Оценка влияния фильтратов буровых растворов на состояние призабойной зоны продуктивного пласта при первичном вскрытии

Призабойная зона добывающих и нагнетательных скважин является важнейшей областью пласта, от состояния которой во многом зависят условия фильтрации и притока пластовой жидкости к забою скважины, потенциал отдельно взятой скважины и, в конечном счете, коэффициент извлечения нефти из месторождения. Основное негативное влияние на призабойную зону продуктивного пласта (ПЗП) оказывают технологические операции, проводимые на скважинах, и жидкости, которые в них применяются.

Технологический процесс бурения добывающих и нагнетательных скважин производится с использованием буровых растворов, в качестве которых широкое применение нашли глинистые и полимерглинистые составы. При этом вскрытие продуктивного интервала, как правило, производится на репрессии, что приводит к образованию глинистой корки на поверхности стенки скважины и ее частичному попаданию в ПЗП, а так же более глубокому проникновению фильтрата бурового раствора в нефтенасыщенный интервал. Объемы проникновения главным образом зависят от величины репрессии, коллекторских свойств ПЗП и физикохимических характеристик фильтрата. Попадание при первичном вскрытии пласта в продуктивный интервал водной фазы бурового раствора приводит к необратимому изменению относительных фазовых проницае-мостей ПЗП и снижению продуктивности скважины.

Для количественной оценки изменения проницаемости образцов пород продуктивного горизонта при воздействии на них фильтратами буровых растворов в лаборатории повышения нефтеотдачи пластов ФГБОУ ВПО «Национального минерально-сырьевого университета «Горный» была проведена серия фильтрационных экспериментов. Эксперименты проводились с моделированием горно-геологических условий одного из месторождений Западной Сибири, для которого характерна низкая проницаемость (5-15мД), полиминераль-ный состав пород продуктивных отложений, содержание порово-пленочного глинистого цемента, высокая температура залежи (76-87°С), малая вязкость нефти.

В результате исследований установлено, что инфильтрация в горную породу продуктивного интервала рассматриваемого месторождения фильтрата полимерного бурового раствора привело к снижению нефтепроницаемости образца породы на 25%, фильтрата полимер-глинистого бурового раствора - на 34%, фильтрата полимер-карбонатного бурового раствора - на 36%.

Причины такого изменения фильтрационных свойств породы заключены в физическом и химическом взаимодействии фильтрата и поверхности горной породы. Результат физического взаимодействия заключается в снижении нефтепроницаемости породы за счет увеличения ее водонасыщенности, а также коль-матации проницаемой среды частицами бурового раствора.

В связи с насыщением образца породы технологической жидкостью, чей химический состав значительно отличается от состава пластовой воды, происходит активный катионный обмен между гидрофильными частицами глины и фильтрата бурового раствора. В условиях наличия глинистого пленочно-порового цемента, состоящего преимущественно из хлорита и каолинита, в порах и проницаемых каналах происходит его гидратация и набухание, в связи с чем также происходит ухудшение проницаемости горной породы.

Таким образом, для уменьшения негативного влияния проникающего в горную породу при бурении фильтрата бурового раствора на фильтрационноемкостные свойства призабойной зоны пласта необходимо использовать методы, уменьшающие кольмата-цию матрицы пласта, а также способы ингибирования гидратации глин и глинистых сланцев, в частности гидрофобизирование поверхности глинистых минералов и уменьшение поверхностной гидратации за счёт замены катиона обменного комплекса глин менее гидратирующимся. В этой связи по мнению автора перспективными являются исследования, направленные на определение возможности использование в качестве ингибиторов гидратации глин и глинистых сланцев гидрофобизатора НГ-1 (продукт реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла), а также солей метиламмония.