1.4.6 Зміна фільтраційних властивостей порід-колекторів під дією промивальних рідин

Під час первинного розкриття продуктивний пласт можна уявити у вигляді фільтра, через який під дією перепаду тиску фільтрується рідина, що циркулює у свердловині. Для оцінювання ступеня забруднення порід проводились досліди з пропускання через фільтр, виготовлений з міоценового пісковика, води з частинками глини (рис. 1.4). Розміри пор пісковику були у межах від 2 до 10 мкм.

1 - забруднена вода; 2 - очищена вода; 3 - пісковик

Рисунок 1.4 − Схема фільтрування води через міоценовий пісковик

При прокачуванні забрудненої води тверді частинки розміром більше 10 мкм затримувались на поверхні пісковику, а тверді частинки розміром від 0,5 до 10 мкм затримувались усередині фільтра і тільки частинки розміром менше 0,5 мкм проходили через пісковик. Подібні процеси відбуваються і у проникних пластах свердловини під час циркулювання у ній різних технологічних рідин.

Продуктивний пласт, що вміщує флюїд, являє собою складну гідродинамічну систему, яка до втручання знаходиться у стані рівноваги, тобто будь-який рух флюїду виключений. Після розбурювання продуктивного пласта, тобто його первинного розкриття, рівновага порушується і в системі ”пласт-свердловина” протікають різні гідродинамічні процеси, характер яких залежить від:

− фільтраційних властивостей порід-колекторів;

− типу та властивостей пластових флюїдів;

− фізико-хімічних властивостей промивальної рідини;

− величини та співвідношення вибійного і пластового тисків;

− способу дії на продуктивний пласт.

Під способом дії розуміють спосіб розбурювання. При ударному способі буріння, де зазвичай не використовують промивальних рідин, фільтраційні властивості порід-колекторів практично не змінюються. При обертальному способі розкриття пластів відбувається з використанням промивальних рідин, які виконують у свердловині певні функції. Крім цього, різні рідини використовуються і при інших технологічних операціях (тампонування, вторинне розкриття, ремонтні роботи, освоєння тощо), внаслідок чого породи-колектори піддаються їх впливу.

Зміна фільтраційних властивостей порід-колекторів відбувається під впливом чинників, які поділяють на дві групи:

1. керовані чинники:

• фізико-хімічні властивості промивальних рідин, їх склад та параметри;

• величина репресії чи депресії в процесі первинного розкриття або при інших технологічних операціях;

• час контакту промивальної рідини з породами-колекторами.

2. некеровані чинники:

• геолого-технічна характеристика порід-колекторів;

• тип та властивості пластових флюїдів;

• зміна властивостей флюїду (особливо нафти) у приствольній частині свердловини. Це відбувається під дією промивальної рідини, яка охолоджує пласт, що призводить до випадання в осад кристалів парафіну (при його наявності), або раптовому зменшенню тиску пластової рідини в результаті швидкого випаровування розчиненого у ній газу.

Найбільші зміни фільтраційних властивостей порід-колекторів відбуваються при проникненні в продуктивні пласти під час первинного розкриття як фільтрату промивальної рідини, так і дисперсної фази.

На підставі досліджень багатьох науковців встановлено, що основною причиною зниження природної проникності порід-колекторів є проникнення в пласти фільтрату промивальних рідин, і особливо тоді, коли як дисперсійне середовище використовується вода. Під час первинного розкриття пластів завдяки репресії дисперсійне середовище промивальних рідин відфільтровується у проникні породи. За рекомендаціями керівних документів величина репресії на продуктивні пласти обмежується.

Якщо глибина свердловини до 1200 м, то повинна виконуватись така умова:

,

де: − відносна густина промивальної рідини;

− коефіцієнт аномальності пластового тиску.

Для глибоких свердловин ( 2500 м), вказане співвідношення повинно знаходитись в межах . Але на практиці це співвідношення зазвичай не витримують, а часто буває його відхилення у більшу сторону, що викликає зростання репресії.

Завдяки радіальній фільтрації в системі ”свердловина-пласт” утворюється декілька зон з різними проникностями (рис. 1.5).

Товщина глинистої кірки залежить від типу промивальної рідини і перепаду тиску у свердловині, температури, швидкості потоку промивальної рідини, часу фільтрації, типу порід і коливається від декількох міліметрів до декількох сантиметрів.

1 – стінка свердловини; 2 – глиниста кірка; 3 – межа зони кольматації;

4 – межа зони проникнення фільтрату

Рисунок 1.5 − Схема утворення зон різної проникності навколо свердловини

Г

либина проникнення дисперсійної фази може досягати 0,03-0,04 м і залежить від розмірів пор і твердих частинок, величини репресії, якості промивальної рідини та ступеня її очищення. Глибина проникнення дисперсійного середовища залежить від типу та складу промивальної рідини, типу та властивостей пластового флюїду; пористості та проникності гірських порід; часу буріння; співвідношення в порах води, нафти та газу; взаємодії глинистого матеріалу порід з фільтратом, величини репресії. Важливим є те, що за інших рівних умов зменшення фільтрації промивальної рідини зменшує глибину проникнення фільтрату, а зменшення пористості – збільшує розмір цієї зони.

Дослідження процесу проникнення фільтрату в породи-колектори дозволили виявити три види фільтрації, які бувають при бурінні свердловин:

1. проникнення фільтрату промивальної рідини в породи пласта безпосередньо під долотом, тобто миттєва фільтрація, яка передує процесу поглиблення вибою;

2. динамічна фільтрація, яка відбувається через стінки свердловини під час циркуляції промивальної рідини;

3. статична фільтрація за відсутності циркуляції у свердловині.

З перелічених вище видів фільтрації найбільшу величину, за інших рівних умов має динамічна фільтрація.

Лабораторними та промисловими дослідженнями встановлено, що величина динамічної фільтрації залежить від швидкості руху промивальної рідини, гідростатичного тиску, в’язкості та вибійної температури. Зі збільшенням швидкості руху зростає гідродинамічна складова тиску у свердловині, і як наслідок збільшується і фільтрація, причому зі збільшенням температури вплив швидкості руху збільшується. Наприклад, збільшення швидкості руху на одну і ту ж величину при низькій температурі (+18 ⁰С) призводило до збільшення фільтрації промивальної рідини на 25 %, а за високих температур (+100 ⁰С) – до 350 %.

Різними авторами розроблена низка методик визначення розміру зони проникнення фільтрату в пласт під час його первинного розкриття. Варламов П. С. [40] запропонував аналітичні залежності розрахунку радіуса зони проникнення фільтрату, для яких необхідні вихідні величини не є однозначними або не можуть бути точно визначені. Крім того, окремі величини визначаються тільки експериментально, що не завжди відповідає термобаричним умовам під час розбурювання продуктивного інтервалу. Як зазначає сам автор вказаних залежностей, через ці вади вони не мають практичного використання.

Залежності Соловйова Є. М. [40] простіші, але отримані з умови, що величина радіуса зони проникнення фільтрату прямо пропорційно залежить від часу і не враховує значення глинистої кірки в процесах формування даної зони.

Фергюсоном К. С. [40] запропонована залежність для визначення радіальної глибини проникнення фільтрату в пласт з-під долота, але вона теж вважається необґрунтованою з тих самих причин, що і залежності Варламова П. С.

Рабинович Н. Р. [40] пропонує визначати радіус зони проникнення фільтрату з урахуванням впливу глинистої кірки, але проникність кірки вважається сталою величиною, а розмір зони перебуває в прямо пропорційній залежності від часу.

Однак сам факт формування таких зон не викликає заперечень, питання полягає тільки у виділенні чинників, які є визначальними для оцінювання розмірів зони проникнення фільтрату. На сьогоднішній день такі чинники в основному відомі (на них наголошувалось вище), але точне оцінювання ступеня впливу кожного з них окремо і сумісно на радіус проникнення фільтрату, поки ще не встановлене.

Основний метод, який дозволяє кількісно оцінити глибину проникнення фільтрату в пласт ґрунтується на геофізичних дослідженнях. Його суть полягає у порівнянні питомих опорів пластової води та фільтрату промивальної рідини, величина яких залежить від ступеня мінералізації.

У загальному випадку, чим менша швидкість буріння, і більший час дії промивальної рідини на породи-колектори, тим більший радіус зони забруднення фільтратом. У реальних умовах радіус зони забруднення завжди більший, тому що флюїд відтісняється не суцільним фронтом, а окремими виступами, які можуть поширюватись на значну віддаль від стінок свердловини.

За даними В. А. Аміяна, який досліджував поширення фільтрату промивальних рідин у різних породах-колекторах, у високопористих пісковиках радіус зони забруднення фільтратом менший двох радіусів свердловини, тоді як у низькопористих породах він досягає . За його ж дослідженнями на родовищах Азербайджану м; на Майкопі м; в Речиці м.

З цього випливає, що залежно від конкретних умов буріння фільтрати промивальних рідин можуть проникати в продуктивні пласти на досить велику глибину. При цьому не тільки відтісняється флюїд від свердловини, але й суттєво змінюється структура порового простору порід-колекторів. Наслідком такого явища є зниження природних фільтраційних властивостей колекторів у результаті:

− закупорювання пор твердими частинками, які проникають у пласт разом з фільтратом;

− набухання глинистих частинок, які входять до складу порід-колекторів;

− утворення в порах стійких водо-нафтових емульсій;

− утворення в порах нерозчинних осадів у результаті взаємодії фільтратів з пластовими рідинами;

− блокуювальної дії води, яка обумовлена капілярними і поверхневими явищами, що відбуваються у поровому просторі при взаємному переміщенні незмішуваних рідин.

Ступінь впливу кожної з перелічених вище причин на природні фільтраційні властивості порід-колекторів можна оцінити тільки для конкретних умов, оскільки в одному випадку вирішальне значення мають одні з них, в інших – інші.

Породи-колектори, що складені пісковиком, в більшості випадків вміщують в собі глинистий матеріал, який може бути цементуючою речовиною або домішками. Кількість глинистого матеріалу може коливатись від 1 до 10 %, хоча бувають випадки, коли його вміст досягає 50 %.

При потраплянні фільтрату промивальної рідини в пласт відбувається набухання глинистого матеріалу, яке призводить до зменшення пористості та проникності. За даними академіка Л. Лейбензона, зменшення пористості на 5 % викликає зменшення проникності на 21 %, а Дж. Амікс вказує, що внаслідок набухання глини гірських порід, проникність може зменшитись у 50 і більше разів. Найбільші об’ємні зміни відбуваються у глин групи монтморилоніту та його сумішей з каолінітом і хлоритом. За даними деяких науковців пори, які вміщують цемент із монтморилоніту, при контакті з водою можуть повністю втратити проникність. Пластова вода не викликає набухання внаслідок усталеної іонної рівноваги.

Зміна проникності порід-колекторів під впливом набухання глин залежить від кількості і мінерального складу глини, її дисперсності та характеру розподілу в породі, розміру пор і структури порового простору, хімічного складу фільтрату і часу його контакту з породою, показника рН. Найбільше набухання викликають прісні та лужні, значно менше − жорсткі високомінералізовані води.

Кальцієві глини однаково набухають як у прісній, так і мінералізованій водах, а загальний ступінь їх набухання значно менший, ніж у монтморилонітових глин. Дослідження науковців показують, що ступінь набухання глин можна значно зменшити з використанням у промивальних рідинах ПАР.

Тому, для попередження зменшення природної проникності порід-колекторів, необхідно знати їх речовинний склад і підбирати таку промивальну рідину, фільтрат якої матиме мінімальний негативний вплив на глинистий матеріал породи.

При змішуванні води та нафти можливе утворення двох типів емульсій: “вода в нафті” та “нафта у воді”. У початковий момент перемішування утворюються емульсії обох типів, але найбільш стійкою є емульсія типу “вода в нафті”. Науковці наголошують на різних причинах утворення емульсій, основними з яких можуть бути:

• самовільне диспергування одного рідкого середовища в іншому;

− інтенсифікація процесу розпаду фільтрату на дрібні краплі під час руху фільтрату через пори малих розмірів;

• пульсація тисків на вибої (при СПО тиск зростає і падає; зміна густини промивальної рідини; проявлення і т.п.), внаслідок чого відбувається інтенсивне перемішування рідин;

• перемішування нафти і фільтрату на вибої під час буріння і надходження емульсії у пласт під дією репресії.

Якщо фільтрат промивальної рідини лужний, то ймовірність утворення стійкої емульсії збільшується завдяки зменшенню поверхневого натягу на поверхні розділу фаз. Крім цього, в процесі утворення емульсій беруть участь емульгатори, до яких належать асфальтени та смоли та інші компоненти, які надають нафтам темного кольору, а також парафіни. У природних умовах такі емульсії є здебільшого, масою найдрібніших краплинок води, диспергованих у нафтовому середовищі, тобто вони мають гідрофобний характер.

Незважаючи на різноманітність причин та поглядів на механізм утворення емульсій у пластових умовах, сам факт їх утворення не викликає сумнівів.

Найважливішим у процесі освоєння та експлуатації свердловини є питання про стійкість та умови витіснення емульсій, що утворились у порах порід-колекторів. Стійкість емульсій залежить від складу нафти та фільтрату промивальної рідини, при цьому на поверхні розділу нафта-вода концентруються асфальто-смолисті речовини, які утворюють тверді плівки, що перешкоджають злипанню крапель води. Але домішка до води 0,2 % Na₂CO₃, NaOH, CaCl₂, NaCl, ССБ робить емульсії менш стійкими. Мінералізація прісної води також зменшує стійкість емульсії, але повного розшарування емульсій не спостерігається в жодному випадку. Такі емульсії мають не тільки велику в’язкість і тиксотропні властивості, але й малорухомі, а в стані спокою подібні на гель. Тому для фільтрації флюїдів через ділянки зайняті емульсіями, потрібно більші перепади тисків, створити які інколи практично неможливо.

Для зменшення негативного впливу промивальних рідин на проникність порід-колекторів необхідно створити умови, які б виключали можливість утворення емульсій, або хоча б зменшували їх стійкість. Цього можна досягнути завдяки домішкам до промивальних рідин поверхнево-активних речовин (ПАР) – деемульгаторів. Але повністю виключити можливість утворення емульсій при розкритті продуктивних пластів можна шляхом використання промивальних рідин, фільтрати яких не схильні до таких процесів, або газоподібних агентів.

У результаті взаємодії фільтрату промивальної рідини з пластовими водами, які зазвичай мінералізовані, утворюються нерозчинні осади та колоїди, що призводить до зниження природної проникності.

При контакті фільтрату, що вміщує іони барію, з пластовими водами сульфатного типу в порах може утворюватись сульфат барію (BaSO₄), який випадає в осад. Утворення малорозчинних осадів можливе при взаємодії лужних фільтратів з високомінералізованою пластовою водою. Так, якщо промивальна рідина оброблена NaOH чи Na₂CO₃, то її фільтрат, контактуючи з хлоркальцієвою водою, утворює осади типу CaCO₃ та Ca(OH)₂. При змішуванні лужних фільтратів з хлормагнієвою водою в осад випадає аморфна маса гідрооксиду Mg. У практиці буріння широко використовується рідини, оброблені NaCl. Якщо фільтрат такого розчину потрапляє в пласт, води якого вміщують більш активні солі Mg і Ca, то останні можуть переходити в промивальну рідину, примушуючи при цьому надлишок солі NaCl випадати в осад. Слід також пам’ятати, що іоногенні ПАР типу сульфанолу і сульфонату при контакті з мінералізованою водою ”висолюються”, тобто найнестійкіші складові випадають в осад.

З викладеного випливає, що для попередження цього негативного явища при розкритті продуктивних пластів, склад фільтрату промивальної рідини повинен бути таким, щоб при його взаємодії з пластовими рідинами виключалась можливість утворення перелічених вище речовин.

Крім нафти та газу, у порах гірських порід є вода, яка може бути у вигляді:

1. капілярної, що утримується в порах капілярними силами;

2. адсорбційної, що утримується молекулярними силами на поверхні скелету гірських порід;

3. плівкової, що покриває гідрофільні ділянки гірських порід;

4. вільної.

Усі типи вод утворюються при формуванні покладу і найбільшу перепону рухові нафти і газу чинить капілярна і адсорбційна води, які називають залишковими. Залишкова вода нерухома і не видобувається зі свердловини навіть при великих перепадах тисків. Вміст такої води може досягати 10 – 30 % від сумарного об’єму порового простору.

Рух води, нафти та газу в породах-колекторах визначається як гідродинамічними, так і молекулярно-поверхневими силами, а також відповідним вмістом компонентів. До потрапляння фільтрату промивальної рідини в нафтонасичену зону продуктивного пласта, в ньому існує чітка рівновага між системою ”нафта-вода-порода”, яка забезпечує певну проникність для нафти. Фільтрат збільшує водонасиченість пласта, що призводить до зниження проникності не тільки для нафти, але й для двофазової системи ”вода-нафта”. Якщо породи мають гідрофільну поверхню, то вода спочатку витісняється з крупніших пор, після чого умови її витіснення з менших пор погіршуються. У результаті створюється можливість блокування (закупорювання) частини порового простору водою, що призводить до зниження проникності для нафти і зменшення дебіту свердловини.

Крім цього, при потраплянні води в пори колекторів виникають капілярні тиски, які обумовлені утворенням менісків на межі нафта-вода. Напрям дії капілярного тиску визначається положенням ввігнутої сторони меніска. Якщо поверхня порового простору гідрофільна, то капілярний тиск буде направлений від стінки свердловини в глибину пласта. Тому при розкритті пласта, цей тиск буде сприяти проникненню води в пласт, а при освоєнні буде чинити додатковий опір витісненню води з пласта.

Якщо вода проникла в пласт, то під час зворотного руху якась частина її залишиться на поверхні пор у вигляді пристінних шарів. Товщина таких шарів коливається в межах 0,1 – 0,87 мкм і відділити її від поверхні гірської породи надзвичайно важко. За даними Б. В. Дерягіна модуль зсуву плівки води товщиною 0,09 мкм дорівнює 20 МПа. Таке явище призводить до збільшення залишкової водонасиченості зі зменшенням не тільки фазової, але й абсолютної проникності порід-колекторів. На величину залишкової водонасиченості впливає характеристика поверхні пор. Зі збільшенням змочуваності поверхні пор нафтою залишкова водонасиченість зменшується. Змочуваність карбонатів нафтою висока, тому зі збільшенням карбонатності порід залишкова водонасиченість зменшується. Зі зменшенням проникності порід і збільшенням їх глинистості залишкова водонасиченість збільшується.

Отже, процес витіснення нафти водою при первинному розкритті, та води нафтою під час освоєння та експлуатації визначається фізико-хімічними властивостями нафти та фільтрату промивальної рідини, властивостями пластової води, структурою порового простору, гранулометричним складом порід та властивостями мінералів.

У будь-якому випадку потрапляння води в пори порід-колекторів призводить до деякого незворотного зменшення проникності і застосування ПАР може дещо знизити цей негативний ефект, але не виключає його повністю. Тому, застосування промивальних рідин на водній основі для розкриття продуктивних пластів є небажаним.

Фільтрати промивальних рідин, що використовуються для розкриття продуктивних пластів зазвичай вміщують дисперсну фазу або збагачуються подрібненими частинками розбурюваної гірської породи. Проникаючи під дією репресії в пори порід-колекторів, фільтрати захоплюють з собою ці тверді частинки, найдрібніші з яких досягають такої ж глибини, як і сам фільтрат. Досліди показують, що найдрібніші частинки можуть проникати у пори гранулярних порід-колекторів радіусом до 1,6 мкм. Якщо діаметр пор менший трьох діаметрів частинок ( ), тоді частинки утворюють на поверхні породи глинисту кірку і майже не проникають у пласт. Якщо ( ), то тверді частинки проникають у пласт на декілька сантиметрів. При тверді частинки проникають у пласт навіть на декілька десятків сантиметрів. Якщо колектор тріщинуватий, то частинки можуть проникати на декілька десятків метрів. Частинки, які проникли у пори порід-колекторів, утворюють зону кольматації, у якій опір рухові флюїду досягає значних величин.

За даними М. І. Свихнушина, проникнення твердих частинок в керн розпочинається при проникності порід-колекторів 0,27 мкм². Зі збільшенням проникності негативний вплив твердих частинок посилюється. При початковій проникності керну приблизно 2 мкм² після впливу на нього промивальною рідиною з твердими частинками проникність складала 0,22 мкм², тобто зменшувалась майже в 10 раз. К. Ф. Жигач та К. Ф. Паус проводили експериментальні дослідження впливу промивальних рідин на відновлення проникності порід, результати яких подані на рис. 1.6.

1 - фільтрат промивальної рідини;

2 - промивальна рідина з твердою фазою

Рисунок 1.6 − Відновлення проникності порід після впливу

на них фільтратом промивальної рідини та промивальною рідиною

При дії на керн чистого фільтрату, проникність порід найгірша при малих її значеннях (до 0,2 мкм²). Зі збільшенням проникності коефіцієнт відновлюваності зростає, але потім стабілізується (1,6 мкм²). Це вказує на те, що повністю негативна дія фільтрату не усувається. При дії на керн фільтрату з твердими частинками залежність обернена. Для керну з мінімальною проникністю (0,2-0,4 мкм²) коефіцієнт відновлюваності має максимальні значення, а зі збільшенням проникності – зменшується.

Точка перетину кривих є в межах 0,8 мкм². Таким чином, тверда фаза має двояке значення: при проникності порід-колекторів до 0,8 мкм² – позитивне, тобто тверді частинки найкраще ізолюють пори від проникнення в них фільтрату. Збільшення проникності та, відповідно, розміру пор викликає зменшення ізоляційної здатності твердих частинок або характеризує початок їх проникнення в пласт. Тобто при проникності більше 0,8 мкм² тверда фаза має тільки негативне значення. При недостатньому очищенні вибою, шлам подрібнюється, що сприяє вказаному негативному процесу. Потрапляючи в пласт, тверді частинки не тільки закупорюють звужені місця, але й у певних умовах взаємодіють з пластовими рідинами, в результаті чого відбувається їх флокуляція та осідання у порах колектора. “Змулені” частинки можуть також налипати у вигляді плівок на поверхні пор. Таким чином, на підставі уявлення та досліджень механізму негативного впливу промивальних рідин на породи колектори можна систематизувати основні причини зниження їх природних фільтраційних властивостей, що показано на рис. 1.7.