РОЗДІЛ 2
ВПЛИВ ТЕХНОЛОГІЧНИХ ЧИННИКІВ
НА ФІЛЬТРАЦІЙНО-ЄМНІСНІ ВЛАСТИВОСТІ КОЛЕКТОРІВ
Будівництво нафтогазових свердловин неминуче призводить до порушення природної
рівноваги продуктивних пластів. Змінюються баланс складових гірського тиску,
характер насичення порового простору порід навколо свердловини внаслідок
проникнення фільтрату, твердої фази промивних, тампонажних і технологічних
рідин, проходять інші процеси, зумовлені їх фізико-хімічною взаємодією з
породою і пластовими флюїдами, які тією чи іншою мірою погіршують фільтраційні
властивості колекторів. За даними промислових досліджень продуктивність
свердловин при неякісному розкритті пластів зменшується до десяти і більше
разів від природної.
Отже, збереження природних властивостей продуктивних пластів є надзвичайно
важливою проблемою будівництва свердловин, оскільки саме отримання продукції є
кінцевим результатом, за яким визначається ефективність усіх видів
геологорозвідувальних робіт на нафту і газ. Відпрацьовано різні підходи до
вирішення цієї проблеми, проте специфіка її полягає в тому, що технологія
розкриття продуктивних пластів, раціональна у даних геологічних умовах, не
адаптується до інших через відмінності у складі і стані порід, властивостях
флюїдів, термобаричних параметрах пластових систем тощо. Саме розмаїття
геологічних умов залягання продуктивних пластів визначає необхідність
прогнозування дії вибраних технологій їх розкриття та освоєння на зміну
властивостей об’єктів досліджень.
Нижче наводяться результати вивчення впливу промивних рідин, їх інгредієнтів,
інших факторів на ємнісно-фільтраційні властивості колекторів сарматських
відкладів Більче-Волицької зони і візейських – Дніпровсько-Донецької западини.
2.1. Вплив промивних рідин на фільтраційні властивості
порід-колекторів
Вплив промивних рідин на продуктивні пласти зумовлений проникненням у поровий
простір порід фільтрату і дисперсної фази, набуханням глинистого цементу,
утворенням твердих осадів і емульсій під час взаємодії з пластовими водами,
зменшенням ефективного об’єму пор унаслідок прояву капілярних і
електростатичних ефектів тощо. Ці процеси залежно від часу дії різною мірою
погіршують природні фільтраційні властивості порід-колекторів. Їх вплив на
зміну властивостей присвердловинної зони пласта, параметри досконалості і
продуктивності свердловин вивчався багатьма дослідниками [8, 34, 74, 137, 140,
149, 169, 190, 199, 236, 244], проте, як зазначалося вище, необхідна оцінка
якості промивних рідин для розкриття досліджуваних об’єктів.
Продуктивні горизонти сарматських відкладів мають складну будову, що
відбивається на розміщенні в них покладів газу, розподілі пластового тиску,
гідрогеологічних властивостях пластових систем тощо.
У межах Більче-Волицької зони поклади газу з надгідростатичним високим
пластовим тиском (НГПТ) з коефіцієнтом гідростатичності Кг=Pпл/Руг понад 1,2
виявлені лише у Крукеницькій западині, де на відміну від інших районів НГПТ
існують за температури більше 110 оС.
У розкритому розрізі виділяються дві зони НГПТ. Перша – у пісковиках карпатію,
які залягають під гіпсоангідритовими породами на площах Чижевичі, Мостиська,
Соколя. Завдяки високим ізолюючим властивостям тут збереглися НГПТ з
коефіцієнтом гідростатичності до 1,75. До другої зони відносяться горизонти
нижньодашавської підсвіти у південно-західній частині западини. Спостерігається
тенденція зростання перевищення пластового тиску над гідростатичним зі
збільшенням глибини залягання продуктивних горизонтів. На Залужанському
родовищі у горизонті НД-17 це перевищення досягає 13,3 МПа. З метою створення
протитиску для розкриття таких горизонтів використовувалися промивні рідини
густиною до 1,9–2,0 г/см3.
В інших частинах Більче-Волицької зони поклади газу в сарматських відкладах, як
і у візейських на досліджуваній території Дніпровсько-Донецької западини, мають
пластові тиски в основному близькі до умовно гідростатичних, що є сприятливим
чинником для використання технологій розкриття пластів.
Експерименти з вивчення закупорювальних властивостей фільтратів промивних
рідин, розчинів хімічних реагентів, які застосовувалися у процесі будівництва
свердловин, проводилися на установці УІПК-1М в умовах, наближених до пластових.
За критерій оцінки зміни властивостей порід брався коефіцієнт відновлення
проникності [137], який дорівнює відношенню газопроникності зразка після
насичення його фільтратом k2 до початкової, виміряної після створення
залишкового водонасичення k1.
Під час розкриття продуктивних пластів сарматських відкладів Вишнянського,
Вижомлянського та інших газових родовищ Передкарпаття переважно застосовувалися
прісноводні глинисті розчини, одержані з порошкової глини або самозамісом у
процесі розбурювання піщано-глинистої товщі. Внаслідок дії технічної води
відновлення проникності низькопроникних кернів становило 42–53 % (табл. 2.1).
Його значення нижче для порід, глинистий цемент яких складений більш
набухаючими глинистими мінералами.
Під час прокачування через породу пластової хлоркальцієвої води проникність
знижується на 12–17 %, впливаючи менше у разі підвищення мінералізації.
Для структуроутворення промивних рідин використовувалися 1 % КМЦ або 2 % гіпан,
рідше КССБ, ФХЛС, як добавки – графіт, хромпік,
Таблиця 2.1
Зміна проникності порід-колекторів сарматського віку під дією фільтратів
Фільтрат
Проникність, 10-15 м2
Відновлення початкової проникності, %
до впливу
після впливу
Технічна вода
040–2,00
0,17–1,06
42–53
Хлоркальцієва пластова вода
0,30–2,00
0,25–1,76
83–88
Глинистий розчин
0,59
0,42
71
Глинистий
- Киев+380960830922