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: 135

Скачиваний: 0

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

(1 — 10%), раскрпсталлпзованным стекловатым

базисом (1 —

10%), соссюрптом, эпидотом, серицитом, кварцем

(от долей до

10%). Цемент в породе контактный, поровый, по составу крем­ нисто-глинистый и глинистый. Глины гидрослюдпстые и хлори­ товые. Кремнистый цемент состоит из халцедона и кварца . Ши­ роко развиты процессы цеолнтнзации.

Образования верхнемелового возраста представлены почти повсеместно известняками и мергелями. Исключением является сеноманский ярус, в разрезе которого существенную роль иг­ рают нередко глины и алевролиты. Палеоценовые и эоценовые

отложения сложены

преимущественно

карбонатными

порода­

м и — известняками,

мергелями, реже

глинами

и алевролитами .

Олигоценовые и нпжнемпоценовые отложения

(майкопская се­

рия) представлены глинами с прослоями алевролитов

и песча­

ников. Породы мела и палеогена относятся к коллекторам по-

рового, порово-трещинного

и

трещинного

типов

малой

емкости

и проницаемости.

М е ж з е р н о в а я

пористость

песчаников

и

туф-

фитов изменяется от 3 до

10%

и в редких

случаях она

выше

20%. Газопроницаемость в большинстве случаев

менее

0,1

м Д .

Трещинная пористость пород варьирует от 0,1 до

0,3%,

трещин­

ная проницаемость 0,1—50 м Д

и реже до 200

мД .

 

 

 

§ 2. Физико-химические свойства пластовых вод

 

При разработке и обосновании рецептуры

промывочной

жидкости для вскрытия продуктивных

пластов,

обеспечиваю­

щих сохранение

естественных

коллекторскнх

свойств,

наряду

с другими факторами весьма важное значение

имеет

правиль­

ный учет свойств насыщающих их пластовых

флюидов.

Д л я

предотвращения

снижения

проницаемости пласта необходимо,

чтобы фильтраты промывочных жидкостей по своему химиче­ скому составу и свойствам в какой-то мере соответствовали пластовым водам.

При разработке рецептур промывочных жидкостей прежде всего надо располагать сведениями о таких важных парамет­ рах пластовых вод, как концентрации водородных ионов рН,

общей

минерализации

и содержании

агрессивных катионов

Са++ и Mg++.

 

 

 

 

 

 

По своему химическому составу остаточная вода идентична

составу

контурных

и

подошвенных

вод

з а л е ж е й

нефти и

га­

за [69].'

 

 

 

 

 

 

 

Проведенные многочисленные исследования по целому ряду

нефтяных и газовых

месторождений

С С С Р и за

рубежом

по­

казывают, что количество остаточной воды, выраженное в про­ центах от суммарной емкости пор, может составлять от долей процента до" 70% объема пор, достигая в большинстве случаев 20—30%.

12

В условиях рассматриваемых продуктивных отложении ос­ таточная водонасыщениость высокая и изменяется в широких пределах — от 20 до 60%. При таком содержании остаточной воды она имеет пленочный характер распределения и, несом­

ненно, покрывает всю поверхность пор и

трещин породы.

Пластовые воды рассматриваемых площадей Волыно-По-

дольской окраины Восточно-Европейской

платформы,

Внутрен­

ней зоны Предкарпатского прогиба и Закарпатского

прогиба

относятся к водам хлоридно-кальциевого типа и имеют кислую

реакцию,

т. е.

р Н < 7

(табл. 1).

Они

характеризуются

более

высокой

минерализацией

и

повышенным

содержанием

агрес­

сивных катионов Са++

и

M g + + .

С ростом

глубины

увеличива­

ются абсолютные значения общей минерализации,

содержание

катионов

С а + +

и

Mg++

и

соответственно

снижается

величи­

на рН.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пластовые

воды

Судововишнянской

и Садковнчскоп

площа­

дей Внешней зоны Предкарпатского прогиба хлоридно-кальцие­ вого типа с величиной р Н < 7 .

При этом на Судововишнянской площади воды характери­ зуются меньшей минерализацией и пониженным содержанием катионов Са++ и Mg++. На З а л у ж а н с к о й и Пынянской площадях воды гндрокарбонатно-натриевого типа с величиной р Н > 7 и ха­ рактеризуются сравнительно низким содержанием солей.

На всех рассмотренных площадях Внешней зоны Предкар ­ патского прогиба наблюдается гидрогеологическая инверсия пластовых вод по разрезу, т. е. с ростом глубины уменьшаются абсолютные значения общей минерализации, "содержание ка­ тионов кальция и магния и соответственно растет величина рН.

Пластовые воды Задорненской площади сульфатно-натрие­ вые, а Карлавской площади гидрокарбонатно-натриевые, име­ ют щелочную реакцию, т. е. р И > 7 , и характеризуются низкими значениями общей минерализации и невысоким содержанием катионов Са++ и Mg++. При составлении табл . 1 использованы все имеющиеся данные анализов пластовых вод. Однако во мно­

гих случаях значения

указанных параметров занижены в связи

с отбором проб

воды из скважин на ранней стадии

дренирования

объекта, когда

еще не

было достигнуто

постоянство

минерализа­

ции поступающего

из

пласта флюида .

Несмотря на

это, приве­

денные данные

в

целом о т р а ж а ю т гидрохимические

свойства

пластовых вод.

 

 

 

 

 

 

§ 3. Пластовые давления и температуры

Сведения о величинах начальных пластовых давлений и тем­ ператур необходимы как д л я оценки промышленных запасов нефти и газа, эксплуатации месторождения, так и при прове­ дении буровых работ с целью более эффективного вскрытия продуктивных пластов.

13

 

 

Гидрохимическая х а р а к т е р и с т и к а

п л а с т о в ы х вод

 

 

 

Т а б л и ц а 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

рН

 

Общая минера­

 

 

Содержание

 

 

 

 

Основной

 

лизация Мо,

 

 

 

 

 

 

 

Возраст

 

 

 

г/л

С а +

+

, мг/л

M g +

+ , мг/л

Регион

Площадь

отложе­

тип пластовых

 

 

 

 

 

 

 

 

 

под ПО

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ний

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

В. А. Сулнну

ОТ

ДО

от

до

от

 

до

от

до

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Волыно-

Велико-

Девон

Хлоридно-

4,3

5

80

187

4 400

20 200

1200

2800

Подольская

мостовская

 

кальциевый

 

 

 

 

 

 

 

 

 

окраина

 

Кембрий

То же

5,6

7,2

33

220

37 339

 

42 731

1514

1938

Восточно-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Европейской

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

платформы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Залужан-

Нижний

Гидрокар-

7,0

7,5

10

22

84

 

419

33

251

 

ская

сармат

бонатно-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

натриевый

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Судововиш-

Сармат

Хлоридно-

6

7

25

30-44

265

 

67Р

120

240—400

Внешняя

нянская

 

кальциевый

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

зона Пред-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

карпатского

Садкович-

 

То же

5

 

 

 

 

 

 

 

 

прогиба

-

6,1

15

86,5

1 000

 

4500

50

1400

 

ская

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пыняи-

•

Гидрокар-

6,5—7,5

7,6

9,3

16,6-18,6

53 210—258

22

50—70

 

ская

 

бонатно-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

натриевый

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

|

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Росильнян-

Олигоцен

Хлорндно-

5,2

8,0

109

241

3 139

 

10 331

25

1511

 

ская

 

кальциевый

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Эоцен

То же

5,2

6,7

62

180

1 327

 

9 751

12

1636

 

Космач-

Олигоцен

»

5,0

7,0

183

239

4 989

 

12 860

620

1630

Внутренняя

ская

Эоцен

 

6,7

 

49

 

4 165

 

 

431

 

зона Пред-

 

Палеоцен

 

5,0

 

183

 

14 977

 

 

1388

 

карпатского

 

 

 

 

 

 

 

прогиба

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Семиги-

Олигоцен

я

5,8

7,5

88

136

347

 

4 552

43

1405

 

иовская

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заводнян-

•

•

6,5

8,0

94

109

4 726

 

5 024

Следы

484

 

ская

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тереблян-

Верхний

»

6,0

9,0

3

146

7

 

1 369

2

198

Закарпатский

ская

мел

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

прогиб

 

 

 

 

 

 

 

1 372

 

2 659

174

284

 

Сокир-

То же

 

5,6

6,5

103

157

 

 

пицкая

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Задориен-

Нижний

Сульфатно-

7,6

10,7

3,9

15, 1

133

 

707

21,9

365

Тарханкутский

ская

мел

натриевый

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

п-ов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

166,3

 

Карлавская

Верхний

Гидрокарбо-

7,1

12,2

6,0

30,9

4,9

256,7

14,6

 

 

мел

натио-натрие-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

вый

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Отсутствие данных по пластовым

давлениям часто приводит

к неоправданному

завышению удельного веса буровых раство­

ров и к снижению

фильтрационных

свойств коллекторов в прн-

скважпнной зоне

пласта.

 

Д л я изучения

закономерностей

распределения давлений по

площади и разрезу использован весь фактический материал по гидродинамическим исследованиям, полученный в процессе оп­ робования продуктивных пластов. Пластовые давления и тем­

пературы на площадях северо-западной

части Внешней

зоны

Предкарпатского

прогиба

изучались

в сарматских

отложениях,

к которым

приурочены

газоносные

горизонты. Здесь отмеча­

ется тенденция роста величины превышения

пластового давле ­

ния над условным

гидростатическим

с

увеличением глубины

залегания

горизонтов [58]. Так, например,

верхняя

часть

раз­

реза сарматских

отложений (до X

ходновпчского

песчано-гли-

нистого комплекса) характеризуется величинами пластовых

давлений

ниже условного гидростатического, которые

затем

в нижезалегающих горизонтах

начинают превышать

его

( X I I I ,

X I V — песчано-глпнистые комплексы),

и градиент давления до­

стигает 0,101—0,120 кгс/см2 /м

в X V и

X V I пынянских

песчапо-

глинпстых

комплексах.

 

 

 

 

Температурный градиент составляет 3—5° С/100 м.

На площади Великие Мосты в девонских отложениях т а к ж е отмечается тенденция роста превышения пластового давления над условным гидростатическим с увеличением глубины зале­ гания горизонтов (градиент давления 0,101—0,104 кгс/см 2 /м) . Температурный градиент — 2,5° С/100 м.

На рассматриваемых площадях Внутренней зоны Предкар ­ патского прогиба нефтеносные горизонты палеогена характери ­ зуются градиентом давления, превышающим условный гидро­ статический в 1,1 —1,23, а в отдельных случаях в 1,37 раза и больше [58].

В газоконденсатных з а л е ж а х пластовые давления

достигают

величин аномально высоких и градиент

давления

увеличива­

ется до 0,16 кгс/см 2 /м (скв. 1 — Космач и 12 — Р о с и л ь н а я ) .

Температурный градиент составляет

2,44—2,8° С/100 м.

Пластовые давления отложений нижнего мела Закарпатско - то прогиба меньше условного гидростатического; вверх по раз­

резу градиент давления увеличивается

и

в разрезе новоселпц-

кой свиты неогена составляет 0,123 кгс/см

2 /м.

Температурный градиент изменяется

от 3,55 до 5,43° С/100 м.

В отложениях нижнего мела Тарханкутского п о л у о с т р о в градиенты пластовых давлений изменяются от 0,11 до 0,149 кгс./см2 /м. Вверх по разрезу пластовые давления близки •гидростатическим.

Температурный градиент меловых отложений колеблется от 2,85 до 3,60° C/J.00 м.

Г л а в а I I

СОСТОЯНИЕ РАБОТ ПО ВСКРЫТИЮ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

§ 1. Вскрытие пластов в процессе бурения скважин

Схематическая иллюстрация загрязнения и блокирования прнскважиниой зоны пласта с поровым типом коллектора при проникновении глинистого раствора приведена на рис. 1. Д л я пласта с трещинным типом коллектора эта картина, по-видимо­

му, будет осложняться более глубоким

проникновением

твердой

фазы

бурового раствора в

пласт

по

трещинам,

что

приведет

к большей

закупорке последнего

по сравнению с пластом поро-

вого типа

коллектора.

 

 

 

 

 

Снижение фильтрационных свойств прнскважиниой зоны

пласта

происходит главным

образом

за счет

проникновения

фильтрата буровых растворов и проявляется следующими про­

цессами: 1) гидратацией и набуханием

глинистых

минералов

породы;

2)

выпадением в

порах

и трещинах твердых

 

осадков

в результате его химического взаимодействия с остаточной

во­

дой

коллектора;

3)

водной

блокадой — закупоркой

 

каналов

между зернами породы и тонких

трещин капиллярно - удержи ­

ваемой

водой — фильтратом;

4)

эмульсионной

блокадой — об­

разованием водных эмульсий с флюидами пласта и целым

ря­

дом других

явлений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Образование твердых осадков в пласте происходит в резуль­

тате химического

взаимодействия

двух

различных

сред.

Как

у ж е

отмечалось

выше,

остаточные

воды

нефтегазонасыщенных

коллекторов

по

величине

минерализации

и химическому

соста­

ву

идентичны

пластовым

водам

законтурной

части

з а л е ж е й

нефти и газа. Пластовые

(остаточные)

воды продуктивных

р а з - '

резов обычно хлоридно-кальциевого

(реже

гидрокарбонатно-

натриевого)

типа,

как

правило,

имеют

кислую

среду,

т.

е.

р Н < 7 .

В местной

практике

бурения

скважин

 

широко

приме­

няются

глинистые

растворы,

имеющие

 

щелочную

среду, т. е.

р Н > 7 .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Зак. 498

Смотрите также файлы