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: 153

Скачиваний: 0

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

Рис. 1. Схема загрязнения и блокирования прч-

забомном

зоны

продуктивного

пласта.

 

/ — ствол

скважины; 2 — уплотненная

корка пз

твердой

фазы; 3 — зона лроипмювення

твердой

фазы

в

пласт;

-/ — набухание глинистого материала

н отложение

солей;

5 — водо-нефтяная

эмульсия:

б — продуктивный

 

пласт;

7 — з о н а

проникновения

фильтрата

и. ее радиус

(R).

Т а к им образом, основной причиной

взаимодействия

я в л я ­

ется контактирование двух различных

активных сред в

процес­

се бурения скважины в продуктивном разрезе. Проникшие в по­

ры

и трещины пласта глинистые растворы и в

первую

очередь

их

фильтраты вступают в химические реакции

с растворенны­

ми

солями

остаточной

воды, образуя

нерастворимые

осадки

различных соединений в виде солен гуматов и

гидроокисей по ­

ливалентных

катионов

(кальций,

магний

и др . ) .

 

 

 

Д л я вскрытия перспективных

отложений в

понсково-разве-

дочных с к в а ж и н а х главным образом использовались глинистые:

растворы на пресной воде и

в

некоторых

 

случаях

высококаль­

циевые

глинистые

растворы

(скв.

14,

31

Семигиновской

пло ­

щади; скв. 18, 23 Росильнянскон площади;

скв.

2

З а л у ж а и с к о й

площади; скв. 5, 6 Селезневской площади;

скв. 4,

5 З а д о р н е н -

ской площади и другие) .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Д л я

обработки

и

стабилизации

буровых

растворов

приме ­

нялись различные химические реагенты.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Во Внешней зоне Предкарпатского прогиба обработка бу­

ровых

растворов

осуществлялась

К М Ц

(скв.

1,

2

З а л у ж а и с к о й

площади; скв. 1,

5 площади

Ковалевка - Черешенка)

или К М Ц .

с У Щ Р ,

Т П Ф Н ,

 

К С С Б

(скв.

4,

5,

6 З а л у ж а и с к о й

площади;,

скв. 2, 3 площади

 

К о в а л е в к а - Ч е р е ш е н к а ) .

 

 

 

 

 

 

 

 

Н а

площадях

 

Внутренней

зоны

Предкарпатского

прогиба

буровые растворы обрабатывались в основном

К С С Б (скв.

З а -

водиянской,

Семигиновской,

Космачской

и

Росильнянской

пло ­

щ а д е й ) ,

в некоторых

случаях

К С С Б

с

окзилом

(скв. 3,

10 К о с ­

мачской

площади)

или

К С С Б

с

окзилом

и К М Ц

(скв.

18

Р о -

сильнянская

п л о щ а д ь ) ,

еще

реже — К М Ц

и

У Щ Р

или

КМЦ,,

гипан, У Щ Р

(скв. 2, 3 площади

Старый

С а м б о р ) .

 

 

 

 

В З а к а р п а т с к о м

прогибе

обработка

растворов

 

производи­

лась

преимущественно

У Щ Р

с

 

гипаном.

 

В

единичном

случае

использовалась

К С С Б

с гипаном

(скв.

6

 

Тереблянской

п л о ­

щ а д и ) .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Н а площадях Волыно-Подольской окраины Восточно-Евро­ пейской платформы глинистые растворы обрабатывались У Щ Р , Т П Ф Н и К М Ц .

В поисково-разведочных скважинах западной

части К р ы м а

обработка

глинистых растворов осуществлялась

в основном

К М Ц , К С С Б и У Щ Р .

 

Многие

используемые при бурении скважин химические реа ­

генты обладают высокими закупоривающими свойствами. В осо ­

бенности

это касается

таких реагентов,

как

гипан,

УЩР, .

Т П Ф Н , а

т а к ж е К С С Б

в условиях

Крыма

и Внутренней

зоны

Предкарпатского прогиба. З а к у п о р и в а ю щ и е

свойства' их.

п р о ­

являются

в результате

набухания

глинистого

материала

к о л ­

лектора, химических реакций с остаточной водой,, адсорбции,, капиллярного эффекта и т.. п.

2*

1.9-

К а к показали

лабораторные

исследования, выполненные

на

о б р а з ц а х керна

в

условиях близких к

пластовым,

коэффициент

восстановления

проницаемости

породы

(3 после

прокачки

рас­

творов указанных

реагентов составляет

0—47%.

 

 

Фильтраты промывочных жидкостей, содержащие данные химические реагенты, т а к ж е снижают проницаемость пласта при их проникновении в прнскважпнную зону. Об этом свиде­ тельствуют результаты лабораторных опытов, полученные при прокачке фильтратов буровых растворов скв. 26 Семигиновской площади, скв. 5 Заводнянской площади и скв. 3 Северо-Сереб- ряиской площади через образцы кернов. Коэффициент восста­ новления проницаемости образцов керна составляет соответ­ ственно 29, 36 и 35%.

Следует отметить, что эффективность применяемых химиче­ ских реагентов зависит от физико-химических свойств коллек­

торов и насыщающих

их флюидов. Так, К С С Б

в условиях Внут­

ренней

зоны Предкарпатского прогиба вызывает закупорку

пласта

на 64—80%,

а на Волыно-Подольскон

окраине Восточ­

но-Европейской платформы снижает проницаемость пород лишь на 4—15%.

Все щелочные реагенты в отдельности в

рассматриваемых

геологических условиях

вызывают

закупорку

пласта,

поэтому

их следует исключить из практики обработки

буровых рас­

творов.

 

 

 

 

 

 

 

 

На основании экспериментальных исследований сектор

вскрытия

и

опробования

пластов

совместно

с

лабораторией

промывочных

жидкостей

У к р Н И Г Р И разработали рецептуры

глинистых

растворов,

которые в значительной

степени

предот­

в р а щ а ю т закупорку продуктивных

пластов. В частности,

вскры­

тие нефтегазоносных пластов следует проводить:

 

 

а) в отложениях сарматского яруса Внешней зоны Пред­

карпатского

прогиба

глинистыми

и глнно-асбестовымп

раство­

р а м и с добавкой 3—5% хлористого кальция,

стабилизирован­

ными 5—10%

К С С Б ;

 

 

 

 

 

 

б) в палеогеновых отложениях Внутренней зоны Предкар ­ патского прогиба глинистыми растворами с добавкой 3—5% хлористого кальция или 5—10% хлористого натрия, стабили­ зированными 3% карбофеном;

в) в отложениях кембрийской системы Волыио-Подольской окраины Восточно-Европейской платформы глинистым раство­ ром с добавкой 3—5% „хлористого кальция и обработкой 10—

15% К С С Б ;

 

 

 

 

г)

в отложениях

мела западной

части

Крыма

глинистыми

н глино-асбестовыми

растворами с добавкой

2—3%

хлористого

к а л ь ц и я , 10% нефти,

стабилизированными 2—3%

карбофеном.

В

1969 г. В Н И И Б Т совместно с трестом

Львовнефтегазраз -

ведка

проведены экспериментальные

работы

по вскрытию про-

20

дуктивных горизонтов девона в скв. 31 Великомостовской пло ­ щади с очисткой забоя воздухом. Исследования показали, что

приток

газа

при

освоении

в

открытом стволе

составлял

100

000

м3 /сут, в то

время как из тех ж е горизонтов в сосед­

них

скважинах он не превышал

15—20 тыс. м3 /сут. При

после­

дующем

испытании,

после

заполнения скважины

глинистым

раствором и

спуска

146-мм

эксплуатационной колонны,

полу­

чить приток газа не удалось. Это свидетельствует о высокой перспективности вскрытия газоносных пластов с очисткой за ­ боя воздухом на площадях Волыно-Подольской окраины Во­ сточно-Европейской платформы и наглядно иллюстрирует па­ губное влияние закупорки пластов компонентами глинистого раствора.

Используемые для вскрытия продуктивных отложении гли­

нистые

растворы

о б л а д а ю т

различной

водоотдачей

(4—

20 см3

/30

мин). Иногда

водоотдача растворов достигала 33—

57 с м 3

за

30 мин

(скв. 2

Сокирницкой п л о щ а д и ) . Как установ­

лено многими исследователями,

в пластовых

условиях

водоот­

дача этих растворов возрастает в несколько раз. Поэтому в про­

цессе бурения

в пласты-коллекторы проникает

 

значительный

объем

фильтрата бурового раствора (в пористую

среду),

а в

трещины — и его твердая фаза .

Пресноводные

фильтраты

вы­

зывают

значительное

снижение

фильтрационных

 

параметров

глинистых

коллекторов.

Продолжительные

сроки

воздействия

глинистого

раствора

на

пласты (от начала

 

вскрытия

пласта

бу­

рением

до спуска и цементажа обсадной колонны), достигаю­

щие

в

отдельных случаях 127 сут (скв. 5

З а л у ж а н е к о й площа ­

ди)

и д а ж е

583 сут

(скв. 1 Северо-Серебрянской

п л о щ а д и ) ,

еще

больше

усугубляли

процесс закупорки

прискважинной

зоны

пласта.

Это является одной из причин получения низких при­

токов

флюидов

из

продуктивных

пластов.

Буровые

растворы

характеризуются широким диапазоном изменения удельного ве­ са от 1,1 до 1,9 гс/см3 . Повышение удельного веса с 1,3 гс/см-3 до 1,9 гс/см 3 осуществлялось баритом, мелом, а в отдельных

случаях и гематитом. Гематит и другие железистые

утяжели ­

тели следует исключить из практики

обработки буровых раство­

ров

в связи с тем, что они являются

к а т а л и з а т о р а м и

образова ­

ния

нерастворимых солей различных

соединений, а т а к ж е , бла ­

годаря магнитным свойствам, способствуют созданию, в пласте стойких водных блокад.

В процессе бурения пласты испытывали гидростатические репрессии, которые по своей величине значительно больше ре­

комендованных инструкцией

(5—10%

от величины пластового

д а в л е н и я ) . Так, в скважинах

площадей

Внешней

з о н ы П р е д к а р -

патского прогиба и западной

части Крыма они превышали пла ­

стовые давления на 20—60%,. а в скважинах

З а к а р п а т с к о г о

прогиба — на 16—38%.

 

 

 

21

Н е с к о л ь ко ниже репрессии создавались во Внутренней

зоне

Предкарпатского прогиба,

где они

изменялись

от 6,0

до

15—

'25% и лишь

в отдельных

случаях

достигали

35%

величины

пластового

давления .

Такие репрессии т а к ж е

способствовали

закупорке

продуктивных

пластов и

снижению

проницаемости

в прнскважинной зоне коллектора. В снижении

противодавле­

ния на пласты до технологически обоснованных

норм

кроются

значительные

резервы

улучшения

качества

вскрытия

пла­

стов.

 

 

 

 

 

 

 

 

В процессе бурения на стенки скважины воздействуют не только гидростатические давления, но и дополнительные знако ­ переменные гидродинамические давления, связанные с эффек­ том порпшевания. Эти давления возникают в процессе спускоподъемных операций, а т а к ж е при проработке ствола и расхаживанин бурильного инструмента.

Проведенными в этом плане исследованиями доказано, что

при

максимальных скоростях спуска и подъема колонны бу­

рильных труб в скважинах возникают большие

знакоперемен­

ные

гидродинамические давления . В частности,

установлено,

t - I TO при спуске п подъеме бурильного инструмента со скоростью 1—2 м/с при кольцевом зазоре между колонной и стенками скважины 10 мм прирост гидравлического давления на к а ж д ы е 1000 м спускаемых труб составляет 45—55 кгс/см2 , при подъеме, наоборот, давление в скважине снижается на 10—15 кгс/см2 по •сравнению с гидростатическим.

Замеры, проведенные в скважинах на площадях западных областей УССР, показывают, что максимальные величины ко­ лебания давлении на глубинах 900—1600 м составляют 70— '90 кгс/см2 . Эти давления зависят от скорости спуска и подъема колонны бурильных труб, величины затрубиого кольцевого за­ зора п структурно-механических свойств бурового раствора.

Врезультате проявления знакопеременных гидравлических давлений на стенках скважины происходит периодическое раз­ рушение и обновление глинистой корки, что приводит к погло­ щению пластами дополнительного объема фильтрата бурового раствора.

Винтервалах продуктивного разреза рассматриваемых неф­

тегазоносных регионов градиенты давления достигают величи­ ны 0,2 ктс/см2 /м. Они по своей величине несколько меньше ус­ ловного геостатического градиента.

Несмотря иа это, во многих случаях может происходить гид­ равлический разрыв породы при градиентах давления ниже ус­ ловного геостатическото [79]. Промысловый опыт показывает, что причиной этото прежде всего является наличие в разрезе глинистых пород, обладающих относительно повышенной пла­

стичностью, а т а к ж е

естественной

микротрещиноватости в са­

мих коллекторах, в

результате чего

пласты «самопроизвольно»

,22

Смотрите также файлы