Открытие пермских ученых предотвратит негативные последствия ремонта скважин

Пермь. Ученые Пермского Политеха провели исследования влияния жидкости для глушения нефтяных скважин на карбонатные горные породы. Они обнаружили, что фильтрат жидкости может снижать пористость и проницаемость породы, что затрудняет ввод скважины в эксплуатацию и снижает ее производительность.

При ремонте скважин в нефтедобыче используются специальные жидкости для создания противодавления, которые могут негативно влиять на коллектор, особенно высокопроницаемый. Ученые ПНИПУ изучили взаимодействие водной основы с карбонатными горными породами при глушении и внесли новые данные о влиянии фильтрата на карбонатные коллектора.

Терригенные коллекторы состоят из обломков горных пород и минералов силикатного состава, включающих пески, алевриты, песчаники и некоторые глинистые породы. Их трещиноватость невысока. Карбонатные коллекторы содержат только два минерала - кальцит и доломит, и нефть и газ фильтруются в них благодаря развитой системе трещин и каверн.

Жидкость для глушения скважин должна предотвращать выброс нефти и обеспечивать безопасность персонала. Чаще всего используются водные растворы с минеральными добавками. Однако, при попадании в пласт они могут отрицательно влиять на его фильтрационно-емкостные характеристики, снижая производительность скважины.

В отличие от терригенных коллекторов, где это явление изучено, карбонатные породы исследовались мало. Считается, что в них нет глинистых минералов, влияющих на смачиваемость и проницаемость при контакте с водой. Однако, ученые Пермского Политеха доказали, что растворение карбонатов может изменить проницаемость породы. Это было подтверждено экспериментальными исследованиями воздействия фильтрата жидкости глушения на карбонатные коллекторы.

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.