автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Исследование и разработка методов повышения качества вскрытия продуктивных пластов сложно построенных месторождений Западной Сибири

р Г Б од

/ в июп

На правах рукописи

Балуев Анатолий Андреевич

Исследование и разработка методов повышения качества вскрытия продуктивных пластов сложно построенных месторождений Западной Сибири

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень -1998

Работа выполнена в ОАО "Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности" (ОАО СибНИИНП) и Тюменском филиале Сургутского научно-исследовательского и проектного института (ТФ СургутНИПИиефть).

Ведущее предприятие: ОАО "Тюменнефтегаз"

Защита состоится 4 июля 1998 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 064.07.03 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

Отзывы направлять по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского Государственного -нефтегазового университета.

Автореферат разослан 4 июня 1998 г.

Научный руководитель: Научный консультант: Официальные оппоненты:

д. т. н., профессор КОШЕЛЕВ А.Т. К.Т.Н., е.н.с. БАСТРИКОВ С.Н. Д.Т.Н., профессор АЛЕКСЕЕВ Л.А. К.Т.Н. КАШКАРОВ Н.Г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н., профессор

В.П.Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Качество вскрытия продуктивных пластов, состояние их призабойной зоны в значительной мерс влияют на длительность освоения скважин, достижение проектных дебитов нефти и обеспечение в конечном счете запланированной нефтеотдачи пластов. Особенно это характерно для сложно построенных залежей, содержащих до 50% запасов нефти в водонефтяных и газонефтяных зонах месторождений Западной Сибири. Практика показывает, что традиционно применяемые технологии заканчивания скважин на сложно построенных месторождениях Западной Сибири не в полной мере обеспечивают сохранность коллекторских свойств и надежность разобщения проницаемых горизонтов, о чем свидетельствуют трудности при вызове притока, наличие заколонных перетоков волы и газа, недостижение проектных дебитов нефти и, как следствие, увеличивающийся фонд простаивающих скважин.

Проблемам повышения качества вскрытия продуктивных пластов посвящено большое количество теоретических, экспериментальных и промысловых работ многих ведущих отечественных и зарубежных исследователей: Алекперова В.Г., Амияна В.А., Ахметтшша М.А., Ашрафьяна МО., Винарского М.С., Гайворонского И.Н., Горбунова А.Т., Казьмина A.B., Карпова В.М., Касьянова Н.М., Клюсова A.A., Кошелева А.Т., Крезуба А.П.. Крысина Н.И., Кузнецова Ю.С., Куксова А.К., Мавлютова М.Р., Марморштейка Л.М., Медведского Р.И., Минеева Б.П., Мирзаджанзаде А.Х., Овнатанова Г.А., Овчинникова В.П., Полякова В.Н., Рабиновича Н.Р., Рылова Н.И., Рябоконя С.А., Саунина В.И., Сидоровского В.А., Фе-дорцова В.К., Шарипова А.У., Шевалдина И.Е., Ягафарова А.К. Ясашина A.M., Яремийчука P.C., Harris М.Н., Klotz .i.A., Krueqer R.F.h др.

Исследования воздействия технологических факторов на состояние пртабойпой зоны пласта (ПЗП) в процессе бурения, крепления и перфорации, в основном, направлены на изучение причин снижения проницаемости коллектора как за счет внедрения компонентов буровых и тампонажцых растворов, так и вследствие изменения напряженного состояния горного

массива околоствольной зоны. Основными мероприятиями повышения качества вскрытия пласта при этом считаются: ограничение зоны проникновения фильтрующихся компонентов в ПЗП, подбор рецептур растворов с целью снижения отрицательного воздействия фильтрата на проницаемость пласта, а также уменьшение гидродинамических нагрузок на пласт и крепь скважины в целом. Однако, на наш взгляд, выбор методов и технологических приемов на этапах заканчивания скважин в каждом конкретном случае должен определяться условиями залегания и разобщения продуктивных пластов с учетом их геолого-физических характеристик. Анализ состояния этой сложной проблемы позволил сформулировать цель работы и основные задачи исследований.

Цель работы. Повышение качества вскрытия продуктивных горизонтов на сложно построенных месторождениях Западной Сибири путем совершенствования и применения технологий заканчивания скважин в зависимости от геолого-физических свойств и условий разобщения коллекторов.

Основные задачи исследований:

1. Анализ и систематизация геолого-технических условий вскрытия продуктивных пластов на различных этапах заканчивания скважин.

2. Оценка влияния гидродинамических давлений при креплении и вторичном вскрытии продуктивных пластов на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП).

3. Исследование влияния методов и технологических параметров вскрытия продуктивных пластов на характер изменения их коллекторских свойств и состояния призабойной зоны скважины.

4. Выбор и совершенствование методов и технологических приемов заканчивания скважин, обеспечивающих сохранность коллекторских свойств продуктивных пластов.

5. Промысловые испытания разработанных технологий и методов вскрытия продуктивных пластов.

Научная новизна

!. На основе многофакторного анализа выявлены и ранжированы основные параметры, влияющие на состояние ПЗП при заканчивании скважин.

2. Теоретически обоснована возможность и экспериментально доказана эффективность использования пористой среды для снижения гидродинамических нагрузок при кумулятивной перфорации.

3. Разработан научно обоснованный подход к выбору технологий заканчивать скважин, учитывающий литолого-петрофизические характеристики сложно построенных залежей

4. В процессе исследований молекулярно-поверхностных явлений на границах раздела фаз разработана рецептура инвертных эмульсионных растворов (а.с. N1079658).

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

1. Обоснована и предложена классификация методов заканчивания скважин на месторождениях Западной Сибири, учитывающая литолого-петрофизические характеристики сложно построенных залежей.

2. По результатам исследований разработаны технологии заканчивания скважин на сложно построенных залежах, которые реализованы в следующих руководящих документах:

- СТП 5753490-227-90 "Технология заканчивания скважин на нефтегазовых месторождениях";

- РД 39-3-677-82 "Временная инструкция по технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов с использованием инвертных эмульсионных растворов на месторождениях Западной Сибири";

- СТП 0148463-003-87 "Технология вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Красполен и некого свода";

- РД 5753490-009-98 "Технологический регламент на проектирование и строительство скважин в ОАО "Сургутнефтегаз" (крепление)".

Данные руководящие документы внедрены на нескольких тысячах скважин ряда сложно построенных месторождений Западной Сибири. Эко-

b

Экономический эффект от предложенных технологий только по отдельным месторождениям составил в 1987-1988гг более 18 млн. рублей.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на VII и VIII научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов СибНИИНП (г.Тюмень, 1981-1982 г.); на XVII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 25-летию ТатНИПИнефть (г.Бугульма, 1981); на Всесоюзной научно-технической конференции "Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин" (г.Ивано-Франковск, октябрь 1982г.); на научно-технической конференции "Пути улучшения качества и ускорения строительства скважин в условиях Западной Сибири" (г.Тюмень, 1987г.); на технической конференции объединения "Сургутнефтегаз" "Состояние техники, технологии бурения и направления по повышению качества строительства скважин в 1991 г. " (г.Сургут, 1991г.); на семинаре в ВВЦ (Всероссийском выставочном центре) по вопросу "Повышение продуктивности нефтяных скважин за счет улучшения качества вскрытия продуктивных пластов (г.Москва, 1993 г.); на научно-практической конференции "Новые технологии в проектировании разработки и добычи нефти на месторождениях Западной Сибири" (г.Тюмень, январь, 1997 г.); па технических конференциях ОАО "Сургутнефтегаз "Состояние и пути совершенствования техники и технологии строительства скважин" (г.Сургут, 1997 г., 1998г.); па производственных совещаниях и семинарах СибНИИНП, ТФ СургутНИПИнефть и кафедры бурения нефтяных и газовых скважин ТюмГНГУ .

За разработку СТП "Технология вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Красноленинского свода " автор награждён серебряной медалью ВДНХ СССР.

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 12 печатных работах.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающих 118 наименований, и приложений. Объем работы 132 страницы, 14 рисунков и 61 таблица.

Автор выражает глубокую признательность д.т.н., профессору Ко-шелеву А.Т., к.т.н. Карпову В.М. , к.т.н. Саунину В.И. и благодарность к.т.н., с.н.с. Бастрикову С.Н., к.т.н. Шешуковой Г.Н. за помощь и содейст-пие в выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первом разделе приведена краткая геологическая характеристика региона и анализ состояния технологии вскрытия продуктивных пластов на ряде сложно построенных месторождений Западной Сибири.

Состояние технологии заканчивать скважин и вторичного вскрытия продуктивных пластов проанализировано на примерах сложно построенных залежей Лянторского, Усть-Харампурского и Приразломного месторождений. Рассмотрены технологические параметры первичного вскрытия продуктивных пластов и их разобщения.

В результате проведенного анализа состояния технологий вскрытия продуктивных пластов намечены пути повышения качества их вскрытия, основными направлениями которых являются: изучение влияния геолого-технических факторов, технологий первичного и вторичного вскрытия на изменение проницаемости коллекторов, оценка влияния гидродинамического давления при креплении и вторичном вскрытии на продуктивность скважин.

Во втором разделе приведены результаты исследований влияния геолого-технических факторов на качество вскрытия продуктивных пластов.

Для оценки влияния технологии строительства скважин на их добыв-пые возможности проведен многофакторный анализ влияния технологических параметров вскрытия пластов на производительность скважин (на примере Лянторского месторождения). Это влияние оценивалось путем сравнения эксплуатационных показателей работы скважин в группах с отличающимися технологическими факторами, выявленными предварительным ранжированием по информативности. С целью снижения фактора геологической неоднородности рассматриваемый фонд скважин был разделен на 3 группы с близкими значениями проницаемости пластов. В табл. 1 при-

Таблица 1

Влияние технологических параметров на удельный дебит скважин _(на примере Лянторского месторождения)_

Технологический параметр Среднее значение по группам скважин Число скважин в группе

технологического параметра проницаемости, 10(-3)мкм2 удельного дебита, т/сут.м

на начальный период на конечный период средний за весь период

Репрессия на пласт 4.11 391 4.01 3.81 3.94 19

при бурении, МПа 6.18 369 2.06 1.76 1.93 16

Репрессия на пласт 0.9 390 4.64 3.67 4.26 ■ 14

при перфорации, МПа 2.56 375 2.1 2.35 2.35 20

Репрессия на пласт 11.5 401 4.2 3.9 4.06 18

при цементировании, МПа 13.7 360 1.97 1.79 1.9 17

Отношение диаметра зоны 1.87 1706 3.83 3.73 3.94 12

проникновения фильтрата к 2.68 1735 3.32 2.99 3.01 13

диаметру скважины

Наличие поглощения нет 1820 4.22 4.09 4.2 22

есть 1662 3.25 3.13 3.18 16

ведены данные о влиянии технологических параметров на удельный дебит скважин. Установлено, что в процессе бурения при увеличении репрессии в 1,5 раза наблюдается снижение удельного дебита примерно в 2 раза. Увеличение репрессии на пласт при перфорации в 2,8 раза приводит к снижению удельного дебита в 1,8 раза. Наибольшее влияние на удельный дебит скважин оказывает величина репрессии при цементировании скважин. В этом случае увеличение репрессии с 11,5 до 13,7 МПа (т.е. на 19%) приводит к снижению дебита в 2,1 раза.

Рассмотрены основные факторы, влияющие на состояние призабой-пои зоны при первичном вскрытии пластов. Показано, что при существующей технологии строительства скважин в Западной Сибири зона проникновения твердых частиц в пласт при первичном вскрытии пластов, как правило, преодолевается перфорационными каналами. При этом основное влияние при первичном вскрытии обусловлено зоной проникновения фильтрата бурового раствора и степенью снижения проницаемости коллектора.

Для ряда месторождений Западной Сибири приведены данные о размерах зон проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, которые могут достигать нескольких метров (до 3,5 м).

Проведены экспериментальные исследования влияния фильтратов различных типов буровых растворов на изменение проницаемости образцов естественных кернов, отобранных из скважин Лянторского, Быстринского и Харампурского месторождений. Для проведения опытов использовались: фильтрат сравнительно часто применяемого в Западной Сибири бурового раствора, содержащего КМЦ и ГКЖ; фильтрат раствора, обработанного акриловыми полимерами Кеш-РАБ и Ро1уКЕМ-Э; фильтрат бурового раствора, обработанный крахмальным реагентом 8|аЫ1о5е. При этом оценивалась степень снижения проницаемости пласта в зависимости от типа применяемого раствора, а наиболее высокий коэффициент восстановления проницаемости получен в случае применения бурового раствора, обработанного реагентами Кет-РАБ и Ро1уКЕМ-0.

Для низкопроницаемых пластов БС4-5 Приразломного месторождения изучено влияние зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в

пласт на удельный дебит скважин. Проведен анализ распределения зоны проникновения фильтрата в пласт и частоты распределения величин удельного дебита скважин в зависимости от размеров зоны проникновения. На основе корреляционного анализа установлена обратно пропорциональная связь между удельным дебитом и диаметром зоны проникновения фильтрата, сведения о которых приведены на рис. 1.

1,2- - -

2 1

о

"Р 0,8 Ь

,, , ■ 8 с-6 >я

§ 0,4 ч

>> 0,2 0

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8

Диаметр зоны проникновении фильтрата, м

Рис.1. Зависимость удельного дебита от диаметра зоны проникновения фильтрата (пласт БС 4-5 Приразломного месторождения)

В работе изучалось влияние гидродинамического давления на пласт при креплении скважин. Влияние процессов цементирования на продуктивность скважин определяется снижением проницаемости призабойной зоны пласта за счет проникновения твердой фазы и фильтрата цементного раствора в коллектор. Такое явление может проявляться как при гидроразрыве пласта, так и при поступлении фильтрата и твердых частиц в его поровос пространство.

Проведены экспериментальные исследования влияния фильтрата цементного раствора на изменение проницаемости пласта на образцах керна

скважин Тянского месторождения после воздействия на них фильтрата бурового раствора.

Установлено, что при этом снижение коэффициента проницаемости за счет влияния фильтрата бурового раствора составляет 15%, в то время как в результате воздействия фильтрата цементного раствора - 40%.

На рис.2 приведены фотографии образцов керна после воздействия фильтратов бурового и цементного растворов. Анализ рис.2 показывает, что основное уменьшение поровых каналов происходит в результате воздействия цементного раствора.

Анализ успешности ввода скважин в эксплуатацию (на примере Усть-Харампурского месторождения) в зависимости от наличия поглощений цементного раствора в процессе крепления эксплуатационной колонны позволил установить, что в скважинах с нормальным процессом цементирования успешно введены в эксплуатацию 63%, а в скважинах с поглощением цементного раствора - лишь 11%. Это свидетельствует о том, что именно в процессе цементирования преимущественно загрязняется призабойная зона пласта. Дальнейшими экспериментальными и промысловыми исследованиями подтверждено, что основное снижение проницаемости происходит именно в процессе крепления скважин.

В работе проведена детальная оценка эффективности методов вторичного вскрытия продуктивных пластов. Установлено, что в процессе вскрытия продуктивных пластов кумулятивной перфорацией возникают взрывные гидродинамические нагрузки, способные нарушить целостность эксплуатационной колонны и цементного камня. Применение компенсаторов взрывных давлений позволяет снизить величину этих гидродинамических нагрузок в эксплуатационной колонне и тем самым повысить степень сохранности крепи скважины.

Так известно устройство, снижающее взрывные нагрузки на крепь скважин при кумулятивной перфорации, представляющее собой компенсатор, заполненный воздухом. Уменьшение гидродинамических нагрузок происходит за счёт сжатия воздушного пространства в компенсаторе и заполнения его скважинной жидкостью. При этом, несмотря на значительное снижение взрывных нагрузок, гидродинамические давления в колонне ос-

а-Исходный образец керна

б-Струкгура порового пространства образца после воздействия фильтрата бурового раствора

после воздействия фильтрата цементного раствора

Рис.2.Образцы керна (Кпр=108*10)-3)мкм2) после воздействия технологических жидкостей (пласт АС10, Тянское месторождение

гаются все же высокими и способны нарушить крепь скважины. В то же время применение искусственной пористой среды в компенсаторах вместо воздуха следует считать быть более эффективным.

Для подтверждения этого были проведены экспериментальные работы по исследованию влияния пористой среды на снижение взрывных нагрузок в процессе перфорации скважин. В герметичной камере, способной выдерживать взрывные нагрузки, моделировалось воздействие ударно-волновой нагрузки на обсадную трубу. В качестве модели обсадной трубы была взята стальная труба диаметром 114 мм и длиной 1 м. Модель обсадной трубы и расположенная внутри нее 75 мм труба-контейнер герметично соединялись фланцами. Трубу-контейнер заполняли пористой средой (ПС) и (для сравнения) воздухом при атмосферном давлении. В центральную часть контейнера помещали заряд взрывчатого вещества (ВВ), в стенке трубы напротив которого имелись изолированные эластичным материалом отверстия. Пространство между трубами заполнялось водой. Для замеров деформации трубы против заряда ВВ и на расстоянии 350 мм от него устанавливались 1снзорезисторы. С помощью метода электротензометрирования исследовалась зависимость окружной деформации трубы (е) от времени после воздействия ВВ.

Результаты экспериментов приведены на рис.3 (а,б). Кривые 1 описывают деформацию трубы при заполнении пористой средой ( ПС), а кривые 2 - при нахождении внутри контейнера воздуха.

Из зависимости на рис.3,6 следует, что максимальная амплитуда деформации растяжения па временном участке (отмечено стрелкой) при заполнении контейнера искусственной пористой средой больше в 1,25 раза, чем при заполнении воздухом. Основанием для выбора интервала участка, оI меченного стрелкой, является тот факт, что при перфорации реальных обсадных труб разрушается выбранный заранее участок труб и только зачем со скоростью звука происходит разгрузка остальной части трубы.

В экспериментах предполагаемый участок разрушения совпадает с местом расположения заряда (ВВ). Поэтому для рассмотрения эффективности использования ПС выбран временной участок от первого максимума кривой 1 протяженностью » 80 мке, что составляет время распространения раз-

а

б

Рис. 3. Зависимость окружной деформации Е трубы от времени t посл<

воздействия ударной нагрузки (взрыва); а- на удалении от зарядаВВ; б- напротив заряда ВВ;

1 - с применением ПС; 2 - без применения ПС

грузки до второго тензорезистора (на расстоянии 350 мм) (рис.За). Логично утверждать, что разрушение материала трубы происходит при достижении максимального значения деформации растяжения. Анализ кривых 1 и 2 (см.рис.За) на временном участке (указано стрелкой) показывает, что максимальная амплитуда деформации растяжения при заполнении контейнера искусственной пористой средой в 1,4 раза меньше, чем при заполнении воздухом.

По результатам исследований можно утверждать, что пористая среда при кумулятивной перфорации значительно снижает силу ударной волны, способствуя тем самым повышению качества крепи в зоне продуктивных пластов.

На следующем этапе были проведены сравнительные испытания кумулятивной, гидропескоструйной (щелевой) перфорации, а также вскрытие пласта с помощью сверлящего керноотбориика. Испытания осуществлялись в условиях Лянторского нефтегазового месторождения, где газ и нефть находятся в одном эксплуатационном объекте и разделены небольшими по толщине непроницаемыми перемычками. Исследования осуществлялись в скважинах, пробуренных на одном кусте и имеющих близкие геолого-физические характеристики пород. Плотность кумулятивной базовой перфорации (ПК-ЮЗ) составляла 10 отв./м. При гидропескоструйной перфорации осуществляли резку щелей длиной I м с расстоянием между щелями I м. Перфорация сверлящим керноотборником СКМ-8-9М проводилась сверлением каналов диаметром 25 мм на глубину 50 мм из расчета 5 отверстий на 1 м перфорируемого интервала.

В процессе освоения из скважин, вскрытых гидропескоструйной перфорацией и с применением СКМ-8-9М был получен приток нефти. В базовых скважинах, близких по геолого-физическим характеристикам к скважинам с гидропескоструйной перфорацией, в процессе вызова притока произошел прорыв газа, что было отмечено резким возрастанием буферного давления до значений 10-15 МПа.

После проведения гидродинамических исследований скважины, как перфорированные сверлящим керноотборником, так и базовые скважины (за исключением одной, в которой произошел прорыв газа) введены в экс-

плуатацию. При этом дебит в опытных скважинах оказался на 36% выше, чем в базовых, а удельный дебит повысился, соответственно, на 9%. Полученные результаты позволяют утверждать, что сверлящие перфораторы и гидропескоструйная перфорация являются перспективными для нефтегазовых месторождений Западной Сибири.

В процессе кумулятивной перфорации происходит проникновение дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в перфорационные каналы. При перфорации скважин (в случае нахождения в интервале перфорации глинистого раствора) с одной стороны происходит вторичный процесс фильтрации среды в коллектор, а с другой - перфорационные отверстия и окружающая зона коллектора закупориваются твердой фазой. При этом возможно кратное снижение проницаемости продуктивных пластов.

Третий раздел посвящен разработке методов повышения качества вскрытия продуктивных пластов.

На базе проведенных исследований разработаны технологические регламенты на первичное вскрытие, а также рекомендации по снижению отрицательного влияния гидродинамических давлений на проницаемость при-забойной зоны пласта при креплении скважин. Для вторичного вскрытия пластов разработана технология проведения прострелочных работ с применением инвертных эмульсионных растворов (ИЭР).

Основные преимущества ИЭР: наличие углеводородной фазы, отсутствие твердых частиц, возможность вариации плотности ИЭР за счет изменения соотношения водной и углеводородной фаз, высокие реологические параметры раствора, затрудняющие проникновение ИЭР в поровое пространство.

Необходимый объем ИЭР рассчитывается из условия заполнения эксплуатационной колонны в интервале залегания продуктивного пласта, а также создания переходной зоны в колонне, предотвращающей смешивание ИЭР со скважинной жидкостью. Так объем ИЭР в случае применения 146 мм колонны должен составлять 3 м3, а для 168 мм колонны - 5 м3эмульсии.

При цементировании эксплуатационной колонны ИЭР следует закачивать в скважину в качестве первой порции продавочной жидкости (вслед за

разделительной пробкой), а затем разместить ИЭР в качестве среды в интервале перфорации. Остальной объем продавочной жидкости может быть представлен технической водой, солевыми растворами и другими системами.

В целях предотвращения гравитационного смешивания ИЭР и прода-вочной жидкости плотность ИЭР должна быть больше, причем рекомендуемая разница в плотности должна составлять не менее 20-30 кг/м3. При этом плотность ИЭР и продавочной жидкости определяется с учётом необходимого превышения забойного давления над пластовым.

ИЭР можно закачивать в интервал перфорации продуктивного пласта через насосно-компрессорные трубы непосредственно перед проведением прострелочных работ. Контроль местоположения и качества ИЭР в скважине перед проведением перфорационных работ осуществляется методами резистивиметрии.

Для качественного вскрытия продуктивного пласта и технологичности проведения прострелочных работ необходимы определённый состав и свойства ИЭР. Для первичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири в ряде случаев (при проведении специальных работ) используется ИЭР, дисперсионной средой которого является 8-10%-ный нефтяной раствор синтетических жирных кислот (СЖКго), а дисперсном фазой - раствор хлорида кальция 30%-ной концентрации. Данный состав следует использовать и при вторичном вскрытии пластов. Наряду с этим для вторичного вскрытия пластов может применяться обратная эмульсия с использованием эмульгатора ЭС-2 (50% раствор дегидратированных полиамидов дикстрамина и СЖК в керосине).

Технология вторичного вскрытия продуктивных пластов с применением ИЭР была испытана при перфорации пласта БСю на Западно-Сургутском месторождении. В результате опытно-промысловых работ было получено увеличение удельного дебита на 55-100%, а удельного коэффициента продуктивности - в 1,4-1,8 раза.

По результатам проведенных исследовательских и опытно-промысловых работ разработана технология вторичного вскрытия продуктивных пластов с использованием инвертных эмульсионных растворов, ко-

торая приведена в РД 39-3-677-82. Для продуктивных пластов с температурой более 80° С предусмотрено применять ИЭР, приготовленный на базе эмульгатора СЖК20, который поставляется в твердом виде. Для ввода СЖК20 в раствор необходим нагрев нефти до 50-70°С, что усложняет процесс приготовления ИЭР. Известен жидкий эмульгатор эмультал, являющийся смесью сложных эфиров кислот талового масла и триэтаноламида. Получаемые с его помощью эмульсии быстро приготавливаются, хотя и недостаточно термостойки. Нами было предложено использовать реагент стабилизатор, состоящий из эмультала и кремнийорганической жидкости. По данным лабораторных исследований реагента термостойкость эмульсии повышается до 140°С. На Талинском месторождении была испытана композиция ИЭР на базе данного реагента. Результаты опытно-промысловых работ по перфорации пласта КЖю-п Талинского месторождения (по данным замеров на поверхности и в скважинных условиях) подтвердили высокие технологические свойства ИЭР. Это позволило разработать СТП 148463-003-87 "Технология вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Красноленинского свода".

Заключительная часть наших исследований посвящена изучению влияния геологической неоднородности продуктивных пластов на состояние

пзп.

По результатам исследований предложена схема движения жидкости к скважине при различном литологическом строении пласта (рис.4). Коэффициент несовершенства скважины С при однородном строении пласта (рис.4,а) в определенной мере отражает реальное снижение проницаемости призабойной зоны пласта на расстоянии Я, которое оценивается уравнением:

С= (Кп/Кз- 1)1п11/11е (1)

На практике приток жидкости даже из лито логически однородных пластов происходи г только на отдельных участках перфорированного интервала (рис.4,б). В этом случае, процесс описывается следующей формулой, которая отражает гидродинамическое несовершенство скважин:

С=(ВпК„/ВзК,- 1)1пЯ/Кс (2)

■Як

■я—

!

> И; , , 1 Л 3 У

- 1

К2 р™1 Ш////Ш/Л'.

Як -

-Яп

к. | ^

Кп

-> > >

Р!!с.4.

Схема движения жидкости к скважине при различном литологическом строении пластов; I ■"■ - песчаники; ШЖШЛ - прнпабойнаязона; |, '.::....| - глина

На рис.4,в приведен случай, когда перфорацией вскрыты два пласта с непроницаемой перемычкой между ними. Если при освоении начал работать по всей перфорированной толщине только один пласт, то аналогичный процесс можно описать уравнением:

С = (К|/ К,.|-1)1пЯ/Кс . (3)

В этом случае коэффициент несовершенства С в формуле (3) адекватен коэффициенту С в формуле (1). Однако, если в первом случае коэффициент С. определенный по результатам гидродинамических исследований отражает действительное качество всего вскрытого интервала, то во втором -только качество одного пласта. При этом возможна ситуация, когда из нескольких пластов будет работать только один, а по результатам гидродинамических исследований качество вскрытия оценивается как "хорошее". В случае, когда непроницаемая перемычка II п < 11* (рис.4,г), то при К = Ян значение С близко к величине, определяемой по формуле (2). Однако, при 11п >> К значение С близко к его значению, определяемому по формуле (3). Так как радиус непроницаемых перемычек неизвестен, то вопрос о точности результатов достаточно проблематичен. Поэтому при оценке качества вскрытия продуктивных пластов необходимо гидродинамические методы использовать в комплексе с геофизическими исследованиями, что позволяет лолучить объективную .характеристику состояния ПЗП.

По результатам экспериментальных и опытно-промысловых исследований методов вскрытия пластов были разработаны "Технологические регламенты на вскрытие продуктивных пластов для ряда месторождений Западной Сибири".

Основные результаты исследований позволили систематизировать методы заканчивания скважин и разработать научно обоснованный подход, который учитывает литолого-петрофизические характеристики продуктивных пластов сложно построенных залежей ряда месторождений Западной Сибири.

В четвертом разделе приведены результаты промысловых испытаний разработок и оценка их экономической эффективности. С участием автора испытания технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов с ис-

пользованием инвертиых эмульсионных растворов (РД 39-3-677-82) начали осуществляться на месторождениях Западной Сибири с 1981 года и объем их внедрения достиг максимума (1016 скважин) в 1983 году.

Промысловые исследования и испытания технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Красноленинского свода (СТП 0148463-003-87) осуществлялись на Талинском месторождении. Так если в 1987 году количество скважин, перфорированных в среде ИЭР, составило 110, то в 1988 - уже 245. Экономический эффект от применения технологий вторичного вскрытия с использованием ИЭР только на Талинском месторождении составил, в среднем, 70 тыс. руб. на одну скважину.

Промысловые испытания и применение сверлящей перфорации ПС-112 осуществлялись в ПО "Сургутнефтегаз" в 1989 году на 34 скважинах, в том числе на 18 скважинах Лянторского месторождения. Оценка технологической эффективности вторичного вскрытия проводилась путем сравнения сверлящей перфорации с базовой (кумулятивной ПК-ЮЗ). В начальный период эксплуатации скважин прорыв газа в опытных скважинах оказался в 2 раза меньше, чем в сравниваемых базовых скважинах. Эксплуатационные характеристики скважин, вчкоторых осуществлялась сверлящая перфорация (дебит, удельный дебит), в среднем, на 20% выше, чем в базовых скважинах. При этом обводненность продукции оказалась на 25 % ниже, чем в скважинах, где применялась кумулятивная перфорация.

В результате вторичного вскрытия методом сверлящих перфораторов в соответствии с СТП 5753490-227-90 в 1990-1993 гг. на 63 скважинах Быст-ринского месторождения было установлено, что при применении метода сверлящей перфорации прорывов газа стало на 43% меньше, по сравнению с кумулятивным способом. При этом обводненность продукции уменьшилась на 70% по сравнению с базовыми скважинами.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа теоретических, экспериментальных и промысловых данных обосновано влияние и значимость различных технологических

2 2

факторов на снижение проницаемости коллекторов. Предложены технологические решения по повышению качества их вскрытия.

2. Теоретически доказана и экспериментально установлена степень воздействия применяемых типов буровых растворов на изменение (снижение) коллекторских свойств призабойной зоны пластов. Обоснованы оптимальные границы применения различных составов буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов.

3. В результате детальных исследований процессов крепления на состояние призабойной зоны пласта доказано превалирующее отрицательное влияние гидродинамического давления на продуктивность скважин.

4. Разработаны методы вторичного вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств пластов и снижение нагрузок на крепь при вызове притока за счёт:

- рациональной технологии применения в качестве среды перфорации инвертных эмульсионных растворов;

- применения пористых сред для снижения взрывных нагрузок при кумулятивной перфорации;

- обоснования и регламентирования оптимальной области применения щадящих способов вторичного вскрытия пластов - сверлящей и гидропескоструйной перфорации, бесперфораторного метода.

5. Доказана необходимость учета геологической неоднородности продуктивных пластов при оценке качества их вскрытия гидродинамическими методами.

6. Изучен механизм и систематизированы геолого - технические условия вскрытия продуктивных пластов на стадии заканчивания скважин в условиях сложно построенных залежей ряда месторождений Западной Сибири. Разработана классификация, позволяющая осуществлять выбор наиболее эффективных методов заканчивания скважин в зависимости от лиголо-го - петрофизических характеристик и условий разобщения пластов.

7. Разработаны и внедрены руководящие документы на основные технологические процессы при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов в условиях сложно построенных залежей ряда месторождений Западной Сибири.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Основное содержание диссертационной работы изложено в следующих работах:

1. Балуев A.A., Карпов В.М., Куцбах Ф.И., Рамазанов Д.Ш. Влияние геологической неоднородности продуктивных пластов на результаты гидродинамических исследований скважин. //В тр. СибНИИНП: Совершенствование техники и технологии строительства скважин в Западной Сибири. //Тюмень. -1981. Вып. 21. -С.26-31.

2. Балуев A.A., Карпов В.М., Рамазанов Д.Ш., Саунин В.И. Совершенствование технологии вскрытия продуктивных пластов. // В тр. СибНИИНП: Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири. Тюмень. - 1982. - С.28-31.

3. Балуев A.A., Кошелев А.Т., Колесников М.М., Сарсембаев У.И. / К выбору способа перфорации при вскрытии продуктивных пластов на нефтегазовых залежах. // В тр. СибНИИНП: Пути повышения эффективности и качества строительства скважин Западной Сибири. Тюмень. - 1990,- С.73-80.

4. Балуев A.A., Саунин В.И., Сарсембаев У.И., Усачев Е.А. Влияние перфорационной среды и типа перфоратора на коллекторские свойства пластов в призабойной зоне.Цв тр. СибНИИНП: Совершенствование технологии бурения, крепления и освоения скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Тюмень. -1991.- С.87-89.

5. Балуев A.A., Кошелев А.Т., Ипатьев A.C., Афанасенко С.И. Экспериментальные исследования по снижению гидродинамических нагрузок при перфорации скважин. //В тр. СибНИИНП: Проблемы ускорения научно-технического прогресса в строительстве ск шжин. Тк мень. - 1992,- С.24-29.

6. Балуев A.A., Саунин В.И. Повышение качества заканчивания скважин на нефтегазовых месторождениях.// В сб. науч. тр.: Научно-

технический прогресс в бурении нефтяных скважин в Западной Сибири. -Тюмень. СибНИИНП. 1987.-С.61-63.

7. Балуев A.A., Шешукова Г.Н., Паникаровский В.В. Оценка степени влияния бурового раствора на пласт (на примере Приразломного месторождения). И В тр. СибНИИНП: Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. -Тюмень. - 1993,- С.89-97.

8. Балуев A.A., Митягин A.B., Безруков В.Г. Влияние технологических параметров скважин на их добывные возможности. //Нефтяное хозяйство. -1997. -N 9. -С.29-31.

9. A.C. 1079658 СССР, кл. С09К7/06 Реагент-стабилизатор инвертной эмульсии. Бюл. N10, 1984.

10. РД 39-3-677-82. Временная инструкция по технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов с использованием инвертных эмульсионных растворов на месторождениях Западной Сибири. 1982. - 15с.

11. СТП 0148463-003-87. Технология вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Красноленинского свода-Тюмень, СибНИИНП, 1987. -9с.

12. СТП 5753490-227-90. Технология заканчнвания скважин на нефтегазовых месторождениях. -Тюмень, СибНИИНП, СургутНИПИнефть, 1990.-16 с.

Соискатель

А.А.Балуев

Подписано к печати 1 июня 1998г. объем 1.0 п.л.

Тираж 100 заказ №

Ротапринт Тюм ГНГУ 625000, г.Тюмень. Володарского, 38.