Файл: Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов..pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 23.07.2024

Просмотров: 138

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

 

 

 

 

Началь­

Кар­

 

 

 

образ­

 

 

Интервалы

на»

 

 

 

Площадь

сква-

прони­

бонат

 

 

 

цов

 

жна

глубин, м

цае­

ность

Кислотный раствор

 

 

 

 

мость

 

 

 

 

 

 

 

 

Ли, мД

 

 

 

 

 

 

 

 

I

 

 

 

 

3370

Ннжнестру-

 

3064—3070

0,9

0,0

2,6 «„ HF +

5,1% HCl-b

 

тпнская"

 

 

 

 

 

 

Ч- 6 % СН.,СООН - f

 

 

 

 

 

 

8730

Космачская

 

2632,6—2635

10,8

 

- f 0,3% сн,о

 

 

0,87

4»„ HF +

o?6 НС1

+

 

 

 

 

 

 

 

 

+ б»„ CH.,COOH -|-

 

 

 

 

 

 

-0,3»,,' CH.,0

 

135,7

Нижнестру-

 

2516—2520

0,56

0,0

6»„ HF + 4 % HCI +

 

тинская

 

 

 

 

 

 

+ 5% СН 3 СООН

+

 

 

 

 

 

 

За—о

Ольховская

 

1193—1197

 

 

-f-3°„

катапина

 

 

1,57

0,0

6% HF +

4% HCI

+

 

 

 

 

 

 

 

 

 

+ 5 % СН.,СООН +

4а—о

 

25

1193—1197

1,81

 

+ 0,5 % СН.>0

 

 

0,0

6?0 HF + 4% НС1

+

 

 

 

 

 

 

 

 

+ 15 % СН я СООН +

 

 

 

 

 

 

4-5%

CH..0

 

I

I

I

I

 

 

 

 

 

Семипшовской, Нижнеструтннской и Ольховской площадей. Ла ­ бораторные опыты проводились с глинокислотными растворами, которые имели большой диапазон концентраций плавиковой кис­ лоты от 0,2% ДО 6%. Результаты исследований обобщены в табл . 17. Как видно из табл . 17, интенсивность растворения ки­ слотными растворами глинистых минералов образцов керна па­ леогеновых отложений намного выше, чем при обработке пород Волыно-Подольской окраины Восточно-Европейской платформы .

Эффективность

глииокислотных

обработок

керна т а к ж е

увеличи­

вается с ростом

концентрации

плавиковой

кислоты в

растворе.

Н а и л у ч ш и е

результаты получены при прокачке раствора, содер­

ж а щ е г о

4 % H F + 3 % H C 1

с

добавкой

стабилизатора —

6% С Н з С О О Н и ингибитора — 0,3% С Н 2 0 . Здесь прирост эффек­

тивной проницаемости составляет 9—42 м Д на 100 мл

прокачан ­

ной

глинокислоты.

 

 

 

 

 

 

Низкоконцентрированные

глинокислоты (с содержанием

H F

до

1%)

являются малоэффективными

и поэтому не могут пред­

ставлять

определенного

интереса для

промысловой практики.

 

Как

показывают опыты,

влияние

глииокислотных

растворов

с содержанием H F от 2

до 4% м а л о отличается от действия

рас­

творов с концентрацией

H F 6 % .

 

 

 

Продолжение табл. 17

Кислотная

обработка

 

Относи­

Прира­

 

 

 

Прони­

щение

 

 

 

тельное

 

 

 

цаемость

увеличение

проницае­

Примечание

 

объем

после

проницае­

мости на

время,

обработки

мости.

100 мл

 

мин

раствора,

й \ , мД

*,//<•„

раствора,

 

 

мл

 

 

мД

 

119

130

 

13,8

15,3

10,1

Прокачка

60

 

 

4,93

0,45

 

Выдержка

60

 

 

6,5

0,60

 

 

60

 

 

11,51

1,07

 

 

300

 

 

18,70

1,73

 

Прокачка

15,5

295

 

44,7

4,13

8,8

67,5

171

 

10,08

18

5,57

-

19,42

219

'

12,88

7,12

5,16

•

25

200

 

10,86

6

4,52

 

Исследованиями также установлено, что уксусную и лимон­

ную кислоты можно использовать в качестве

добавок — стаби­

лизаторов, поскольку они в данных условиях

характеризуются

хорошими стабилизирующими свойствами. В качестве ингибито­ ра можно использовать катапин А и формалин, причем катапин А дает несколько лучшие результаты. Ценные данные были по­ лучены о характере изменения кислоторастворимых компонен­ тов породы под действием глинокислот при изучении образцов керна в шлифах до и после обработки. После обработки кисло­ той в исследуемых образцах наблюдались изменения в количест­ венном содержании различных типов цемента: почти целиком растворился глауконитовый, карбонатный цемент, частично рас­ творился апаловый, опалово-халцедоновый и кварцевый; лейкоксеновый цемент рассеивается, а пиритовый сохраняется целиком (табл. 18).

Химическое растворение цементирующего материала пород ведет к расширению открытого межзернового пространства, вы­ ражающегося в увеличении просветности пор в шлифе, а также в расширении узких поровых каналов.

112

8 Зак. 498

1 13

 

Т а б л и ц а 18

Минералогический состав цементирующего вещества в песчаниках до и после обработки глинокислотными растворами

образцов

Скважины

и интер­

Шлиф

валы

отбора

 

образца, м

 

№

 

 

 

8730

1 Космачская

До обработки

 

2632,6—2635

После обработки кис­

 

 

лотным раствором

опаловый

опаловохалцедоновый

Минералогический состав цемента, %

кварцевый

глинистый (гидрослюдистый)

5 1

карбонатный

*; а

 

 

 

 

о

 

О

 

 

 

 

 

 

О

 

 

 

 

о

 

U

 

 

 

 

 

о

 

 

 

 

 

 

 

.

1,0

0,8

5,0

0,5

0,7

—

—

—

0,8

—

—

0,7

 

 

о'

-0

после

 

 

 

 

пиритовый

битумный

Всего цемента,

Увеличение пр

светностн пор обработки, ?„

—

0,1

8,1

 

—

од

1,6

6,4

8731

31

Семигиповская

До

обработки

—

1,5

—

6,0

16,0

1,0

1,0

0,25

1,0

26,75

 

 

 

3503,8—3507,3

После обработки

—

0,1

—

3,8

—

—

1,0

0,18

1,0

6,08

20,67

8733

11

Семигиповская

До

обработки

13,0

—

2,0

—

2,2

1,5

0,4

0,20

—

19,30

 

3469,4—3473,6

После обработки

2,7

0,25

0,4

0,20

3,55 15,75

Д л я

западной части

К р ы м а опыты

проводились

на

образцах

туфогенных пород нижнего мела с

использованием

плавиковой

(концентрации 0,2;

0,5;

1,4; 6 % ) , соляной

(концентрации

0,5;

2;

5; 10%)

и азотной

(концентрации

0,5;

1;

5%)

кислот,

а

т а к ж е

их смесей (табл. 19).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Л а б о р а т о р н ы е опыты

показали,

что 0,5—6%

растворы

H F

в смеси с соляной

кислотой 4—16%

концентрации через

 

образец

не фильтровались . В результате реакции образовался белый на­

лет алофана

( т А 1 2 0 3

пБЮгр'НгО), который

полностью

закупо­

ривал поры

породы, д е л а я ее непроницаемой.

Подобное

явление

происходило и при использовании бифторида

аммония (в

водном

растворе диссоциирует

с образованием H F )

•—.образцы

дела ­

лись непроницаемыми .

 

 

 

Соляная кислота 2—5% концентрации дает значительное уве­ личение газопроницаемости керна. Так 2% НС1 увеличивает про­ ницаемость в 10 раз . С уменьшением концентрации НС1 до 0,5% скорость фильтрации кислотного раствора через образец почти не изменяется, а при увеличении ее концентрации до 10% обра­ зец становится непроницаемым .

Применение азотной кислоты

1—5%

концентрации,

как пока­

зали лабораторные

опыты,

т а к ж е

дает

значительное

увеличение

газопроницаемости

кернов.

 

 

 

;

Азотная кислота 1 % концентрации увеличивает газопроница­ емость в 7 раз, а 5% — в 16 р а з . Смеси соляной и азотной кис­ лот увеличивают газопроницаемость кернов еще более' значи­

тельно. Н а п р и м е р , раствор

2%<НС1 в смеси с 0,5%

H N O 3

при его

фильтрации

через . образец

увеличивает

газопроницаемость

по­

следнего в

26 раз . О д н а к о

использование

НС1 в

смеси

с

H N O 3

требует дальнейших исследований из-за более интенсивной кор­

розии металла

(трубы, насосы и т. д . ) .

Результаты

экспериментов показывают, что прирост; скоро­

сти фильтрации

отдельных кислот и их смесей (соляной, плави­

ковой, H C I + H N O 3 и HC1 + HF) во времени достигает максимума

и в дальнейшем

становится постоянным. Последнее свидетельст­

вует о непрерывном выщелачивании кислоторастворимых компо­

нентов, что в отдельных случаях ведет к разрушению образца .

Стабилизации прироста скорости фильтрации при азотнокислотной обработке не наблюдается, а наоборот, имеет место тенден­

ция к дальнейшему росту проницаемости

с

увеличением^

расхо­

да.

 

 

:

 

П о данным минералого-петрографических

исследований

поро­

ды нижнего мела западной части К р ы м а

содержат большое ко­

личество минералов из группы цеолитов

(см. табл . 14),

легко

растворимых в кислотах, в том числе и в НС1. В таких

условиях

отпадает необходимость в использовании

плавиковой

кислоты

(или бифторида а м м о н и я ) , которая дает максимальное количе­ ство нерастворимого осадка. П р и взаимодействии кислот с по-

8*

115

Результаты кислотных обработок (Задориенской

.V образ­

 

Интервал

Прони­

Карбо-

Кислотный

 

цаемость

натность,

цов

скважин

глубин, м

раствор

Кп

мД

%

 

 

 

 

28—К1

4

3553—3558

0,43

2,07

 

10% НС1

 

5413

5

3801—3811

0,345

0

 

10% НС1

 

 

 

 

 

 

+ 5% СН 3 СООН

28—К1

4

3553—3558

0,453

2,07

10%

НС1 +

3%

лимон­

 

 

 

 

 

 

ной кислоты

+

 

 

 

 

 

+ 3 % катапина А

5—К2Б

5

3879—3887

0,29

2,65

 

5% НС1

 

5405

5

3290—3801

0,265

0

 

2% НС1

 

6 - К

5

3801—3811

0,198

0,92

 

0,5% НС1

 

25—К1Б

5

3592—3600

6,291

4,41

 

5% H N 0 3

5410

5

3801—3811

0,34

0

 

1 % H N 0 3

 

27—К1

4

3558—3564

0,372

2,43

 

0,5%

 

H N 0 3

5395

5

3772—3779

0,234

0

2% HG1 +

1 % HNO3

27—К2

4

3558—3564

0,151

2,43

2%

НС1 + 0,5%

H N 0 3

5—К1Б

5

3879—3887

0,216

2,65

6% HF +

10% HC1 - f

 

 

 

 

 

+

15% CH3COOH

11—К2А

5

3760—3765

0,523

0

6% HF +

10% HC1 +

 

 

t

 

 

+ 3 %

лимонной

 

 

 

 

кислоты +

0,3 % ка­

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тапина A

 

9—К2

5

3772—3779

0,515

2,25

 

6% HF +

 

 

 

 

 

 

 

+ 4 % HC1 +

 

 

 

 

 

-г 15% CH3 COOH

9—К1А

5

3772—3779

0,36

2,25

 

6% HF +

 

 

 

 

 

 

 

+ 4 % НС) +

 

 

 

 

 

+ 5% СН3СООН

25—К1А

5

3592—3600

0,41

4,41

 

3% HF +

 

 

 

 

 

 

+

+ 10%

НС1 +

 

 

 

 

 

5% СН3СООН

5 - К 2 А

5

3879—3887

0,492

2,65

0,2% HF + 2% HC1

U6

Т а б л и ц а 19

образцов керна западной части Крыма площади)

Кислотная

обработка

 

 

 

 

 

 

Прони­

Относи­

Прира­

 

 

 

тельное

щение

 

 

 

цаемость

увеличе­

проницае­

Примечание

 

 

после

ние

мости па

время,

объем,

обработки

проницае­

100 мл

 

мин

мл

КXI мД

мости,

раствора,

 

 

 

 

КЦ<„

мД

 

Кислотный раствор не про­ фильтровался

 

 

 

 

То же

18

232

5,85

20,2

2,4

64

252

2,78

10,5

0,63

60,7

50

0,20

1,01

<0,01

39

243

4,70

16,16

1,8

74

273

2,40

7,06

0,75

29,6

180

. 0,41

1Д

0,02

65

241

2,28

9,7

0,81

135

. 240

3,88

25,7

1,55

в

60

350

4,82

9,8

1,24

в

117

Смотрите также файлы