2.1. Блокирование пластов-коллекторов при поглощениях при бурении и цементировании скважин

Анализ результатов опробования свыше 80 объектов в глубокозалегающих палеоценовых отложениях (южный борт Западно-Кубанского прогиба) на Восточно-Северской, Ново-Дмитриевской, Калужской, Ключевской и Северо-Кутаисской площадях позволил установить, что зачастую из пластов, которые характеризуются по геофизическим дан­ным как хорошие коллекторы (значительные отрицательные амплитуды ПС, положительные приращения КС микрозон­дов, повышенные показания НГК и низкие ГК), получали слабые притоки жидкости. Например, при опробовании в скв. 128 Восточно-Северской площади верхней части V гори­зонта (имею-щего более высокие коллекторские свойства, чем остальные песчано-алевролитовые горизонты палеоцена) лишь после трехкратной аэрации был получен слабый при­ток воды — менее 2 м³/сут. Не лучше были результаты и большинства испытаний нижележащих горизонтов (VI —X), кроме газонасыщенных их частей — горизонт VIII-а в скв. 100 Восточно-Северской площади и горизонт IX в скв. 505 и 515 Ново-Дмитриевской площади, где благодаря повышенной проникающей способности газа и пластовой энергии получен приток газа свыше 100 тыс. м³/сут [30].

Низкие дебиты охарактеризованных выше пластов объяс-

20

нялись образованием блокирующей зоны в их прискважин-ной части. Создание блокирующей зоны заключалось в заку­порке крупных пор и трещин глинистым раствором и мел­ких — разбухающими пластовыми глинами при проникнове­нии в них пресного фильтрата раствора [50].

Такие процессы наиболее вероятны на больших глубинах, где отмечаются значительные перепады давлений в скважине против пластов и низкая пористость коллекторов.

В условиях рассматриваемых отложений, где перепады давлений составляли более 20,0 МПа, а средняя пористость коллекторов — меньше 15 %, диаметр зон проникновения в пластах (определяемый при интерпретации кривых БКЗ) пре­вышал иногда 6 м.

Кроме указанных факторов, на фильтрационные свойства коллекторов существенное влияние оказывает также про­никновение в них фильтрата цементного раствора.

При цементировании скважин создается еще больше предпосылок для блокирования проницаемых пластов, чем при бурении. Обычно более плотный по сравнению с буро­вым раствором тампонажный раствор обусловливает боль­шую возможность возникновения поглощений в результате гидравлического разрыва пласта, а значительная водоотдача цементного раствора — интенсивную фильтрацию в поры пласта.

Водоотдача тампонажных растворов велика, так как они способны отдавать при небольших перепадах давления свы­ше 90 % воды, использованной на затворение цемента. По­ниженными значениями водоотдачи характеризуются тампо-нажные растворы, обработанные гипаном и КМЦ. Цемент-но- и шлако-бентонитовые растворы имеют также значи­тельно пониженные значения фильтрации, что выгодно отли­чает их от чистых цементных растворов.

С целью выяснения закупоривающего эффекта фильтрата цементных растворов по отношению к гранулярным коллек­торам были проведены специальные эксперименты с образ­цами алевролитов, отобранными из отложений палеоцена с глубины 2000 — 3700 м. Эти образцы пород дважды помещали в формы, заполненные цементным раствором, которые ста­вили в автоклав и выдерживали 2 ч и затем еще 1,5 ч при давлении 40,0 МПа и температуре 100— ПО °С.

В табл. 1 приведены сведения относительно площадей и интервалов глубин скважин, с которых отобраны исследуе­мые образцы пород, а также значения их газопроницаемо­сти, определенные до и после помещения образцов в авто-

21

Таблица 1

				Газопроницаемость
	Номер	Интервал	Номер	миллидарси
Площадь	скважи-	отбора	образ-	до	после	после
	ны	кернов, м	ца	авто-	1-го	2-„Ó
				клава	опыта	опыта
Восточно-Северская	120	3498-3504	Ô-3	1,5	0,0	0,0
		3538-3545	п-1а	20,0	17,0	11,0
		3538-3545	п-1	11,0	5,5	1,5
		3555-3563	Ô-4	20,0	7,5	1,5
		3555-3563	п-11а	39,0	24,0	15,1
Глубокий Яр	725	2067-2077	п-1	61,0	49,0	21,5
	720	1994-2002	п-1	299,0	311,5	223,5
Ключевая	190	3712-3717	-6	1,5	1,0	0,5

клав. Все образцы пород, поднятые из скв. 120 Восточно-Северской площади, отобраны из горизонта V, результаты опробования которого приведены выше.

Приведенные данные показывают, что каждый раз после пребывания образцов пород в цементном растворе в авто­клаве проницаемость большинства их резко снижается. При этом чем меньше проницаемость, тем в большей степени она снижается после выдержки образца в цементном растворе под давлением.

Необходимо учитывать также значительно меньшие ре­альные значения проницаемости коллекторов, залегающих на больших глубинах, по сравнению с определяемыми при ат­мосферном давлении значениями проницаемости отобранных из них образцов керна. Этот факт установлен рядом иссле­дователей, а также экспериментально подтвержден на образ­цах глубокозалегающих изучаемых отложений при давлени­ях, близких к давлениям в условиях их залегания [37]. Мето­дика исследований изменений фильтрационно-емкостных свойств и электрического сопротивления образцов пород при повышении внешнего давления изложена в кандидатской диссертации А.Я. Петерсона.

Для исследования отбирались образцы пород из глубоко-залегающих палеоцен-нижнеэоценовых отложений южного борта Западно-Кубанского прогиба. В зависимости от значе­ния пористости эти образцы были разделены на четыре группы. Так как деформируемость пород под давлением оп­ределяется в основном свойствами скрепляющего их цемента, то при разделении исследованных образцов пород на группы учитывалось также их различие по содержанию, типу и со­ставу такого цемента (табл. 2).

Образцы пород группы IV представлены алевролитами го-

22

Таблица 2
							Коли-
							чество
Груп-	Породо-	Пори-	Проница-	Содер-		Состав	иссле-
пы	образующие	стость,	емость, мкм2	жание	Тип цемента	цемента	дова-
	компоненты	%		цемен-			ний
				Ú‡, %			образ-
							цов
I	Кварцевый	1-10	0	30-45	Базальный,	Глинис-	5
	(40-60%)				порово-	то-крем-
					базальный,	нистый.
					базально-	Глинис-
					поровый	то-изве-
						сткови-
						стый
II	Кварцевый	10-15	(0-5)-10"3	10-30	Порово-	Глини-	11
					контакто-	стый,
					вый, реге-	кварце-
					нерации,	вый. Гли-
					уплотнения.	нисто-
					Контакто-	кремни-
					во-поро-	стый.
					вый. Ба-	Извест-
					зально-	кови-
					поровый	стый
III	Глауко-	13-20	(5-35)-10"3	5-20	Порово-	Кремни-	16
	нит — квар-				контакто-	сто- изве-
	цевый				вый. Поро-	сткови-
	(глауконит				во-контак-	сто-гли-
	10-15%,				товый уп-	нистый
	кварц 50 —				лотнения.
	70 %), квар-				Контак-
	цевый —				тово-поро-
	(50-80%)				вый
IV	Глауко-	22-30	(45-1080)х	10-15	Порово-	Глини-	5
	нит — квар-		хЮ"3		контакто-	стый
	цевый				вый
	(глауконит
	10-15%,
	кварц 40 — 70%)

ризонта V палеоцена, которые наименее затронуты постсе-диментационной цементацией. Большая часть этих алевроли­тов характеризуется содержанием глинистого цемента, тогда как остальные в различной степени окремнены и карбонати-зированы. Исследованные породы залегают на глубинах от 2500 до 4100 м, где эффективные давления могут изменяться в пределах от 360 до 600 кг/см².

Поэтому исследования изменения физических свойств пород проводились при повышении внешнего давления до 600 кг/см². Давление внутри пор породы (аналог пластового давления) при изучении изменения пористости, проница-

23

400

200 300

R+AR

100 %

100

p , атм ^r горн

R+AR R

130 120 110

100 90

80 h

100 %

-			^o о ~^1084	1083 R=f(p)
	V		III
		^=*		1083) 981 j	m=f(p)
-90 -85	m-Am	100 % 1	i		1005ku	P=f(p)
	m i

100

200

300 400 p ,атм 'горн'

Рис. 8. Изменение пористости пг, проницаемости к^ и электрического со­противления R в зависимости от горного давления р_горн для пород групп I, II, III, IV (цифры - номера образцов пород)

емости и электрического сопротивления равнялось атмо­сферному.

Проведенными исследованиями подтверждено, что порис-

24

R+AR R

130 120 110

100

■£ 80 : 1 60

100 100 %

1788 R=f(p)

1733) 1797\m=f(p)

1804)

100 %

-		^ol080 -o
	ii
'-90		m=f(p) §^Z$J080
tn-Atn innn/ °~	0 0	•°1080 knp=f(p)
m , "

200 300

О

R+AR R

400

p , атм ^ горн

=0=0=^ 1604

500 p , атм *горн

1 733

тость т и проницаемость к_пр пород уменьшаются с увеличе­нием горного давления, а электрическое сопротивление R увеличивается (рис. 8). Видно, что увеличение горных давле­ний свыше 300 — 400 кг/см² вызывает уже незначительные изменения физических свойств всех четырех групп пород, что согласуется с ранее полученными данными.

25

Для пород групп I, II и III эти изменения тем интенсивнее, чем меньше пористость и проницаемость, а также чем боль­ше содержание скрепляющего цемента, т.е. наиболее значи­тельными изменениями пористости и электрического сопро­тивления под воздействием давления характеризуются поро­ды группы I. Однако у высокопористых, высокопроницае­мых, со сравнительно небольшим количеством цемента по­род группы IV пористость, проницаемость и электрическое сопротивление изменяются не менее интенсивно, чем у са­мых низкопористых, непроницаемых, с наиболее высоким содержанием цемента пород группы I, что объясняется нали­чием в них глинистого цемента. Породы группы III, представ­ляющие претерпевшие окремнение и карбонатизацию основ­ные продуктивные глубокозалегающие гранулярные коллек­торы, характеризуются наименьшим изменением физических свойств под воздействием давления. При увеличении давления А° Ргорн ⁼ 300 кг/см² пористость группы III уменьшается на 5 %, но проницаемость — на 27 %, а электрическое сопро­тивление увеличивается на 24 % (см. рис. 8).

Значительное завышение определяемых в атмосферных условиях значений проницаемости подтверждает предполо­жение о том, что проникновение фильтрата цементного рас­твора снижает в естественных условиях проницаемость кол­лекторов (особенно глубокозалегающих) тем больше, чем меньше ее значение.

В трещинных коллекторах цементный раствор и его фильтрат должны создавать более устойчивую блокирующую зону, чем глинистый раствор, что подтверждается получени­ем только после вторичной перфорации промышленного притока газа из трещинно-поровых коллекторов верхней части горизонта IX в скв. 515 Ново-Дмитриевской площади [76].

Следовательно, проникновение цементного раствора в пласт может создать ложное представление о его непродук­тивности.

Применение испытателями пластов для опробования их в необсаженной скважине, а также использование при цемен­тировании скважин тампонажных растворов с пониженной водоотдачей позволит свести к минимуму искажающее влия­ние проникновения фильтрата цементного раствора в поры и микротрещины на результаты испытаний продуктивных кол­лекторов.