автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Технология селективной изоляции проницаемых пород при первичном вскрытии

Для служебного пользования экз. № 2_

ФАЙЗУЛЛИН РАСИХ НАФИСОВИЧ

ТЕХНОЛОГИЯ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД ПРИ ПЕРВИЧНОМ ВСКРЫТИИ

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 1999

Работа выполнена в нефтегазодобывающем управлении "Азнакаевскнефть" ОАО "Татнефть"

Научный руководитель: Член-корреспондент РАЕН, к.т.н. ИШКАЕВ Р.К.

Защита диссертации состоится "21 "июля 1999 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д.064.07.03 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан 21 июня 1999 г.

Ученый секретарь

Официальные оппоненты: д.т.н., профессор КЛЮСОВ А.А.

к.т.н., с.н.с.

ДОБРЯНСКИЙ В.Г.

Ведущее предприятие: Татарский научно-исследовательский и

проектный институт нефти (ТатНИПИиефть)

диссертационного совета, д.т.н. профессор

В.П. ОВЧИННИКОВ

ОБЩАЛ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Предупреждение и минимизация отрицательных последствий процессов, протекающих в призабойной зоне пласта и в заколон-ном пространстве на этапах заканчиваиия скважин является важной научно-практической проблемой, решение которой направлено на сохранение естественных фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Важное место при строительстве скважин занимает проблема предупреждения загрязнения бассейна пресных вод. Особую актуальность эти вопросы приобретают для месторождений, находящихся на завершающих стадиях разработки, характерной особенностью которой является интенсивное применение супертехнологий и специальных материалов, приводящих к значительным нагрузкам на цементную крепь заколонного пространства скважины. Это обусловило необходимость применения усиленных конструкций скважин. При бурении добывающих и нагнетательных скважин с альтитудой 120м и более предусматривается спуск удлиненного (до 70м) направления и двойного кондуктора. За период 1990-95 г.г. построено более 1500 скважин с усиленной конструкцией, что составляет 32% к пробуренному фонду скважин.

Значительный объем работ выполняется по целенаправленной защите источников питьевых вод от загрязнения и их восстановлению. Под пристальным вниманием центральной водной лаборатории АО "Татнефть" находится 434 родника. Результаты обнадеживающие, но минерализация 70 родников пока превышает ПДК.

Низкое качество разобщения пластов обусловило высокий уровень обводнения добываемой продукции. Так, за период 1993-97 г.г. по АО "Татнефть" в 104 вновь пробуренных скважинах получили прорыв воды при их освоении, а по НГДУ "Азнакаевскнефть" за этот же период в процессе освоения и первого года эксплуатации обводнилось 22% скважин, т.е. в каждой пятой скважине вместо нефти получена пластовая вода.

Диссертационная работа посвящена теоретическим, экспериментальным и промышленным исследованиям, разработке новых методов изоляции проницаемых пород при их первичном вскрытии в интервале бассейна пресных вод и продуктивной толщи.

В работе приведен анализ и обобщен опыт изоляции проницаемых пород при строительстве скважин, выявлены недостатки существующих методов, значительное внимание уделено изменению физико-химических свойств фильтрационных корок при взаимодействии с электролитами поливалентных металлов, разработке составов и технологии селективной изоляции водонефтяных зон и их разобщению с использованием гидрофобных добавок, а также разработке

технологии поинтервальной изоляции высокопроницаемых трещиноватых и кавернозных пород при их первичном вскрытии.

На основании обобщения результатов опытно-промышленных работ новых разработок диссертации составлена карта поинтервальной изоляции проницаемых пород при их первичном вскрытии.

Основные положения диссертационной работы вошли в РД 39-0147585166-98 "Регламент по бурению боковых стволов и углублению забоев из ранее пробуренных скважин" АО "Татнефть", г. Альметьевск, 1998г., СТО 39-0147585-179-99 «Технология поинтервальной изоляции проницаемых пород при первичном вскрытии».

Цель работы. Предупреждение загрязнения пресноводных горизонтов и повышение качества долговременного разобщения водонасыщенных пластов продуктивных отложений в аномальных геолого-промысловых условиях разработкой селективных методов изоляции проницаемых пластов при первичном вскрытии.

Основные задачи работы.

1. Аналитическая оценка геолого-промысловых условий заканчивания скважин на поздней стадии разработки Ромашкинского нефтяного месторождения.

2. Анализ существующих технологий и обоснование методологии изоляции водонасыщенных пластов при первичном вскрытии;

3. Технико-экономическое обоснование предупреждения загрязнения бассейна пресных вод при строительстве скважин;

4. Анализ основных причин потери коагуляционной устойчивости глинистой корки, формирующейся на стенках скважин в водонефтяных зонах продуктивной толщи и экспериментальные исследования кинетики изменения ее проницаемости.

5. Экспериментальные исследования и промысловые испытания технологии селективной изоляции проницаемых сред тампонажными материалами, затворяемыми в интервале залегания водонасыщенных и поглощающих пластов.

6. Разработка составов и технологии селективной изоляции водонефтяных зон и их разобщение с использованием гидрофобных добавок.

Научная новизна.

1. Обоснована концепция и методология формирования гидрофобного изоляционного экрана в интервале продуктивных пород водонефтяных зон в процессе первичного вскрытия.

2. Уточнены факторы, влияющие на показатели эффективности и качества разобщения пластов при бурении и эксплуатации скважин в условиях аномально-высокой агрессии пластовых вод хлоркальциевого типа.

-53. Теоретически обоснована и экспериментально доказана необходимость частичной замены глинистой фазы бурового раствора на карбонатную и добавления гидрофобного материала для первичного вскрытия продуктивных пластов в водонефтяных зонах.

4. Экспериментально разработана и в промысловых условиях реализована технология изоляции проницаемых сред тампонажными растворами, затворяемыми в интервале изоляции. Объяснен механизм снижения проницаемости приствольной зоны водонасыщенных пластов.

Практическая ценность.

1. Предложен метод расчета объема тампонажной смеси, приготавливаемой в интервале водонасыщенных и поглощающих пластов для карстовых и порово-трещинных типов пород.

2. Разработана и реализована технология селективной изоляции водонасыщенных и поглощающих пластов при первичном вскрытии методом доставки малых порций тампонажного материала в обрабатываемый интервал при первичном вскрытии.

3. Разработан комплекс гидрофобных составов на основе мелкодисперсных систем для селективной изоляции водонефтяных зон в процессе первичного вскрытия и разобщения проницаемых пластов в интервале продуктивных отложений, способствующий снижению водопроницаемости и повышению прочности сцепления образующейся единой взаимосвязанной системы крепи «фильтрационная корка - кольматационный экран - тампонажный камень».

4. Внедрение разработанных технологий обеспечило из вновь пробуренных скважин дополнительную добычу более 600 тонн нефти на каждую обработку при снижении количества добываемой воды.

Апробация работы.

Результаты диссертационной работы докладывались на:

- научно-методических советах института ТатНИПИнефть и на технических советах предприятий АО "Татнефть" (1998-99 гг.);

- семинарах главных геологов предприятий АО «Татнефть» (г. Бавлы, 1999 г.) и специалистов республики Ирак (г. Альметьевск, 1999 г.);

- Международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (г. Тюмень, 1999 г.).

Структура и объел« работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов: изложена на 126 страницах машинописного текста, в том числе 17 рисунков, 26 таблиц, содержит список литературы из 110 наименований и 4 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, определены основная цель и задачи исследования, научная новизна и практическая ценность проведенных работ.

В первом разделе рассмотрены геолого-промысловые условия строительства скважин на Ромашкинском месторождении, проведен критический анализ широко применяемых на площадях методов предупреждения и ликвидации осложнений. Обоснована необходимость разработки новой методологии строительства скважин на месторождениях поздней или завершающей стадии разработки, включающей поинтервальную обработку проницаемых пород по мерс их вскрытия, т.е. в процессе первичного вскрытия.

На основании рассмотренных геолого-промысловых характеристик проницаемых пластов, опыта разработки сделан вывод о том, что в процессе бурения скважин последовательно сверху вниз выделяются несколько прогнозируемых зон осложнений, которые условно можно разделить на три группы:

1) высокопроницаемые, поглощающие пласты верхней части разреза (пермские отложения), составляющие бассейн пресных и минерализованных вод;

2) средняя часть разреза (до горизонта Д(), характеризующаяся поглощениями высокой интенсивности (до катастрофических). Основными поглощающими горизонтами являются серпухово-окский надгоризонт (каменноугольная система), и нижнефаменский и верхнефранский подъярус (верхнедевонская система);

3) основной продуктивный горизонт Д, - терригенные отложения среднего и верхнего девона), составляющий единую гидродинамическую систему с нижележащими водонасыщенными пластами вследствие невыдержанности глинистых пропластков.

При бурении под направление и кондуктор вскрывается зона активного водообмена, с которой связан бассейн пресных подземных вод, приуроченный к пермской, неогенной и четвертичным системам. Для обеспечения охраны бассейна пресных вод при строительстве нефтяных скважин предлагается перекрытие пластов, содержащих питьевые воды осуществлять направлением или направлением и промежуточным кондуктором, а перекрытие пластов с развитым карстом в нижнепермских отложениях - промежуточным или промежуточным и основным кондуктором (рис.1). В этих условиях не достигается качественное разобщение горизонтов, насыщенных пресными и минерализованными водами, т.к. зачастую интервал интенсивного поглощения все равно остаег-

л

Долина реки

321 215 146(168) 426 321 215 146(168)

Водораздел 426 321 215 146(168)

зона пог-

нижняя граница питьевых

граница карста

250...300 Ж

щ

Рис. 1. Конструкции скважин дли защиты подземных питьевых вод

- направление; 2 - кондуктор; 3 — промежуточный кондуктор; 4 - эксплуатационная колонна

ся неперекрытым и создаются предпосылки для заколонных перетоков: на междуречьях (водоразделах) с высокими отметками рельефа местности возникают нисходящие перетоки сверху вниз, которые приводят к потерям пресных вод и истощению их запасов; в долинах рек с низкими отметками возникают перетоки минерализованных вод снизу-вверх, которые осолоняют пресные поверхностные (родники, колодцы и т.д.) и подземные воды.

В основном, зоны поглощения приурочены к карбонатным отложениям, представленные пористо-кавернозными и трещиноватыми доломитами; известняками - мелкокавернозными, трещиноватыми, доломитизированными, с включениями ангидрита и гипса и кавернозными зонами, образованными за счет выщелачивания гипсов. В общем случае, под трещинной системой понимается совокупность пор, поровых каналов, каверн, пещеристых и других полостей, соединенных между собой микро- и макротрещинами, составляющие единую, гидродинамически связанную фильтрационную систему, имеющую, как правило, определенную ориентировку и протяженность в пределах залежей, в зависимости от условий развития тектонической трещиноватости.

Условия сообщения пласта со скважиной через систему трещин находится в прямой зависимости от упруго-механических свойств коллекторов, которые оказывают существенное влияние на процессы, сопровождающие строительство скважин. При проводке скважины равновесное состояние в пласте нарушается, у стенок ствола возникает концентрация напряжений, обусловленных нарушением сплошности горного массива и происходит расширение естественных трещин. Раскрытие и расширение трещин в пласте начинается при забойных давлениях около 0,7-0,8 горного и прослеживается в радиусе 40-80м от скважины.

При существующей практике проведения этих работ к изоляции пластов приступают после вскрытия всех поглощающих интервалов бурением. При этом широко применяется технология закачки тампонажного материала или намыва наполнителей по методу "снизу вверх" путем спуска на колонне бурильных труб в нижнюю часть пакера и разобщения нижнего интервала поглощений от вышележащих. Недостатком является то, что все поглощающие интервалы сообщаются между собой по стволу скважины и создаются дополнительные гидравлические перепады давлений и формируются пластовые перетоки флюида, что существенно осложняет процессы изоляции трещиноватых высокопроницаемых поровых пород и делает невозможным осуществить надежную изоляцию водопроницаемых пород, насыщенных пресными и минерализованными водами.

При вскрытии продуктивных отложений терригенного девона, основная сложность строительства скважины связана с водоносными горизонтами, раз-

деленными не выдержанными по площади глинистыми пропластками. Поэтому вся терригенная часть горизонта Д| представляет собой единый гидрогеологический резервуар, в результате чего большинство площадей Ромашкинского месторождения характеризуется наличием обширных водонефтяных зон (ВИЗ), включающих в себя как естественные зоны распространения пластов с подошвенной водой, так и искусственно созданные зоны, сложившиеся за счет многолетней эксплуатации месторождения различными системами заводнения.

Кроме того, в результате 50-летней разработки Ромашкинского месторождения с применением различных систем заводнения (площадного, очагового, законтурного, внутриконтурного с разрезанием на блоки, с переносом нагнетания), высоких темпов отбора нефти и жидкости, а также закачивания воды привели к существенному изменению гидродинамического состояния и поведения залежи на завершающей стадии эксплуатации. Отношение текущего пластового давления к начальному периоду разработки месторождения возросло по различным водоносным пластам терригенного девона до 1,6-1,8 и снизилось до 0,5 и менее в зонах отбора жидкости. Градиент давления между нефте- и водона-сьпценными пластами вырос с 0,1 до 3,0-3,5 МПа/м. Эти динамичные и труднопрогнозируемые снижения и повышения пластового давления по разрезу и площади месторождения привели к осложнению гидродинамических условий и снижению эффективности технологических процессов заканчивания скважин, ухудшению показателей освоения объектов эксплуатации, снижению производительности скважин (дебита и приемистости) и коэффициента продуктивности.

Краткий анализ технологических и технических средств, предназначенных для повышения качества крепления и герметичности разобщения пластов продуктивной толщи показал, что все они в силу тех или иных причин, не позволяют получить высоких показателей работ, а по мере усложнения геолого-промысловых условий заканчивания скважин эти показатели даже снижаются.

Все отмеченное приводит специалистов к мнению о необходимости разработки специ&1ьных технологий и технических средств по селективной изоляции как не вовлекаемых в разработку водо- и газонасыщенных пластов, так и продуктивных горизонтов на этапе первичного вскрытия продуктивных отложений до спуска и цементирования эксплуатационной колонны.

Такой подход к решению технически сложной проблемы, каковой является разобщение пластов продуктивной толщи в поздней и завершающей стадиях разработки нефтегазовых месторождений, имеет ряд преимуществ перед реализуемым в настоящее время. К наиболее значимым из них относятся:

1. Возможность селективной изоляции водонасыщенных пластов по схеме «сверху - вниз» в наиболее благоприятных геолого-физических и гидроди-

намических условиях, исключающих влияние ранее отмеченных факторов на эффективность изоляционных работ и загрязнение призабойной зоны продуктивных пластов.

2. Широкие технические возможности по обработке приствольной зоны проницаемых пород продуктивной толщи для формирования временного и долговременного изолирующего экрана с заданными показателями герметичности и прочности последнего.

3. Возможность оперативной оценки гидроизолирующих характеристик создаваемых экранов и их корректировки производством повторных обработок.

4. Низкие затраты средств и времени на производство изоляционных работ и повышенная в 2 и более раз результативность.

5. В комплексе с применяемыми технологиями разобщения пластов, селективная изоляция приводит к существенному повышению герметичности крепи и снижению обводненности скважин.

Для достижения высоких показателей герметичности крепи в интервале продуктивных отложений, методы селективной изоляции водонасыщенных пластов должны отвечать следующим промысловым требованиям.

1. При формировании изоляционного экрана в приствольной зоне водонасыщенных пластов исключать влияние факторов, снижающих показатели работ (притока жидкости в скважину, межпластового перетока, гидроразрыва горных пород и др.).

2. Гидроизолирующие характеристики экрана должны полностью исключать гидравлическую связь водонасыщенного пласта со стволом скважины при заканчивании и в период эксплуатации и не приводить к его разрушению при длительном воздействии гидромеханических знакопеременных нагрузок (депрессий и репрессий) в процессе работы скважины на различных режимах.

3. Изоляционные работы должны проводиться в экспресс-форме с минимальными затратами средств и времени и не приводить к возможным осложнениям в стволе скважины.

4. Технология проведения изоляционных работ не должна оказывать отрицательного влияния на природные коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Таким образом, разработка нефтяных месторождений на поздней и завершающей стадиях характеризуется высокой осложненностью геолого-промысловых условий заканчивания и эксплуатации скважин. Резкая дифференциация пластовых давлений продуктивной толщи по разрезу и площади, изменчивость гидродинамического состояния и неудовлетворительная прогнози-руемость поведения разрабатываемой залежи - основные факторы, снижающие качественные, экономические и экологические показатели работ но разобще-

нию пластов при креплении скважин и восстановлению герметичности крепи при их эксплуатации.

В этих геолого-технических условиях для успешного решения проблемы разобщения пластов необходимо изменить направление стратегии и тактики проводимых в данной области исследований и разработок.

При этом следует операции по разобщению комплекса пород продуктивной толщи дополнить технологией изоляции приствольной зоны водонасыщен-ных пластов на этапе первичного вскрытия. Формирование приствольного экрана с заданными гидроизолиругощими характеристиками против интервалов водонасыщенных пластов (элемент крепи, который большинством специалистов до настоящего времени игнорируется) приведет к значительному повышению герметичности заколонного пространства и долговременности крепи.

Второй раздел посвящен разработке технико-технологических мероприятий по долговременной изоляции непродуктивных проницаемых пород при первичном вскрытии, как для предупреждения загрязнения пресноводных горизонтов, так и для изоляции поглощений высокой интенсивности в высокопроницаемых, трещиноватых породах.

На основании экспериментальных исследований доказано, что доставка тампонирующей смеси в интервал водопроницаемых пород методом малых порционных закачек позволит в условиях скважины сформировать изоляционный экран по всей толщине проницаемого пласта, обеспечить надежность и долговременность его изоляции и кратно сократить затраты тампонажных материалов и времени на изоляционные работы. Это связано с тем, что при закачке одновременно всего объема тампонирующей смеси, что повсеместно применяется, формируется изоляционный экран достаточно больших размеров по радиусу и незначительных по высоте (отношение радиуса к высоте изменяется в пределах 10:1 - 20:1), а при закачке тампонирующей смеси отдельными порциями в таком же количестве, отношение радиуса к высоте составляет 2:1 -3:1.

Создание надежной и долговременной технологии изоляции проницаемых пород, особенно в пресноводных горизонтах, при строительстве скважин позволит защитить их от загрязнения не только в процессе углубления скважины, но и в процессе всего периода разработки нефтяных месторождений. На основании анализа существующих методов изоляции пластов, их эффективности и экспериментальных исследований была разработана технология обработки высокопроницаемых пресноводных пластов при первичном вскрытии двумя способами: порционной закачкой тампонажного материала в изолируемую зону малыми объемами и методом «сухого» тампонирования, основанного на затво-рении сухой тампонажной смеси в интервале залегания водонасыщенных и по-

глощающих пластов.

При порционной закачке тампонажный материал подают в зону поглощения отдельными порциями, разместив его между вязкоуиругим разделителем (ВУР). Каждую последующую порцию закачивают после определенного времени, равного времени потери подвижности тампонажного раствора и индивидуального для каждой рецептуры. Продавливание осуществляют с помощью цементировочного агрегата при низких скоростях в результате чего тампонажный материал с вязкоупругим разделителем закупоривает поры и трещины пласта.

Порционная закачка тампонажного материала позволяет получить изоляционный экран по всей мощности поглощающего пласта, т.к. во-первых, разделительные пробки ВУР не позволяют раствору растекаться на отдаленные расстояния от забоя в пласт, а во-вторых, последующие порции, закачиваемые на низких скоростях, после потери подвижности предыдущих порций, наслаиваются на них, увеличивая при этом высоту изоляционного экрана.

Второй способ основан на доставке по бурильным трубам сухой тампо-нажной смеси в легко разрушаемых контейнерах, сбрасываемых с устья скважины в полость бурильной трубы. Контейнеры доставляют в скважину порционно по 10-15 штук. После доставки каждой порции сухой тампонажной смеси вращением бурильных труб проводят разрушение контейнеров, перемешивание смеси и образование тампонажного раствора, который под действием центробежных сил оттесняется к стенкам скважины и частично заходит в зону поглощения. После этого оставляют скважину в покое на время потери подвижности тампонажного раствора. Выдержав это определенное время, индивидуальное для каждой рецептуры, на забой доставляют новую порцию сухой тампонажной смеси и таким же способом задавливают ее в пласт. Причем перед доставкой каждой последующей порции, колонну бурильных труб приподнимают на 1-2м, исключая тем самым возможность их «прихвата».

В качестве тампонажной смеси можно использовать любые тампонажные материалы с ускорителями сроков схватывания, например, тампонажный цемент с гипсом, хлористым кальцием и т.д.

Разработанные методы изоляции малыми порциями позволяют получить изоляционный экран по всей мощности поглощающего пласта, т.к. последующие порции, после потери подвижности предыдущих порций, наслаиваются на них, увеличивая при этом высоту изоляционного экрана.

Технология изоляции высокопроницаемых трещиноватых горизонтов, характеризующихся поглощениями высокой интенсивности имеет свои особенности. Это связано с тем, что при цементировании нефтяных и газовых скважин, вскрывших коллекторы трещинного типа, создаваемое давление на стенки скважины приводит к раскрытию и расширению имеющихся естественных

трещин и неуправляемому проникновению в них закачиваемого тампонажного материала. Эта искусственная кольматация отрицательно влияет на фильтраци-онно-емкостные характеристики продуктивных горизонтов, но совершенно недостаточна для надежной и долговременной изоляции непродуктивных, флюи-донасыщенных пластов, т.е. создания против них герметичного затрубного пространства.

Нами предлагается технология изоляции таких пластов при первичном вскрытии кислоторастворимыми материалами, предотвращающая во-первых, поглощение тампонажного раствора в трещиноватых, кавернозных проницаемых зонах, а во-вторых, создается возможность восстановления ФЕС пластов обработкой ПЗП кислотой, при необходимости создания подземного хранилища для промышленных сточных вод.

Сущность метода заключается в том, что после вскрытия пласта в скважину спускаются бурильные трубы с установленным на них пакером от пла-стоиспытателя типа КИИ. Пакер устанавливается в устойчивой части ствола скважины над пластом. После спуска пакера до проектной глубины, производится закачка расчетного количества кислоторастворимой суспензии под пакер, затем разгрузкой бурового инструмента обеспечивают перекрытие ствола пакером. В пласт суспензия залавливается цементировочным агрегатом под давлением, превышающем на 10-15% расчетное давление цементирования эксплуатационной колонны. За счет создаваемого давления на стенки скважины ниже пакера, происходит раскрытие существующих естественных трещин в пласте и заполнение их залавливаемой кислоторастворимой суспензией. После закачки суспензии снижают давление под пакером до гидростатического, в результате чего суспензия оказывается защемленной в трещинах и в дальнейшем, позволяет провести цементирование без осложнений.

Трети» раздел посвящен разработке комплекса составов на основе дисперсных систем с использованием гидрофобных добавок и технологии их использования при первичном вскрытии и разобщении продуктивных пластов.

Общим для разреза месторождений Урало-Поволжья являются: наличие большого числа водоносных пластов с агрессивными пластовыми водами, участков с водопроявлеииями и поглощениями бурового раствора, многопласто-вость продуктивных горизонтов, чередование водо- и нефтеносных пластов, наличие обширных водоплавающих зон. Мощность, коллекторские свойства, свойства насыщающих флюидов и пластовое давление колеблются в широких пределах. Из-за высоких пластовых давлений вскрытие продуктивного интервала производится утяжеленными (пресными) глинистыми растворами плотностью до 1400 кг/м3.

В процессе бурения, вследствие воздействия минерализованных вод, на-

сыщающих породы, качество глинистого раствора ухудшается, на стенках скважины формируется глинистая корка толщиной от 6 до 20 мм, которая занимает до 20% затрубного пространства. Это ухудшает гидравлические условия промывки и цементирования, снижает качество и долговечность разобщения пластов. Глинистая корка, оказывая определенное положительное влияние при вскрытии пластов (снижает скорость фильтрации воды из цементного раствора), в то же время препятствует надежному разобщению их. Корка снижает связь цемента с горной породой. По ней возможен прорыв воды и нефти между пластами. Кроме того, попадая в нефтяной пласт, фильтрат и глинистые частицы вызывают снижение естественной проницаемости коллектора. Все существующие методы удаления глинистой корки (турбулизация потока, расхажива-ние и вращение колонны, механические с помощью скребков, химические и другие) не дают должного эффекта, т.к. все они проводятся в среде того же глинистого раствора и вытеснить на 100% буровой раствор практически невозможно даже из стеклянного цилиндрического сосуда. Из сосуда с конфигурацией заколонного пространства скважины вытеснить буровой раствор полностью тем более невозможно.

В связи с этим проведен анализ и показаны основные причины потери водонепроницаемости фильтрационной корки, формирующейся на стенках скважины в водонефтяных зонах продуктивной толщи. Основной причиной является физико-химические превращения фильтрационной корки, происходящие под действием электролитов пластовых вод хлоркальциевого типа. Под действием поливалентных катионов, входящих в состав пластовых вод и диффундирующих в фильтрационную корку, сжимается диффузная часть двойного электрического слоя на поверхности дисперсных глинистых частиц,что вызывает их коагуляцию. Отмечается, что аналогичные процессы происходят и под влиянием фильтрата тампонажного материала. Следовательно, фильтрационная корка, являясь промежуточным звеном между цементным камнем и породой (насыщенной водой), находится в сложных физико-химических условиях, предопределяющих возможность ее разрушения, как в период формирования камня, так и в процессе эксплуатации скважин. Для предотвращения возможных отрицательных последствий, а, следовательно, сохранения герметичности затрубного пространства, необходимо провести снижение содержания в растворе глинистой фазы.

Широко применяемые в практике мирового бурения буровые растворы на основе высококоллоидальных глин натриевого типа, неустойчивы к действию полиминеральной агрессии пластовых вод хлоркальциевого типа. При введении в раствор даже 0,5 % пластовой воды, что соответствует 0,6 мг-экв/л ионам Са2+, происходит коагуляция глинистых частиц.

Поэтому при бурении нефтяных месторождений Татарстана в качестве дисперсной твердой фазы в составе буровых растворов используют глину Бик-лянского карьера, содержащую в обменном комплексе двухзарядные ионы кальция и магния и обладающую повышенной стойкостью к действию полими-нералыюй агрессии пластовых вод.

Наличие двухвалентных катионов, адсорбированных на плоскостях и гранях пакетов глины увеличивают силы притяжения между пакетами, поэтому кальциевый бентонит хуже диспергирует в воде и набухает, что вызывает необходимость повышенного его ввода до 30 % масс/объем в буровой раствор. Растворы из кальциевых глин по сравнению с растворами из натриевых имеют повышенные значения водоотдачи, толщины глинистой корки и некоторых других параметров.

Улучшение параметров бурового раствора достигается путем обработки глинистого раствора щелочным реагентом, т.е. частичным переводом кальциевых глин в натриевые. Однако, при этом растворы под действием пластовых вод при определенной концентрации могут менять свои свойства, т.е. возможна (частичная или полная) коагуляция.

Применяемые глинистые растворы не обеспечивают высокого качества вскрытия, что связано с низкими показателями структурно-механических свойств растворов и низкими значениями коэффициента восстановления проницаемости. По результатам ГИС средняя глубина зоны кольматации терриген-ных коллекторов при вскрытии их на глинистых растворах составила 2 см, а глубина зоны проникновения фильтрата - 0,3 м, в результате чего в приствольной зоне скважины образуется зона с повышенной водонасыщенностью. На основе проведенных теоретических исследований с использованием математической модели двухфазной фильтрации Маскета-Леверетта были получены уравнения притока нефти ({?„) и определен коэффициент снижение дебита скважины (а) при наличии в призабойной зоне капиллярно-удерживаемой воды.

1п^

Г,

Г'*.**.

-= (2)

где К„ - фазовая проницаемость по нефти (мкм2), Рк - капиллярное давление (Па), Б„х - водонасыщенность на стенке скважины, %.

При изменении проницаемости ПЗП от 0,05 до 0,90 мкм2 коэффициент а изменяется от 0,4 до 0,5, то есть дебит нефти уменьшается в 2 - 2,5 раза.

Проведенный анализ показал, что создание буровых растворов, обладающих пониженной величиной водопроницаемости глинистой корки и гидрофобными свойствами, позволяющих максимально сохранить коллекторские свойства пласта и обеспечить герметизацию заколонного пространства является актуальной задачей для месторождений Татарстана.

Создание таких растворов возможно путем исследования и выбора реагентов из класса высокомолекулярных соединений для их обработки и использования в качестве утяжелителя карбонатных материалов. С этой целью были исследованы высокомолекулярные соединения на основе целлюлозы - карбок-симетилцеллюлоза (КМЦ) и натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы (Ка-КМЦ), а в качестве утяжелителя применялся мел и доломит.

Результаты исследования показали, что наиболее эффективными и технологичными добавками являются полимеры на основе целлюлозы со степенью полимеризации 1000-1600, которые позволяют получать буровой раствор из Биклянских карьерных глин кальциевого типа с низким содержанием глинистой фазы, обеспечивают при этом оптимальные технологические свойства глинистых суспензий плотностью 1060 кг/м3, которые позволяют проводить дальнейшее утяжеление его карбонатным утяжелителем - мелом или доломи-, том до плотности 1350 кг/м . Применение таких растворов при вскрытии продуктивного пласта позволяет максимально сохранять его коллекторские свойства благодаря низкому содержанию глинистой составляющей и формированию на стенках скважины легко удаляемой фильтрационной корки, состоящей до 90% из кислоторастворимого компонента - мела или доломита (рис.2).

В связи с тем, что нефтяные месторождения Татарстана находятся на поздней стадии разработки в условиях высокой обводненности, буровой раствор, применяемый при вскрытии продуктивных пластов должен не только максимально сохранять коллекторские свойства, но и создавать водонепроницаемый барьер на стенках скважины в интервале продуктивного пласта. Создание водонепроницаемого барьера возможно только путем придания гидрофобных свойств глинистой составляющей, входящей в состав бурового раствора.

Ранее проведенные работы по созданию рецептур нефтеэмульсионных глинистых растворов (НЭГР) путем ввода углеводородных жидкостей в готовый глинистый раствор не дали положительных результатов. Это объясняется тем, что вводимая в раствор нефть, в результате механического перемешивания диспергируется внутри раствора, образуя неустойчивую прямую эмульсию типа "масло в воде". При этом нефть не адсорбируется по поверхности глины, т.к. поверхность последней покрыта адсорбционным слоем пленочной воды, кото-

% масс/об

Рис. 2. Содержание компонентов твердой фазы в буровом растворе в зависимости от его плотности

1 - содержание глины в малоглинистом меловом растворе; 2 - содержание мела в малоглинистом меловом растворе; 3 - содержание глины в базовом растворе; 4 - содержание мела в базовым растворе

рый обладает значительным сопротивлением сдвига.

С целью снижения величины сопротивления сдвига адсорбционного водного слоя и придания глинистой фазе гидрофобных свойств было исследовано влияние углеводородного раствора катионоактивного ПАВ, а также высокодисперсного гидрофобного порошка "Полисил" на структурно-механические свойства раствора и на проницаемость фильтрационной корки но воде.

Так как глины обладают высокой адсорбционной способностью по отношению к активным компонентам углеводородных жидкостей (нефть, дизельное топливо и др.), обработка ее в сухом виде нефтью приводит к полной гидрофо-бизации поверхности. Гидрофобизованные частицы глины становятся неспособными к диспергированию, что вызывает их флокуляцию и выпадение из раствора. При частичном увлажнении глины молекулы воды адсорбируются на активных центрах поверхности, которые представляют собой отдельные ячейки в виде энергетических "ям". Вокруг центров адсорбции при регламентированной влажности возникают "рои" молекул, изолированных друг от друга свободными от воды пространствами. Последующая обработка глины углеводородным раствором поверхностно-активного вещества приводит к тому, что нефть адсорбируется на свободной поверхности, образуя пленку нефти, тем самым придает гидрофобные свойства, а присутствие ПАВ препятствует разрушению этой пленки в процессе перемешивания.

Кроме жидких гидрофобных реагентов был испытан в качестве гидрофо-бизатора твердой фазы бурового раствора реагент "Полисил", содержащий в своем составе смесь неорганических соединений (10%) и кремнийорганическо-го сополимера диметилсилоксана и диэтоксисилоксана. "Полисил" представляет собой высокодисперсный порошок белого цвета с низкой насыпной плотностью - 200-800 кг/м3, нерастворим в воде, образуя при этом на поверхности плесневидную объемную пленку. Поэтому ввод его в буровой раствор проводили в углеводородной среде - нефти с добавкой ПАВ для равномерного распределения реагента во всем объеме раствора.

Гидрофобизация фильтрационной корки основана на взаимодействии ре-акционноспособных функциональных групп, связанных с атомами кремния с гидроксильными группами или окислами металлов, входящих в состав гидро-фобизуемого материала. Благодаря этому поверхность материала химически связывается (через атом кислорода) с атомами кремния, входящего в состав гидрофобизатора.

Все разработанные рецептуры бурового раствора были исследованы на изменение проницаемости фильтрационных корок при взаимодействии с пластовой водой, в результате чего отмечено резкое увеличение проницаемости фильтрационных корок по воде происходит через 0,5-1 часа, после контакта с

высокоминерализованной пластовой девонской водой хлоркальциевого типа (общая минерализация 270 г/л) независимо от их состава. Однако, проницаемость чистой глинистой корки увеличивается в 3,8 раза, а гидрофобных малоглинистых в 1,6-1,9 раза.

С целью предотвращения влияния пластовых вод, на корках был сформирован защитный экран - дополнительная корка из полимеркарбонатной суспензии. Защитный экран формировался на корках после воздействия пластовых вод. После формирования защитного экрана фильтрационные корки вновь помещались в среду ПДВ на определенное время с последующим замером величины проницаемости по пресной воде. Проведенные исследования показали, что сформированная фильтрационная корка из гидрофобных малоглинистых меловых растворов после создания на ней защитного мелового экрана более стойкая к полиминеральной агрессии ПДВ, и величина проницаемости их по воде после выдержки в ПДВ в 3-4 раза ниже, чем у защищенной фильтрационной корки из чистого глинистого раствора. Это объясняется тем, что толщина фильтрационной корки, сформированной из глинистого раствора, больше, чем сформированных из малоглинистого бурового раствора с гидрофобизованной глинистой составляющей и с добавкой гидрофобного реагента «Полисил», и при коагуляции ее образуется рыхлая структура, в то время как у корки с низким содержанием глинистой фазы при коагуляции образуются большие или меньшие агрегаты, которые разделены тонкими прослойками жидкой дисперсионной среды. Между агрегатами действуют слабые ван-дерваальсовы силы с энергией связи, не превышающей энергию теплового движения. При этом образуются разрушающиеся структуры. Кроме того, ввод гидрофобизаторов в буровой раствор придает частично гидрофобные (водоотталкивающие) свойства глинистой фазе бурового раствора, в результате чего снижается проницаемость сформированных корок по воде. Частицы мела, проникая между агрегатами, уплотняют корку, препятствуют тем самым проникновению через нее воды, что создает дополнительный защитный карбонатный экран.

Проведенные исследования позволили выбрать наиболее оптимальные рецептуры для селективной изоляции водо- и нефтенасыщенных пластов, с целью снижения обводненности продукции в скважинах при вскрытии продуктивных пластов в водонефтяных зонах. Наряду с этим, этот комплекс мероприятий позволит на новом качественном уровне подготовить ствол скважины к последующему цементированию и повысить герметичность заколонного пространства скважин.

С целью повышения изоляционных характеристик тампонажного раствора и создания водонепроницаемого тампонажного камня, нами было исследовано влияние на его свойства гидрофобного реагента «Полисил». Испытания тампо-

нажного цемента марки ПЦТ-Д0-50 с добавкой «Полисила» показали, что введение в состав цемента этой гидрофобизующей добавки, позволяет повысить седиментационную устойчивость и снизить скорость водоотделения тампонаж-ного раствора, а также водопроницаемость формирующегося из него камня. Рассмотрены несколько вариантов введения мелкодисперсного порошка в состав цемента.

На основании проведенных экспериментальных исследований была разработана технология первичного вскрытия продуктивных пластов в водонефтя-ных зонах с формированием защитного экрана, и их разобщение сочетающая:

- первичное вскрытие продуктивной толщи на малоглинистом карбонатном буровом растворе с гидрофобной добавкой «Полисил»;

- создании защитного гидрофобизованного экрана путем доуплотнения фильтрационной корки полимермеловым раствором;

- крепление ствола скважины в интервале проницаемых пород гидрофобным тампонажным раствором с добавкой «Полисила», одновременно с созданием противодавления на устье скважины.

Создание избыточного давления в затрубном пространстве скважины предотвращает прорыв флюидов, насыщающих проницаемые пласты за счет компенсации снижения давления на пласт в период ОЗЦ, причем в любой момент времени добавочное давление должно дополнять текущее гидростатическое от твердеющего раствора до давления в конце процесса цементирования.

Авторы способа считают, что наиболее приемлем этот способ для скважин с одним продуктивным пластом, что наиболее часто встречается на ПХГ при цементировании эксплуатационных колонн. Однако мы считаем, что предлагаемый способ возможно и необходимо использовать и для многопластовой нефте-, водонасыщенной залежи, при условии, что вышележащие проницаемые, флюидонасыщенные пласты изолируются последовательно по мере вскрытия сверху вниз. В таком случае, к началу процесса вскрытия и крепления основного продуктивного интервала ствол скважины характеризуется повышенной прочностью и герметичностью, что позволяет индивидуально, селективно подойти к выбору технологических режимов цементирования, величины избыточного давления и т.д. Причем эффективность его будет выше для растворов с повышенной седиментационной устойчивостью, к которым относится и разработанный гидрофобный тампонажный материал, поскольку он в начальной период твердения обладает выраженными свойствами жидкости, а не твердого тела, и способен передавать через себя давление, что и позволяет эффективно реализовать предложенный способ.

Предлагаемый комплекс составов для первичного вскрытия, создания защитного экрана и разобщения проницаемых пластов в интервале продуктивных

отложений содержит в своем составе единый, объединяющий их составной элемент - мелкодисперсный гидрофобный реагент «Полисил», что снижает водопроницаемость и повышает прочность сцепления образующейся единой взаимосвязанной системы крепи «фильтрационная корка - кольматационный экран - тампонажный камень».

В четиертом разделе приведены результаты опытно-промышленных работ и технико-экономическая оценка разработанных технико-технологических мероприятий.

Учитывая высокий уровень осложненности рассматриваемых объектов были выбраны скважины, предусматривающие вскрытие продуктивных пластов в девонских отложениях. Были определены номера скважин, объект вскрытия и указаны ожидаемые осложнения. По каждой скважине составлялся план работ, предусматривающий применение новой технологии по изоляции проницаемых пластов при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну с целью создания надежного защитного экрана напротив пресных или минерализованных интервалов. Проницаемые пласты, на основании анализа геолого-промысловых условий, как было отмечено выше, были условно разбиты на три группы:

• Первая группа включает водоносные комплексы, приуроченные к пермским отложениям, содержащие пресные и минерализованные воды.

■ Вторая группа включает шесть водоносных комплексов, характерной особенностью которых является высокая трещиноватость и интенсивность поглощения.

■ Третья группа включает восьмой водоносный комплекс, содержит основной продуктивный горизонт Д! , характерной особенностью которой является наличие нефтеносных пластов с подошвенной водой - ВНЗ.

С учетом гидрогеологической особенности условно выделенной группы приведены рекомендации по применению вновь разработанных технологий.

Так, для первой группы рекомендуется по мере первичного вскрытия проводить формирование изоляционного экрана методом малых порционных закачек.

Для второй группы проницаемых пластов рекомендуется формирование изоляционного экрана проводить методом малых порционных закачек с последующей закачкой полимер-карбонатной суспензии при давлении, превышающем давление, создаваемое на изолируемый интервал при цементировании эксплуатационных колонн, на 10-15 %.

Для третьей группы проницаемых пластов - ВНЗ рекомендуется формирование изоляционного экрана по всей толще продуктивного интервала проводить с использованием полимер-карбонатного бурового и тампонажного рас-

творов с гидрофобными добавками. Разобщение ВНЗ осуществлять с противодавлением в течение всего периода затвердевания тампонажного гидрофобного раствора.

Следует отметить, что разработанные технологии изоляции проницаемых пластов при их первичном вскрытии могут применяться, как показывает опыт, при различных интенсивностях поглощений. При этом расход тампонажного материала и время на изоляцию проницаемых пластов не зависит от интенсивности поглощения, что является важным фактором при определении эффективности разработки, а также исключается необходимость исследования скважин для определения интенсивности поглощения.

Расчеты экономической эффективности проводились по результатам: опытно-промышленных работ по обработке поглощающих пластов методом порционной доставки сухой тампонажной смеси в саморазрушаемых контейнерах, проведенных на 4 скв. и вскрытия продуктивных отложений терригенного девона на малоглинистом карбонатном растворе с добавкой гидрофобного реагента «Полисил» на 16 скважинах.

В первом случае экономический эффект формируется за счет сокращения материальных затрат и затрат времени на изоляцию зон поглощений и составил 454,2 тыс. руб в расчете на одну скважину.

Во втором случае экономический эффект формируется за счет увеличения механической скорости бурения на 30% и проходки на долото на 45%, снижения расхода бурового раствора на 36% и повышения добывных показателей на 682 т в год на одну скважину, что составляет 230,6 тыс. руб на одну скважину в год.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализом геолого-промысловых техногенно-аномальных условий строительства скважин на Ромашкинском месторождении, находящегося на завершающей стадии разработки выделено 3 основных комплекса осложнений:

1) высокопроницаемые, поглощающие пласты верхней части разреза (пермские отложения), составляющие бассейн пресных вод;

2) средняя часть разреза (до горизонта Д(), характеризующаяся поглощениями высокой интенсивности (до катастрофических). Основным поглощающим горизонтами являются серпухово-окский надгоризонт (каменноугольная система), и нижнефаменский и верхнефранский подъярус (верхнедевонская система);

3) основной продуктивный горизонт Д) - терригенные отложения среднего и верхнего девона), составляющий единую гидродинамическую систему с нижележащими водонасыщенными пластами, вследствие невыдержанности

глинистых пропластков.

2. На основании проведенных обобщений современных технико-технологических мероприятий, составов и технических средств для изоляции поглощений установлено, что наиболее перспективным направлением обеспечения потенциальных добывных показателей вновь пробуренных скважин является разработка новой методологии обработки проницаемых флюидонасы-щенных пород при первичном их вскрытии.

3. На основании выполненных экспериментальных исследований установлено, что коагуляционная устойчивость глинистых фильтрационных корок, формирующихся на стенках скважин, снижается при взаимодействии с высокоминерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа, причем ее водопроницаемость увеличивается за первые 30 мин с 0,1— 0,2 до 0,6- 0,7 см2.

4. Разработана и внедрена технология предотвращения загрязнения бассейна пресных вод созданием непроницаемого защитного экрана методом доставки малых порций тампонажного материала в обрабатываемый интервал при первичном вскрытии, позволившая снизить интенсивность поглощения на 90100% и исключить возникновение заколонных перетоков.

5. Разработанный комплекс гидрофобных составов на основе мелкодисперсных систем для селективной изоляции водонефтяных зон в процессе первичного вскрытия и разобщения проницаемых пластов в интервале продуктивных отложений, позволил создать единую низкопроницаемуто систему крепи «фильтрационная корка - кольматационный экран - тампонажный камень». Промысловые испытания, проведенные на 16 скважинах показали, что успешность метода составляет 90,4 %, за счет увеличения дебита нефти по сравнению с базовыми скважинами в среднем на 4 тонны в сутки в всдонефтяных зонах на 1 метр вскрытой нефтенасыщенной толщины.

6. Теоретические и экспериментальные исследования, а также результаты опытно-промышленных работ позволили разработать рекомендации по поин-тервальной изоляции проницаемых пластов при первичном вскрытии, с учетом геолого-промысловых условий разработки Ромашкинского месторождения. Составлен Стандарт Предприятия на технологию.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ

Опубликованы в следующих печатных работах:

1. Файзуллин Р.Н., Сагидуллин И.А. и др. Повышение качества крепи обсадных колонн // Производственный, теоретический, научно-популярный и информационный журнал (ПТНПИЖ) Нефть Татарстана 1998.-№ 2.

2. Старов O.E., Файзуллин Р.Н., Хаминов Н.И. и др. Оптимизация выра-

ботки запасов терригенных коллекторов водонефтяных залежей бобриковского горизонта Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения // То же.

3. Орлов Г.А., Грубов А.И., Файзуллин Р.Н. и др. Технология стимуляции скважин с использованием ультразвукового воздействия в углеводородном растворе ПАВ // В кн. Разработка нефтяных месторожд. на поздней стадии.-Уфа:-Тр. БашНИПИнефть.-№ 96.-1999.

4. Грубов А.И., Анваров A.A., Файзуллин Р.Н., Старов O.E. и др. Комплексное воздействие на призабойную зону нефтяных скважин // То же.

5. Ишкаев Р.К., Старов O.E., Файзуллин Р.Н. Гидрофобизация продуктивных пластов во время первичного вскрытия // Материалы науч.-техн. конф. по бурению горизонтальных скважин, г. Ижевск: УдмуртНИПИнефть, 1998.

6. Файзуллин Р.Н., Рылов Н.И. Технология обработки высокопроницаемых, трещиноватых, кавернозных пород при их первичном вскрытии // НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ - Тюмень: ТюмГНГУ, 1999.

7. Файзуллин Р.Н. и др. Технология обработки высокопроницаемых, трещиноватых и кавернозных пород при первичном вскрытии // ГГГНПИЖ. Нефть Татарстана, 199&-№4.

8. Ишкаев Р.К., Файзуллин Р.Н. Опыт применения технологии вскрытия продуктивных пластов ВНЗ на месторождениях НГДУ «Азнакаевскнефть» // ПТНПИЖ. Нефть Татарстана, 199&-№ 5.

9. Файзуллин Р.Н. Изоляция высокопроницаемых пластов при первичном вскрытии // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф,- Тюмень: Запсибгазпром, 1999.

10. Файзуллин Р.Н., Ишкаев Р.К., Рылов Н.И. Технология восстановления фильтрационно-емкостных свойств ПЗП при строительстве скважин на нефтяных месторождениях Татарстана // То же.

11. Способ изоляции поглощающих пластов методом сухого тампонирования / Файзуллин Р.Н. и др. Заявка № 98105538 от 17.03.98.

12. Способ интенсификации добычи нефти / Смирнов A.B., Лысенко В.А., Муслимов Р.Х., Тахаутдинов Ш.Ф., Ишкаев Р.К., Файзуллин Р.Н. и др. / Решение ВНИИГПЭ о выдаче патента по заявке № 98/ 05677/ 03 (006688) с приоритетом от 06.04.98.

Соискатель

Р.Н. Файзуллин