Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

В.А.АМИЯН A.B. АМИЯН
ПОВЫШЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
СКВАЖИН
МОСКВА „НЕДРА" 1986
УДК 622.276.432-622.245.544
Амиян Е.А., Амиян А.В. Повышение производительности скважин —М Нед ра, 1986 -с. 160-
Рассмотрен выбор конструкций скважин, объектов опробования, технолог^, ческих процессов вскрытия продуктивных пластов и способов цементирования обсадных колонн с учетом необходимости сохранения естественной проницаемости призабойной зоны скважин Описаны способы освоения скважин и их консервации после опробования, регулирования продвижения пластовых и закачиваемых жид. костей на линиях нагнетания и отбора, а также виды ремонтно изоляционных работ в скважинах Изложены способы интенсификации добычи нефти и газа путем воздействия на призабойную зону пласта
Для инженерно-технических работников, занятых бурением, освоением и ремон том скважин, добычей нефти и газа
Табл 34, ил 14, список лит — 29 назв
Рецензент Н М Байкоа, канд. техн наук (Институт мировой экономики меж дународных отношений АН СССР)
ВАРТАН АЛЕКСАНДРОВИЧ АМИЯН АЛЕКСАНДР ВАРТАНОВИЧ АМИЯН
ПОВЫШЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН
Редактор издательства Е А Петрова Обложка художника Ю Г Асафова Художественный редактор В В Шутько Технические редактора Л.Н Фомина, Н.С. Анашкина Корректор Э.И Капульская Операторы Е Е Драгомирова, Е Р Левочкина
ИБ № 5551
Подписано в печать 0507 85 Т- 16207 Формат 60 х 90 '/]6 Бумага офсетная № 2 Набор выполнен на наборно-пишущей машине Гарнитура "Универс" Печать офсет ная Уел печ л 100 Уел кр —отт 10,37 Уч — изд л 12,0 Тираж 5000 экз
Заказ 5034 / 9438-6. Цена 60 коп
Ордена "Знак Почета" издательство "Недра" 103633, Москва, К—12, Третьяковский проезд, 1/19
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени Образцовая типография имени А А Жданова Союзполиграфпрома при Государе' венном комитете СССР по делам издательств полиграфии и книжной торговл" 11 3054, Москва, М 54, Валовая, 28
А _Я04ЮОЗОО-063_ 3og _ ^ @ Издательство -
043 (01) -86
СОХРАНЕНИЕ ЕСТЕСТВЕННОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА В ПРОЦЕССЕ ЕГО ВСКРЫТИЯ И КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ
ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
Продуктивные пласты нефтяных и газовых месторождений представлены коллекторами гранулярного, трещиноватого и смешанного типов. Размер фильтрационных каналов варьирует от долей микрона до нескольких сантиметров (каверны и трещины). Разнообразен минералогический состав пород коллектора — кварцевые и полимиктовые песчаники, алевролиты, аргиллиты, карбонатные породы. Некоторые минералы взаимодействуют с промывочной жидкостью, вследствие чего изменяются характеристики каналов фильтрации. Нефтегазонасыщен-ные пла&гы всегда содержат воду, насыщенную различными веществами, которые при соединении с промывочной жидкостью или ее фильтратом могут давать осадки, закупоривающие фильтрационные каналы.
Скважина (добывающая, нагнетательная) является основным объектом нефтегазодобывающей отрасли, обеспечивающим получение целевого продукта — нефти и газа. От качества вскрытия продуктивного пласта зависит степень использования добывных возможностей данной скважины, уровень добычи нефти (газа) и степень выработки запасов нефти (газа) в зоне ее дренирования.
Продуктивные пласты вскрывают бурением как на стадии поисково-разведочных работ, так и при разбуривании залежи с целью ввода ее в эксплуатацию в основном с применением промывочной жидкости на водной основе — глинистого раствора: нормальной плотностью или утяжеленного мелом, баритом, гематитом.
При пластовом давлении, равном гидростатическому или ниже его, для вскрытия пласта применяют глинистые растворы плотностью р = 1,15— 1,25 г/см , а при пластовом давлении выше гидростатического — утяжеленные глинистые растворы: меловые (р = 1,44—1,45 г/см3), утяжеленные баритом и гематитом (р = 1,8 — 2,2 г/см3). Глинистые растворы обрабатывают УЩР, ССБ, КССБ, КМЦ и другими реагентами. Одни и те же растворы применяют для вскрытия разных по своим свойствам коллекторов песчаных, алевритовых, имеющих различные характеристики вещественного состава, их текстуры и структуры, состава и типа цементирующих веществ, степени отсортированности и окатанности обломочного материала и других элементов, в сумме влияющих на емкостные и фильтрационные характеристики подобного типа коллекторов. еми же глинистыми растворами вскрывают карбонатные и другие трещиноватые коллекторы. В карбонатных породах могут быть развиты не лько гранулярный и трещинный типы пористости, но и карстовый тип, лагодаря которому, главным образом в карбонатных породах, образуются крупные полости изменчивых
Общеизвестно, что за последние два десятилетия научно-исследова тельские организации и буровые предприятия выполнили большой объем исследований по созданию новых типов промывочных жидкостей и по вышению качества существующих, которые позволили успешно осуществ лять проходку скважин, в том числе и глубоких, в весьма сложных гео логических условиях Однако вскрытие продуктивных пластов указан ными растворами вследствие наличия в них различных химических рве ' гентов и полимеров приводит к ухудшению фильтрационной характерис тики пористой среды в призабойной зоне пластов
Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов на ра; ведочных и эксплуатационных площадях, систематические исследования влияния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды, проведенные в СССР и за рубежом, позволяют сделать вывод о том, что продуктивные пласты в основном вскрываются без учета геолого физи ческих особенностей коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей
Основная цель геологоразведочных работ на нефть и газ в значител! ной степени заключается в установлении истинной нефтегазоносности и коллекторских свойств продуктивных объектов, которая достижима только при качественном вскрытии и опробовании пластов
Необходимо применять такие методы вскрытия и опробования перс пективных участков разреза, которые обеспечили бы сохранение естест венного состояния коллектора, следовательно, достаточную надежность результатов опробования на промышленную нефтегазоносность Только такие данные, которые отражают фактическое состояние коллектора, можно использовать для оценки общих и извлекаемых запасов нефти и газа Недостаточный учет геолого-физических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей в про цессе вскрытия бурением может привести к совершенно неправильным выводам об истинной промышленной нефтегазоносности объекта и даже к тому, что некоторые продуктивные горизонты разреза могут быть HP отмечены.
В нефтепромысловой практике были случаи, когда из скважин г хорошими признаками нефтегазоносности, установленными в процес се бурения, после ввода в эксплуатацию или не получали притока нефти и газа совсем, или производительность их была незначительной Подоб нее положение значительно снижает технико-экономические показате ли разработки отдельных залежей и сдерживает своевременное выявление нефтегазоносности на перспективных площадях
В результате низкого качества вскрытия продуктивного пласта умеиь шаются добывные возможности скважин, ухудшается приток жидкости и газа из малопроницаемых прослоев пласта, снижается дренируемый объем, а следовательно, и коэффициент нефтегазоотдачи. Это обуслов ливает также необходимость создания повышенных депрессий при ос воении и работе скважин, что особенно отрицательно влияет на эксплуз тацию залежей, коллекторы которых представлены несцементированны ми или слабо сцементированными песками, а также когда имеются
вечные воды Повышенные депрессии в неустойчивых коллекторах вызы-ают разрушение призабоинои зоны, в результате нарушается целостность эксплуатационной колонны и скважины выходят из строя, при наличии же подошвенной воды они преждевременно обводняются.
Данные многолетней практики применения промывочных жидкостей на водной основе и лабораторных исследований показывают, что проникновение в пласт фильтрата и промывочной жидкости в период вскрытия — основная причина ухудшения коллекторских свойств пласта. Лабораторными исследованиями, проведенными на естественных и искусственных кернах как в СССР, так и за рубежом, установлено, что проникающая в пласт вода снижает естественную проницаемость коллектора до 50 % и более. Кроме того, лабораторными исследованиями доказано, что после добавки к промывочной жидкости различных реагентов, улуч-щающих эе структурно-механические свойства, снижается естественная проницаемость коллектора.
Институтом УкрНИГРИ были исследованы закупоривающие свойства растворов химических реагентов и солей, широко применяемых для обработки буровых растворов. Было исследовано десять водных растворов химических реагентов и солей (хроматы калия или натрия, КМЦ, КССБ, гипан, УЩР, ТПФН, Na2Co,, КМЦ+КССБ, CaCI2, NaCI) различной концентрации. Для сопоставления результатов исследований было изучено влияние технической воды на проницаемость породы.
Анализ полученных лабораторных данных показал, что все исследованные химические реагенты в различной степени снижают проницаемость породы. Наибольшее закупоривание пористой среды получают при использовании гипана, Na2Co3, УЩР, КССБ, ТПФН и др. Их водные растворы снижают проницаемость породы значительно больше, чем техническая вода, после которой коэффициент восстановления составляет GO %.
Закупоривающие свойства водного раствора гипана резко проявляются с ростом его концентрации в растворе. После прокачки раствора гипана 10 %-ной концентрации образцы керна стали практически непроницаемыми.
Было установлено, что из всех исследованных растворов реагентов и солей наименьшее снижение проницаемости породы вызывают хроматы калия или натрия и хлористый кальций.
В результате применения глинистых растворов в целом ряде случаев вследствие кольматации необратимо уменьшается естественная проницаемость призабоинои зоны пласта, что вызывает кратное снижение продуктивности скважины. Объясняется это тем, то при проникновении твердой фазы, в особенности глины, в призабойную зону пласта необратимо закупориваются поры коллектора, в результате чего проницаемость может снизиться до нуля.
Для более полного представления о механизме кольматации поровых каналов гранулярных коллекторов в институте ВНИИБТ проводили микроскопические исследования кольматационного слоя. Было уста-со °' ЧТ° глУ^ина крльматации образцов с высокой проницаемостью авляет в среднем 5-6 мм, а образцов с малой проницаемостью -1,5-2 мм.
На основании этих исследований было сделано следующее заключе. ние: после вскрытия продуктивного пласта с исходными проницаемое-тями 0,1—0,5 и 1—2 мкм2 проницаемость уменьшается соответственно на 50-30 и 25-20 %.
В табл. 1 приведены данные, по которым видно резкое снижение коэффициентов продуктивности скважин на Майкопском газоконден-сатном месторождении после их глушения раствором.
Как видно из табл. 1, коэффициент продуктивности скважин после их глушения глинистыми растворами в большинстве случаев снизился более чем в 2,5, а по отдельным скважинам в 3,5—4 раза. Приведенные примеры убедительно показывают, что во всех случаях проникновение в пласт фильтрата и промывочной жидкости отрицательно влияет на его коллекторские свойства, в результате чего удлиняются сроки освоения скважин, снижается их производительность, неравномерно вырабатываются залежи, уменьшается коэффициент нефтегазоотдачи, а на разведочных площадях не учитываются отдельные пропластки и снижается эффективность геологоразведочных работ.
На фильтрационную характеристику коллектора огромное влияние оказывает количество проникшего в пласт фильтрата и промывочной жидкости. Диаметр зоны проникновения фильтрата может достигать
значительных размеров (табл. 2) (он зависит от геолого-физических свойств пласта, качества промывочной жидкости, продолжительности вскрытия, перепада давления и др.).
Глубина проникновения фильтрата и промывочной жидкости в пласт и ее количество при прочих разных условиях в значительной степени определяется перепадом давления на пласт в процессе его вскрытия Как правило, продуктивные пласты вскрываются с давлениями, значительно превышающими пластовое. Так, например, на мес-
Таблица 1
Номер Продук- Продолжи- Время от вво Коэффициент продук- к\
сква- тивный тельность да скважины тивности, м /(0,1 МПа* ft' — ______
жины горизонт задав ки в эксплуатацию сут) К2
раствора, до начала до задав- после задав-
сут исследова- ки К1 ки KI
ния, сут
7 I 48 10 68,3 34,0 2,0
17 II 1435 182 32,3 12,6 2,6
21 II 1498 73 263,8 54,2 4,8
66 II 77 2 215,7 90,2 2,4
14 III 1756 220 121,0 35,5 3,4
18 III 1007 13 80,5 20,4 3,9
23 III 55 2 120,0 16,5 7,3
24 III 84 24 232,1 85,9 2,7
30 III 69 113 157,5 54,1 2,9
Таблица 2
Номер скважины, площадь (Ставропольнефтегаз) Диаметр зоны проникновения фильтрата, м Глубина скважины, м
25, Расшеватская 6,5 3028-3032
38, Расшеватская 5,-2 3054-3062
47, Расшеватская 4,4 2862-2867
54, Русский хутор 3,43 3153-3155
12, Русский хутор 6,5 3305-3309
торождениях Западной Украины избыточное давление на пласт в процессе его вскрытия достигало 17 МПа, в объединении Туркменнефть — больше 20 МПа, в объединении Ставропольнефтегаз — от 6 МПа и выше.
Аналогичное положение наблюдается почти во всех районах. Например, на Западном Палванташе во время вскрытия некоторых пластов избыточное давление составляло 12,8—16,8 МПа. Естественно, при таких давлениях в пласт проникает большое количество фильтрата, в особенности если для вскрытия используют недостаточно качественные глинистые растворы с высокой водоотдачей.
Указанное явление усугубляется при значительных колебаниях давления в скважине в процессе спуско-подъемных операций. Интенсивность изменения гидродинамического давления возрастает с увеличением глубины скважины, скорости подъема или спуска инструмента, вязкости и статического напряжения сдвига промывочной жидкости и с уменьшением зазора между стенкой скважины и инструментом. По данным некоторых исследователей, прирост гидродинамического давления в определенных условиях во время спуска инструмента может быть равен гидростатическому давлению в скважине, что может привести к гидравлическому разрыву пласта, а следовательно, проникновению в пласт больших количеств промывочной жидкости.
Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости происходит в процессе вскрытия трещиноватых коллекторов, что можно проследить по радиусу зоны измененной (ухудшенной) проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований на Речицком месторождении.
Анализ промысловых данных показал, что при вскрытии продуктивного пласта на месторождениях Белоруссии, сложенного трещиноватыми и порово-трещиноватыми коллекторами, в призабойную зону проникает ак фильтрат промывочной жидкости, так и буровой раствор. По Ре-Месторождению глубина проникновения бурового раствора м' Столь глубокое проникновение и длительное пребы-КаНЭЛах и тРеЩинах препятствуют успешному освоению °КВ' 1° *БарсУКО8Ская площадь) в течение нескольких многочисленные операции по воздействию на при-целью вызвать приток нефти из пласта. Только через
4 мес скважина была сдана в эксплуатацию в дебитом 350 т/сут нефти Скв. 131 (Южно-Осташковичская площадь) находилась в освоении 58 сут. За это время было проведено семь операций по закачке кислотного раствора в пласт, три операции кислотной обработки и только после этого скважина была введена в эксплуатацию. Следует отметить, что при наличии в продуктивном пласте низкопроницаемых зон и прослоев продуктивность скважины в большинстве случаев снижается необратимо.
Изучение механизма явлений, происходящих в призабойной зоне пласта при проникновении в него фильтрата промывочной жидкости, пока зывает, что часть перового пространства оказывается занятой водой. Вследствие этого нефть (газ) при своем движении к забою во время освоения скважины встречает огромные препятствия, а проникшая в продуктивный пласт вода полностью не вытесняется, часть ее остается в призабойной зоне, снижая тем самым добывные возможности сква жин. Наибольшее количество воды остается неизвлеченной из низко проницаемых пластов и прослоев вследствие проникновения воды в поровые каналы в результате капиллярного впитывания.
Значительная глинистость пород продуктивного пласта требует применения особых способов вскрытия пласта. Проникший в призабойную зону фильтрат может вызвать набухание глин, что вызовет сужение поро-вых каналов и даже частичную их закупорку вследствие диспергирования и перемещения частиц глины потоком жидкости
Наиболее значительное уменьшение проницаемости коллекторов вследствие набухания глин будет при низких значениях проницаемости призабойной зоны пласта.
В связи с тем, что в результате периодического изменения гидро динамического давления на стенки скважины происходит взаимное дис пергирование воды (фильтрата ) и нефти, то в определенных условиях может образоваться в призабойной зоне пласта устойчивая эмульси>« Этому благоприятствует наличие в нефти асфальтосмолистых вещест, которые являются эмульгаторами.
Как уже указывалось, ухудшение фильтрационной характеристики призабойной зоны происходит также в результате проникновения в пласт твердой фазы промывочной жидкости.
В определенных условиях в пласт может проникать часть выбуренной породы. Объясняется это тем, что при использовании глинистого раствора отделение частиц породы от поверхности забоя затрудняется вследствие образования на забое глинистого шламового слоя. При этом снижается ударное воздействие долота и происходит повторное измельчение уже сколотой породы. В таких случаях естественно предполагать, что часть шлама может проникнуть в пласт, в особенности если последний имеет трещинный характер
Таким образом, снижение проницаемости пористой "среды в процессе вскрытия пласта с применением промывочной жидкости на водной основе происходит в результате:
суженмя поровых каналов вследствие образования гидратных слоев,
образования в призабойной зоне устойчивой эмульсии;
набухания глинистых частиц, содержащихся в коллекторе,
закупорки поровых каналов и трещин твердыми частицами промы вочнои жидкости и шламом выбуренной породы
Без сомнения, эти отрицательные явления сказываются неблаго-пиятно на результатах поисково разведочных работ, на эффективности разработки продуктивных залежей и степени извлечения нефти и газа из недр
Как уже отмечалось, проникновение воды (фильтратов промывочных жидкостей на водной основе) в поровые каналы низкопронииаемого коллектооа необратимо снижает естественную проницаемость продуктив ного пласта Вода связывается с поверхностью поровых каналов вследст вте капиллярных сил и образования адсорбционных слоев Очевидно, что способность пород коллекторов взаимодействовать с водой опреде ляется свойствами этих тел химическим составом, типом кристалличес кой решетки, состоянием поверхности
Для поверхностных явлений, к которым относится и взаимодейст вне жидких и твердых фаз, особое значение имеет поляризация взаимо действующих поверхностей — чем больше некомпенсированных электро статических зарядов находится на поверхности тела, тем интенсивнее оно гидратируется способность тела смачиваться водой зависит от состоя ния его поверхности
В ряде случаев молекулы твердой фазы вступают в химическое взаи модействие с водой При этом в результате перехода ионов тела в раствор его поверхность приобретает заряд Кроме того, возможно образование новых химических веществ (кристаллогидратов, гидроокисей и тп), поверхность которых хорошо смачивается водой
На взаимодействие пород коллекторов с водой влияет наличие в ней посторонних ионов
Прочно связанная (адсорбционная) вода на поверхности пород может образоваться как при непосредственном соприкосновении с жид кои водой, так и при конденсации паров воды По своим термодинамическим свойствам прочно связанная вода представляет по существу новую фазу Эта вода отличается от обычной некоторыми аномальными свойст вами При соприкосновении воды с гидрофильной поверхностью проис ходит гидратация, т е адсорбция молекул воды
Микрорельеф поверхности (впадины, выступы, щели) создает значи тельные трудности для перемещения адсорбированных молекул воды, поэтому адсорбированный слой обладает значительным соп ротивлением сдвига Внешние концы притянутых молекул воды образуют новую поверхность, способную притягивать следующий слой молекул, также ориентируя их вдоль направления силовых линий моле кулярного поля твердой поверхности Второй слой адсорбированных молекул воды притягивает третий, третий слой притягивает четвертый так до тех пор, пока энергия силового поля твердого тела не станет меньше энергии броуновского движения
акои особой структурой адсорбированного слоя, составленного почек молекул воды, тянущихся в глубь жидкости, можно объяс
нить многие свойства адсорбированных водных пленок, резко отличающихся от свойств обычной воды.
Одной из особенностей взаимодействия тонких слоев адсорбированной воды с породами-коллекторами является их расклинивающее действие — возникновение давления, создаваемого адсорбированными соль-ватными слоями в микротрещинах твердого тела. Исходя из этого, можно предполагать, что в процессе освоения скважин и ее эксплуатции в известных условиях может быть извлечено из пласта лишь незначительное количество воды, связанной с породой в результате адсорбции и действия капиллярных сил.
Приведенные примеры убедительно показывают, что проникновение в пласт фильтрата и бурового раствора отрицательно влияет на его коллекторские свойства, в результате удлиняются сроки освоения скважин, снижается их производительность, неравномерно вырабатывается залежь, снижается коэффициент нефтегазоотдачи, а на разведочных площадях по этой причине, как уже отмечалось, могут быть не учтены отдельные пропластки и снижена эффективность геологоразведочных работ.
ПРИМЕНЕНИЕ РАСТВОРОВ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Практически универсальными промывочными жидкостями, позволяющими решить проблему бурения в наиболее сложных геологических условиях и обеспечить качественное вскрытие продуктивных пластов, являются растворы на углеводородной основе и обратные эмульсии. Несомненное преимущество этих растворов заключается в том, что он и позволяют сохранить проницаемость призабойной зоны гранулярных коллекторов (так как их фильтрат не содержит воды), существенно не изменяют своих свойств при длительном нахождении в пластовых условиях и не оказывают сильного разупрочняющего действия на неустойчивые горные породы, такие как глины и высокорастворимые соли.
Эти растворы первоначально предназначались для вскрытия продуктивных пластов. Было показано, что применение углеводородных рагт-воров для вскрытия продуктивных пластов позволяет до минимума свести затраты времени на освоение пробуренных скважин и повысить их продуктивность по сравнению со скважинами, законченными с глинистыми растворами.
Длительные наблюдения за скважинами, законченными с растворами на углеводородной основе (РНО), показали, что их дебит со временем падает, но неизменно остается более высоким, чем у скважин, законченных на глинистых растворах. В табл. 3 приведены результаты эксплуатации скважин Арланского месторождения (Башкирская АССР).
Первоначальный удельный дебит во всех скважинах, законченнныХ с углеводородными растворами,был в 3—5 раз больше, чем в скважинах, законченных с глинистыми растворами, находящихся в более благоприят" ных условиях. Эти данные хорошо согласуются с результатами, полу" ченными американскими исследователями. Применение углеводородны*
10
Таблица 3
Показатель РНО Раствор на водной основе Разница
фактически при равной толщине фактически при равной мощности
Суммарная добыча по 26 скважинам за 4,7 года, т 645 809 1 083 937 429 649 + 216 160 + 654 288
Средняя толщина пласта, м 5,4 8,9 8,9 -3,6 -
Среднесуточный дебит, т/сут 14,5 24,3 9,2 + 5,3 + 15,1
Удельный дебит, т/сут на 1 м 2,7 2,7 0,96 + 1,74 + 1,74
растворов для заканчивания скважин на ряде месторождений Калифорнии, Техаса, Колорадо и Оклахомы позволяет повысить коэффициент продуктивности скважин в 2—8 раз и иметь более высокие дебиты в течение длительного времени.
В скв. 1529 (НГДУ Туймазанефть) и скв. 503 (НГДУ ^рланнефть) продуктивные пласты были вскрыты с помощью растворов на углеводородной основе. С момента их освоения прошло несколько лет, в течение которых наблюдали за работой этих скважин. По полученным данным можно с достаточной достоверностью судить о результатах вскрытия продуктивных пластов с РНО.
В скв. 1529, пробуренную на Туймазинском месторождении в августе 1961 г., в кровлю продуктивного пласта Д] на глубину 1614,3 м была спущена 219-мм колонна. Бурение с РНО было начато после разбурива-ния цементной пробки и башмака этой колонны. По достижении проектной глубины 1639)2 м в скважине провели необходимые геофизические исследования.
В табл. 4 приводятся данные по освоению скв. 1529 в сравнении с данными по соседним скважинам, расположенным вокруг нее на расстоянии 400-500 м. Видим, что начальный дебит скв. 1529 в 3-7 раз больше дебита соседних скважин.
Таблица 4
Номер скважины Начальный дебит, т/сут Промывочная жидкость
--------- для вскрытия
1602 27 Глинистый раствор
T7R
о / э 11,2 То же
1529 87 Раствор на нефтяной основе
11
Номер скважины Добыча за 8 мес, т Средний дебит за первые 8 мес, т/сут
1602 12400 49,6
375 1816 7,17
1529 28298 111,5
Затем скважина была задавлена глинистым раствором. После про ведения электрометрических работ ее промыли водой, затем неф-ьк и снова освоили. При этом время освоения было в несколько раз больше чем в первый раз, а дебит оказался на 40 % ниже прежнего.
Представляет интерес добыча нефти из этой скважины за первьк 8 мес эксплуатации, т.е. до ее остановки, по сравнению с добычей в сосед них (табл. 5).
Аналогичные данные получены по скв. 503, пробуренной на Арла^с ком месторождении в 1964 г. и в которой также полностью была устра нена возможность контакта воды с продуктивным пластом. ЭКСПЛУЗ тационным объектом является угленосный горизонт. Результаты oceje ния этой скважины по сравнению с результатами по скважинам, рас.ю ложенным в непосредственной близости от нее, имеющими почти од и наковую толщину продуктивных пластов по угленосному горизонгу но продуктивные пласты которых вскрыты глинистыми раствора1,«, приведены в табл. 6.
Из табл. 6 видно, что начальный дебит скв. 503 оказался в 3 раза и более выше, чем на соседних скважинах, а время освоения этой ск';а жины состоит только из затрат времени на спуск насоса и оборудова!- « устья.
Скв. 503 была введена в эксплуатацию сразу же после замены нефтью раствора на нефтяной основе. Работы по вызову притока нефти зд^сь практически не проводили. За первые 8 мес ее эксплуатации получигч
Таблица 6
Номер скважины Дебит нефти в первый Промывочная жидкость
месяц эксплуатации. при вскрытии
т/сут
462 16,4 Глинистый раствор
841 12,0 То же
842 9,0 - — "—
362 41,7 — "—
503 63,5 Раствор на нефтяной основе
12
Таблица 7
Номер скважины Добыча нефти за 8 мес, т Средний дебит нефти за первые 8 мес, т/сут
462 6500 25,0
362 9240 35,5
841 4708 18,1
842 2090 8,0
503 17987 71,0
17 897 т нефти (табл. 7), тогда как добыча за это время по каждой из соседних скважин в среднем составила только 5634 т, что в 3 раза с = лишним меньше, чем по скв. 503.
По данным табл. 7 видно также, что средний дебит скв. 503 в течение первых 8 мес эксплуатации превышал дебит (средний) соседних скважин на 50 т/сут.
Через 8 мес эксплуатации скв. 503 остановили, заглушили и промыли пластовой водой, содержащей ПАВ. Затем ее промыли нефтью (29 м3), но и после освоения приток нефти отсутствовал. Несколько раз повторив промывку нефтью, скважину освоили и через 6 сут получили дебит 45 т/сут, что составляет 62,5 % первоначального дебита.
На Арланском месторождении кроме скв. 503 вскрытие продуктивных пластов с помощью РНО было осуществлено и в некоторых других скважинах.
В табл. 8 приведены сведения по начальным режимам работы скважин, законченных с применением РНО. Для сравнения здесь же приведены аналогичные данные по соседним скважинам, продуктивные пласты которых вскрывались глинистыми растворами.
Приведенные данные свидетельствуют о высокой эффективности применения растворов на нефтяной основе для вскрытия продуктивных пластов.
На месторождениях Татарской АССР в 1971-1974 гг. вскрытие продуктивного пласта с применением промывочной жидкости на углеводородной основе было проведено в 89 скважинах, в результате чего продуктивность скважин повысилась в 4 раза, а удельные дебиты в 3 раза.
В объединении "Татнефть" качество вскрытия продуктивных пластов бурением оценивалось двумя методами:
|) путем анализа результатов гидродинамических исследований пласта, вскрытого раствором на нефтяной основе, до и после глушения скважин водой или глинистым раствором;
путем сравнения значений удельных дебитов и коэффициентов ДУктивности по скважинам, в которых продуктивные пласты вскрыты вооами на нефтяной основе, и соседним скважинам, где вскрытие ласта проводили глинистыми растворами.
13
Номер скважины Толщина пласта, м Тип промывочной жидкости Дебит скважины, т/сут Удельный дебит скважины, т/сут на 1 м ' — — Примечание
1167 7,6 Вода 14 1,84
1169 4,4 Глинистый 12 2,72
раствор
1183 3,4 То же 5 1,47
1184 9,2 Утяжеленный 10 1,09
глинистый
раствор
1168 3,0 РНО 31,2 10,4 Открытый забой
1322 3,4 Глинистый раст- 20 5,9
вор
1308 2,8 То же 14 5,0
1307 2,1 —"— 10 4,76
1321 1,6 РНО 15 9,4 Открытый забой
Оценка качества вскрытия продуктивных пластов по первому методу проведена в двух скважинах (скв. 9077 и 7335), а по второму — в 28 скважинах.
Так, в скв. 9077 Абдрахмановской площади продуктивный горизонт в девонских отложениях был вскрыт бурением с применением высо коконцентрированного инвертного эмульсионного раствора (ВИЭР), скважина была освоена и введена в эксплуатацию фонтаном безводной нефти с дебитом 126 т/сут. При этом продуктивность составляла 8,5т/ (сут'0,1 МПа), проницаемость призабойной зоны — 0,578 мкм2, коэффициент восстановления нефтепроницаемости — 97 %.
Затем скважина была заглушена пластовой водой и оставлена в покое на 3 сут. После ее освоения продуктивность снизилась в 2,35 р<= за, проницаемость призабойной зоны — в 2,9 раза, коэффициент восстановления нефтепроницаемости — в 4,29 раза, а дебит составил 25 т/сут.
Следует также отметить, что освоение скважин при этом осуществлялось в течение 15 сут при общей продолжительности работы компрессора свыше 36 ч, в то время как при освоении скважины после окончания бурения было затрачено всего 4>ч работы компрессора.
Скв. 7335 Восточно-Сулеевской площади, законченная бурением с применением гидрофобно-эмульсионного раствора на нефтяной основе (ГЭР), была освоена и введена в эксплуатацию с фонтанированием безводной нефтью с дебитом 35 т/сут. При этом продуктивность составила 1,3 т/ (сут'0,1 МПа), проницаемость призабойной зоны — 0,570 мкМ^-Скважина была заглушена глинистым раствором плотностью 1,45 г/см с последующей заменой на раствор плотностью 1,15 г/см3. Она простоял3
14
шения в течение 1 мес, затем была освоена и введена в эксплуа-после едитом 17 т/сут. При этом продуктивность снизилась в 2,5 ра-
-
' OOQr-i^o^a
,, а проницаемость - в 2,38 раза.
п второму методу был проведен анализ по 29 скважинам, закон-
м с применением растворов на нефтяной основе, и 29 скважинам.
ЧвН орых вскрытие продуктивных пластов осуществлялось глинистыми
растворами.
По скважинам, законченным с применением гидрофобно-эмуль-
нных растворов при вскрытии продуктивных отложений, и контроль-скважинам, отобранным для сравнения, была собрана и проанализирована промысловая информация по результатам их эксплуатации.
В процессе анализа было установлено, что положительный эффект от применения растворов на нефтяной основе при вскрытии пластов был получен в 13 скважинах (из 29) , что составляет 44,8 %, а в 16 скважинах (55 2 %) продуктивность оказалась ниже, чем в скважинах, в которых применялись глинистые растворы. В скважинах с положительным эффектом максимальное превышение удельного коэффициента продуктивности составляет 7,60 раза (скв. 97, 17) минимальное - 1,10 (скв. 9717), среднеарифметическое по фактическим данным работы скважин — 3,66, а по данным исследования скважин на неустановившемся режиме фильтрации — 3,60.
Особого внимания заслуживают результаты применения растворов на углеводородной основе для вскрытия продуктивных пластов, представленных трещиноватыми известняками (Белоруссия). Вскрытие их с промывкой минерализованными глинистыми растворами сопровождается поглощением, вследствие чего без кислотных обработок скважины не осваиваются. Использование растворов на углеводородной основе для бурения и вскрытия продуктивных пластов на Речицком и Осташко-вичском месторождениях (скв. 76, 77, 113, 163 и др.) показало, что даже при поглощениях углеводородной промывочной жидкости скважины легко осваиваются в дебитами в 2—3 раза большими, чем пробуренные на глинистом растворе. При этом сроки их освоения сокращаются в 2— 2,5 раза. Гидродинамические исследования, проведенные на скважинах, законченных с растворами на углеводородной основе, показали, что проницаемость призабойной зоны не понижена.
Для вскрытия продуктивного пласта в скв. 25 на Леляковской пло-
щади в Днепровско-Донецкой впадине (Укрнефть) был применен в ка-
честве промывочной жидкости раствор на углеводородной основе.
лияние различных промывочных жидкостей на продуктивность сква-
жин оценили сравнением показателей по скв. 25 и скв. 1, 16, 17 и 23, кото-
рых Чаходились в аналогичных геологических условиях, но пласт в кото-
вскрывали с применением глинистого и глинисто-мелового растворов.
Из габл. 9 видно, что дебит скв. 25 в 1,3-3,2 раза выше, чем осталь-'х сква>кин. Коэффициент продуктивности выше в 6—15 раз, что свидетельствует о чистоте призабойной зоны пласта.
окуйской площади в Пермской области в трех скважинах, рас-ложенных на одном кусте, были вскрыты продуктивные пласты в
15
Таблиц
Номер скважины Интервал перфооа-ции, м Эффективная толщина пласта, м Депрессия на пласт, 0,1 МПа Коэффициент продуктивности, м3/ (сут-0,1 МПа) Дебит на 1 м эффективной толщины пласта
нефти, м / сут газа, тыс м
1 1860-1870 10,2 4,4 10,7 8,7 297
16 1822-1858 33,6 4,8 5,4 6,2 254
17 1818-1839 17,6 40,4 53 3,5 128
23 1R08-1828 18,0 28,0 4,0 8,3 365
25 1823-1850 21,0 2,6 60,6 11,3 442
различных условиях. В скв. 2170 работы по вскрытию пласта проводи лись по традиционному методу: ствол и продуктивный пласт бурит безглинистым раствором плотностью 1,22 г/см3, эксплуатационная ко лонна была спущена до забоя и зацементирована.
В скв. 2134 эксплуатационная колонна была спущена до кровли поо дуктивного пласта и зацементирована. Вскрытие продуктивного плас та проводили также безглинистым раствором, но с плотностью 1,03 г/см3 Забой оставили открытым.
В скв. 717 выполнили те же операции, что и в скв. 2134, но продук тивный пласт был вскрыт инвертной эмульсией.
Результаты, полученные после освоения указанных скважин, прецс тавлены в табл. 10.
Большой интерес представляет применение известково-битумного бурового раствора для вскрытия высокопроницаемого продуктивного газоносного пласта с аномально высоким пластовым давлением.
Опыт применения такого раствора был проведен на площади Зеварды (объединение Узбекнефтегазразведка). Глубина залегания карбонатов юры составляла 2527—2963 м. Залежь имеет единый контур газоносности с давлением на контуре газ — вода 51,5 МПа.
При вскрытии продуктивного объекта использовали глинистый раствор плотностью 2,1 г/см3. Вследствие применения промывочной жидкое ти на водной основе возникали серьезные осложнения: сужение ствола скважины, интенсивные поглощения и др.
При вскрытии скв. 19 на площади Зеварды, занимающей самое высокое положение по гипсометрическим отметкам, был использован извест-ково-битумный раствор (ИБР) плотностью 2,1 г/см3. Продуктивный газоносный горизонт был вскрыт на глубине 2596 м.
Таким образом, бурение газовой скв. 19 на площади Зеварды в сложных геологических условиях — при аномально высоком пластовом давлении и большом этаже газоносности — показало эффективность применения известково-битумного раствора, позволяющего предотвратить осложнения в процессе бурения и получить исчерпывающую геологичес кую информацию.
16
Таблица 10
Номер скважины . --------- ------- ----- 2170 Эффективная толщина плас та м L ---- — ----------------- -- ------------- 38 Дебит после освоения т/сут ШВМЛСйаание
09 Колонна вцементирована до забоя, плотность промывочной жид кости 1 22 г/см3
2134 36 103 Открытый забой плотность про мывочной жидкости 1 03 г/см3
717 2,0 21 3 Открытый забой плотность про мывочной жидкости (ИЭР) 1 03 г/см3
Имеющийся опыт применения растворов на углеводородной основе и эмульсионных растворов для вскрытия пласта позволяет заключить, что с их помощью можно устранить многие отрицательные явления, связанные с применением промывочных жидкостям на водной основе
Растворы на углеводородной основе (РУО), применяемые в СССР, представлены следующими типами
1 Известково-битумные растворы (ИБР) — системы на основе дизельного топлива, высокоокисленного битума и гидроокиси кальция Для обеспечения гидрофобизации твердой фазы этих растворов используют сульфонол и НЧК ИБР, стабилизированные сульфонолом, термостойки до 200 °С. Этот тип РУО применяют обычно а наиболее сложных условиях при бурении высокотемпературных скважин
2 Гидрофобные эмульсионные растворы (ГЭР) на известково-би-тумной основе Это РУО с эмульгированной в среде разбавленного диз-топливом ИБР минерализованной водой Термостойкость их до 180° С
3 Гидрофобные эмульсионные растворы (ГЭР) на основе дизельного топлива или промысловых нефтей с использованием в качестве эмульгаторов и стабилизаторов эмульсии омыленных известью или каустиком продуктов, содержащих высшие жирные кислоты СЖК и кубовые остатки при их дистилляции, окисленный петролатум (СМАД-1), гудроны растительных и животных жиров и др Термостойкость этих РУОдо70°С
4 Безводные РУО на основе промысловых нефтей, загущенные мылами жирных кислот Это наиболее простой тип РУО.
Гидрофобные эмульсионные растворы с повышенным содержа ем воды, стабилизированные эмульталом (эмульгатор, представляю-э Ии собой смесь сложных эфиров триэтаноламина и таллового масла) ^ растворы (ВИЭР) имеют основой загущенное окисленным петро-тумом дизтопливо, в котором эмульгировано 60-70 % минерализованной воды Термостойкость В ИЭР до 90° С
остав и объемная доля •>(%) компонентов неутяжеленного ВИЭР приведены ниже
17
Дизельное топливо...............................30—35
Минерализованная вода............................60—70
Эмультал...................................0,5—2,0
СМАД-1....................................2,0-5,0
Глинопорошок....................................1,0
Термостойкость этого ВИЭР может быть доведена до 130° С путе добавки 3%-ного высокоокисленного битума.
Специфика растворов на углеводородной основе заключается в то», что, исходя из интересов охраны природы, их следует хранить в специаль ных емкостях. Эта проблема в равной степени касается и водных раство. ров, особенно минерализованных. Однако для растворов на углеводе, родной основе она более заметна и может быть проще решена, так как они устойчивее водных растворов. Это создает основу для многократного использования одного и того же объема раствора в течение нескольких лет. Так, на Арланском месторождении один и тот же объем известково битумного раствора применяли на нескольких скважинах в течение 4 лет Из зарубежной практики известны примеры, когда один и тот же раствор использовали в течение 8 лет. Эти примеры показывают, что необходимо создавать базы для централизованного приготовления растворов на угле водородной основе, хранения, транспорта и регенерации. В целях сок ращения потерь раствора с выбуренной породой необходимо совершена вовать очистные системы и разработать методы извлечения углеводород ной жидкости из шлама непосредственно на буровой. Это позволит свес™ к минимуму необходимые для бурения объемы раствора на углеводород ной основе, резко сократить расходы материалов и создать необходимы! условия для охраны окружающей среды.
ДРУГИЕ ВИДЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
ЦНИЛ объединения "Укрнефть" рекомендует для вскрытия про дуктивных пластов на месторождениях Прикарпатья применять про мывочную жидкость следующего состава (в %) : глинистая фаза — 5, меловая фаза - 10-50; КМЦ - 10; КССБ - 10; легкая нефть - К' ПАВ (сапаль) - 0,5-1; СаС!2 - 1; пеногаситель на основе окислен ного парафина (ОКП-50) —0,5—1.
Для фильтрата такого раствора получен наибольший прирост коэф фициента восстановления проницаемости по сравнению с водой (70- 90 %)
Институтом ВНИИКРнефть предложен метод модифицирования бари товых утяжелителей обезвоженными фосфатами (кислым пирофосФ3 том натрия или триполифосфатом). Модифицированные баритовые кон центраты обладают большей (на 12—14 %) утяжеляющей способность», чем серийные, за счет связывания ионов кальция и нейтрализации кш 'лоидных частиц.
Разработаны гидрофобизированный баритовый утяжелитель Дл растворов на нефтяной основе и термостойкие системы, ингибирУюШ разбуриваемые породы:
естковый раствор, предназначенный для использования при «пйнТГт'емпературах до 1 60° С;
заооиив ^ раствор, отработанный акриловыми реагентами, хроматами 6yp°f минованными лигносульфонатами и предназначенный для ис-при забойных температурах 160-200° С;
стый раствор, содержащий Соль алюминия (алюмоаммоний-""или алюмокалиевые квасцы) и реагент-полимер (эфиры целлюлозы
НЬ'е „Ог,ятипр 120—150 °С и акриловые сополимеры метас, гипан, при температуре
М-14 при температуре 1 50-200 С) .
Последние годы на месторождениях США применяют другие виды промывочных жидкостей для вскрытия продуктивного пласта. Например, и разбуривании иллитовых и монтмориллонитовых сланцев рекомендуется использовать KCI - полиакриламидные буровые растворы. Благодаря ионам калия достигаются минимальные гидратация и набухание глин Если необходимо, эти растворы можно утяжелять. Концентрация полиакриламида составляет 1,25 кг/м3, a KCI - 25-125 кг/м3 в зависимости от свойств разбуриваемых пород. Применение описанных буровых растворов позволило в 3-8 раз увеличить производительность скважин, расположенных на одной и той же площади, и на 30—100 % сократить затраты времени на бурение за счет механической скорости проходки.
Американская фирма "Доу Кэмикал" использует безглинистые растворы, в состав которых входят либо хлористый кальций, бромистый кальций и цинк, либо различные комбинации этих солей. По заявлению специалистов фирмы, такие растворы способствуют уменьшению степени загрязнения продуктивных пластов и закупоривания их каналов, что, в свою очередь, увеличивает нефтегазоотдачу пластов.
На главную страницу