Кольматационные свойства бурового раствора с мраморной крошкой различного фракционного состава

Статья посвящена актуальной проблеме сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта при вскрытии. Одним из решений снижения негативного воздействия на пласт промывочной жидкости является применение кольматантов. Цель исследования — оценить влияние кольматанта различного фракционного состава в составе биополимерного хлоркалиевого бурового раствора на проницаемость керна продуктивного коллектора пласта БС101-2 Сургутской группы месторождений. Опытные образцы буровых растворов содержали мраморную крошку с разным соотношением фракций, подобранных в соответствии с критериями Абрамса и фракциями в два раза больше и два раза меньше фактического размера пор керна. Экспериментальные исследования проводили на установке FDS-350 фирмы Vinci в условиях, приближенных к пластовым на колонке из трех кернов. Коэффициент восстановления проницаемости рассчитывали для каждого из кернов и всей колонки. Исследования показали хорошую блокирующую способность раствора. Загрязнение раствором произошло на глубину не более 3 см, что позволяет рекомендовать раствор для вскрытия продуктивных пластов с последующим проведением гидроразрыва или кислотной обработкой.

1. Булатов А. И., Макаренко П. П., Проселков Ю. М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Москва: Недра; 1999. 424 с.

2. Дубинский Г. С. О возможности регулирования процессов в призабойной зоне пласта при заканчивании и освоении скважин. Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). Выпуск 1 (б). Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография»; 2012. С. 177–187.

3. Галкин В. И., Силайчева В. А. Разработка статистической модели прогноза коэффициента проницаемости по совокупности геологических и технологических показателей. Нефтепромысловое дело. 2013;(9):10–12.

4. Милютинский И. Л., Дмитриева А. П., Игунов И. А., Миронычев В. Г. Воздействие фильтратов минерализованного крахмально-биополимерного бурового раствора (МКБПР) на фильтрационные свойства карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии. Инженер-нефтяник. 2019;(1);13–17.

5. Aksenova N. Experience of the silicate reagents in oil and gas well drilling use. In E3S Web of Conferences. 2024;(515);01005. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202451501005

6. Овчинников В. П., Аксенова Н. А., Каменский Л. А., Федоровская В. А. Полимерные буровые растворы. Эволюция «из грязи в князи». Бурение и нефть. 2014;(12):24–29. EDN: TDOAIZ.

7. Мавлютов М. Р. Нигматуллина А. Г., Валеева А. Н. Вскрытие продуктивных пластов с использованием полимерных растворов с регулируемой кольматацией. Нефтяное хозяйство. 1999;(3):20–23.

8. Подгорнов В. М., Калиневич Г. Э., Панов Б. Д. Снижение проницаемости пристенных участков ствола скважин при контакте буровых растворов с продуктивными пластами. Труды Московского Института нефтехимической и газовой промышленности им. И. М. Губкина. 1981;(152):116–129.

9. Mody F. K., Hale, A. H. A borehole Stability Model to Couple the Me-chanics and Chemistry of Drilling Fluid Shale Interaction. Proceedings of the SPE/IADC Drilling Conference. 1993:473–490. https://doi.org/10.2118/25728-PA.

10. Zhou Z., Abass H., Li X., Bearinger D., Frank W. Mechanisms of imbi-bition during hydraulic fracturing in shale formations. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2016;(141):125–132. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2016.01.021

11. Парфенов К. В., Нечаева О. А. Анализ современных систем промывочных жидкостей при проводке скважин в глинистых отложениях. Ашировские чтения. 2022;14 (2-1):49–52.

12. Никитин, В. И., Нечаева О. А., Камаева Е. А. Методика проведения эксперимента по определению насыщенности фильтратом промывочной жидкости образца кернового материала. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2020;(10-334):14–16. https://doi.org/10.33285/0130-3872-2020-10(334)-14-16.

13. Байков В. А., Колонских А. В., Макатров А. К., Политов М. Е., Телин А. Г. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Лабораторные фильтрационные исследования керна Приобского месторождения. Вестник ОАОНК «Роснефть». 2013;(31-2):4–7.

14. Конесев В. Г., Четвертнева И. А., Тептерева Г. А. Особенности методологии выбора растворов первичного вскрытия продуктивных пластов на основе проведения фильтрационных экспериментов на керне. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2020;331(11):168–175.

15. Уляшева Н. М., Дуркин В. В. К вопросу оптимизации промывки и свойств буровых растворов в осложненных условиях. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2014;(10):26–32.

16. Шарафутдинов З. З. Буровые растворы на водной основе и управление их реологическими параметрами. Электронный журнал «Нефтегазовое дело». 2004;(1):3–21. URL: https://chrome-extension://efaidnbmnnnibpcajpcgl clefindmkaj/http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Sharafutdinov/Sharafutdinov_2.pdf.

17. Войтенко Д. Н., Фролов М. П., Шепелев В. И., Кожухов С. В., Шокин Е. А., Лукьянов П. В. [и др.]. Высокоингибирующие буровые растворы на водной основе (HPWBM) для строительства сложных нефтегазовых скважин. Бурение и нефть. 2022;(11):17–23.

18. Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. Москва: Недра; 1972. 392 с.

19. Конесев В. Г., Рогачев М. К., Коробов Г. Ю., Тептерева Г. А. Возможности сохранения продуктивности скважин на этапе их строительства. Бурение скважин в осложненных условиях: тезисы докладов III Междунар. научно-практической конференции. Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский горный университет; 2018. С. 57–59.

20. Бакиров Д. Л., Бурдыга В. А., Бабушкин Э. В., Фаттахов М. М., Ваулин В. Г., Волкова Л. А. [и др.]. Буровой раствор для строительства глубоких поисково-разведочных скважин на севере Западной Сибири. Нефтепромысловое дело. 2019;9(609):18–22. EDN: TAHVFP; https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-9(609)-18-22.

21. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion. Journal of petroleum technology. 1977;(5):8–15.