Проектирование буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов часто базируется на коэффициентах восстановления проницаемости, полученных при проведении фильтрационных исследований кернового материала. Такой подход является только отчасти оправданным, так как имеет целый ряд существенных ограничений. В статье рассмотрены отдельные факторы, влияющие на получение более достоверных результатов при проведении фильтрационных керновых исследований.
Анализ результатов исследований, проведенных на модельных песчаниках Bandera Grey и Buff Berea, показал явную зависимость коэффициента восстановления проницаемости от смачиваемости керна и типа бурового раствора. Для изучения воздействия растворов на проницаемость были выбраны три системы: биополимерный раствор на водной основе, эмульсионный раствор на углеводородной основе – обратная эмульсия, биополимерный эмульсионный раствор на водной основе – прямая эмульсия. Выбранные типы буровых растворов в настоящее время являются основными среди применяемых для первичного вскрытия коллекторов. Наилучшие результаты получены для образцов, испытанных с использованием растворов на углеводородной основе (эмульсия второго рода), а наихудшие – с растворами на водной основе в виде эмульсии первого рода, промежуточные результаты зафиксированы при использовании биополимерных растворов на водной основе. При этом обнаружены определенные особенности технологии получения остаточной водонасыщенности керна в зависимости от его гидрофобности или гидрофильности. Приведены промысловые примеры, подтверждающие корректность полученных выводов.
Показана особая роль фильтрационных исследований в проектировании буровых растворов первичного вскрытия. Отмечено наличие большого числа методик, типов и видов буровых растворов, взаимозависимых, но разноплановых факторов. Сделан вывод о необходимости разработки единого стандарта в области фильтрационных керновых исследований для нефтегазовой отрасли.
Список литературы
1. Marsсhall D.S., Gray R., Byrne M.T. Development of a Recommended Practice for Formation Damage Testing // SPE 38154-MS. – 1997.
2. Marsсhall D.S., Gray R., Byrne M.T. Return Permeability: A Detailed Comparative Study // SPE 54763-MS. – 1999.
3. Making Sense of Return Permeability Data Measured in the Laboratory. / L. Han, A. Lohne, B., Stevenson, A. Stavland. // SPE 94715-MS. – 2005.
4. Byrne M., McPhee C., Rojas E. Improving Return Permeability Test Data Through Representative Drawdown Simulation // SPE 143967-MS. – 2011.
5. Byrne M., Patey l.T.M. Formation Damage Laboratory Testing – A Discussion of Key Parameters, Pitfalls and Potential // SPE 82250-MS. – 2007.
6. Scott H.E., Patey l.T.M., Byrne M.T. Return Permeability Measurements - Proceed with Caution // SPE 107812-MS. – 2007.
7. Van der Zwaag C.H., Olsen H., Lohne A. Significance of Selected Set-up Parameters in Return Permeability Measurements Used for Formation Damage Quantification // SPE 127994-MS. – 2010.
8. Return Permeability: When a Single Number Can Lead You Astray in Fluid Selection / M. Offenbacher, M. Luyster, L. Gray [et al.] // SPE 165106-MS. – 2013.
9. Вскрытие гидрофобных коллекторов с использованием буровых растворов на углеводородной основе / А. Лутфуллин, А.Р. Арсланбеков, В.А. Мосин [и др.] // Бурение и нефть. – 2014. – № 9. – С. 57–61.
10. Использование раствора на углеводородной основе для первичного вскрытия юрских отложений на Ван-Еганском месторождении / С. Андриади, Э. Донцов, С. Сергеев, Р. Сибагатуллин // Новатор. – 2012. – № 6. – C. 24–28.
11. Ballard T.J. Dawe R.A. Wettability Alteration Induced by Oil-Based Drilling Fluid // SPE 17160-MS. – 1988.
12. Anderson W.G. Wettability Literature Survey Part 1: Rock, Oil, Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability / Journal of Petroleum Technology. – 1986. – October. – P. 1125–1144.
