Нефтяные месторождения Удмуртской Республики имеют сложное геологическое строение, большая часть запасов нефти относится к трудноизвлекаемым, что обусловлено следующими факторами:

• высокой вязкостью нефти;
• низкой проницаемостью коллекторов, неоднородностью;
• малой эффективной толщиной пластов коллекторов.

Для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) в существующих условиях ОАО «Удмуртнефть» ведет исследовательские работы по усовершенствованию технологических процессов строительства скважин [1]. Неотъемлемой частью таких процессов является изучение коллекторских свойств продуктивных пластов и влияние на них буровых промывочных жидкостей (БПЖ).

Подавляющее большинство горных пород, слагающих продуктивные пласты месторождений нефти ОАО «Удмуртнефть», состоят из известняков, глинистость (содержание в минеральном скелете породы частиц с эффективным диаметром менее 10 мкм) которых варьируется от 10 до 50 %. Отрицательно заряженные кристаллы глины в поровом пространстве находятся в виде коллоидных частиц и легко поглощают катионы: Na⁺, К⁺, Ca²⁺. Изменение концентрации ионов в пластовом флюиде в результате снижения концентрации соли или рН при попадании фильтрата бурового раствора (БР) может привести к набуханию глинистой частицы (смектитовые глины) и закупорке пор либо отделению от поверхности пор, миграции (каолинитовые, иллитовые глины) и дальнейшей закупорке пор [2].

При бурении на соленасыщенном буровом растворе фильтрат содержит большое количество ионов, которые способны дестабилизировать асфальтеновые частицы в пластовой нефти и образовать устойчивую эмульсию. Вышеперечисленные процессы приводят к снижению проницаемости и нарушению коллекторских свойств продуктивного пласта, усложняя последующее освоение и добычу углеводородов.

На месторождениях ОАО «Удмуртнефть» в процессе строительства скважины присутствуют вышеперечисленные проблемы, в той или иной степени. При этом физические параметры буроёвых промывочных жидкостей всегда соответствуют проектным значениям. Исследование фильтрата буровых промывочных жидкостей, применяемых на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», позволит подобрать оптимальную рецептуру буровых растворов, подобрать реагенты-понизители фильтрации, кольматанты.

В полевых условиях инженеру по буровым растворам крайне важно понимать химические процессы, происходящие в системе «буровой раствор». Измерение параметров рН, Pf, Mf дает понимание щелочности бурового раствора или его фильтрата. Знание щелочности является важным фактором для многих буровых работ для обеспечения правильного контроля химического состава бурового раствора. Для правильного действия добавок к буровым растворам, особенно некоторых дефлокулянтов, требуется щелочная среда. Щелочность ионов гидроксила (OH^-) обычно рассматривается как полезная, в то время как щелочность карбонатов (CO₃^2-) и/или бикарбонатов (HCO₃^-) может оказывать отрицательное влияние на характеристики бурового раствора [3, 4]. Интерпретация щелочности фильтрата включает вычисление разницы между результатами титрования.

Для изучения фильтрата был взят компонентный состав минерализованного крахмально-биополимерного бурового раствора МКБПР, который используется при бурении наклонно направленных скважин, зарезке боковых наклонно направленных стволов в карбонатных породах верейского и башкирского ярусов на объектах ОАО «Удмуртнефть».

На I этапе исследований за компонентную основу (дисперсную фазу) была взята существующая рецептура бурового раствора МКБПР, и приготовлено 6 образцов буровых растворов, при этом менялся только химический состав дисперсионной среды (табл. 1).

На II этапе исследований за основу взяли те же растворы, что и на I этапе, но добавили в рецептуру всех образцов дополнительный компонент — гидроксид натрия (или каустическую соду) NaOH в концентрации 2 кг/м³ (табл. 1).
После приготовления образцов бурового раствора были произведены контрольные замеры параметров согласно ГОСТ [4].

На III этапе были проведены керновые испытания по проникновению фильтрата бурового раствора.

Химический анализ фильтрата буровых растворов показал, что образцы раствора (МКБПР 1, 2, 3 и 4) с высоким содержанием ионов Ca²⁺ > 19,0 г/л и рН < 8,3 имеют только бикарбонатную щелочность: присутствуют только бикарбонат-ионы в количестве от 439,2 мг/л до 841,8 мг/л (рис. 2), что говорит о нестабильности параметров бурового раствора и трудности их контроля в процессе бурения. Изменить тип щелочности можно, дополнительно обработав реагентами-регуляторами щелочности (каустической содой, гашеной известью): бикарбонат не может существовать в присутствии гидроксила, поэтому восстанавливается до карбоната.

Образец раствора МКБПР 5 с содержанием Ca²⁺ = 18,2 г/л и рН = 8,8 имеет карбонатную и бикарбонатную щелочность: присутствуют бикарбонат-ионы 183 мг/л и карбонат-ионы 300 мг/л (рис. 2). Параметры такого раствора не стабильны, но перевести щелочность в карбонатно-гидроксильную или гидроксильную легче за счет обработки реагентами-регуляторами щелочности.

Образец раствора МКБПР 6 с содержанием Ca²⁺ = 2,0 г/л и рН = 10,8 имеет карбонатную и гидроксильную щелочность: присутствуют карбонат-ионы 240 мг/л и гидроксил-ионы 17 мг/л (рис. 2). Параметры данного раствора стабильны. Дополнительная обработка реагентами-регуляторами щелочности данного бурового раствора полностью переведет щелочность в гидроксильную.

Как видно из рисунка 2, в образце МКБПР 6 при низком содержании солей Ca²⁺ и Mg²⁺ общая минерализация выше, чем в образце МКБПР 1, приготовленном на пластовой воде. При проникновении дисперсионной среды бурового раствора МКБПР 6 в продуктивный пласт в процессе фильтрации снижения пористости и ухудшения проницаемости пласта происходить не будет за счет ингибирования глинистых частиц ионами Na⁺ и К⁺, содержащихся в буровом растворе в достаточном количестве в виде солей (табл. 1). При совокупном анализе химических и физических показателей всех образцов МКБПР для целей бурения наиболее оптимальна рецептура образца МКБПР 6 (рис. 1–2).

Стоит отметить, что прослеживается связь между увеличением рН бурового раствора и содержанием солей в фильтрате бурового раствора: чем ниже содержание солей Ca²⁺ и Mg²⁺, тем выше рН бурового раствора при идентичной концентрации гидроксида натрия (рис. 3).

Согласно статье [5] экспериментально установлено, что глубина проникновения фильтрата бурового раствора в пласт напрямую связана с фильтро-емкостными свойствами горной породы: с улучшением коллекторских свойств буровой раствор проникает в пласт на большую глубину.

Для МКБПР в качестве моделей пластов были использованы цилиндрические образцы керна нефтенасыщенных карбонатных пород верейского (известняк органогенно-обломочный) и башкирского (известняк, известняк органогенно-обломочный) ярусов месторождений Удмуртии:

Северной структурно-тектонической зоны Верхнекамской впадины. Шесть образцов, имеющих среднюю пористость К_п = 0,195 д. ед., среднюю проницаемость по газу К_прг = 0,0925 мкм2, объем пор V_пор = 4,08×10-6 м3;

Киенгопской группы месторождений Удмуртии. Три образца, имеющих среднюю пористость К_п = 0,164 д. ед., среднюю проницаемость по газу К_прг = 0,185 мкм2, объем пор V_пор = 3,91×10-6 м3.

Предварительно образцы были очищены горячей экстракцией и высушены. Методом полупроницаемой мембраны в поровом пространстве образцов была сформирована остаточная водонасыщенность, в качестве модели пластовой воды использовали минерализованную воду плотностью 1 170 кг/м3. Затем образцы монтировали в кернодержатель и прокачкой нефти создавали начальную нефтенасыщенность.

С целью воздействия на модель пласта буровым раствором были выбраны 2 образца (по результатам II этапа исследований):

• МКБПР 1, непосредственно используется при бурении скважин;
• МКБПР 6, наиболее оптимальная рецептура для целей бурения.

Средняя глубина проникновения фильтрата для МКБПР 1 составила 0,38 см, средняя глубина проникновения МКБПР 6 — 0,40 см, т.е. глубина проникновения фильтрата МКБПР 1 ниже, чем у МКБПР 6.

Глубина проникновения фильтрата бурового раствора в пласт в значительной степени определяется водоудерживающей способностью бурового раствора (параметр фильтратоотдача) [6]. Однако восстановление фильтрационных свойств после воздействия буровыми растворами для менее проницаемых карбонатных коллекторов происходит в заметно меньшей степени [5].

Стоит отметить, что глубина проникновения также зависит от реологических характеристик БР: чем выше условная вязкость, тем меньше глубина проникновения фильтрата. При сравнении совокупности факторов двух образцов буровых растворов: глубины проникновения фильтрата, фильтратоотдачи, условной вязкости, МСП — для целей бурения наиболее оптимальна рецептура образца МКБПР 6.