4. Вплив промивальної рідини на її проникнення в пласт

1.4.1 Геологічні чинники, які впливають на проникнення промивальної рідини в пласт

Густина промивальної рідини для розкриття продуктивного пласта вибирається з врахуванням нерівності . Технічними правилами ведення бурових робіт рекомендовано таке співвідношення густини промивальної рідини (ρ) і коефіцієнта аномальності (К_а):

для свердловин до 1200м − ,

для більш глибоких свердловин − .

Насправді досить часто ці рекомендації не виконуються. Між свердловиною і привибійною зоною пласта завжди виникають великі різниці тисків. Під високим диференційним тиском у продуктивні пласти проникає не тільки фільтрат промивальної рідини, а також і тверда фаза, особливо, коли в пластах є тріщини або іншого роду великі канали.

Проникнення в пласт промивальної рідини та її фільтрату веде до зміни структури порового простору і проникності привибійної зони. Ступінь його зміни залежить від багатьох чинників і зменшується в напрямку віддалення від свердловини.

У гранулярному пласті всю область, в яку проникає промивальна рідина і фільтрат, умовно можна поділити на дві зони: зону кольматації, яка прилягає до свердловини, і зону проникнення фільтрату.

Зона кольматації − це та ділянка навколо свердловини, в пори якої проникли частини дисперсної фази промивальної рідини. Товщина цієї зони залежить від співвідношення гранулометричного складу дисперсної фази промивальної рідини і структури порового простору (розподілу пор за розмірами) пласта, а також, від перепаду тисків у період буріння і від тривалості часу дії промивальної рідини на породу. У гранулярних колекторах найтонші частини дисперсної фази проникають найбільшими поровими каналами, частково закривають їх, зменшують площу перерізу і перетворюють великі канали у середні та дрібні. Хоча пористість породи в зоні кольматації при цьому зменшується не суттєво, проникливість знижується різко. Є дані про те, що найтонші частинки дисперсної фази глинистих розчинів можуть проникати в пори з радіусом більше як 1,6 – 6 мкм. Дослідження показують, що якщо діаметр пор d_п породи менше потрібного діаметра частин d_ч твердої фази промивальної рідини, останні створюють на поверхні стінок свердловини фільтраційну кірку і майже не проникають у пласт. Якщо , частини твердої фази проникають неглибоко в породу, закривають пори і створюють фільтраційну кірку в самій породі. Товщина такої зони, як правило, не перевищує 1 – 2 см. Якщо ж діаметр пор перевищує , частини можуть проникати глибоко в пласт, на декілька десятків сантиметрів і більше [41].

У тріщинуватий колектор тверда фаза промивальної рідини може проникати на великі відстані, деколи на десятки метрів від свердловини. У результаті часткової відфільтрації дисперсного середовища із промивальної рідини на поверхні тріщин утворюється фільтраційна кірка. Таким чином, тріщини заповнюються застиглою промивальною рідиною і фільтраційною кіркою.

Видалити із пласта застиглу промивальну рідину фільтраційної кірки та інших частин твердої фази при освоєнні свердловини вдається лише частково. Проникність зони кольматації в результаті проникнення дисперсної фази промивальної рідини нерідко знижується в 10 разів і більше.

Вплив фільтрату промивальної рідини на колекторські властивості складніший. По-перше, проникаючи в пласт, фільтрат рідини на водній основі зволожує породу. Часто в фільтраті утримуються хімічні речовини, які сприяють збільшенню гідрофільності породи і збільшується кількість зв’язаної води. Але збільшення товщини гідратних оболонок веде до зменшення ефективного перерізу порових каналів, а підвищення водонасиченості − до зменшення фазової проникності для нафти і газу.

По-друге, як правило, в продуктивних пластах є деяка кількість глинистих мінералів. Під впливом водного фільтрату багато із глинистих мінералів гідратуються і збільшуються в об’ємі, набухають. Під дією водяного фільтрату може проходити також дезінтеграція глинистих частин і одночасно гідратація. Дезінтеграція сприяє лугам, які часто утримуються в промивальній рідині. У результаті дезінтеграції збільшується сумарна поверхня глинистих частин і кількість зв’язаної води. Обидва процеси − гідратація і дезінтеграція − ведуть до зменшення ефективного перерізу порових каналів, закриття деяких з них і зменшення проникності.

По-третє, проникаючи в продуктивний пласт, фільтрат відтісняє від свердловини пластову нафту (газ). Фільтрат, як правило, має меншу в’язкість, ніж нафта. Пересуваючись поровими каналами і мікротріщинами, він натрапляє на менший гідравлічний опір і на деяких ділянках рухається швидше, ніж нафта. Найбільше сприяють такому швидкому руху водного фільтрату ділянки порових каналів з явно вираженою гідрофільною поверхнею. Було б помилкою вважати, що фільтрат рухається порами подібно поршню і витісняє із них нафту і газ повністю. Абсолютно чіткої межі між зоною, зайнятою фільтратом, нафтою і газом немає. У приствольній зоні утворюється суміш водного фільтрату і пластової нафти; в порових каналах цієї області рідке середовище розбите на крапельки водного фільтрату і нафти (емульсії). Під час руху емульсії в пористому середовищі виникають значні гідравлічні опори, як при фільтрації однорідної рідини. У випадку утворення водонафтової емульсії гідравлічні опори фільтрації нафти в свердловині зростають, а фазова нафтопроникність зменшується також завдяки ефекту Жамена.

По-четверте, у фільтраті промивальної рідини утримуються в розчиненому вигляді різні хімічні речовини. Деякі з них при взаємодії з речовиною, яка наявна в продуктивному пласті, можуть давати нерозчинні осади. Наприклад, якщо в пласт як фільтрат надходить жорстка вода, яка утримує значну кількість іонів кальцію, частина органічної речовини може випасти в осад (у вигляді кальцію). У результаті частина порових каналів може бути закрита, а частина – звужена.

У водному фільтраті завжди є велика кількість повітря. Кисень повітря може окислюватись, деякі компоненти пластової нафти сприяють випаданню в осад смолистих речовин, які при цьому утворились. Можливо, що в окремих випадках парафіни, асфальтени і смоли випадають в осад у результаті зменшення температури приствольної зони при промивці свердловини.

Зниження проникності колектора під дією фільтрату промивальної рідини, як правило, набагато менше, ніж у результаті кольматації частинками твердої фази. Однак глибина проникнення фільтрату в пласт набагато більша від товщини зони кольматації. Найінтенсивніше фільтрат проникає в пласт у період буріння і промивання свердловини. Після закінчення промивання швидкість проникнення фільтрату зменшується як внаслідок утворення малопроникної кірки на стінках свердловини, так і в результаті зменшення порового тиску в промивальній рідині в спокої.

Відфільтрування під впливом різниці тисків є головною, але не єдиною причиною проникнення дисперсного середовища промивальної рідини в продуктивний пласт. Вона може надійти у пласт хоча і в значно меншій кількості, також під впливом інших чинників, таких як осмотичний тиск, капілярні сили.

Осмотичний тиск виникає на контакті двох розчинів з різною мінералізацією, які розділені напівпроникною перегородкою, він тим більший, чим більша різниця концентрацій. У свердловинах напівпроникною перегородкою є фільтраційна кірка, яка утворилась на проникних стінках. Високий осмотичний тиск виникає у випадку розбурювання продуктивного пласта, який має мінералізовану воду, з використанням промивальної рідини на прісній воді.

Капілярний тиск обернено пропорційний радіусу порових каналів. У продуктивному пласті на значній віддалі від водонафтового (газоводяного) контакту багато капілярних і субкапілярних пор заповнені вуглеводнями. При розкритті пласта бурінням з використанням промивальної рідини на водній основі рівновага капілярних сил порушується, і водна фаза починає входити в тонкі нафтогазонасичені пори, витіснені з них вуглеводні у великі пори. Процес капілярного вбирання може продовжуватись до наступної рівноваги капілярних тисків. Найінтенсивніше капілярне вбирання проходить у газонасичених порах; у нафтонасичених порах цей процес іде повільніше [41].

У період промивання свердловини проникнення дисперсного середовища під впливом осмотичних і капілярних сил незначне порівняно із значенням фільтрації під впливом надлишкового тиску. У період спокою картина може істотно змінюватись; у деяких випадках, наприклад, якщо продуктивний пласт малопроникний, вплив капілярних сил і осмотичного тиску може бути переважаючим.

Внаслідок тривалої дії промивальної рідини з високою водовіддачею, водонасиченість вузької зони, яка примикає до свердловини, під загальним впливом названих чинників може піднятись до рівня, при якому вся нафта, яка може рухатись, буде витіснена в глибину пласта. Але це означає, що фазова проникність такої зони для нафти впаде до найнижчого рівня.

Розглянемо на прикладах, як впливає проникнення в продуктивний пласт промивальної рідини.

На родовищах Татарії, Башкирії, України та ін. дебіти нафтових свердловин, в яких для розкриття продуктивних пластів використовувались розчини на нафтовій основі, в 3 – 4 рази вищі дебітів свердловин, пробурених з промиванням глинистими розчинами; при цьому тривалість робіт з виклику припливу і освоєння свердловин у першому випадку складала декілька годин, тоді як в другому – від декількох діб до декількох тижнів.

У одній із свердловин на Ромашкінському родовищі в Татарії, продуктивний пласт був розкритий із суцільним відбором керну і промиванням зворотною нафтовою емульсією, при цьому середня нафтопроникність його була рівна 0,59 мкм². Далі в свердловину нагнітали пластову воду з таким розрахунком, щоб вона проникла в пласт на 1,5 – 2 м. Після повторного освоєння з’ясувалось, що середня нафтопроникність пласта зменшилась до 0,26 мкм², тобто в 2,3 рази, а проникність забрудненого пласта — до 0,13 мкм² тобто в 4,5 рази [2].

На Газлінському газовому родовищі одна із свердловин, дебіт якої складав 575 тис. м³/добу, задавили глинистим розчином з водовіддачею 10 см³/30хв. Через 4 доби свердловину освоїли, але дебіт її понизився до 305 тис. м³/добу, тобто в 1,9 рази, хоча депресії в обох випадках були одинакові [15].

Як бачимо, при невдало вибраній промивальній рідині, вона здатна різко погіршити колекторські властивості приствольної зони пласта, внаслідок чого зменшується питома продуктивність, у крайньому випадку, в початковий період експлуатації, збільшується тривалість робіт до виклику припливу і освоєння свердловини. У деяких випадках внаслідок сильного забруднення продуктивного пласта зовсім не вдається одержати промисловий приплив нафти і газу. Сильне забруднення в пошуково-розвідувальних свердловинах може бути причиною помилкового висновку про перспективність того чи іншого горизонту.