Изменение диаметра скважины
Диаметр скважины увеличивается (вследствие образования каверн) против пластов глин и пород, содержащих глинистый материал (мергели и глинистые известняки), в результате гидромониторного воздействия струи, вытекающей из долотных отверстий. Этот процесс протекает интенсивнее при использовании ПЖ с пониженной вязкостью, разжиженных, с повышенной водоотдачей. Интенсивность разрушения глин зависит также от их физико-химических свойств. Монтмориллонитовые тонкодисперсные коллоидные глины разрушаются более интенсивно, чем каолинитовые, песчанистые, известковые и грубо-дисперсные. В связи с этим диаметр скважины в глинах изменяется неравномерно.
При использовании ПЖ, приготовленных на соленой воде, образование каверн замедляется, так как при концентрированных растворах гидратация глинистых частиц уменьшается, а в некоторых случаях происходит обратный процесс — обезвоживание влажных глин.
Увеличение диаметра скважины против пластов соли и в малой степени против гипса связано с растворением этих пород водой глинистого раствора. Фактический диаметр скважины, против крепких пород (например, плотных песчаников, известняков, доломитов) без глинистого материала или против пород, содержащих его в небольшом количестве, обычно совпадает с номинальным (dc = dн).
В ряде случаев диаметр скважины увеличивается против трещиноватых пород из-за ослабления их механической прочности в процессе бурения.
Проникновение фильтрата пж в пласт
В разрезах нефтегазовых скважин наибольший интерес представляют пористые проницаемые пласты (коллекторы,) способные пропускать жидкость при наблюдаемых перепадах давления. Скорость проникновения фильтрата ПЖ в пласт снижается со временем и приблизительно через 250—300 ч становится сравнимой со скоростью диффузии солей.
Часть проницаемого пласта, в которую проник фильтрат промывочной жидкости, называют зоной проникновения. В этой зоне фильтрат смешан с пластовой водой, и удельное сопротивление пласта изменяется в радиальном направлении (рис. 2). С увеличением расстояния от стенки скважины объем фильтрата в единице объема породы постепенно уменьшается, и сопротивление зоны проникновения ρзп достигает сопротивления неизмененной части пласта ρп. Условно зону проникновения считают концентрическим слоем с эффективным диаметром D и постоянным сопротивлением ρзп . Допускается, что влияние эффективного диаметра зоны проникновения на результаты измерения сопротивления в неоднородной среде (зоне проникновения) эквивалентно влиянию фактического диаметра зоны проникновения.
Глубина проникновения фильтрата ПЖ зависит от проницаемости глинистой корки, пористости пласта, времени, прошедшего после вскрытия пласта (времени фильтрации). Пористость глинистой корки, проницаемость пласта и дифференциальное давление влияют незначительно. Наибольшая глубина проникновения характерна для проницаемых, но малопористых пород — известняков, доломитов, сцементированных алевролитов и песчаников. Породы с большим объемом пор обладают меньшей глубиной проникновения фильтрата ПЖ в пласт.
Скорость перемещения фронта зоны проникновения в высокопористом пласте со временем может настолько снизиться, что станет меньше скорости диффузии в зону проникновения ионов растворенных в пластовой воде солей. В результате граница между зоной проникновения и неизмененной частью пласта начнет перемещаться в обратном направлении — к скважине. Кроме того, в высокопористых пластах с хорошей проницаемостью по вертикали происходит перераспределение жидкости в зависимости от ее плотности. В результате высокоминерализованная пластовая вода может сохраниться в нижней части пласта, вытеснив более пресный и легкий фильтрат промывочной жидкости в верхнюю часть. По той же причине в нефтегазоносном пласте фильтрат распределяется по вертикали между нефтью и высокоминерализованной пластовой водой.
Рассмотрим различные случаи изменения удельного сопротивления пласта при проникновении в него фильтрата ПЖ.
Когда удельное электрическое сопротивление фильтрата ПЖ меньше сопротивления воды, насыщающей поры породы, либо когда фильтрат проникает в нефтегазонасыщенные пласты вследствие вытеснения им нефти или газа, происходит снижение удельного сопротивления. Такое проникновение называется понижающим.
При проникновении пресного фильтрата ПЖ в водоносные проницаемые пласты, насыщенные более минерализованной водой, происходит повышение удельного сопротивления пласта. Это проникновение называется повышающим.
Если насыщенность породы водой соответствует количеству остаточной воды, то фильтрат промывочной жидкости не способен вытеснить пластовую воду. Однако и в этом случае со временем в результате диффузии происходит смешение пластовой воды и фильтрата. Полученная смесь вытесняется последующей порцией фильтрата. В результате образуется промытая зона.
Промытая зона является частью зоны проникновения, расположенной непосредственно у стенки скважины. Через нее проходит наибольшее количество фильтрата, который почти полностью заменяет пластовую воду. Толщина промытой зоны достигает 5—10 см. Сопротивление промытой зоны ρпз водоносного пласта обычно определяется сопротивлением фильтрата ПЖ и пористостью пласта.
В промытой зоне нефтеносного пласта происходит замещение пластовой воды и нефти (газа) фильтратом ПЖ, но в тонких порах и тупиках коллектора нефть (газ) частично сохраняется. Принято считать, что в промытой зоне содержится 15—25% остаточной нефти. В глинистых коллекторах при высокой вязкости нефти остаточная нефтенасыщенность достигает 30 % и более. В газоносных пластах остаточная газонасыщенность всегда больше остаточной нефтенасыщенности даже в случае очень вязких нефтей. Остаточная газонасыщенность принимается равной 30 %. По мере удаления от стенок скважины фильтрат промывочной жидкости в зоне проникновения смешивается с все большими порциями пластовой воды и нефти.
В гидрофильном коллекторе на распределение флюида (нефти и воды) влияет также относительная (фазовая) проницаемость, что приводит к опережению движения нефти в глубь пласта по сравнению с движением воды. В результате между зонами проникновения и неизмененной частью пласта может образоваться окаймляющая (кольцевая) зона с повышенным содержанием воды, приближающейся по минерализации к пластовой воде. Сопротивление этой зоны ρоз значительно ниже ρзп . Формирование окаймляющей зоны возможно только в том случае, если насыщенность пласта водой несколько превышает остаточную водонасыщенность и в пласте имеется подвижная соленая вода. Наличие окаймляющей зоны в гидрофильных нефтеносных породах не может служить признаком промышленной нефтенасыщенности пласта. Она свидетельствует лишь о том, что в пласте имеется некоторое количество подвижной воды и скважина при эксплуатации может давать нефть с водой. Окаймляющая зона со временем обычно исчезает.
Описанная схема проникновения фильтрата ПЖ в пласт справедлива для чистых (неглинистых) песчаных пород. К ним относятся породы, в которых глинистый материал или отсутствует, или содержится в незначительном количестве, способном изменить физические свойства коллектора, свободного от глинистых частиц, не более чем на 5%. В песчано-глинистых коллекторах строение зоны проникновения более сложное. В результате взаимодействия фильтрата ПЖ с глинистыми частицами пористой проницаемой породы образуется зона пониженной проницаемости, препятствующая движению нефти и газа к скважине.
В ряде случаев бурение скважин проводится с применением промывочных жидкостей на нефтяной основе, которые разделяются на две основные группы: безводные ПЖ и водонефтяные инвертные эмульсии (ИЭ), В безводных ПЖ углеводородная жидкость является дисперсной средой, а окисленные битумы — дисперсной фазой. К ним относятся известково-битумные (ИБ), солярно-битумные (СБ), известково-солярно-битумные (ИСБ) и др. В ИЭ дисперсной средой является углеводородная жидкость, а дисперсной фазой — капельки минерализованной воды, содержание которой в 1,5—2 раза может повышать содержание нефти. Обе группы ПЖ обладают гидрофобностью, характеризуются высокими смазочными свойствами, разрушают резиновые элементы скважинных приборов и оборудования, практически не проводят электрический ток. Большинство ПЖ, приготовленных на нефтяной основе, способно также проникать в пласт-коллектор на большую глубину.
С применением ПЖ на нефтяной основе (согласно В. Г. Фоменко и А. В. Ручкина) решаются задачи:
— технологическая, направленная на облегчение бурения скважины в легкорастворимых или обваливающихся отложениях, когда использование ПЖ на водной основе не обеспечивает безаварийное бурение скважины:
— эксплуатационная, предусматривающая сохранение естественной проницаемости прискважинной части пласта с целью повышения эффективности вскрытия и освоения пластов с ухудшенными фильтрационными свойствами, сокращения сроков освоения скважин и увеличения времени их фонтанной эксплуатации;
— геологическая, целью которой является отбор образцов керна с сохранением естественной остаточной воды для определения начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов.
Заполнение ствола скважины промывочной жидкостью, не проводящей электрический ток, ограничивает набор комплекса ГИС. В таких скважинах не могут выполняться каротаж сопротивления и каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации. Для электромагнитного каротажа (индукционного и диэлектрического) ограничений при применении ПЖ на нефтяной основе нет. В тех случаях, когда кривые КС и ПС представляют значительный интерес для исследования скважины, замер этих параметров проводят после замены в скважине непроводящей ПЖ на ПЖ, проводящую электрический ток. В ряде случаев для получения дополнительной информации о коллекторских свойствах и насыщенности пласта после замены ПЖ повторно проводят широкий комплекс ГИС.