Блокирование пластов-коллекторов при поглощениях при бурении и цементировании скважин

Анализ результатов опробования свыше 80 объектов в глубокозалегающих палеоценовых отложениях (южный борт Западно-Кубанского прогиба) на Восточно-Северской, Ново-Дмитриевской, Калужской, Ключевской и Северо-Кутаисской площадях позволил установить, что зачастую из пластов, которые характеризуются по геофизическим дан­ным как хорошие коллекторы (значительные отрицательные амплитуды ПС, положительные приращения КС микрозон­дов, повышенные показания НГК и низкие ГК), получали слабые притоки жидкости. Например, при опробовании в скв. 128 Восточно-Северской площади верхней части V гори­зонта (имею-щего более высокие коллекторские свойства, чем остальные песчано-алевролитовые горизонты палеоцена) лишь после трехкратной аэрации был получен слабый при­ток воды — менее 2 м³/сут. Не лучше были результаты и большинства испытаний нижележащих горизонтов (VI —X), кроме газонасыщенных их частей — горизонт VIII-а в скв. 100 Восточно-Северской площади и горизонт IX в скв. 505 и 515 Ново-Дмитриевской площади, где благодаря повышенной проникающей способности газа и пластовой энергии получен приток газа свыше 100 тыс. м³/сут [30].

Низкие дебиты охарактеризованных выше пластов объяс-

20

нялись образованием блокирующей зоны в их прискважин-ной части. Создание блокирующей зоны заключалось в заку­порке крупных пор и трещин глинистым раствором и мел­ких — разбухающими пластовыми глинами при проникнове­нии в них пресного фильтрата раствора [50].

Такие процессы наиболее вероятны на больших глубинах, где отмечаются значительные перепады давлений в скважине против пластов и низкая пористость коллекторов.

В условиях рассматриваемых отложений, где перепады давлений составляли более 20,0 МПа, а средняя пористость коллекторов — меньше 15 %, диаметр зон проникновения в пластах (определяемый при интерпретации кривых БКЗ) пре­вышал иногда 6 м.

Кроме указанных факторов, на фильтрационные свойства коллекторов существенное влияние оказывает также про­никновение в них фильтрата цементного раствора.

При цементировании скважин создается еще больше предпосылок для блокирования проницаемых пластов, чем при бурении. Обычно более плотный по сравнению с буро­вым раствором тампонажный раствор обусловливает боль­шую возможность возникновения поглощений в результате гидравлического разрыва пласта, а значительная водоотдача цементного раствора — интенсивную фильтрацию в поры пласта.

Водоотдача тампонажных растворов велика, так как они способны отдавать при небольших перепадах давления свы­ше 90 % воды, использованной на затворение цемента. По­ниженными значениями водоотдачи характеризуются тампо-нажные растворы, обработанные гипаном и КМЦ. Цемент-но- и шлако-бентонитовые растворы имеют также значи­тельно пониженные значения фильтрации, что выгодно отли­чает их от чистых цементных растворов.

С целью выяснения закупоривающего эффекта фильтрата цементных растворов по отношению к гранулярным коллек­торам были проведены специальные эксперименты с образ­цами алевролитов, отобранными из отложений палеоцена с глубины 2000 — 3700 м. Эти образцы пород дважды помещали в формы, заполненные цементным раствором, которые ста­вили в автоклав и выдерживали 2 ч и затем еще 1,5 ч при давлении 40,0 МПа и температуре 100— ПО °С.

В табл. 1 приведены сведения относительно площадей и интервалов глубин скважин, с которых отобраны исследуе­мые образцы пород, а также значения их газопроницаемо­сти, определенные до и после помещения образцов в авто-

21

Таблица 1

 

				Газопроницаемость
	Номер	Интервал	Номер	миллидарси
Площадь	скважи-	отбора	образ-	до	после	после
	ны	кернов, м	ца	авто-	1-го	2-„Ó
				клава	опыта	опыта
Восточно-Северская	120	3498-3504	Ô-3	1,5	0,0	0,0
		3538-3545	п-1а	20,0	17,0	11,0
		3538-3545	п-1	11,0	5,5	1,5
		3555-3563	Ô-4	20,0	7,5	1,5
		3555-3563	п-11а	39,0	24,0	15,1
Глубокий Яр	725	2067-2077	п-1	61,0	49,0	21,5
	720	1994-2002	п-1	299,0	311,5	223,5
Ключевая	190	3712-3717	-6	1,5	1,0	0,5

клав. Все образцы пород, поднятые из скв. 120 Восточно-Северской площади, отобраны из горизонта V, результаты опробования которого приведены выше.

Приведенные данные показывают, что каждый раз после пребывания образцов пород в цементном растворе в авто­клаве проницаемость большинства их резко снижается. При этом чем меньше проницаемость, тем в большей степени она снижается после выдержки образца в цементном растворе под давлением.

Необходимо учитывать также значительно меньшие ре­альные значения проницаемости коллекторов, залегающих на больших глубинах, по сравнению с определяемыми при ат­мосферном давлении значениями проницаемости отобранных из них образцов керна. Этот факт установлен рядом иссле­дователей, а также экспериментально подтвержден на образ­цах глубокозалегающих изучаемых отложений при давлени­ях, близких к давлениям в условиях их залегания [37]. Мето­дика исследований изменений фильтрационно-емкостных свойств и электрического сопротивления образцов пород при повышении внешнего давления изложена в кандидатской диссертации А.Я. Петерсона.

Для исследования отбирались образцы пород из глубоко-залегающих палеоцен-нижнеэоценовых отложений южного борта Западно-Кубанского прогиба. В зависимости от значе­ния пористости эти образцы были разделены на четыре группы. Так как деформируемость пород под давлением оп­ределяется в основном свойствами скрепляющего их цемента, то при разделении исследованных образцов пород на группы учитывалось также их различие по содержанию, типу и со­ставу такого цемента (табл. 2).

Образцы пород группы IV представлены алевролитами го-

22

Таблица 2
							Коли-
							чество
Груп-	Породо-	Пори-	Проница-	Содер-		Состав	иссле-
пы	образующие	стость,	емость, мкм2	жание	Тип цемента	цемента	дова-
	компоненты	%		цемен-			ний
				Ú‡, %			образ-
							цов
I	Кварцевый	1-10	0	30-45	Базальный,	Глинис-	5
	(40-60%)				порово-	то-крем-
					базальный,	нистый.
					базально-	Глинис-
					поровый	то-изве-
						сткови-
						стый
II	Кварцевый	10-15	(0-5)-10"3	10-30	Порово-	Глини-	11
					контакто-	стый,
					вый, реге-	кварце-
					нерации,	вый. Гли-
					уплотнения.	нисто-
					Контакто-	кремни-
					во-поро-	стый.
					вый. Ба-	Извест-
					зально-	кови-
					поровый	стый
III	Глауко-	13-20	(5-35)-10"3	5-20	Порово-	Кремни-	16
	нит — квар-				контакто-	сто- изве-
	цевый				вый. Поро-	сткови-
	(глауконит				во-контак-	сто-гли-
	10-15%,				товый уп-	нистый
	кварц 50 —				лотнения.
	70 %), квар-				Контак-
	цевый —				тово-поро-
	(50-80%)				вый
IV	Глауко-	22-30	(45-1080)х	10-15	Порово-	Глини-	5
	нит — квар-		хЮ"3		контакто-	стый
	цевый				вый
	(глауконит
	10-15%,
	кварц 40 — 70%)

ризонта V палеоцена, которые наименее затронуты постсе-диментационной цементацией. Большая часть этих алевроли­тов характеризуется содержанием глинистого цемента, тогда как остальные в различной степени окремнены и карбонати-зированы. Исследованные породы залегают на глубинах от 2500 до 4100 м, где эффективные давления могут изменяться в пределах от 360 до 600 кг/см².

Поэтому исследования изменения физических свойств пород проводились при повышении внешнего давления до 600 кг/см². Давление внутри пор породы (аналог пластового давления) при изучении изменения пористости, проница-

23

400

200 300

R + AR

100 %

100

p, атм ^r горн

R+AR R 130 120 110 100 90 80 h

100 %

 

 

 

-			^o---------- о ~^1084	1083 R=f(p)
	V		III
		^=*		1083) 981 j	m=f(p)
-90 -85	m-Am	100 % 1	i		1005ku	P =f(p)
	m i

100

200

300 400 p,атм 'горн'

Рис. 8. Изменение пористости пг, проницаемости к^ и электрического со­противления R в зависимости от горного давления р_горн для пород групп I, II, III, IV (цифры - номера образцов пород)

емости и электрического сопротивления равнялось атмо­сферному.

Проведенными исследованиями подтверждено, что порис-

24

1788 R=f(p)

1733) 1797\m=f(p) 1804)

R+AR R 130 120 110 100 ■£ 80: 1 60

100 100 %

100 %

 

 

 

-		^ol080 -o---
	ii
'-90		m=f(p) §^Z$J080
tn-Atn innn/ °~	--- 0-- 0-	•°1080 knp=f(p)
m , "

200 300

О R+AR R

400

p, атм ^ горн

=0=0=^ 1604

500 p, атм *горн

1733

тость т и проницаемость к_пр пород уменьшаются с увеличе­нием горного давления, а электрическое сопротивление R увеличивается (рис. 8). Видно, что увеличение горных давле­ний свыше 300 — 400 кг/см² вызывает уже незначительные изменения физических свойств всех четырех групп пород, что согласуется с ранее полученными данными.

25

Для пород групп I, II и III эти изменения тем интенсивнее, чем меньше пористость и проницаемость, а также чем боль­ше содержание скрепляющего цемента, т.е. наиболее значи­тельными изменениями пористости и электрического сопро­тивления под воздействием давления характеризуются поро­ды группы I. Однако у высокопористых, высокопроницае­мых, со сравнительно небольшим количеством цемента по­род группы IV пористость, проницаемость и электрическое сопротивление изменяются не менее интенсивно, чем у са­мых низкопористых, непроницаемых, с наиболее высоким содержанием цемента пород группы I, что объясняется нали­чием в них глинистого цемента. Породы группы III, представ­ляющие претерпевшие окремнение и карбонатизацию основ­ные продуктивные глубокозалегающие гранулярные коллек­торы, характеризуются наименьшим изменением физических свойств под воздействием давления. При увеличении давления А° Ргорн ⁼ 300 кг/см² пористость группы III уменьшается на 5 %, но проницаемость — на 27 %, а электрическое сопро­тивление увеличивается на 24 % (см. рис. 8).

Значительное завышение определяемых в атмосферных условиях значений проницаемости подтверждает предполо­жение о том, что проникновение фильтрата цементного рас­твора снижает в естественных условиях проницаемость кол­лекторов (особенно глубокозалегающих) тем больше, чем меньше ее значение.

В трещинных коллекторах цементный раствор и его фильтрат должны создавать более устойчивую блокирующую зону, чем глинистый раствор, что подтверждается получени­ем только после вторичной перфорации промышленного притока газа из трещинно-поровых коллекторов верхней части горизонта IX в скв. 515 Ново-Дмитриевской площади [76].

Следовательно, проникновение цементного раствора в пласт может создать ложное представление о его непродук­тивности.

Применение испытателями пластов для опробования их в необсаженной скважине, а также использование при цемен­тировании скважин тампонажных растворов с пониженной водоотдачей позволит свести к минимуму искажающее влия­ние проникновения фильтрата цементного раствора в поры и микротрещины на результаты испытаний продуктивных кол­лекторов.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЙ

ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА

ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН

В результате блокирования цементным раствором прони­цаемых пластов не всегда удается эффективно вскрыть, оп­робовать и ввести в промышленную разработку продуктив­ный горизонт. Отсюда следует актуальность задачи разработ­ки метода обнаружения блокированных цементным раство­ром зон.

Блокирование цементным раствором проницаемых плас­тов всегда связано со значительным скоплением цементной массы в интервале поглощения. Поскольку цемент при гид­ратации выделяет тепло, интервалы поглощения по сравне­нию с другими участками ствола скважины должны характе­ризоваться более интенсивным ростом температуры в период ожидания затвердения цемента (ОЗЦ). Вследствие этого тер­мометрия может служить одним из методов выявления зон, блокированных цементным раствором.

С целью опробования применения термометрии для опре­деления блокированных цементным раствором проницаемых зон в разрезе скважины, была проведена интерпретация по­следовательно зарегистрированных в процессе ОЗЦ термо­грамм по ряду скважин Ставропольского и Краснодарского краев [29, 89].

На экзотермическом эффекте, возникающем при гидрата­ции портландцемента, основан способ определения высоты подъема тампонажного раствора и распределения его за об­садной колонной путем комплексной интерпретации термо­граммы и кавернограммы, так как в зацементированном уча­стке ствола скважины кривая изменения температуры по глубине аналогична кавернограмме: положительные аномалии температуры соответствуют кавернозным пластам.

На этом же свойстве основан способ определения с по­мощью электротермометра местонахождения тампонажного раствора, закачанного под давлением в скважину через пер­форационные отверстия.

В отечественной и зарубежной практике метод термомет­рии нашел применение для обнаружения зон поглощений бурового раствора в бурящихся скважинах. В основе метода выделения поглощающих пластов в бурящихся скважинах лежат различия в динамике восстановления "возмущенной" естественной температуры в зонах, где это "возмущение"

27

связано с радиальной теплопроводностью и радиальной кон­векцией.

Радиус теплового влияния скважины в интервалах залега­ния поглощающих пластов намного больше, чем в интерва­лах залегания непоглощающих, поэтому восстановление тем­пературы в скважинах против поглощающих пластов более медленное, чем против непоглощающих (рис. 9). Это физиче­ское явление приводит к дифференциации термограмм, заре­гистрированных во времени в интервалах поглощающих го­ризонтов.

Особенность изменения температуры в скважине в период ОЗЦ состоит в том, что одновременно с восстановлением температуры пород до естественной происходит тепловыде­ление гидратирующим цементом. Вследствие этого результи­рующее поле температур (см. рис. 9) в стволе скважины про­тив поглощающих и непоглощающих горизонтов в некото­рые промежутки времени может оказаться одинаковым. Если первое измерение температуры осуществить вскоре после окончания продавливания цементного раствора (1—4 ч), а последнее — после его схватывания (4 — 20 ч), то на зарегис­трированных термограммах можно обнаружить две противо­положные по знаку температурные аномалии против пласта, поглотившего цементный раствор.

Рассмотрим с точки зрения обнаружения зон поглощения цементного раствора методику и результаты исследований по

АН

Рис. 9. Изменение тем­пературы At на опре­деленной глубине t скважины после пре­ кращения закачки растворов:

1 — при отсутствии поглощения; 2 — при поглощении цемент­ного раствора; 3 — при поглощении бу­рового раствора

28

скв. 34 — Русский Хутор Северный и 38 — Мирненская, в которых в процессе заливки цементного раствора происхо­дило его поглощение, причем во время продавливания наблю­далась кратковременная потеря циркуляции.

С целью изучения распределения цементного раствора за колонной в скв. 34 — Русский Хутор Северный проведены замеры электротермометром в период ОЗЦ. Первый замер осуществлен через 1 ч 35 мин после цементирования, после­дующие — через каждые 2 ч.

На всех зарегистрированных термограммах (рис. 10) об­наружены положительные аномалии температуры t против пластов-коллекторов в интервалах: 2810 — 2830, 3046 — 3055 и 3192-3215 Ï.

2790

95 100 105 t, ° C

 

Рис. 10. Определение интервалов поглощений тампонажного раствора по термограммам, зарегистрированным после цементирования в скв. 34 - Рус­ский Хутор Северный:

/ — тампонажный раствор; II — пласты-коллекторы

29

Положительные аномалии температуры в интервалах 2810 — 2830 и 3046 — 3055 м, в которых диаметр скважины d^ был близок к номинальному d_H, вероятно, обусловлены тем, что в процессе закачки тампонажного раствора в этих ин­тервалах было поглощено большое количество цементного раствора или его фильтрата. Однако даже пласты, обладаю­щие хорошими коллекторскими свойствами, не могут погло­тить большое количество тампонажного раствора; в них фильтруется лишь вода из этого раствора. Следовательно, в рассматриваемых интервалах, вероятно, развита сеть тре­щин, по которой при избыточном гидростатическом давле­нии тампонирующий материал проник в пласты в радиаль­ном направлении. При этом значительная потеря цементным раствором воды (фильтрата) привела к более быстрому его загустеванию и схватыванию, вызвавших аномальное возрас­тание температуры.

Большим положительным температурным аномалиям на зарегистрированных во времени термограммах в интервале залегания нижнего карбонатного трещиноватого пласта (3192 — 3215 м) трудно дать какое-либо другое объяснение, кроме наиболее вероятного: это результат выделения тепла поглощенным пластом цементным раствором. Причиной по­глощения мог явиться гидравлический разрыв этого пласта.

Наблюдаемое в процессе цементирования скважины по­глощение тампонажного раствора, вплоть до потери цирку­ляции во время его продавливания, подтверждает правомер­ность сделанных заключений о возможности появления по этой причине положительных аномалий температуры в ин­тервалах залегания пластов-коллекторов.

Интервалы вероятного поглощения цементного раствора в разрезе скв. 34 — Русский Хутор Северный по данным пер­вых температурных замеров не характеризуются отрица­тельной аномалией потому, что они сделаны слишком позд­но. Поэтому зарегистрированы лишь положительные анома­лии, вызванные экзотермической реакцией гидратирующего цемента в поглотивших пластах. Такое объяснение под­тверждается тем, что от начала закачки до первого замера прошло 3 ч 50 мин, а цементный раствор данной рецепту­ры схватывается через 1,5 — 2,5 ч после затворения при тем­пературе 100 °С.

Аналогичные данные, подтверждающие изложенное выше, получены в результате временных термометрических иссле­дований, проведенных на скв. 80 и 123 соответственно Коло­дезной и Величаевской площадей.

30

Анализ результатов промысловых исследований позволяет рекомендовать в целях более достоверного обнаружения ин­тервала поглощения цементного раствора проводить первое измерение температуры сразу после закачки тампонажного раствора.

По результатам детального анализа кривых изменения температуры по скв. 38 — Мирненская в период ОЗЦ в ком­плексе с данными кавернометрии, электрического каротажа и сведениями о технологии и особенностях цементирования можно сделать следующие заключения (рис. 11).

Пласт в интервале 2580 — 2630 м характеризуется как про­ницаемый, с хорошими коллекторскими свойствами. Диа­метр ствола скважины d_CKB этом интервале близок к номи­нальному d_H. На кривых изменений температуры при втором и последующих измерениях электротермометром в этом ин­тервале наблюдается опережающий рост температуры по сравнению с другими интервалами.

По результатам термозамера, проведенного в скважине в процессе отбора газа, этот интервал характеризуется как слабо отдающий газ, т.е. приток из него по сравнению с общим дебитом скважины, несмотря на большую мощность (50 м) меньше, чем приток из нижележащих пластов с худ-

Ж    " =

93 116 118 123 125 131 135

140 135 138 t,° C

Рис. 11. Результаты исследований скв. 38 — Мирненская:

/ — проницаемые песчаники; II — интервалы перфорации; 1 — каверно-грамма; 2—6 — термограммы, характеризующие процесс ОЗЦ; 7, 8 — тер-модебитограммы после освоения при статическом режиме; 9 — термодеби-тограмма при динамическом режиме

31

шими коллекторскими свойствами. Наиболее вероятной при­чиной такого явления можно считать блокирование верхнего пласта цементным раствором в результате его поглощения.

Таким образом, применяя комплексную интерпретацию термограмм, зарегистрированных во времени в процессе ОЗЦ с привлечением данных стандартного каротажа и ка-вернометрии, можно определить интервалы залегания прони­цаемых пластов, блокированных (в результате поглощения) тампонажным раствором или его фильтратом, и использо­вать для вскрытия пластов в таких зонах более эффективные методы (гидропескоструйная перфорация или направленный гидравлический разрыв с кислотной обработкой и др.).