Результаты лабораторного исследования поражения пласта после применения бурового раствора криогенной СЭМ (часть 2)

В сегодняшней статье мы приводим финальную часть перевода статьи общества инженеров-нефтяников SPE «Лабораторное исследование поражения пласта после применения бурового раствора криогенной сканирующей электронной микроскопией». Здесь Вы найдете описание результатов оценки образцов, а также выводы, к которым пришли исследователи.

Результаты оценки образцов

Анализ “сухой” СЭМ, рентгеновский дифракционный анализ (РДА) и шлифовый анализ. РДА, шлифовый анализ и анализ “сухой” СЭМ показали, что образцы были мелкозернистыми песчаниками с общими тонкими карбонатными прослойками. Основными зернами, составляющими структуру, является кварц с незначительным содержанием полевого шпата.

Основным типом цемента являются зарастания кварцем. Основным типом глины является присутствующий в образцах каолинит, который встречается в виде скоплений, полученных из структурно измененных зерен полевого шпата.

Каолинитовые глины составляют примерно 60% от содержания глины, а оставшиеся 40 % — это иллит. В основном иллит – это плохо кристаллизованные слюдяные сланцы.

После испытаний по заводнению (обработанных образцов) появились заметные различия, наблюдаемые с помощью анализа СЭМ. В частности был замечен шлам бурового раствора на поверхности скважинного конца всех трех образцов. Также были замечены признаки перемещения частиц.

Зерна остаточных механических примесей образца 5A менее плотно упакованы, чем в образце 2A. Буровой раствор был применен для образца 5A при репрессии в 200 фунтсила/дюйм² и для образца 2A при репрессии в 3000 фунт-сила/дюйм². При этом не было замечено никакого шлама бурового раствора, то есть проникновение шлама было ограничено только в открытые поры поверхности скважинного конца керна и не было замечено раньше в поровых каналах какого-либо образца.

По сравнению с необработанным образцом все остальные протестированные образцы показали признаки наличия частиц, составляющих торцевую поверхность пластового конца керна. Считается, что это результат диспергирования природных частиц типа каолинитовых глин из образца во время применения бурового раствора/фильтрационных потерь и их обратного возвращения на торцевую поверхность керна в процессе имитации возобновления добычи. Очевидно, что каолинитовые глины были перемещены или диспергированы и осаждены где-то в другом месте.

Степень перемещения частиц для каждого из образцов трудно оценить количественно, однако, фильтрационные потери объема были больше для образцов на большей репрессии, и перемещение частиц начинается во время фильтрационных потерь. Фильтрационные потери также имеют место при более высоких дебитах в процессе применения высоких репрессий. Перемещение частиц может быть более существенным при более высоких дебитах, то есть зависит от него и как следствие от репрессии. Перемещение частиц во всех испытаниях может скрывать какие-либо другие эффекты поражения. Таким образом, поражение, вызванное перемещением частиц, которое будет контролироваться давлением и дебитом, достигнутых в ходе сымитированного возвращения добычи, может скрывать или преувеличивать другие механизмы поражения.

Анализ криогенной СЭМ

Образцы керна. При сравнении обработанных и необработанных образцов керна, единственная обнаруженная жидкая фаза в них – это нефть. Существует незамеченное изменение в распределении жидкой фазы до и после испытаний по заводнению. Никаких изменений смачиваемости и механизмов поражения, связанных с задержанными фильтратом, микроэмульсией или другой жидкостью, не было обнаружено в каком-либо из образцов.

Структура бурового раствора

Исходя из оценок микроснимков криогенной СЭМ структуры остаточного бурового раствора, удаленного с поверхности скважинного конца образца 2A, протестированного при репрессии в 3000 фунтсила/дюйм² и структуры остаточного бурового раствора, удаленного с поверхности скважинного конца образца 5A, протестированного при репрессии в 200 фунт-сила/дюйм², сделан вывод, что структура бурового раствора образца 2A более плотно упакована, чем та же структура в образце 5A, а плотность основного утяжелителя бурового раствора, барита больше. Этот анализ показывает, что чем выше репрессия, тем большую плотность механических примесей она создает в структуре остаточного и развитого после сымитированного возврата к добыче бурового раствора.

Выводы

1. Все протестированные образцы показали значительное снижение восстановленной проницаемости после применения бурового раствора и сымитированного возврата к добыче.
2. Во всех исследуемых образцах было замечено перемещение частиц каолинитовой глины. Этот процесс вызвал снижение проницаемости, а также возможно скрыл или преувеличил другие механизмы поражения. Поражение перемещением частиц повлияет на сымитированный возврат к добыче и, следовательно, на очищение буровым раствором. Процесс перемещения частиц может зависеть от бурового раствора/его фильтрата, а также от потенциально преобразованных других систем бурового раствора.
3. Чем выше репрессия, тем сильнее поражение она создает, однако во всех образцах механизмы поражения схожи. Сымитированный возврат к добыче при постоянном давлении в 400 фунт-сила/дюйм² показал более эффективную очистку, чем при постоянном расходе в 0,2 мл/мин.
4. Структура остаточного бурового раствора и его шлам, прилипающий к стенке скважины, способствовали снижению проницаемости. Чем выше репрессия, тем более плотно упакованную структуру бурового раствора и более толстый слой шлама, прилипающего к стенке скважины, она создает. Фильтрационные потери в объеме и в дебите были выше для образцов, протестированных при большей репрессии после применения бурового раствора. Это может повлиять на степень перемещения частиц и обнаруженных поражений.
5. Комплексные методы оценки образца сделали возможными обнаружение механизмов поражения и распознавание усиления поражений при высоких репрессиях.