В последние годы при освоении нефтяных месторождений все чаще разбуриваются площади со сложными геолого-техническими условиями, при этом продуктивные горизонты имеют сложное строение: слабоконсолидированный коллектор с высокой анизотропией коллекторских свойств, высокое содержание набухающих глинистых минералов в присутствии всех типов глинистости (структурной, слоистой и рассеянной), насыщение высоковязкой нефтью.

Наличие таких коллекторов предопределяет повышенные требования к выбору технологий заканчивания, в частности, к вопросам первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.
При разработке нефтяных месторождений в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также глушения, ремонтных работ в скважинах и при их эксплуатации постепенно ухудшаются коллекторные (фильтрационно-емкостные) свойства призабойной зоны пласта. Анализ практики нефтедобычи и результатов исследований убедительно показывает, что потенциальная продуктивность скважин прямо связана с качеством работ по заканчиванию [1].

При использовании традиционных жидкостей глушения (водно-солевых растворов) может происходить их поглощение в продуктивный пласт, что приводит к увеличению объема жидкости глушения, увеличению временных затрат на освоение и, соответственно, к росту стоимости этих работ. Кроме того, даже незначительное поглощение жидкости в коллектор приводит к ухудшению фильтрационных характеристик пласта и осложняет освоение скважин.

Одним из основных лабораторных методов оценки применяемых технологических жидкостей (ТЖ) является физическое моделирование процессов вскрытия на керне в пластовых условиях.
Целью данной работы является лабораторное физическое моделирование процесса глушения скважины, с последующей оценкой характеристик повреждения пласта и определением критериев эффективности процесса. В качестве жидкостей глушения в испытаниях использованы блок-пачки на основе гелирующих составов (без добавления твердой фазы), что обусловлено использованием в скважине сетчатых фильтров.

Воспроизведение процессов фильтрации флюидов в керновых моделях позволяет получить непосредственную информацию о поведении керна при взаимодействии с ТЖ и определить фазовую проницаемость коллектора до и после повреждения пласта.

В данной работе испытаны на керне следующие типы блок-пачек на основе гелирующих составов:

• Геленикс — гелеобразующий агент на углеводородной основе;
• H-Vis — неионная, быстрогидратирующаяся и ультравязкая марка гидроксиэтил-целлюлозы (ГЭЦ);
• Safe-Vis E — суспензия высококачественного ГЭЦ-полимера на синтетической основе;
• МЕХ-BLOCK — смесь полимеров и кислоторастворимых кальматантов;
• саморастворимые волокна — вязкоупругие поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Плотность испытанных систем блок-пачек — 1,05 г/см³.
В качестве жидкости затворения в экспериментах используется водный раствор галита аналогичной плотности.
Объектом испытания блок-пачек является керн сеноманских отложений (ПК), вязкость пластовой нефти более 200 сПз.
Предварительно до проведения фильтрационных исследований растворы блок-пачек были испытаны на дробленом (не экстрагированном) керне [2]. Были проведены испытания по набухающей способности горных пород в данных растворах (линейное расширение образца) (рис. 1).

Данные результаты показали, что набухаемость нефтенасыщенных интервалов керна в пластовой воде минимальная (менее 3,0 %). Нефтенасыщенность образцов керна определялась на образцах в аппаратах Дина-Старка, полноразмерный керн для данных исследований был отобран по изолированной технологии.

При применении блок-составов линейное приращение значительно ниже и составляет менее 1,5 %. Это говорит о минимальном влиянии реагентов и воды затворения на набухающую способность глинистых минералов в нефтяной части коллектора (рис. 2). На рисунке 3 представлена зависимость изменения линейного приращения образца (набухаемости) от объемного содержания набухающих глинистых минералов в породе, в результате по данным зависимостям (рис. 2–3) можно сделать заключение, что естественное нефтенасыщение образцов керна предотвращает набухание глинистых минералов.

Следующим этапом лабораторных исследований является фильтрационное испытание составов блок-пачек на составных моделях керна в условиях, максимально приближенных к пластовым условиям [3].
В качестве модели призабойной зоны пласта для проведения исследований использовались образцы керна восстановленного состояния (составные модели).

В основе физического моделирования испытания технологических жидкостей лежит критерий оценки повреждения пласта при воспроизведении фильтрационных процессов, протекающих при строительстве и освоении скважин, — коэффициент восстановления проницаемости, равный отношению проницаемости по нефти после применения технологической жидкости (Кпр.2) к первоначальной проницаемости по нефти (Кпр.1), выраженный в процентном соотношении (1):

Проницаемость измерялась при установившемся режиме фильтрации. Для получения истинного значения проницаемости, как правило, необходимо измерение перепадов давления при нескольких значениях расхода. Истинным значением проницаемости считается одинаковая величина, полученная хотя бы при трех различных значениях расхода.

Метод измерения проницаемости по жидкости основан на измерении гидравлических сопротивлений, возникающих при течении жидкости через пористые среды. Лабораторные исследования моделируют условия фильтрации флюидов и технологических жидкостей через образцы керна (модель пласта).

Предварительно образцы керна насыщаются 100 % моделью пластовой воды и далее загружаются в индивидуальный кернодержатель, поднимается давление гидрообжима (до эффективного пластового), и подается газ азот, который вытесняет воду при давлении 1,2 МПа через гидрофильную полупроницаемую мембрану (метод полупроницаемой мембраны), затем образцы извлекаются из кернодержателя и свободное поровое пространство донасыщается керосином.

Далее образцы, входящие в составную модель керна, загружаются в кернодержатель фильтрационной установки, где создаются пластовые условия (температура и давление) и производится процесс фильтрации нефти.

Затем производится замещение керосина изовискозной моделью нефти. Нефть фильтруется через модель керна в объеме пяти поровых объемов, после чего модель выдерживается в статических условиях до 3–5 суток, на этом процесс создания начального нефтенасыщения в модели (керне) завершается.

При термобарических условиях, соответствующих пластовым, измеряется исходная проницаемость по нефти всей модели Кпр.

Фильтрация проводится в направлении «пласт — скважина» (В — А), объем закачки не менее 3–5 поровых объемов модели керна на трех постоянных расходах флюида. Количество режимов должно быть не менее 3. Расход жидкости выбирается исходя из реальных скоростей фильтрации на месторождении, проницаемости коллектора, вязкости жидкости, технического задания на исследование.

Показатель проницаемости (Кпр.1) используется в качестве контрольного при оценке ухудшения коллекторских свойств в результате проникновения в пласт технологических жидкостей (рис. 4).

После измерения контрольной проницаемости производится закачка блок-состава (агента повреждения пласта) в направлении «скважина — пласт» (А — В). Блок-состав в объеме 1 Vпор (объем пор) подводится к торцу керна (направление А) и продавливается в пласт стандартным солевым составом глушения (той же плотности). Репрессия статической фильтрации блок-пачки для данных отложений составляет 0,8–1,0 МПа. Общее время глушения (воздействия) — 80 часов.

Следующий этап определения степени изменения проницаемости пласта после глушения — моделирование процесса освоения (вызов притока). Модель нефти прокачивается через керн
в обратном направлении «пласт — скважина» (В — А). Объем фильтрации нефти не менее
10–20 объемов пор (Vпор), в зависимости от проницаемости модели керна. Выполняется ступенчатое увеличение скорости фильтрации нефти до заданного давления депрессии (применяемого на месторождении). Далее производится измерение проницаемости по нефти
на модели керна после повреждения технологической жидкостью (Кпр2) на трех расходах (измерения аналогичны как для контрольной проницаемости). Определяем коэффициент восстановления проницаемости (β) (рис. 5).

Как видно из представленных результатов, коэффициент восстановления проницаемости [4] сильно варьирует и составляет 43–81 % (в зависимости от типа блок-состава). И, как отмечено на рисунке 5, лучшие показатели по коэффициенту восстановления показывает блок-состав Safe-vise E. Принимая во внимание тот факт, что коэффициент восстановления является параметром, получаемым в результате физического моделирования процесса повреждения пласта на образцах горной породы, нельзя не отметить, что корректная оценка применимости блок-составов с учетом исключительно данной характеристики не всегда возможна. В рассматриваемом случае критически важным критерием применимости технологических жидкостей будет являться время воздействия (глушения), которое в свою очередь определит глубину проникновения жидкости в пласт и, соответственно, время, требуемое на освоение скважины. Всестороннее исследование влияния времени воздействия блок-состава на характеристики освоения не всегда возможно реализовать в рамках общепринятых методик исследования параметров повреждения пласта.

Для более корректной и полной интерпретации результатов испытаний следует рассмотреть такую важную характеристику эффективности применения блокирующих составов и жидкостей глушения, как поглощающая способность. Данный параметр достаточно редко упоминается в нормативных документах на исследование жидкостей заканчивания скважин, однако именно его значение обуславливает характер формирования зоны проникновения технологических флюидов в призабойной зоне скважины.

На рисунке 6 представлены результаты измерения поглощающей способности блокирующих составов при испытании на керне. В качестве критерия завершения процесса поглощения авторами статьи было взято значение объема поглощения фильтрата технологического флюида равное одному поровому объему составной керновой модели. Предельное время воздействия было задано на отметке в 80 часов.

Коэффициент восстановления проницаемости для стандартной жидкости глушения на солевой основе составил 48,7 %, поглощение раствора за время глушения составляет более 11 Vпор.

Таким образом, блокирующие составы Safe-vise E и H-Vis демонстрируют высокие значения параметра поглощения (объем поглощения составил более одного порового объема за один час для данных составов), что говорит об их потенциально низкой эффективности применения.