки, % 2 0.5-1.0 0.2-0.5 0.2-0.5 Увеличение коэффициента удельной продуктивности, % 3 30-40 15-20 20-25 40-45 96-98 48-80 98-100 Анализ данных показывает, что ПАВ может уменьшить отрицательное воздействие воды на продуктивный пласт, однако полностью исключить этот эффект не может. В то же время имеются данные, которые указывают на значительные закупоривающие свойства водных растворов ПАВ (типа сапаль, превоцелл, дисольван, сульфонол) в газовой среде, особенно при повышенных концентрациях. Причиной снижения газопроницаемости коллектора является 258 уменьшение размера пор в результате адсорбции ПАВ, образование пен в пористой среде, а также высаливание ПАВ при взаимодействии с пластовыми водами. Одним из способов повышения качества буровых растворов является их ингибирование. Из табл. 4.1 следует, что в случае применения ингибированных растворов увеличение коэффициента удельной продуктивности пласта может составить 40-45%. Несмотря на большое количество работ в области создания и внедрения рецептур ингибированных глинистых растворов, вопросы различных систем на коллекторские свойства влияния продуктивных гори зонтов изучены недостаточно, поскольку изначально большинство растворов разрабатывалось, прежде всего, с целью предупреждения осложнений ствола скважины при бурении в интервалах неустойчивых глинистых пород. Так, при использовании фильтратов хлоркальциевого и хлоркалиевого буровых растворов практически сохраняется первоначальная проницаемость породы (коэффициент восстановления проницаемости по нефти р=0,8-0,96). В тех же условиях проницаемость значительно уменьшается при применении бурового раствора, обработанного УЩР ((3=0,18-0,32). Значение р для фильтратов буровых растворов обработанных КССБ и КМЦ (р=0,33-0,39), больше, чем обработанных УЩР [279]. Полученные лабораторные данные подтверждаются результатами промышленных испытаний хлоркалиевых и гипсокалиевых буровых растворов. Начальный дебит скважин, пробуренных с промывкой данными растворами, составил 80-100 т/сут, по сравнению с 15-35 т/сут при использовании гуматных буровых растворов, и 40-60 т/сут при использовании известково-гуматного и известкового буровых растворов. В работе [280] представлены результаты исследований влияния фильтратов основных типов буровых растворов, применяемых при бурении скважин на различных месторождениях, на коэффициент востановления проницаемости образцов коллектора (табл. 4.2.). |