Риски использования слабоминерализованной воды как основы жидкости для глушения скважин в карбонатных коллекторах и методы их снижения установили в своем исследовании ученые Пермского национального исследовательского политехнического университета (ПНИПУ), 19 сентября сообщает пресс-служба вуза.

Глушение нефтедобывающей скважины — перекрытие с помощью специальной жидкости выхода нефти — выполняется в случае необходимости ее ремонта. Однако при этом существует риск, что используемые реагенты повредят пласт и ухудшат его характеристики. Наиболее актуальна такая опасность для коллекторов с высокой проницаемостью и наличием сети трещин.

Поэтому производительность скважины после ремонта во многом зависит от результата воздействия фильтрата жидкости, проникающего в призабойную зону пласта, на его породу. Такое воздействие ранее было определено для терригенных коллекторов, но оставалось не вполне изученным для карбонатных.

Этот пробел восполнило новое исследование специалистов ПНИПУ, которые выполнили серию экспериментов и детально изучили, какие процессы происходят при взаимодействии водной основы с карбонатными горными породами в ходе глушения нефтяных скважин.

Результаты исследования были представлены в статье «Новый взгляд на учет минерального состава карбонатных коллекторов при глушении скважин: экспериментальные исследования», опубликованной в журнале «Записки горного института» в 2024 году.

Если терригенные коллекторы в основном состоят из обломков горных пород и минералов силикатного состава и степень их трещиноватости невысокая, то в состав карбонатных коллекторов входят два основных породообразующих минерала — кальцит и доломит, в которых хорошо развита система трещин и каверн. Через эти трещины и каверны и происходит фильтрация нефти и газа.

Задача жидкости для глушения — предотвращать выброс нефти и обеспечивать безопасность персонала, осуществляющего ремонт или иные работы в стволе скважины. Чтобы добиться этого, в качестве реагентов обычно используют водные растворы с добавками минеральных соединений.

Однако при попадании в призабойную зону пласта такой раствор может снизить его фильтрационно-емкостные характеристики, такие как пористость и проницаемость горной породы. Это приведет к сложностям при вводе скважины в эксплуатацию и снизит ее производительность.

Для терригенных коллекторов это явление уже давно изучено и учитывается при проведении глушения, тогда как карбонатные горные породы на этот предмет почти не исследовались. Было принято считать, что в них нет глинистых минералов, которые бы при контакте с низкоминерализованной водой меняли смачиваемость и, как следствие, проницаемость в коллекторе.

Тем не менее при растворении карбонатов содержащейся в растворе водой может происходить отрыв мелких частиц, которые будут заполнять пустоты пласта и тем самым изменять проницаемость породы.

Это доказали ученые Пермского Политеха, проведя ряд экспериментальных исследований и изучив, каким образом фильтрат жидкости глушения воздействует на свойства карбонатных коллекторов.

Исследователи ПНИПУ отобрали по 10 образцов из продуктивной части двух месторождений, отличающихся строением пустотного пространства и минеральным составом включений. Учеными были оценены основные факторы, влияющие на фильтрационно-емкостные свойства образцов: химический состав фильтрата жидкостей, минералогический состав карбоната, пластовые давление и температура, продолжительность контакта фильтрата с горной породой.

С этими образцами керна были проведены испытания — сначала имитировалось поступление нефти из пласта в скважину посредством ее фильтрации через образец, а затем глушение этой скважины и проникновение технической воды в пласт.

Имитация в последнем случае достигалась прокачиванием технической воды через образец и выдерживанием при заданных термодинамических условиях в течение семи суток (средняя продолжительность ремонта скважины).

Профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук Дмитрий Мартюшев рассказал:

«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%». Такой эффект дает заполнение трещин высвобожденными технической водой мелкими зернами породы, что в результате приводит к снижению проницаемости пласта.

Проникновение фильтрата в горную породу, как показали исследования, нарушает геохимическое равновесие в пласте между флюидами и минералами породы. Карбонатные минералы начинают растворяться, а глинистые компоненты набухают и мигрируют.

«Наше исследование представляет новый взгляд на процессы взаимодействия жидкостей глушения на водной основе с карбонатными коллекторами. В существующих работах говорится, что только в песчаных горных породах возможна миграция мелких частиц. Мы же доказали, что этот эффект проявляется и в карбонатах, что приводит к существенному снижению их фильтрационно-емкостных свойств», — пояснила профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук Инна Пономарева.

Ученые Пермского Политеха отмечают, что этот фактор важно учитывать при использовании водной фазы в различного рода технологических жидкостях. Это необходимо потому, что использование низкоминерализованной воды как основы для жидкостей глушения в случае карбонатных коллекторов нефтяных месторождений создает опасность заполнения пустотного пространства и снижения нефтедобычи.

Чтобы исключить этот негативный эффект, ученые Пермского Политеха предложили увеличить минерализацию воды в жидкостях для глушения или использовать наночастицы, чтобы сохранить геохимическое равновесие и снизить растворение минералов горных пород коллектора.