2. Вплив геологічних чинників на збереження природної проникності продуктивних пластів і стійкості привибійної зони свердловин при її розкритті

Збереження природної проникності продуктивних пластів і стійкості привибійної зони свердловин є темою досліджень багатьох вітчизняних і зарубіжних вчених [30, 31, 54]. Від її ефективної реалізації залежить продуктивність свердловин і ступінь вилучення вуглеводнів у процесі розроблення родовища. Із цією метою розробляють бурові промивальні рідини із застосуванням неорганічних та органічних сполук, а також їх композицій, що обмежують гідратацію гірських порід, гальмують іонообмінні процеси, блокують проникнення промивальної рідини (її фільтрату) в пласт.

У даний час багатьма дослідниками [11, 26, 54] запропоновано багато рецептур бурових розчинів та інших рекомендацій з підвищення якості розкриття і закріплення продуктивних пластів, однак, промислова практика показала, що для наукового обґрунтування вибору методів запобігання забрудненню продуктивного пласта необхідна інформація про геологічну будову родовища, літологічний склад порід, їх колекторські властивості та насиченість флюїдами, фізико-хімічні властивості флюїдів, пластові тиски і температуру.

На думку Леськіва І. В., Щерби В. М. [30], тривалий (понад 100-120 діб) вплив глинистого розчину на газонасичені пласти, використання прісних розчинів з великою густиною, збільшення в пластових умовах водовіддачі ведуть до утворення глибоких зон проникнення прісного фільтрату (рис. 1.1).

а б

Рисунок 1.1 − Розподіл флюїдів у приствольній зоні в момент розкриття (а) та після кріплення свердловини (б)

Зменшення забруднення продуктивних пластів при їх розкритті можна досягти, на думку М. А. Мислюка і А. О. Васильченка [31], завдяки вибору перфорації, а також при розкритті продуктивних пластів на рівновазі (± 2,5 МПа) і використанні спеціальних рідин без твердої фази в зоні перфорації (водні розчини солей, полімерні сольові розчини, розчини на вуглеводневій основі).

Авторами [54] показано доцільність застосування органоколоїдних домішок за розробленою ними технологією у вигляді емульсійних бурових розчинів і суспензій. Застосування розроблених систем бурових розчинів із органоколоїдними складовими дасть можливість забезпечити:

− збереження фільтраційних властивостей порід-колекторів;

− стабілізацію міцності розбурюваних порід;

− покращення властивостей фільтраційної кірки;

− обмеження негативного впливу реагентів на зміну реологічних і фільтраційних характеристик бурових розчинів;

− покращення змащувальних властивостей бурового розчину.

Для попередження ускладнень, які виникають у процесі буріння нижньосарматських відкладів Передкарпаття, Р. В. Зіньков, М. Я. Магун [18] пропонують використовувати інгібовані бурові розчини, здатні стимулювати або сповільнювати процеси набухання і розмокання глинистих порід. На їх думку, використання калійного інгібітору порівняно з хлористим калієм дало змогу істотно зменшити коефіцієнт набухання і руйнування гірських порід. Застосування суміші хлористого калію і калійного інгібітора допомагає підсилити закріплюючу дію бурового розчину на привибійну зону продуктивного пласта.

Необхідно відзначити, що проведені багатьма авторами дослідження [50, 51] і запропоновані рекомендації в основному стосуються нафтоносних пластів, тоді як проблема розкриття газоносних пластів і фізична сутність явищ, які відбуваються в привибійній зоні, до кінця не вивчені. У зв’язку з цим дослідження в даному напрямку викликають особливий інтерес і займають важливе місце в системі заходів, спрямованих на підвищення ефективності розроблення газових родовищ.

1.3 Чинники зниження проникності при первинному розкритті продуктивних пластів

Аналіз стану розкриття нафтових і газових пластів на розвідувальних і експлуатаційних площах, систематичне дослідження впливу різних бурових розчинів на проникність пористого середовища, проведені у нас і за кордоном, дозволяють зробити висновок про те, що продуктивні пласти в основному розкриваються без врахування геолого-фізичних особливостей колектора і фізико-хімічної характеристики рідин, які його насичують.

Необхідно використовувати такі методи розкриття і випробування перспективних ділянок розрізу, які б забезпечили збереження природного стану колектора, а в результаті, достатню надійність результатів випробування на промислову нафтогазоносність. Тільки такі дані, які відбивають фактичний стан колектора, можна використати для оцінювання загальних і видобувних запасів нафти і газу. Недостатнє врахування геолого-фізичних властивостей колектора і фізико-хімічної характеристики рідин, що його насичують, у процесі розкриття при бурінні може призвести до неправильних висновків про дійсну промислову нафтогазонасиченість об’єкту і навіть до того, що деякі продуктивні горизонти можуть бути не виділені.

У нафтопромисловій практиці були випадки, коли із свердловин з хорошими ознаками нафтогазоносності, які були встановлені в процесі буріння, після їх вводу в експлуатацію або зовсім не одержано, або одержано низькі припливи [69].

У результаті низької якості розкриття продуктивного пласта зменшуються видобувні властивості свердловин, погіршується приплив рідини і газу із малопроникних шарів пласта, знижується дренувальний об’єм, а в результаті і коефіцієнт нафтовіддачі. Це зумовлює необхідність створення підвищених депресій при освоєнні і роботі свердловин, що негативно впливає на експлуатацію покладів, колектори яких є незцементовані, або слабко зцементовані.

Лабораторними дослідженнями, проведеними на природних і штучних кернах, встановлено, що проникаюча в пласт вода знижує природну проникність колектора до 50 % і більше. Крім цього, лабораторні дослідження показали, що внаслідок добавки до промивальної рідини різних реагентів, які покращують її структурно-механічні властивості, знижується природна проникність колектора.

Інститутом УкрНДГРУ були дослідженні закупорювальні властивості розчинів хімреагентів і солей. Було досліджено десять водяних розчинів хімічних реагентів і солей (хромати натрію або калію, КМЦ, КССБ, гіпан, ВЛР, ТПФН, Na₂CO₃, КМЦ+КССБ, CaCl₂, NaCl) різної концентрації. Для порівняння результатів досліджень було вивчено вплив технічної води на проникність породи.

Аналіз одержаних лабораторних даних показав, що всі досліджувані хімічні реагенти у різній мірі знижують проникність породи. Найбільше закупорення пористого середовища одержують, використовуючи гіпан, Na₂CO₃, УЩР, КССБ, ТПФН та ін. Їх водяні розчини понижують проникність породи більше як технічна вода, після якої коефіцієнт відновлення складає 60 %.

Після прокачування розчину гіпану 10-відсоткової концентрації зразки керну стали практично непроникливими.

Було встановлено, що з усіх досліджуваних розчинів реагентів і солей найменше знижують проникливість породи хромати калію або натрію і хлористий кальцій.

У результаті застосування глинистих розчинів у цілому ряді випадків внаслідок кольматації зменшується природна проникність привибійної зони пласта, що викликає кратне зниження продуктивності свердловин.

На основі досліджень, проведених УкрНДГРУ, було зроблено такі висновки: після розкриття продуктивного пласта з вихідними проникностями 0,1 – 0,5 і 1 – 2 мкм² проникність зменшилась, відповідно, на 50 – 30 і 25 – 20 %.

У таблиці 1.1 подано дані, які свідчать про різке зниження коефіцієнтів продуктивності свердловин Майкопського газоконденсатного родовища після закачування розчину.

Таблиця 1.1 – Коефіцієнти продуктивності

Номер сверд-ловини	Час дії роз-чину, діб	Час від введення свердло-вини в експлуа-тацію до початку дослід-жень	Коефіцієнт продуктивності, м3 (0,1 МПа/добу)
			до задавки	після задавки
1	2	3	4	5		6
7	48	10	68,3	24,0		2,0
17	1435	182	32,3	12,6		2,6
21	1498	73	263,7	54,2		4,8

Продовження таблиці 1.1

1	2	3	4	5	6
66	77	2	215,7	90,2	2,4
14	1756	220	121,0	35,5	3,4
18	1007	13	80,5	20,4	3,9
23	55	2	120,0	16,5	7,3
24	84	24	232,1	85,9	2,7
30	69	113	157,5	54,1	2,9

Як видно з табл. 1.1, коефіцієнт продуктивності свердловин після закачування глинистого розчину в більшості випадків знизився більше як у 2,5, а для окремих свердловин – у 3,5 – 4 рази. На фільтраційну характеристику колектора великий вплив здійснює кількість проникного в пласт фільтрату і промивальної рідини.

Діаметр зони проникнення в пласт фільтрату може досягати значних розмірів (табл. 1.2), він залежить від геолого-фізичних властивостей пласта, якості промивальної рідини, часу розкриття, перепаду тиску та ін.

Таблиця 1.2 – Діаметри зони проникнення фільтрату

Номер свердловини	Діаметр зони проникнення фільтрату, м	Глибина свердловини, м
25	6,5	3028-3032
38	5,2	3054-3062
47	4,4	2862-2867
54	3,43	3153-3155
12	6,5	3305-3309

Глибина проникнення фільтрату і промивальної рідини в пласт та її кількість у значній мірі визначається перепадом тиску на пласт у процесі його розкриття. Як правило, продуктивні пласти розкриваються з тиском, який значно перевищує пластовий.

Так, наприклад, на площах Передкарпаття (Ольховська, Росільна, Рожнятів) репресії на пласт при бурінні досягали 15 – 20 МПа, а зони проникнення досягали 1 м [69].

Вказане явище збільшується при значних коливаннях тисків у свердловині в процесі спуско-підйомних операцій. Інтенсивність зміни гідродинамічного тиску збільшується зі збільшенням глибини свердловини, швидкості піднімання або спуску інструменту, в’язкості і статичної напруги зсуву промивальної рідини та зі зменшенням зазору між стінкою свердловини та інструментом. За даними деяких дослідників під час спуску інструменту в свердловині може виникнути тиск, рівний геостатичному, що може призвести до гідравлічного розриву пласта, і, в результаті, проникнення в пласт великої кількості промивальної рідини.

Найбільше проникнення фільтрату і твердої фази промивальної рідини відбувається в процесі розкриття тріщинуватих колекторів. По Речицькому родовищу (Білорусія) глибина проникнення бурового розчину досягала 20 – 70 м [15].

Наведені приклади показують, що проникнення в пласт фільтрату і бурового розчину негативно впливають на його колекторські властивості, в результаті збільшується час освоєння свердловин, знижується їх продуктивність, нерівномірно розробляється поклад, знижується коефіцієнт нафтовіддачі, а на розвідувальних площах з цієї причини, як уже відзначалось, можуть бути невиявлені окремі пропластки і цілі пласти.