автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Совершенствование технических средств и составов для регулирования проницаемости приствольной зоны продуктивных пластов

л

Пермский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности ОАО ПермНИПИнефть

ИЛЬЯСОВ СЕРГЕЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И СОСТАВОВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИСТВОЛЬНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

(На примере Пермского Прикамья)

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Соискатель Научный руководитель

Ильясов С.Е. д.т.н. профессор

Кузнецов Ю.С.

Тюмень - 1999

СОДЕРЖАНИЕ

Стр

ВВЕДЕНИЕ 4

1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО ПРИКАМЬЯ 7

1.1. Состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов 7

1.2. Анализ глубины проникновения буровых растворов 12

1.3. Анализ качества разобщения пластов в скважинах, пробуренных

с промывкой глинистыми и безглинистыми буровыми растворами 13

1.4. Анализ зависимости проницаемости терригенных и карбонатных пород от средних размеров поровых каналов 16

2.ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИСТВОЛЬНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ в ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ 18

2.1. Анализ методов и технических средств для управления кольматацией проницаемых пород при бурении 18

2.2. Анализ и обоснование методов исследования 26

2.2.1. Алализ методов оценки кольматирующих свойств буровых растворов и специальных изолирующих составов 26

2.2.2. Разработка методики оценки глубины кольматации проницаемой пористой среды безглинистым буровым раствором 30

2.3. Сравнительная оценка глубины кольматации составной модели пласта буровыми растворами 32

2.4. Оценка влияния режимов гидродинамического вихревого процесса и типов буровых растворов на изменение коллекторских свойств пористых пород 40

2.5. Совершенствование технических средств для регулирования проницаемости приствольной зоны продуктивных пластов в

процессе бурения 52

3. АНАЛИЗ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОЙ ПОДГОТОВКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ 62

3.1. Анализ существующих методов физико-химической обработки

фильтрационной корки и кольматационного экрана 63

3.2. Выбор метода физико-химической подготовки ствола

скважины к цементированию 68

3.3. Методики исследований 75

3.3.1. Методика исследований в статических условиях 76

3.3.2. Методика исследования в динамических условиях 78

3.3.3. Методика оценки влияния обработки МЭП составами

на проницаемость коллектора 78

3.3.4. Методика сравнительной оценки глубины проникновения составов и цементного раствора 80

3.4. Результаты экспериментальных исследований по разработке модифицирующего эмульсионно-полимерного (МЭП) состава 80

3.4.1. Исследования в условиях статической фильтрации 80

3.4.2. Исследования в условиях динамической фильтрации 86

3.4.3. Исследование влияния обработки МЭП составами

на проницаемость коллектора на УИПК 88

3.4.4. Исследование глубины проникновения МЭП состава

и цементного раствора 88

3.5. Обоснование механизма действия

модифицирующего эмульсионно-полимерного состава (МЭП) 91

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ КОЛЬМАТАТОРА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВИХРЕВОГО ПРИНЦИПА ДЕЙСТВИЯ И СОСТАВА ДЛЯ ПОДГОТОВКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ 94

4.1. Расчет скорости истечения струй бурового раствора из насадок кольмататора для эффективного регулирования проницаемости

пород в процессе бурения 94

4.2. Результаты промысловых испытаний кольмататоров гидродинамического вихревого принципа действия 99

4.3. Результаты промысловых испытаний составов на основе метасиликата натрия и ЭМКО при подготовке ствола скважины

к цементированию 102

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 105

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 106

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 114

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. В результате проникновения фильтратов буровых и цементных растворов в призабойную зону пласта (ПЗП) происходят необратимые процессы, приводящие к снижению естественной проницаемости кол-

л

лектора. В пластах с проницаемостью < 0,1мкм , составляющих значительную часть разрабатываемых продуктивных отложений в Пермском Прикамье, ухудшение коллекторских свойств составляет до 50% и более. Снижение проницаемости пористых сред, в основном, вызвано: набуханием глинистых включений, содержащихся в породах-коллекторах; образованием в ПЗП на значительной глубине нерастворимых осадков и стойких водонефтяных эмульсий. Снижение водосодержания в прокачиваемом по затрубному пространству тампонажном растворе при цементировании приводит к его недоподъему на проектную высоту, заколонным перетокам по цементному камню и затруднениям, связанным с освоением зацементированных скважин. В связи с этим проблема предупреждения глубокого проникновения в ПЗП буровых и цементных растворов и их фильтратов в процессе бурения и цементирования скважин актуальна и требует соответствующего решения.

Частично она решается выбором рецептуры бурового раствора, способного образовывать прочную непроницаемую фильтрационную корку на границе скважина-пласт и кольматационный экран в пристенной части скважины, которые, однако, могут разрушаться под действием многих факторов: из-за перепада давления при спуско-подъемных операциях и цементировании; вследствие механического разрушения корки элементами оснастки обсадной колонны, а также в результате физико-химического воздействия агрессивных фильтратов цементных растворов и буферных жидкостей.

В связи с этим существует необходимость совершенствования технологий и технических средств, применяемых при заканчивании скважин для упрочнения кольматационной зоны, снижения ее проницаемости и повышения устойчивости к воздействию перечисленных выше факторов.

Цель работы. Повышение качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов путем повышения эффективности управляемой кольматации и физико-химической обработки приствольной зоны пласта в процессе первичного вскрытия и подготовки ствола скважины к цементированию.

Основные задачи.

1. Анализ процессов, происходящих в системе скважина-пласт при первичном вскрытии и разобщении продуктивных горизонтов.

2. Экспериментальные исследования процессов гидродинамической вихревой и физико-химической кольматации в условиях, приближенных к скважин-ным.

3. Разработка комплекса мероприятий с целью сохранения естественных коллекторских свойств и повышения качества разобщения продуктивных пластов, включающего разработку техники и технологии управляемой кольматации приствольной части скважины в процессе вскрытия продуктивных пластов и специальных составов для подготовки ствола скважины к цементированию.

4. Внедрение технологических мероприятий при вскрытии продуктивных пластов и креплении скважин. Анализ полученных результатов и разработка руководящих документов для составления проектно-сметной и технологической документации.

Научная новизна.

1. Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено снижение проницаемости фильтрационной корки и кольматационной зоны, сформированных различными буровыми растворами (глинистыми, безглинистыми, как пресными, так и минерализованными) при обработке составами на основе метаси-ликата натрия (МСН), водоэмульсионной пасты (ЭМКО) и оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ). (Заявка № 99100405/03 от 18.01.99 г.)

2. С учетом теоретических и экспериментальных исследований разработана конструкция гидродинамического вихревого кольмататора, повышение эффективности действия которого достигается за счет концентрации твердой фазы и пульсации давления на стенке скважины.

3. Дано объяснение механизму снижения проницаемости фильтрационной корки и кольматационной зоны при обработке составами на основе МСН, ЭМКО и ОЭЦ.

Практическая ценность. Предложена новая конструкция кольмататора, изоляционный состав и технология его применения для снижения проницаемости и упрочнения кольматационного слоя, образующегося при первичном вскрытии пласта, разработана гидравлическая программа по управляемой кольматации пласта при вскрытии продуктивных пластов.

Промысловые испытания показали, что в результате использования предложенных технологических и технических средств повышается качество вскрытия и разобщения продуктивных горизонтов.

Реализация результатов работы.

Кольматируюгцие устройства гидродинамического вихревого типа прошли испытания в Чернушинском, Полазненском, Березниковском буровых предприятиях ЗАО ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь. Составы для обработки ПЗП внедрены в филиале ЗАО ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на Ученом совете ОАО ПермНИПИнефть (97-98г.г.), семинаре-дискуссии "Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин" (Уфа, УГНТУ, 5-6 декабря 1996г.), научно-техническом совещании "По обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения эффективности разработки месторождений" (Радужный, 23-27 марта 1998г.), президиуме НТС АО НК ЛУКОЙЛ (Москва, 22 декабря 1998г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 14 научных работ, получено 3 авторских свидетельства на изобретения, 2 патента на изобретения и подано 3 заявки на выдачу патентов.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 102 наименования, приложений. Изложена на 114 страницах машинописного текста, содержит 16 рисунков и 24 таблицы.

Автор выражает благодарность за консультации и практическую помощь при выполнении работы научному руководителю д.т.н., профессору Ю.С.Кузнецову, научному консультанту к.т.н. В.Г.Татаурову, д.т.н., профессору М.Р.Мавлютову, д.т.н., чл.-корр. АЕН РФ Н.И Крысину, к.т.н. А.М.Нацепинской, к.ф.-м.н. В.Г.Неволину, н.с. Г.П.Хижняку, а также всей лаборатории технологии строительства скважин ОАО ПермНИПИнефть.

1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО ПРИКАМЬЯ

1.1. Состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов

На территории Пермского Прикамья промышленная нефтегазоносность связана с терригенными и карбонатными коллекторами среднего и нижнего карбона. К карбонатным отложениям приурочены 41% балансовых запасов нефти, а к терригенным - 59% /1/. Карбонатные отложения представлены известняками. Значения открытой пористости колеблются от 11 до 16%, проницаемости - от 0,047 до 0,134 мкм2. Тип коллектора - поровый и порово-трещинный. Тип вод - хлоркальциевый. На ряде новых месторождений нефтяные пласты приурочены к нижнепермским и девонским отложениям.

Ниже рассматриваются коллекторские свойства нижне- и средне-каменноугольных отложений, к которым приурочено 37% балансовых запасов нефти. Анализ выполнен с использованием данных /1/ по пяти наиболее изученным месторождениям и представлен в табл. 1.

Наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают породы серпуховского надгоризонта, пористость которых достигает 30% и проницаемость 2,2 мкм .

Коллекторские свойства терригенных отложений Пермского Прикамья наиболее полно изучены по тульскому и бобриковскому пластам яснополянского надгоризонта. Для получения их характеристики нами обобщены результаты исследований коллекторских свойств яснополянского надгоризонта по 11 месторождениям, рассредоточенным по всему Пермскому Прикамью (табл. 2.). При анализе использованы материалы КамНИИКИГС и ОАО ПермНИПИ-нефть. Терригенные отложения представлены песчаниками с редкими пропла-стками алевролитов и глин. Цемент глинистый и суглинистый. Пористость песчаников колеблется от 12 до 26%. Проницаемость - от 0,1 до 1,2 мкм . Коллекторы - песчаники и алевролиты в основной массе имеют глинистый цемент порового (пленочно-порового, контактово-порового) типов. В лучших коллекторах цемент скудный, и цементация нередко осуществляется за счет соприкосновения (уплотнения) и частичной регенерации кварцевых зерен.

Таблица 1.

Распределение структурных разностей пород и коллекторских свойств

_по разрезу нижне - и среднекаменноугольных отложений_

Месторождение Стратиграфия

Турнейский ярус Серпуховским надгоризонт Намюрский ярус Башки рский ярус

структура Кп, % Кпр,мд структура к„, % К„р,мд структура Кп, % Кпр,мд структура Кп,% К„р,мд

Ножовское Известняки: Доломиты

сгустковые 0-21 Известняки:

камковатые биоморфные 4-22 0,1130

детритовые детритовые

хемогенные сгустковые 24

биоморфные Доломиты 21 411

Доломиты

Павловское Батыр-байское Известняки

детритовые 9,8-10,2

сгустковые 0-13 7

хемогенные 0-6 1

Ярино-Каменно-ложское Известняки: Известняки: Известняки:

сгустково-комковатые 0-6 0,1-1 биоморфные 0,914,2 биоморфные 28

детритовые 0,4-2 0,1 детритовые 11,7 4,9 детритовые 18

хемогенные 0-6 1 сгустковые 6,2 сгустковые 24 411

биоморфные Доломиты раковинные песчаники 10

Доломиты хемогенные • 3

Осинское Известняки: Известняки:

детритовые 16,5 83,2 биоморфные 26 1560

биоморфные 17,6 391 детритовые 19,6 144

Доломиты 30 2250 сгустковые 19,6 383 сгустковые 24 411

Д0Л0МИТЬ1 хемогенные 22 6,5

раковинные песчаники 23 308

Примечание. Кп - коэффициент пористости, Кпр - коэффициент проницаемости.

Таблица 2,

Характеристика терригенных коллекторов Пермского Прикамья __

Месторож- Цемент Пористость, Проницае- Содержание

дение, площадь Пласт Порода тип состав % мость, мд частиц 0 <0,001мм,%

1 2 3 4 5 6 7 8

Cibb песчаники глинистый, известковистый, глинисто-углистый 15 301 6,4

Васильевское алевролиты 13,9

С [tl песчаники глинистый, известковистый, глинисто-углистый 19 813 7,2

алевролиты 17,9

Cibb песчаники контактово-поровый, поровый углисто-глинистй, глинистый 14 110 12,5

Ольховское алевролиты углисто-глинистй

Citl алевролиты поровый, контактово-поровый, базальный углисто-глинистй, глинистый 13,2 26 13,1

песчаники кварцево-кремниевые, сидеритовые « 12,3

Ярино- Каме н-ный лог Cibb песчаники 17,9 468 5,4'

Камен- Ярин О 18 118 6,8

нолож- Каменный лог C,tl песчаники 18,6 349 4,4

ское 18,5 610 4

Продолжение табл.2

Кузьминское С,ЬЬ песчаники контактово-поровый, упаковка зерен, контактный глинистый, углисто-глинистый, участками известковистый 13 108 4,5-12,7

алевролиты контактово-поровый, упаковка зерен глинистый, углисто-глинистй 10,2

Ножовское С1Ы) песчаники поровый,пленочный, участками базальный,част.реген ерацион. глинистый, углисто-глинистй, кальцитовый 23 751 9,4

алевролиты пленочный, пленочно-поровый глинистый, углисто-глинистй 19,9

песчаники поровый, пленочный, участками базальный глинисто-углистый, карбонатный 13,2 12,7-17,9 21,7

алевролиты порово-базальный глинистый, глинисто-углистый, кальцитовый 25,-5

Красноярское С1ЬЬ песчаники поровый, контактово-поровый глинистый, углисто-глинистй 4 16,6

алевролиты поровый, контактово-поровый глинистый, карбонатный

С,и песчаники поровый, пленочно-поровый, регенерационный глинистый, углисто-глинистй 13,5-20,5 22-262

алевролиты поровый, пленочно-регенерационный глинистый, углисто-глинистй

Таныпское с,ьь песчаники алевролиты ' 10.7-21,5 0,1-540 9,1

10,0-20,8 0,1-34 17,8

С,И песчаники 10,5-28,6 1,5-858 14,8

Продолжение табл.2

алевролиты 11,3-16,5 5,2 16

Павловское С,ЬЬ песчаники пленочный, контактово-гюровый глинистый, углисто-глинистй 19,9 8,8

алевролиты пленочный, контактово-поровый глинистый, углисто-глинистй

с,и песчаники алевролиты пленочный, контактово-поровый глинистый, углисто-глинистй 20 305 6,4

Батыр-байское Асюль-ская с,ьь песчаники алевролиты уплотнение зерен углистый, глинисто-углистый, кальцитовый 17,5 128 9

Конста н-тиновс кая 19 1100 24

Асюль-ская с,и песчаники алевролиты глинитсый, тонкочешуйчатый, микрозернистый, кальцитовый 13,5 829 13

Конста н-тиновс кая 15,8 255 17,5

В продуктивных горизонтах присутствуют все типы глин: гидрослюдистая, као-линитовая и монтмориллонитовая. Максимальное отрицательное влияние фильтрата на проницаемость пласта следует ожидать при наличии монтморил-лонитового цемента.

Температура в разрезе продуктивных пластов - от +7 до +39,5°С. Естественные пластовые условия осложнены техногенными аномально высокими и аномально-низкими пластовыми давлениями. Доля низкопродуктивных коллекторов занимает значительную часть площадей.

1.2. Анализ глубины проникновения буровых растворов

Для вскрытия продуктивных пластов используются глинистые растворы с естественной полисолевой минерализацией (ЕПСМ) и ряд рецептур безглинистых буровых растворов. Буровые растворы с ЕПСМ используют, преимущественно, для бурения разведочных скважин. Безглинистые буровые растворы (ББР) представлены составами на основе карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), лигносульфонатов и полиакриламида (ПАА) или на основе полисахаридов.

Для оценки степени "загрязнения" продуктивных пластов при их вскрытии на безглинистых буровых раст