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: 134

Скачиваний: 0

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

родой полностью растворялись глинистый и кремнистый

цемен­

ты, вулканическое стекло, а цеолиты — около

60%.

 

 

Из фактических данных и экспериментальных

исследований

становится очевидным, что д л я кислотных обработок

пластов

в нижнемеловых отложениях западной части

К р ы м а целесооб­

разно применять соляную и азотную кислоты

лишь

низкой кон­

центрации (1 — 5%) . Более концентрированные растворы этих кислот не улучшают фильтрационных свойств пород, а, наоборот, способствуют дополнительной их закупорке нерастворимыми продуктами реакции.

Дополнительно изучалось влияние кислотных обработок на величину набухания глинистых минералов пород-коллекторов. Известно, что после действия кислотных растворов на диспер­ сные пробы глин (кислотная активация) последние значительно изменяют способность к набуханию [2]. Опыты проводились на дисперсных пробах (фракция < 0 , 0 1 м м ) , приготовленных из по­ род-коллекторов продуктивных и перспективных отложений. Оп­

ределялся

коэффициент набухания

Ко дисперсных проб глин в

пластовой,

а т а к ж е в технической

водах до и после активации

кислотными растворами . Активация дисперсных проб кислотны­ ми растворами осуществлялась на протяжении 6 ч при среднепластовых температурах . Процесс набухания изучался при тер­

модинамических

условиях, близких

к пластовым.

Результаты

опытов (рис. 20)

свидетельствуют

о том, что д л я

дисперсных

проб изученных пород-коллекторов, после активации их кислот­ ными растворами, коэффициент набухания в технической воде уменьшается и часто становится меньшим, чем в пластовой воде. Особенно это характерно для коллекторов сарматского яруса, глинистый материал (монтмориллонитовый) которых характери ­ зуется сравнительно высокой степенью набухания . Отсюда сле­ дует, что кислотные растворы при взаимодействии с породамиколлекторами будут улучшать их фильтрационные свойства еще и за счет уменьшения набухания глинистых минералов . Хотя д л я пробы из меловых отложений Закарпатского прогиба коэффици­ ент набухания в технической воде и уменьшается под влиянием активации, однако не становится ниже, чем в пластовой воде для неактивированной пробы. Это, возможно, обусловлено высо­ кой карбонатностью пород (до 4 0 % ) , за счет чего быстро ней­ трализуется значительное количество кислоты и в меньшей сте­ пени активируется глинистый материал .

Н а основании выполненных исследований рекомендуются сле­ дующие мероприятия по очистке загрязненной в процессе буре­

ния

прискважинной зоны и интенсификации притоков флюидов

из

пластов:

1. Д л я сарматских отложений Внешней зоны Предкарпатского прогиба с карбонатностью пород более 10% использовать соля-

нокислотные растворы 8—12%

концентрации. Время

нахождения

кислотного раствора в пласте

не д о л ж н о превышать

1 ч (с мо-

118

мента начала п р о д а в к и ) . П о с л е этого следует проводить вызов притока флюида из пласта с целью очистки его от продуктов ре­ акции. П р и опробовании низкопроницаемых коллекторов кислот­

ную обработку

следует

комплексировать с гидравлическим раз ­

рывом пласта.

 

 

 

 

 

2. Д л я кембрийских

отложений Волыно-Подольской окраины

Восточно-Европейской

платформы

применять

обработку глино-

4

 

 

 

 

 

1,0

 

 

 

 

 

0,5

 

 

 

 

 

 

 

 

Л

3

 

О

 

 

-

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 20. Влияние кислотной активации на набу­

хание глинистых минералов пород-коллекторов.

Исследуемые

отложения и

кислотные

растворы

 

 

для

активация.

 

' — сарматские

отложении Внешней зоны Предкарпатско-

го прогиба, 10%

На +ЗУоСНзСООН; 2 — кембрийские от­

ложения Волыно-Подольской окраины Восточно-Европей­

ской платформы. 10% НС1+4%

H F + 3 % СНзСООН; 3 —

палеогеновые отложения Внутренней зоны Предкарпат-

ского

прогиба,

10% H C l + 2 % HF+0.1% С0 Н»О; ;

^( — мело­

вые

отложения Закарпатского

прогиба,

10% НС1 +

+0,1%

СеИаО?.

Значения

Ко'- а — для неактивированных

проб

в технической воде;

б — для активированных проб

в

технической воде;

я — для

неактивированных

проб в

 

 

пластовой

зоде .

 

 

кислотным

раствором,

с о д е р ж а щ и м

4% H F + 1 0 % НС1 +

+ 5% С Н 3 С О О Н и ингибитор. Использование

данного раствора

возможно лишь при отсутствии карбонатов в коллекторах, чтобы не допустить выпадение в осадок фторидов кальция . Необходи ­ мость выдержки кислотного раствора в породе при такой обра­ ботке отпадает. Подобный эффект можно получить при выдерж ­

ке смеси кислотных растворов

меньшей концентрации H F до 2%,

НС1 — 6%,

С Н з С О О Н д о 5%

и ингибитор.

 

 

3. Д л я

палеогеновых отложений

Внутренней

зоны

П р е д к а р -

патского прогиба

с карбонатностыо

до

5% применять

многообъ­

емные

обработки

глинокислотными

растворами,

с о д е р ж а щ и м и

-2—4%

H F + 4 %

НС1 + 5% С Н з С О О Н

и ингибитор.

Поскольку

119

в данных условиях глинокислота реагирует с породой очень бы­

стро, поэтому технология обработки д о л ж н а исключать

длитель - \

ное пребывание кислотного раствора в пласте, чтобы

предупре­

дить образование нерастворимого осадка .

 

 

 

4. В нижнемеловых отложениях западной части К р ы м а при­

менять солянокислотные обработки с концентрацией

НС1 от

2

до

5% и азотнокислотные обработки с концентрацией

H N 0 3

от

1

до 5%. Технологический процесс при кислотных обработках

д о л ж е н исключать длительную выдержку кислоты в пласте д л я предотвращения выпадения нерастворимого осадка и предусмат­ ривать незамедлительную очистку пласта от продуктов реакции.

5. В роли стабилизаторов употреблять уксусную

кислоту, а

при температурах более

80° С — лимонную. В качестве

ингибито­

ра использовать формалин и катапин А, при этом

предпочтение

следует отдать катапину

А.

 

 

 

 

 

 

 

 

Основные

выводы

и

рекомендации

 

 

 

 

 

1. П р и м е н я е м а я

технология бурения

и т а м п о н а ж а

 

скважин

осуществляется без

достаточного

и

н а д л е ж а щ е г о

учета

физико-

химических свойств

коллекторов

и

н а с ы щ а ю щ и х их

флюидов,

в результате чего происходит закупорка

пласта

в

прискважин­

ной зоне.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Методы гидродинамических исследований скважин позво­

ляют изучать степень и характер закупорки путем

определения

таких параметров, как скин-эффект

S,

коэффициент

закупорки

/Сз и радиус зоны закупорки пласта

R. В

результате

а н а л и з а

гид­

родинамических данных установлено: скин-эффект 5

в ы р а ж а е т ­

ся положительными величинами, изменяющимися от

0,3

до

43,

что свидетельствует

об имеющих место процессах закупорки

пла­

стов; дополнительный перепад давления, затрачиваемый на пре­

одоление

скин-эффекта, по отношению

к депрессии

составляет

от 4,1 до 53%; коэффициент

закупорки

пласта

изменяется от 35

до 92%

с общей тенденцией

к возрастанию

в более

пористых

коллекторах и с уменьшением радиуса закупорки; радиус зоны закупорки изменяется от 3,2 м до 28,6 м, причем его значение увеличивается в менее пористых коллекторах и с уменьшением проницаемости породы.

Т а к а я оценка степени закупорки продуктивных пластов в со­ временной промысловой практике является перспективной, и ис­ следовательские работы в этом направлении следует расширить . Эти исследования позволят сопоставить степень закупорки пла­

стов

при различной технологии

вскрытия и выбрать ее

наибо­

лее

оптимальные варианты . Д л я

этого необходимо более

деталь ­

но фиксировать начальные участки кривых восстановления дав ­

ления и

практиковать снятие нескольких кривых на различных

р е ж и м а х

работы скважины .

120

3. Экспериментально д о к а з а н о , что методом вытеснения воды газом и керосином из предварительно насыщенной пластовой во­ дой породы м о ж н о имитировать остаточную водонасыщенность в образцах керна, не извлекая их из кернодержателя . Пр и этом фильтрация вытесняющего агента д о л ж н а вестись до точки ста­

билизации фазовой газоили керосинопроницаемости,

что с до­

статочной д л я практических

целей

точностью отвечает

около

100 мл керосина

или 4,5—50

д м 3 газа в зависимости

от

прони­

цаемости керна.

Р а с с м а т р и в а е м ы й

способ создания

остаточной

водонасыщенности в о б р а з ц а х керна

с целью упрощения

опытов

и повышения их качества рекомендуется использовать при лабо ­ раторном изучении закупоривающих свойств растворов химреа­ гентов и солей в условиях высоких давлений и температур .

4. Л а б о р а т о р н ы м и исследованиями установлено, что коэффи ­ циенты набухания, определенные по традиционной методике Яро­

ва — Ж и г а ч а (без учета поправок

на процесс капиллярной про­

питки), содержат значительные

погрешности. П р е д л а г а ю т с я

практические приемы введения поправок, исключающих з а в ы ш е ­ ние коэффициента набухания при его изучении в дисперсных пробах глин. Экспериментальными исследованиями установлено,, что с увеличением температуры набухание глинистых минералов

уменьшается, а

с ростом

д а в л е н и я — увеличивается.

П р е д в а р и ­

тельная активация пород кислотными растворами

значительно

уменьшает набухание глинистых минералов .

 

 

 

 

Установлено,

что наибольшей способностью к набуханию об­

л а д а ю т глины сарматских

отложений, Ко которых

в

технической

воде

составляет 1,5.

Глины кембрийских,

меловых

и

палеогено­

вых

отложений

набухают

незначительно

(коэффициенты

набу ­

х а н и я — 0,17—0,28).

Менее всего набухают глины

туфогенных

пород западной

части

К р ы м а , дл я которых

Ко составляет

0,15.

5. П р е д л о ж е н фильтрационный способ определения эффекта

набухания глинистых минералов в породе, основанный

на

изу­

чении изменения проницаемости при фильтрации газа и

ж и д к о ­

сти

(дистиллированная

вода, водные растворы NaCl различной

концентрации) . Д а н н ы й

способ, в отличие

от существующих ме­

тодов изучения

набухания

в порошкообразных пробах,

позво­

ляет определить степень изменения объема порового простран ­

ства за

счет набухания глинистых минералов непосредственно

в о б р а з

ц а х пород. Способ рекомендуется как основной дл я оцен­

ки роли набухания глинистых минералов в общем процессе за­

купорки пород-коллекторов. Д л я условий

юга и з а п а д а Украины

подобные определения следует

выполнять

в будущем д л я

новых

перспективных т о л щ или при

выявлении

существенных

фаци-

альных

изменений пород-коллекторов на

новых поисково-разве­

дочных

площадях .

 

 

 

6. Н а основании экспериментальных данных определены хи­ мические реагенты и соли, водные растворы которых в наимень­ шей степени снижают проницаемость пород-коллекторов.

121

7. При вскрытии палеогеновых отложений Внутренней зоны Предкарпатского прогиба обработку буровых растворов следует

осуществлять в основном карбофеном, карбофеном с добавкой

С а ( О Н ) 2 ,

хроматами калия и натрия с добавкой С а С 1 2 ( 3 — 5 % )

или NaCl

(до 10—

15%).

8. В сарматских

отложениях Внешней зоны Предкарпатского

прогиба д л я обработки буровых растворов необходимо приме­

нять прежде всего хроматы натрия

и калия, К С С Б , смесь К М Ц

и К С С Б (в соотношении 1:2) с добавкой С а С 1 2 ( 3 — 5 % ) .

9. П р и бурении в кембрийских

отложениях Волыно-Подольг

ской окраины Восточно-Европейской платформы, из реагентов-

стабилизаторов

целесообразно использовать

главным

образом

К С С Б , а т а к ж е

К М Ц (не более 0,5—0,7%)

с добавкой

С а С 1 2

( 3 - 5 % ) .

 

 

 

10. Вскрытие меловых отложений в западной части К р ы м а ре­ комендуется осуществлять промывочными жидкостями, обрабо­ танными преимущественно карбофеном, хроматами натрия или

калия,

гипаном, N a 2 C 0 3

(более 1%)-

И з смесей использовать

К М Ц

(3%) с С а С 1 2 ( 2 % ) ,

а в асбесто

-меловых растворах карбо -

фен (2 — 5%), С а С 1 2 (2—3%) с добавкой нефти и окисленного петролатума .

11. Применение гематита и других железистых утяжелителей

следует ограничить или совсем исключить из обработки буровых

растворов . Утяжеление глинистых растворов до

удельного

веса

1,30-—1,35 гс/см 3 производить только мелом, а выше — баритом.

12. Д л я

предотвращения «самопроизвольного»

гидравлическо­

го р а з р ы в а

пород и закупорки пласта глинистым

раствором

при

бурении скважин

следует ограничивать

скорость

спуска

буриль­

ного' инструмента

ориентировочно в следующих

пределах:

0,7—0,75 м/с при кольцевом зазоре 20—25 мм

 

0,8—0,85

„

„

„

„

25—30

 

„

 

0,9—1,0

„

„

„

„

более 30

„

 

13. С целью уменьшения репрессий

на

пласты

цементирова­

ние эксплуатационных

колонн

проводить

облегченными

цемент­

ными растворами

с подъемом

цемента

за

колоннами на

высоту

не более 500 м, д л я чего предусмотреть соответствующие конст­ рукции эксплуатационных колонн.

14. Н а площадях Внутренней зоны Предкарпатского прогиба в качестве основного метода эксплуатационного вскрытия реко­ мендуется Г П П .

В условиях тонкочередующихся песчано-глинистых коллекто­ ров Внешней зоны Предкарпатского прогиба и трещинных кол­

лекторов Волыно-Подольской

окраины Восточно-Европейской

платформы, а т а к ж е западной

части К р ы м а

следует

использо­

вать кумулятивную

перфорацию (ПК-ЮЗ,

ПКС - 105,

П Н К - 8 9

и др.) повышенной

плотности.

 

 

 

122

Смотрите также файлы