Обоснование и выбор перфорационной жидкости при вторичном вскрытии продуктивного пласта

 

Целью вторичного вскрытия продуктивных пластов является восста­новление гидравлической связи со стволом скважины посредством перфо­рационных работ с помощью различных типоразмеров перфораторов.

В зависимости от характера воздействия, создаваемого на продуктивный пласт гидростатическим давлением жидкости, различают следующие методы вскрытия:

- вскрытие пластов на депрессии;

- вскрытие пластов на репрессии;

- вскрытие пластов на равновесии.

Наиболее приоритетным с целью сохранности ФЕС продуктивного пласта является вторичное вскрытие в условиях депрессии на пласт.

Вторым по приоритетности с целью сохранности ФЕС продуктивного пласта является вторичное вскрытие в условиях равновесия.

Применяемый метод вторичного вскрытия определяется в зависимости отФЕСпродуктивного пласта и степени влияния перфорационной жидкости на снижение проницаемости продуктивного пласта.

В процессе вторичного вскрытия после разобщения продуктивных пластов весьма важную роль имеют состав и свойства перфорационной жидкости. Компоненты перфорационной жидкости, находящейся в создаваемых гидродинамических каналах, проникая в коллектор, могут существенно повлиять на коллекторские свойства продуктивного пласта.

Снижение проницаемости продуктивного пласта в перфорационных каналах вызывает дополнительные гидродинамические сопротивления в системе «скважина-пласт» при вызове притока из пласта в процессе освоения и ввода скважин в эксплуатацию, что может негативно повлиять на добычные характеристики вводимых в эксплуатацию объектов.

Таким образом, выбор и обоснование рецептуры перфорационной жидкости для качественного вторичного вскрытия продуктивного пласта является актуальной.

При этом, оценка степени влияния перфорационной жидкости на коллекторские свойства продуктивного пласта по данным лабораторных исследования позволяет выбрать оптимальный вариант перфорационной жидкости.

В соответствие с этим, перед промысловым применением перфорационной жидкости в процессе вторичного вскрытия, целесообразно провести лабораторные исследования по оценке коэффициента восстановления проницаемости образцов керна после воздействия на них перфорационной жидкости в термобарических условиях, аналогичных промысловым.

Лабораторные исследования проводятся по оценке изменения проницаемости продуктивного пласта после воздействия перфорационной жидкости на естественные образцы керна и образцы керна, подвергнутые воздействию фильтрата бурового раствора, что позволяет оценить реальное влияние перфорационной жидкости на пласт во время вторичного вскрытия с учетом глубины зоны проникновения фильтрата и длины перфорационных каналов [5].

Исследования осуществляются на автоматизированных установках типа FDES-650Z, FDS–350, FDTES-100-140 и других аналогичных установках в условиях, приближенных к пластовым. Испытания прово­дятся на естественных образцах горной породы правильной цилиндрической формы с выдержанным диаметром при термобарических условиях, моделирующих промысловые усло­вия. Для определения проницаемости по жидкости ис­пользуется модель пластового флюида, в качестве которой, в основном, применяется керосин.

Суть проводимых лабораторных исследований заключается в сравнении проницаемостей по жидкости колонки кернов до, и после воздействия перфорационной жидкости в условиях, моделирующих пластовые. Вначале определяется исходная проницаемость образцов керна по модели пластового флюида. Затем осуществляется, в обратном направлении течению пластового флюида, воздействие на образцы керна перфорационной жидкостью в режиме статической фильтрации. После осуществляется движение пластового флюида в прямом направлении на нескольких режимах с различными перепадами давления и определяется остаточная проницаемость колонки кернов после воздействия перфорационной жидкости.

На колонке кернов с идентичными стратиграфическими и физико-емкостными свойствами проводятся исследования по оценке влияния перфорационной жидкости на образцы керна, подвергнутые перед этим воздействию фильтрата бурового раствора.

Для оценки степени влияния перфорационной жидкости на образцы керна определяется коэффициент восстановления проницаемости β_п, который представляет отношение остаточной проницаемости образцов после воздействия на него перфорационной жидкости k_п к исходной проницаемости k₀ в процентном соотношении:

 

β_п = k_п/k₀∙100 %                                            (11)

 

Для оценки степени влияния перфорационной жидкости на образцы керна, подвергнутые перед этим воздействию фильтрата бурового раствора, определяется коэффициент восстановления проницаемости β_1п, который представляет отношение остаточной проницаемости образцов керна после воздействия на них фильтрата бурового раствора и перфорационной жидкости k_1п к исходной проницаемости k₀ в процентном соотношении:

 

β_1п = k₁/k₀∙100 %                                                       (12)

 

На основании проведенных лабораторных исследований определяется степень влияния перфорационной жидкости вторичного вскрытия продуктивных пластов на состояние прискважинной зоны пласта в зависимости от состава и рецептуры перфорационной жидкости, глубины проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и длины перфорационных каналов.

В соответствие с этим, необходимо выбрать и обосновать состав перфорационной жидкости для качественного вторичного вскрытия продуктивных пластов с учетом геологических условий залегания продуктивной залежи. Для этого необходимо в соответствие с применяемыми технологиями вторичного вскрытия продуктивного пласта сделать анализ эффективности используемых перфорационных жидкостей по промысловым даннымкачества ввода скважин в эксплуатацию, результатам лабораторных исследованийоценки коэффициента восстановления проницаемости образцов керна. По итогам проведенного анализа магистрант заполняет таблицу№ 27.

Таблица 27-Оценка коэффициента восстановления проницаемости продуктивного пласта после воздействия на образцы керна перфорационной жидкости по данным лабораторных исследований

Перфорационная жидкость для вторичного вскрытия	Первоначальная проницаемость керна, мкм^2	Проницаемость после воздействия перфорационной жидкости в процессе вторичного вскрытия, мкм^2	Коэффициент восстановления проницаемости, %
			после воздействия перфорационной жидкости	после воздействия фильтрата бурового раствора и перфорационной жидкости
Типовая перфорационная жидкость (1)
Типовая перфорационная жидкость(2)
Предлагаемаяперфорационная жидкость(1)
Предлагаемаяперфорационная жидкость(2)

           

В осложненных геологических условиях нефтегазовой залежи, при низких ФЕС,   целесообразно осуществлять вторичное вскрытие в условиях депрессии на пласт. Для этого выбираются специальные перфорационные жидкости, например растворы на углеводородной основе.

Наряду с растворами на углеводородной основе перспективными и эффективными перфорационными жидкостями являются также специальные растворы на водной основе, обеспечивающие сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта.

Для обоснования и выбора качественной перфорационной жидкости для конкретных геологических условий продуктивного пласта целесообразно использовать результаты лабораторных исследований по оценке коэффициента восстановления проницаемости после воздействия различных рецептур перфорационных жидкостей на коллектор с учетом влияния фильтратов буровых растворов на образцы керна (таблица №27).