Подбор буровых растворов для первичного вскрытия карбонатных и терригенных отложений Восточной Сибири

Аннотация
В работе сформулированы методические аспекты по подбору и экспертизе оптимальных буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов (РПВ) исходя из горно-геологических характеристик объектов разработки. Работы выполнены для подсолевых карбонатных и терригенных коллекторов венд-кембрийских отложений непско-ботуобинской антеклизы Восточной Сибири.

Введение
Вовлечение низкопроницаемых карбонатных и терригенных формаций Восточной Сибири (Непско-Ботуобинская антеклиза) в промышленную разработку началось относительно недавно. Поскольку конечной целью бурения разведочных скважин на месторождениях является определение промышленной ценности и перспектив нефтегазоносности разведываемого объекта, необходимо обеспечить качественное вскрытие продуктивных пластов. Ввиду сложных горно-геологических условий залегания: подсолевые карбонатные и терригенные коллектора, аномально низкие пластовые давления и температуры, засолоненность коллекторов, подбор растворов первичного вскрытия является достаточно сложной задачей [1-9].

Целью работы заключалась в проведении исследовательских работ по подбору оптимальных буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов (РПВ) исходя из горно-геологических характеристик объектов разработки. Предметом исследования было получение  экспериментальных данных для принятия эффективных технологических решений по сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при строительстве поисково-оценочных и разведочных скважин. Эксперименты проводились на образцах буровых растворов различных производителей исследовались  физико-химические свойства и совместимость буровых растворов с образцами пластовых флюидов и пород.

На основании горно-геологических условий, включающих геолого-физические характеристики и условия залегания продуктивных пластов, минералогический состав, насыщенность, характер смачиваемости, фильтрационно-емкостные характеристики, были сформулированы общие требования к буровому раствору:

1. Качественное вскрытие продуктивного пласта (сохранение первоначальной проницаемости);

2. Учет наличия возможных локальных зон АНПД – ниже относительно гидростатического на 3-4 МПа (плотность РПВ ниже 1,05 г/см³);

3. Учет трещиновато-кавернозно-порового характера пустотного пространства вскрываемых продуктивных интервалов, сложенных карбонатными породами для минимизации зоны проникновения;

4. Учет высоко минерализованной пластовой воды (до 400 г/л) и наличия кристаллических солей в разрезе или поровом пространстве (засолоненность);

5. Препятствие набуханию и осыпанию глиносодержащих пород (глин, аргиллитов и т.д.);

6. Раствор должен быть прокачиваемым при низких, характерных для данных пластов температур (15-25°С);

7. Проектные параметры бурового раствора должны соответствовать следующим значениям, в интервале бурения продуктивных пластов: плотность – 1,03-1,06 г/см³; вязкость – 40-60 сек; водоотдача – 2-4 см³/ 30 мин.

Методика
Цикл лабораторных исследований включал в себя следующую последовательность:

1. Определение физических свойств горных пород- коллекторов, включая минералогический анализ, структуру порового пространства и смачиваемость, а именно:

-коэффициента карбонатности газоволюметрическим методом при реакции с соляной кислотой.

-минералогического состава глинистой составляющей с помощью РСА;

-структуры порового пространства методом РЭМ;

-размеров и геометрии поровых каналов методом оптической микроскопии шлифов;

-показателя смачиваемости;

-склонности глинистых минералов в набуханию вследствие гидратации;

2. Определение физическо-химических свойств буровых растворов по API RP13 [10-11], показателя межфазного натяжения, эмульсеобразования и солеотложения при контакте с пластовыми флюидами:

-плотности, условной и пластической вязкости, статического и динамического напряжения сдвига; показателя водоотдачи, толщины фильтрационной корки; водородного показателя рН; содержания жидкой и твердой фазы; показателя агрегатной стабильности.

-межфазного натяжения на границе несмешивающихся жидкостей методом объема капли по ГОСТ Р 50092-97 [12] с помощью лабораторного прибора – сталагмометра.

-Приготовление и динамика распада эмульсии, определение электростабильности цельной эмульсии.

-склонности к отложению твердого (нерастворимого) осадка при смешении жидкостей.

3. Определение повреждения пласта (коэффициента восстановления) при фильтрационных экспериментах в пластовых термобарических условиях по ОСТ 39-235-89 [13] (рисунок 1):

-К_пр¹ при фильтрации через составную модель пласта в направлении «пласт-скважина», прокачка не менее 3-5 поровых объемов модели керна.

-Закачка технологической жидкости в направлении «скважина – пласт», при перепаде давления, соответствующему ожидаемой репрессии при первичном вскрытии.

-К_пр² при фильтрации в направлении «пласт-скважина», прокачка не менее 5-10 поровых объемов составной модели пласта.

-коэффициент восстановления проницаемости
β = (К_пр²/ К_пр¹)·100%.

-Оценка зоны кольматации при замерах перепада давления на различных удалениях от точки подачи бурового раствора.

4. Определение изменения порового пространства при фильтрации бурового раствора через образцы горных пород (рисунок 2):

-Микротомография исходной составной модели пласта, и после воздействия буровым раствором.

-Сравнительный анализ модели порового пространства до и после воздействия бурового раствора на составную модель пласта.

Подготовка составных моделей пласта (СМП):

−3-5 образцов цилиндрической формы диаметром 30 мм, суммарной длины ≥ 10 см;

−близкие значения проницаемости (разница < 50%);

−принадлежность продуктивному/возможно продуктивному интервалу и литотипу;

Образцы экстрагируют толуолом, насыщают пластовой водой, центрифугируют для создания остаточной водонасыщенности, и донасыщают углеводородной жидкостью – керосином, согласно ГОСТ 26450.0-85 [14].

Для РУО с максимальным коэффициентом восстановления проницаемости наблюдаются незначительные изменения структуры модели пласта: уменьшение матричной пористости, скомпенсированное увеличением каверновой составляющей вследствие вымывания солей. Хорошо согласуется с незначительным изменением проницаемости после фильтрации бурового раствора.

Результаты
Всего в России действует несколько десятков  компаний, оказывающих услуги по подбору рецептуры и поставкам буровых растворов, включая подразделения буровых компаний, международные сервисные и российские независимые компании. Нам были проанализированы 14 образцов буровых растворов, включая: РВО биополимерные хлоркалиевые ингибированные, РУО на основе дизельного топлива/минерального масла с/без органобентонитом, а также эмульсионные.

Нами была принята бальная система (таблица 1) оценки качества буровых растворов на основании соответствия результатов лабораторного тестирования установленным требования.

Баллы1 – итоговый рейтинг по реологии (плотность, УВ, ПФ), Баллы2 – итоговый рейтинг по реологии и физ.-химии (поверхностное натяжение, эмульсеобразование, солеотложение), Баллы3 – итоговый рейтинг по реологии, физ.-химии и фильтрационным характеристикам (восстановление фильтрации).

Заключение
Из 14 образцов буровых растворов оптимальными для применения на целевых объектах были признаны только 4 (3 для терригенного коллектора, и 1 для карбонатного коллектора). Все эти растворы характеризуются низкой плотностью 1.025 – 1.14 г/см³, вязкостью 50-90 сек., водоотдачей 0.5-3.5 см³/30 мин., коэффициентом восстановления фильтрации 87-93%. Данные буровые растворы объединяет следующее:

− углеводородная основа (минеральное масло или дизельное топливо);

− водная фаза, регулятор ионной силы эмульсионных растворов (хлорид кальция);

− разнофракционный мраморный кольматант-утяжилитель (медиана 5 мкм);

− структурообразователь (органобентонит);

− присадки регуляторы реологии и фильтратоотдачи, гидрофобизатор и прочие ПАВ;

При окончательном выборе РПВ необходимо также принять во внимание ряд экономических и технологических факторов, таких как:

– простота приготовления, доступность и логистика компонентов раствора;

– стоимость реагентов и их доставки на промысел, сроки, условия и объемы хранения;

– возможность регенерации и повторного использования.

– экологичность и безопасность применяемых компонент.

Литература
1. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Эваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий, М.: «Недра», 1988. -135 с.

2. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов, М.: Недра, 1985.

3. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам, Оренбург: «Летопись», 2005.  664 с.

4. Darley H.C.H., Gray G.R. Composition and properties of drilling and completion fluids, Gulf Professional Publishing, 1988, 643 p.

5. Drilling Fluids Processing. Handbook, ELSEVIER, 2005, 666 pp.

6. Skalle P. Drilling Fluid Engineering. 2011. 125p.

7. Антонов К.В., Лукманов Р.Р. Влияние полимерных буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов и информативность геофизических исследований разреза скважин, Тюмень.: ЗапСиббурНИПИ. 1996

8. К.В. Киселев. Физические и химические процессы взаимодействия кислотных растворов с горной породой низкопродуктивных залежей нефти. Автореферат, Тюмень, 2004, 27 стр.

9. Усачев Е.А., Моделирование фильтрации технологических жидкостей в призабойную зону пласта при строительстве скважин, Автореферат. Тюмень. 2002. — 110 с.

10. РД 39-00147001-773-2004. Методика контроля параметров буровых растворов, 2004, 138c.

11. API RP13, Recommended Practice for Laboratory Testing of Drilling Fluids.

12. ГОСТ Р 50097-92. Вещества поверхностно-активные. Определение межфазного натяжения. Метод объема капли

13. ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации

14. ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Методы определения коллекторских свойств»

Торопецкий К.В., Ульянов В.Н., Борисов Г.А.. 
Торопецкий К.В. – ведущий эксперт «НовосибирскНИПИнефть»,
Ульянов В.Н. – к.т.н., технический директор «НовосибирскНИПИнефть»,
Борисов Г.А. – к.ф.-м.н., генеральный директор «НовосибирскНИПИнефть».