В нефтедобывающей промышленности перед ремонтом скважины осуществляют ее глушение, когда с помощью специальной жидкости создают противодавление и перекрывают выход нефти. При этом используемые реагенты способны повредить пласт и ухудшить его характеристики.
Особенно это касается коллекторов, которые отличаются высокой проницаемостью и наличием сети трещин. Производительность скважины после ремонта во многом зависит от того, как фильтрат жидкости воздействует на горную породу. И если его влияние на терригенные коллекторы уже известно, то для карбонатных оно в полной мере не изучено. Ученые ПНИПУ провели серию экспериментов и детально изучили это явление. Исследование открывает новый взгляд на процессы взаимодействия водной основы с карбонатными горными породами при глушении нефтяных скважин.
Статья с результатами опубликована в научном журнале «Записки горного института», 2024 год. Исследования образцов керна проводились в Центре коллективного пользования уникальным научным оборудованием ПНИПУ. Работа выполнена в рамках программы стратегического академического лидерства «Приоритет 2030».
Терригенные коллекторы состоят в основном из обломков горных пород и минералов силикатного состава, включающие в себя пески, алевриты, песчаники и некоторые глинистые породы. Степень их трещиноватости невысокая. Карбонатные же коллекторы обычно содержат в составе только два основных породообразующих минерала — кальцит и доломит. И фильтрация нефти и газа в них происходит благодаря развитой системе трещин и каверн.
Состав и свойства жидкости для глушения должны быть такими, чтобы предотвратить выброс нефти и обеспечить безопасность персонала, который осуществляет ремонт или иные работы в стволе скважины. В качестве таких реагентов чаще всего выбирают водные растворы с добавками в виде минеральных соединений. Но, попадая в призабойную зону пласта, такой раствор способен негативно повлиять на его фильтрационно-емкостные характеристики — пористость и проницаемость горной породы. Это осложняет ввод скважины в эксплуатацию и снижает ее производительность.
В отличие от терригенных коллекторов, где это явление уже изучено и берется в расчет при проведении глушения, карбонатные горные породы в этом плане практически не исследовались научным сообществом. Так как считается, что в них отсутствуют глинистые минералы, способные при контакте с низкоминерализованной водой менять смачиваемость и, как следствие, проницаемость.
Однако растворение карбонатов — это одно из основных минеральных реакций, которые могут вызвать отрыв мелких частиц, заполняющих пустоты пласта, и тем самым изменять проницаемость породы. Это и доказали ученые Пермского Политеха, проведя ряд экспериментальных исследований и изучив, каким образом фильтрат жидкости глушения воздействует на свойства карбонатных коллекторов.
Политехники подготовили по 10 образцов из продуктивной части двух месторождений, которые отличаются строением пустотного пространства и минеральным составом включений. Рассматривали основные факторы, влияющие на их фильтрационно-емкостные свойства: химический состав фильтрата жидкостей, минералогический состав карбоната, пластовые давление и температуру, продолжительность контакта фильтрат с горной породой.
С образцами керна ученые провели испытания, во время которых сначала имитировалось поступление нефти из пласта в скважину посредством ее фильтрации через образец, а потом глушение этой скважины с проникновением технической воды в пласт. Для этого она прокачивалась через образец и выдерживалась при заданных термодинамических условиях в течение семи суток (средняя продолжительность ремонта).
«Эксперименты позволили нам определить пористость и проницаемость по нефти образцов керна до и после моделирования на них процесса глушения. Мы установили, что в результате воздействия технической воды на горную породу произошло снижение общего числа пустот на 32,4%. Это происходит из-за того, что минеральные соединения растворяют поверхность, высвобождая зерна породы. Мелкие частицы заполняют собой пустотное пространство, что приводит к снижению проницаемости пласта», — поделился доктор технических наук, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ Дмитрий Мартюшев.
Комплексные результаты исследования показали, что проникновение фильтрата в горную породу нарушает геохимическое равновесие между пластовыми флюидами и минералами породы, тем самым вызывая растворение карбонатных минералов, набухание и миграцию глинистых компонентов.
«Наше исследование представляет новый взгляд на процессы взаимодействия жидкостей глушения на водной основе с карбонатными коллекторами. В существующих работах говорится, что только в песчаных горных породах возможна миграция мелких частиц. Мы же доказали, что этот эффект проявляется и в карбонатах, что приводит к существенному снижению их фильтрационно-емкостных свойств. Поэтому этот фактор необходимо учитывать при использовании водной фазы в качестве различного рода технологических жидкостей», — рассказывает доктор технических наук, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ Инна Пономарева.
Ученые Пермского Политеха определили, что использование низкоминерализованной воды в качестве основы для жидкостей глушения для некоторых карбонатных коллекторов нефтяных месторождений сопровождается высоким риском заполнения пустотного пространства, что приводит к снижению нефтедобычи. Перспективным решением в данном случае будет изменение минерализации воды или использование наночастиц для сохранения геохимического равновесия и снижения минерального растворения горных пород.
