Разработка методов исследования и технологий восстановления фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа
На правах рукописи
ПАНИКАРОВСКИЙ ЕВГЕНИЙ ВАЛЕНТИНОВИЧ
РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЙ
ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
Специальность: 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень – 2009
Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию.
| Научный руководитель | – доктор геолого-минералогических наук, профессор Клещенко Иван Иванович |
| Официальные оппоненты: | – доктор технических наук, профессор Бастриков Сергей Николаевич – кандидат технических наук Кряквин Александр Борисович |
| Ведущая организация | – Тюменское отделение Сургутского научно-исследовательского и проектного института нефти (ТО «СургутНИПИнефть») г. Тюмень. ул. Розы Люксембург, 12/7, 625003 |
Защита состоится 14 ноября 2009 года в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д. 212.273.01 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский Государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) по адресу г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72
Автореферат разослан 14 октября 2009 г
| Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.273.01, доктор технических наук, профессор | Г.П. Зозуля |
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы
Одной из важных научно-технических проблем эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири является разработка и совершенствование методов и технологий увеличения продуктивности скважин.
Успешное решение данной проблемы невозможно без разработки методов исследования фильтрационных характеристик пород-коллекторов, как в период их вскрытия и освоения, так и при эксплуатации скважин. Особенно это важно для слабосцементированных коллекторов апт-альб-сеноманских отложений и сложнопостроенных залежей ачимовских и юрских отложений, представленных трещинно-поровыми коллекторами с аномальновысокими пластовыми давлениями (АВПД).
Особо важную роль играют исследования проникновения водных и углеводородных фильтратов технологических жидкостей и распределения твердых осадков в поровом пространстве пород-коллекторов и физико-химического воздействия на прискважинную зону пластов (ПЗП), обеспечивающих сохранение, восстановление и увеличение фильтрационных характеристик продуктивных пластов и добычу углеводородов на проектном уровне.
На данном этапе развития знаний в области разработки методов увеличения продуктивности скважин следует совершенствовать известные и разрабатывать новые методы исследования по сохранению, восстановлению и увеличению фильтрационных характеристик пород-коллекторов в ПЗП при вскрытии пластов, освоении и эксплуатации скважин, чтобы в процессе проведения данных мероприятий избежать снижения продуктивности скважин и добычи углеводородов.
Перечисленные проблемы определяют актуальность работы.
Цель работы
Разработка методов исследования и технологий сохранения, восстановления и увеличения фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа, обеспечивающих потенциальную продуктивность скважин и проектную добычу углеводородов.
Основные задачи исследований
1. Разработка методов исследования проникновения фильтратов технологических жидкостей в коллекторы нефти и газа при испытании и эксплуатации скважин.
2. Обоснование и разработка способов определения фильтрационных характеристик расклинивающих материалов при нахождении их в трещинах гидроразрыва и проницаемости горных пород после обработки их кислотными составами.
3. Разработка физико-химических методов и технологий сохранения, восстановления и увеличения фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа в ПЗП, обеспечивающих добычу углеводородов на проектном уровне.
Научная новизна выполненной работы
1. Разработан усовершенствованный метод оценки влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород-коллекторов, основанный на изучении и определении остаточной водонасыщенности.
2. Разработаны способ определения фильтрационных характеристик расклинивающих материалов при нахождении их в трещинах гидроразрыва и способ определения проницаемости горных пород после обработки их кислотными составами.
3. Разработан метод экспериментального определения фильтрационных характеристик пород-коллекторов при моделировании процесса водоизоляционных работ путем сопоставления значений коэффициентов закупорки поровых каналов.
4. Разработаны метод точного выделения интервалов разреза для соляно-кислотных обработок на основании зависимости магнитной восприимчивости от растворимости горной породы в кислотных составах по данным магнитного каротажа и способ восстановления фильтрационных характеристик сложнопостроенных коллекторов.
Практическая ценность работы
Разработанные и предложенные научно-технические решения рекомендованы к применению при вскрытии и освоении залежей нефти и газа, эксплуатации скважин и разработке нефтяных и газовых месторождений.
1. Представленные в работе методы исследования фильтрационных характеристик пород-коллекторов дают возможность, уже на стадии экспериментальных работ, устанавливать влияние проникновения фильтратов технологических жидкостей и кислотных составов на продуктивность скважин.
2. Разработанный способ определения пористости и проницаемости расклинивающих материалов, находящихся в трещине гидроразрыва, позволяет более точно рассчитать объем материала, необходимый для закрепления трещины и проводимость трещины.
3. Разработанный метод экспериментального определения эффективности водоизоляционных работ, основанный на сопоставлении значений коэффициентов закупорки поровых каналов, позволяет выбрать наиболее оптимальный вариант состава и технологию для производства ремонтно-изоляционных работ (патент РФ № 2231623).
4. Для закрепления слабосцементированных коллекторов разработаны и рекомендуются к применению состав и технология по патенту РФ № 2305765.
5. Разработаны и рекомендуются к применению кислотные составы и технологии для обработки ПЗП, сложенных поровыми и трещинно-поровыми коллекторами (патенты РФ № 2269648, 2276724).
6. Разработаны и внедрены в производство на предприятиях ОАО «Газпром» два руководящих документа по ремонту скважин (СТО 00153780-196-2005 и СТО 00153780-197-2005).
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались и обсуждались:
- на конференциях молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2006 - 2008 гг.);
- на конференции: «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007 г);
- на Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Тюменского индустриального института и 10-летию кафедры «РиВС» (г. Тюмень, 2008);
- на заседаниях НТС ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2008 - 2009 гг);
- на заседании НТС ИНиГ ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2009 г).
Публикации
По теме диссертации опубликованы 32 печатные работы, в том числе одна монография, 3 научно-технических обзора, 16 статей и 12 патентов РФ на изобретение. Три работы опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего в себя 164 наименования. Работа изложена на 184 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков и 38 таблиц.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении представлена краткая характеристика работы, обоснована актуальность темы, сформулирована цель, поставлены задачи исследований, показана научная и практическая значимости проведенных исследований.
В первом разделе изложены краткие сведения о геологическом строении и геолого-физической характеристике продуктивных пластов месторождений Западной Сибири. Показано, что в составе нефтегазоносных комплексов месторождений Западной Сибири выделяются: нижне – среднеюрский; верхнеюрский; неокомский; аптский и сеноманский, отличающиеся особенностями геологического строения и размещением в них залежей нефти и газа.
При вскрытии и освоении продуктивных пород-коллекторов в нефтегазовых комплексах одна из главных проблем – сохранение фильтрационных характеристик пластов при технологических операциях, либо проведение обработок ПЗП, которые могли бы восстановить или увеличить их фильтрационные характеристики. Решение данной задачи связано с комплексом мероприятий, направленных на интенсификацию притоков углеводородов из скважин.
К данным технологиям можно отнести бурение боковых и горизонтальных стволов, физико-химическое воздействие на слабопроницаемые интервалы продуктивных пластов, гидравлический разрыв пласта (ГРП) и др.
Для повышения эффективности работ по интенсификации притоков физико-химическими и физическими методами необходимо внедрение новых технологий воздействия на пласт, позволяющих снизить поверхностное натяжение на границе нефть-вода и увеличить фильтрационные характеристики пород, устанавливать естественную и технологическую трещиноватость прискважинной зоны продуктивных пластов, обусловленную конкретными геолого-физическими характеристиками пород-коллекторов.
Во втором разделе рассмотрены вопросы разработки и совершенствования методов исследования проникновения фильтратов технологических жидкостей в продуктивные пласты, определение их фильтрационных характеристик после вскрытия, освоения и в процессе эксплуатации скважин, а также определение фильтрационных характеристик расклинивающих материалов при нахождении их в трещинах гидроразрыва.
Изменение (уменьшение) фильтрационно-емкостной характеристики коллекторов при первичном и вторичном вскрытии связано с проникновением фильтрата и дисперсной фазы технологических жидкостей. Другим фактором снижения проницаемости коллекторов нефти и газа является физико-химическое взаимодействие фильтрата технологической жидкости с поверхностями поровых каналов пород и насыщающих их флюидов. Для оценки влияния проникновения фильтрата раствора в керн в лабораторных условиях предложена приставка к установке УИПК-1М, позволяющая моделировать пластовые условия проникновения фильтратов технологических жидкостей в пласт (рисунок 1).
Рисунок 1 - Схема приставки к установке УИПК-1М для исследования
проникновения фильтрата раствора в образцы пород:
1 – гидравлический пресс; 2 – буферная емкость; 3, 4, 5 – емкости для нефти, раствора, масла; 6 – поршень; 7 – кернодержатель; 8 – образец керна; 9, 10 – манометры; 11 – мерная бюретка.
При проникновении водных фильтратов технологических жидкостей в продуктивные пласты происходит снижение их фильтрационной характеристики из-за адсорбции химических реагентов в порах пород или образования водных диффузионных слоев на поверхности поровых каналов. Оба эти процесса снижают продуктивность скважин и препятствуют получению промышленных дебитов нефти и газа.
Для определения влияния адсорбционных и диффузионных слоев, проведены исследования по влиянию проникновения фильтратов жидкостей глушения, приготовленных на основе карбоксиметилкрахмала (КМК) и комплексного полимерного реагента (ПС), на фильтрационные характеристики пород.
В образцах, участвовавших в опытах, кроме коэффициента восстановления проницаемости определялась первоначальная водонасыщенность и конечное содержание воды для установления объема сохраняющегося фильтрата в образце керна. Содержание воды устанавливалось по данным экстракционно-дистилляционного способа.
По данным эксперимента рассчитывалось также содержание воды в образце керна после опыта 
по следующему соотношению:
 , | (1) |
где 
– объем воды, отогнанной из образца керна, м3; 
– объем остаточной воды в образце керна, м3.
Если содержание воды в образце после опыта ниже объема остаточной воды 
, то снижение проницаемости образца обусловлено процессами адсорбции химических реагентов на поверхности поровых каналов.
Если происходит увеличение объема воды в образце после опыта – выше объема остаточной воды 
, то снижение проницаемости обусловливается процессами интенсивного проникновения водного фильтрата технологической жидкости и образованием обширных диффузионных слоев, сужающих сечение пор породы.
Определение коэффициентов восстановления проницаемости поровых коллекторов не вызывает серьезных затруднений. Однако при вскрытии трещинно-поровых коллекторов водный фильтрат и глинистая составляющая раствора проникают в трещины породы-коллектора, где основными проводящими каналами являются макро – и микротрещины.
Для проведения экспериментальных работ по определению трещинной пористости и проницаемости образцов керна разработан метод моделирования искусственной трещиноватости породы с созданием трещины, определенной геометрической формы с фиксированными размерами. Для этих целей брались образцы керна, не имеющие поровой проницаемости с горизонтальной слоистостью, отобранные в трещинно-поровом коллекторе.
Используя результаты исследований по закачиванию технологических жидкостей в трещину определенного размера, можно установить, какой величины раскрытости трещины будут кольматироваться технологической жидкостью.
Основным параметром, определяющим фильтрационные характеристики пород при проведении экспериментов, считается проницаемость, а окончательный результат представляется в виде коэффициента восстановления проницаемости. Наиболее полную картину распределения кольматирующего породу состава и насыщающего ее флюида дает изучение структуры порового пространства породы до и после воздействия на него фильтратов растворов технологических жидкостей. В данном случае определяется коэффициент закупорки поровых каналов, который является аналогом коэффициента восстановления проницаемости и определяется расчетным путем. Наиболее полную информацию о распределении водоизолирующего состава в поровом пространстве породы-коллектора можно получить по данным определения коэффициента открытой пористости.
Расчет коэффициента закупорки поровых каналов по данным пористости осуществляют следующим образом.
Коэффициент открытой пористости (
) определяют по формуле:
 , | (2) |
где 
– объем пор образца, м3; 
– объем образца, м3.
После прокачки водоизолирующего состава объем пор изменяется в зависимости от нового значения открытой пористости.
Если первоначальный объем пор равен
 , | (3) |
то после закачки водоизолирующего состава величина объема пор изменяется
 . | (4) |
Изменение объема порового пространства 
после закачки состава составит
 . | (5) |
Коэффициент закупорки поровых каналов 
равен
 , | (6) |
где 
– изменение коэффициента пористости после закачки водоизолирующего состава, доли ед.; 
– коэффициент пористости, доли ед.
Для определения объема и размера пор, занятых кольматирующим составом, методом центрифугирования снимается порометрическая характеристика керна в виде распределения пор по размерам до и после кольматации.
Капиллярное давление и радиус пор рассчитывались по значениям скорости, развиваемой ротором центрифуги при определенном режиме.
На приведенном графике (рисунок 2) наглядно представлено, что доля основных проводящих поровых каналов после кольматации сократилась в два раза. Основными капиллярами, перекрытыми кольматирующим составом, оказались поры радиусом 0,91 – 1,62 мкм.
Как было сказано выше, в комплекс мероприятий, направленных на интенсификацию притоков углеводородов из скважин, входит гидравлический разрыв пласта, при этом трещины гидроразрыва закрепляется расклинивающим материалом (песок, проппант и др.).
Одной из важных характеристик расклинивающего материала является пористость, от величины которой зависит объем материала, подготовленного для закачки с жидкостью-проппантоносителем в трещину с известным объемом. Если известен объем трещины – 
, то объем расклинивающего материала – 
будет отличаться на объем пор наполнителя – 
.
 . | (7) |
Объем пор расклинивающего материала выражается формулой:
 , | (8) |
где 
– объем пор расклинивающего материала, м3; 
– расчетный объем трещины, м3; 
– пористость расклинивающего материала, доли ед.
Для повышения точности измерений разработан метод, позволяющий определять пористость расклинивающего материала в пластовых условиях, при этом пористость расклинивающего материала рассчитывается по формуле:
 , | (9) |
где 
– пористость материала, доли ед.; 
– объем цилиндрического образца, м3; 
– масса насыщенного образца, кг; 
– масса сухого образца, кг; 
– плотность жидкости, которой насыщался образец, кг/м3.
Рисунок 2 - Распределение пор по размерам до и после кольматации
А. Образец №1. Абсолютная проницаемость – 26,5 10-3мкм2; проницаемость по воде до опыта 3,76 10-3мкм2, после опыта – 0,8 10-3мкм2; пористость до опыта – 17,1 %, после опыта – 16,8 %;
Б. Образец №2. Абсолютная проницаемость – 99,7 10-3мкм2; проницаемость по воде до опыта – 4,59 10-3 мкм2, после опыта – 0,21 10-3 мкм2; пористость до опыта – 18,3 %, после опыта – 17,7 %.
Проведены эксперименты с серией расклинивающих наполнителей, включающих кварцевые пески фракции от 1 до 2 мм, кремень фракции от 0,25 до 0,60 мм, керамический проппант 20/40. Давление сжатия изменялось от 10 до 30 МПа, а на каждой ступени определялась пористость расклинивающих материалов (рисунок 3).
В отличие от известных способов определения проницаемости, разработан метод максимально приближенный к условиям пласта, где проектируется проведение гидроразрыва. Данный метод позволяет наиболее полно учесть пластовые условия нахождения расклинивающего материала в трещине после проведения ГРП и более точно определить проводимость трещины.
 | Кремень (Краматорск), фракция от 0,25 до 0,6 мм | |
| Проппант керамический 2040 (Боровичи) | ||
| Кварцевый песок (“Икимсо”), фракция от 1 до 2 мм | ||
| Кварцевый песок (Волгоград), фракция от 1до 2 мм |
Рисунок 3 - Распределение пористости расклинивающих материалов (Кп)
при различном эффективном давлении (Рэф)
В третьем разделе рассмотрены вопросы восстановления фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа физико-химическими методами.
Среди причин, вызывающих ухудшение проницаемости коллекторов в ПЗП при первичном вскрытии, вторичном вскрытии, освоении и эксплуатации скважин, можно выделить геологические, технологические, физико-химические, термохимические.
В работе выполнены исследования взаимодействия различных кислотных составов (неорганические и органические кислоты) с образцами горных пород в различных термобарических условиях, моделирующих пластовые.
В экспериментах использовались кислоты: соляная (HCl); плавиковая (HF); глинокислота (HCl+ HF); уксусная (CH3COOH); аскорбиновая (С6Н8О6) и др.
Проведенные эксперименты показали, что кислотные составы 20 % HCl + 15 % HF и 12 % НСl + 1,5 % HF растворяют от 10,0 до 11,8 % твердой фазы пород (валанжинские отложения Ямбургского и Уренгойского месторождений). Снижение концентрации соляной кислоты в растворе до 10 % приводит к снижению растворимости твердой фазы.
Процесс растворения проб утяжелителя в кислоте проводился в воздушном термостате при температуре 105 °С, что соответствует пластовым условиям ачимовских отложений. Для проведения экспериментов использовались пробы железорудных концентратов ЖРК-1, ЖРК-2, которые входят в состав утяжелителей при вскрытии ачимовских отложений. Растворение навесок проводилось в три этапа: растворение 20 % – ным раствором соляной кислоты; растворение 15 % – ным раствором плавиковой кислоты; растворение 20 % – ным раствором соляной кислоты. Проба ЖРК-1 растворилась на 84,2 %, а проба ЖРК-2 только на 30,2 % из-за присутствия в ней большого количества силикатных примесей.
Перевод в растворимое состояние барита проводился методом конверсии (патент РФ № 2209957) раствором кальцинированной соды (Na2CO3) с дальнейшим растворением в соляной кислоте при температуре 105 °С (таблица 1).
Таблица 1 - Результаты растворения утяжелителей бурового раствора
| Тип утяжелителя | Номер этапа растворения | Концентрации кислотных составов и кальцинированной соды для растворения проб | Количество растворенного вещества, % | Условия проведения опытов |
| Барит (изготовитель Россия – Казахстан) | 1 2 3 4 | 20 % Na2CO3 20 % HCl 15 % HF 20 % HCl | 31,2 | Растворение при t=105 оС |
| Барит (изготовитель Россия – Китай) | 1 2 3 4 | 20 % Na2CO3 20 % HCl 15 % HF 20 % HCl | 41,2 | Растворение при t=105 оС |
| Барит (чистая соль ВаSO4) | 1 2 | 20 % Na2CO3 20 % HCl | 89,3 | Растворение при t=105 оС |
Анализируя результаты этих экспериментов, следует сделать вывод, что степень растворимости барита зависит от наличия силикатных примесей. При проведении экспериментов по деполимеризации были отобраны пробы полимеров карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), комплексный лигносульфонат пековый (КЛСП) и Кеm-pas. Для перевода в растворимое состояние полимеров использовался раствор 24 % – ной соляной кислоты и ацетона, а также раствор 20 % – ной соляной кислоты. При взаимодействии 5 % – ных растворов КМЦ с ацетон-кислотным раствором растворилось от 80,5 до 92,0 % полимера; 5 % – ный раствор КЛСП и 5 % – ный раствор Кеm-pas растворились в ацетоно-кислотном растворе от 29,4 до 33,7 %.
С целью определения влияния кислотных составов на увеличение проницаемости горных пород проведены эксперименты по закачке в образцы кислотных составов, применяемых для обработки ПЗП Уренгойского и Ямбургского месторождений.
После проведения всего комплекса работ получены графики распределения показателя кислотности (рН) от объема прокаченной через керн кислоты по отношению к объему пор образца (рисунок 4).
Рисунок 4 - Распределение показателя кислотности (рH) в зависимости от
количества прокаченной через керн кислоты (VК) и объема пор керна (VП)
Уренгойское месторождение, скв. 6401, обр. 7а.
КПР = 17,8 10-3мкм2, КП = 15,4 %, КВ = 38,4 %.
Состав раствора: 12 % HCl + 3 % HF + 1,5 % CH3COOH
Разработан метод точного выделения интервалов для солянокислотной обработки (СКО) на основании зависимости магнитной восприимчивости от растворимости горной породы в кислотных составах и данных магнитного каротажа.
Магнитная восприимчивость растворившихся в кислоте компонентов породы, связана с присутствием в ее составе железистых хлоритов, являющихся основным цементирующим минералом в продуктивных пластах валанжин-готеривских отложений месторождений Западной Сибири (рисунок 5).
Рисунок 5 - Зависимость магнитной восприимчивости ()образцов керна
Уренгойского месторождения от растворимости (C); (=0,513С+2,487).
Зависимость магнитной восприимчивости от количества растворившихся в кислоте компонентов породы может быть использована для интерпретации данных магнитного каротажа с целью выделения в разрезах скважин интервалов для СКО, а также для планирования проведения глинокислотных обработок, если содержание железосодержащих минералов окажется низким.
Одним из основных объектов разработки при добыче газа являются верхнеапт-сеноманские отложения, сложенные слабосцементированными коллекторами.
Разработан эффективный способ борьбы с выносом песка с применением в качестве жидкости-носителя водного раствора КМЦ, опилок алюминия, измельченной сырой резины и соляной кислоты (патент РФ № 2305765).
В результате проведенных экспериментальных работ, проницаемость образующейся зоны устойчивых пород после обработки понизилась незначительно – от 1,6 до 3,3 % от первоначальных значений проницаемости образца.
Для изоляции притока пластовых вод и закрепления коллекторов в ПЗП разработан состав и технология ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтегазовых скважинах на основе неорганического полимера (жидкого стекла), (патент № 2242606). Состав включает в себя в качестве дисперсионной среды жидкое стекло Na2SiO3, в качестве дисперсной фазы содержит кремнефтористый натрий Na2SiF6 и наполнитель – гашеную известь Са(ОН) 2.
В четвертом разделе приведены исследования и технологии для сохранения и восстановления фильтрационных характеристик терригенных трещинно-поровых коллекторов. В Западной Сибири установлены залежи нефти и газа со значительными запасами в трещинно-поровых коллекторах баженовской свиты и ачимовских отложений нижнего мела, юрских отложений.
Изучение трещиноватости горных пород связано с определением их упругих характеристик, а результаты этих исследований используются при проведении геофизических работ, связанных с бурением и эксплуатацией нефтяных и газовых скважин.
Для изучения упругих свойств ачимовских отложений разработан метод определения упругих свойств осадочных пород. Для экспериментов по определению упругих свойств была отобрана коллекция образцов, представленных поровыми коллекторами (валанжин) и трещинно-поровыми коллекторами (ачимовские отложения).
Расчет коэффициента Пуассона по данным взвешивания образцов для определения объема пор на каждой ступени сжатия, опуская промежуточные вычисления, осуществляется по формуле:
 , | (10) |
где 
- первоначальный диаметр образца, м; 
- первоначальная длина образца, м; 
- изменение длины, м; 
- изменение диаметра, м;
В результате проведенных экспериментальных работ установлено, что валанжинские образцы имеют значения коэффициентов Пуассона от 0,10 до 0,15, а образцы ачимовских отложений имеют большой разброс значений коэффициента Пуассона, которые зависят от величины давления сжатия. При незначительных давлениях сжатия от 0,2 до 0,4 МПа данные породы ведут себя как упругие тела, а значения коэффициентов Пуассона находятся в пределах от 0,26 до 0,37.
Различия в упругих свойствах пород валанжинских и ачимовских отложений свидетельствуют о том, что образцы керна ачимовских отложений подверглись значительным деформациям и имеют сильную остаточную деформацию. Присутствие остаточной деформации у пород ачимовских отложений обусловливает появление трещиноватости и способствует образованию трещинно-поровых коллекторов.
Промысловый опыт вскрытия трещинно-поровых и порово-трещинных коллекторов в зонах с АВПД показывает, что давление столба бурового раствора повсеместно завышается за счет увеличения плотности бурового раствора на 5 %, а при значении коэффициента аномальности от 1,6 до 1,8 репрессия на пласт возрастает до 4,5 МПа. При вскрытии пород-коллекторов данного типа наиболее проницаемая часть коллектора поглощает переутяжеленный раствор и в результате этого происходит резкое снижение его уровня в скважине, что сможет привести к выбросу раствора и аварийному фонтанированию.
Из практики вскрытия пластов с АВПД следует, что необходимо использовать растворы с плотностью от 1800 до 2000 кг/м3, обладающих хорошими реологическими свойствами при температурах от 100 °С до 130 °С, не ухудшающих фильтрационных характеристик пласта.
Разработан раствор для вскрытия пластов с АВПД, содержащий бентонитовый глинопорошок, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза (КМОЭЦ), кремнийорганическую жидкость ГКЖ -10, целлотон-Ф, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ), высокодисперсный аэросил МАС-200 в дизельном топливе, баритовый утяжелитель и воду (патент РФ № 2313556).
Данные экспериментальных исследований, проведенных на образцах керна Ямбургского месторождения, показывают, что водный фильтрат разработанного раствора незначительно ухудшает фильтрационные характеристики пород, а коэффициент восстановления проницаемости составляет более 0,9.
Перфорационные жидкости для вторичного вскрытия ачимовских отложений на депрессии и равновесии должны иметь такую плотность, чтобы не допустить загрязнение коллекторов в ПЗП своими фильтратами.
Особое место при освоении трещинно-поровых коллекторов следует отнести к разработанным перфорационным средам, приготовленным на базе соляной кислоты 10 % – ной и плавиковой 5 % – ной концентрации с добавками 0,5 % аскорбиновой кислоты (С6Н8О6). При применении кислых сред проницаемость ПЗП, по данным исследования кернового материала, может возрастать до 100 % и более по сравнению с первоначальной.
Большие перспективы при освоении и эксплуатации скважин, вскрывших трещинно-поровые коллекторы, имеют методы глубокопроницающего физико-химического воздействия на пласт. В данном случае для кислотной обработки ПЗП необходимо использовать разработанную загущенную кислотную эмульсию и кислотный раствор. Загущенная кислотная эмульсия обеспечивает раскрытие трещин и первичную обработку стенок трещин кислотой. Закачкой эмульсии перекрывается часть трещин, но остаются открытыми основные флюидопроводящие трещины (патент РФ № 2269648).
Поэтапное закачивание эмульсии и кислотных растворов приводит к полной очистке системы проводящих трещин от кольматирующих компонентов и восстановлению фильтрационных свойств продуктивного пласта.
Результаты опытов по двухэтапной закачке кислотных составов свидетельствуют о том, что можно повысить эффективность физико-химического воздействия на ПЗП, сложенных трещинно-поровыми коллекторами, и обеспечить добычу углеводородов на проектном уровне.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
В результате научного обобщения и анализа материалов изучения геологического строения месторождений и геолого-промысловых исследований, выполненных экспериментальных лабораторных исследований и промысловых работ на скважинах, поставленные в диссертационной работе задачи решены и сделаны следующие основные выводы и рекомендации.
1. Установлено влияние различных факторов, вызывающих перераспределение пластовых флюидов при вскрытии пластов на углеводородных растворах. Показано, что в процессе опережающего проникновения фильтрата углеводородного раствора в керн, вытеснения остаточной воды и нарушения фильтрационных характеристик не происходит.
2. Установлено, что характер взаимодействия водных фильтратов технологических жидкостей с породой-коллектором зависит от смачиваемости породы, структуры порового пространства, соотношения подвижной и неподвижной фаз, а состав технологических жидкостей влияет на процессы адсорбции химических реагентов и фильтрационные характеристики пород-коллекторов.
3. Разработан способ определения пористости и проницаемости расклинивающих материалов, находящихся в трещине ГРП, в условиях, максимально приближенных к пластовым, позволяющий, при эффективных давлениях, более точно рассчитать объем проппанта для заполнения трещины ГРП и проводимость трещины.
4. Разработан метод экспериментального определения фильтрационных характеристик коллекторов при моделировании процесса РИР путем сопоставления значений коэффициентов закупорки поровых каналов, дающих наиболее полную характеристику об изменении ФЕС.
5. Разработан метод точного выделения интервалов для СКО на основании зависимости магнитной восприимчивости от растворимости горной породы в кислотных составах и данных магнитного каротажа. Предложены технологии и кислотные составы для обработки ПЗП, сложенных поровыми и трещинно-поровыми коллекторами.
6. Для вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин на депрессии и равновесии разработаны загущенные солевые растворы и растворы на базе соляной и плавиковой кислот с добавлением аскорбиновой кислоты. При освоении трещинно-поровых коллекторов ачимовских отложений и эксплуатации скважин высокую эффективность будут иметь технологии глубокопроникающего физико-химического воздействия.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
1. Паникаровский В.В. Петрофизические методы исследования нефтегазонасыщенности пород-коллекторов: Монография / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // - Тюмень. Изд-во «Вектор Бук», 2001. - 112 с.
2. Паникаровский В.В. Определение проницаемости и пористости расклинивающих материалов / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // Сб. тр. ООО «ТюменНИИгипрогаз». Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа. - Тюмень. ООО «ТюменНИИгипрогаз». Недра. С.-Петерб. отд-ние., 2002. - С. 65-73.
3. Патент РФ 2184363 С2 7G 01 N 15/08. Способ определения остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород / В.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, Е.В. Паникаровский. Заявлено 12.07.2000. Опубликовано 27.06.2002. Бюл. № 18. - 3 с.
4. Паникаровский В.В. О перспективах выделения в разрезе скважин интервалов для солянокислотной обработки по данным геофизических исследований скважин / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // НТС. Сер.: «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО ИРЦ «Газпром». № 3, 2003. - С. 13-18.
5. Патент РФ 2220281 С1 7Е 21 В 43/27. Способ подготовки призабойной зоны скважины перед кислотной обработкой / В.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, И.И. Клещенко, В.С. Битюкова, Е.В. Паникаровский. Заявлено 08.05.2002. Опубликовано 27.12.2003. Бюл. № 36. - 3 с.
6. Патент РФ 2184364 С1 7G N 15/08, E 21 B 43/27. Способ определения степени изменения порового пространства образца горной породы в кислотных составах / В.В. Паникаровский, И.И. Клещенко, В.С. Битюкова, В.А. Шуплецов, Е.В. Паникаровский. Заявлено 01.03.2001. Опубликовано 27.12.2003. Бюл. № 36. - 3 с.
7. Патент РФ 2205951 С1 7Е 21 В 43/27. G 01 V 3/08. Способ выделения в разрезе скважины интервалов для солянокислотной обработки / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, И.И. Клещенко, А.И. Козубовский. Заявлено 10.10.2001. Опубликовано 10.06.2003. Бюл. № 16. - 4 с.
8. Паникаровский В.В. Вскрытие и освоение сложнопостроенных залежей / В.В. Паникаровский, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский // Обз. инф. Сер.: «Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО ИРЦ «Газпром». 2004. - 48 с.
9. Паникаровский В.В. Выделение и вскрытие пластов с аномально высокими пластовыми давлениями, сложенных порово-трещенными и трещинно-поровыми коллекторами / В.В. Паникаровский, В.К. Романов, Е.В. Паникаровский и др. // НТС. № 3. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2004. - С. 27-34.
10. Паникаровский В.В. Методы определения распределения кольматирующих составов в поровом пространстве пород-коллекторов / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // НТС. № 2. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2004. - С. 32-39.
11. Паникаровский В.В. Определение коэффициента восстановления проницаемости горных пород / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // НТС. № 4. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2004. - С. 23-28.
12. Паникаровский В.В. Определение упругих свойств осадочных пород / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // НТС. № 1. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2004. - С. 25-30.
13. Патент РФ 2224105 С1 7Е 21 В 49/02, G 01 N 15/08. Способ определения восстановления проницаемости горных пород / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов и др. Заявлено 30.08.2002. Опубликовано 20.02.2004. Бюл. № 5. - 3 с.
14. Патент РФ 2231623 С1 7G. Способ определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующими составами / В.В. Паникаровский, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов. Заявлено 15.11.2002. Опубликовано 27.06.04. Бюл. № 18. - 3 с.
15. Патент РФ 2242606. Состав для ремонтно- водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, Н.Е. Юшкова, Е.В. Паникаровский и др. Заявлено 28.08.2003. Опубликовано 20.12.2004. Бюл. № 35. - 3 с.
16. Патент РФ 2253855 G 01 N 3/32. Способ определения упругих свойств осадочных пород / В.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский. Заявлено 10.09.2003. Опубликовано 10.09.2005. Бюл. № 16. - 3 с.
17. Патент РФ 2256073 Е21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта / В.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, В.К.Романов, Е.В. Паникаровский и др. Заявлено 24.02.2004. Опубликовано 10.07.2005. Бюл. № 19. - 3 с.
18. Паникаровский В.В. Петрофизические исследования пород-коллекторов с целью повышения продуктивности скважин / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский, И.И. Клещенко // Обзор. инф. Сер.: «Разработка и экспуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2006. - 100 с.
19. Сохошко С.К. Восстановление ФЕС пород-коллекторов и интенсификация притоков углеводородов в скважинах, вскрывших пласты с аномально высокими пластовыми давлениями. / С.К. Сохошко, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский // – Тюмень, Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. ТюмГНГУ – Тюмень. № 3. 2006. - С. 79-81.
20. Паникаровский Е.В. Перспектива использования физико-химических методов увеличения продуктивности скважин / Е.В. Паникаровский И.И. Клещенко // - М.: ОАО ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело. № 3. 2006. - С. 20-26.
21. Патент РФ 2276724 Е 21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта / В.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский и др. Заявлено 01. 11. 2004. Опубликовано 20.05.2006. Бюл. № 14. - 3 с.
22. Патент РФ 2269648 РФ Е21 В 43/27. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / В.В. Паникаровский, В.А. Щуплецов, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский Заявлено 29.06.2004. Опубликовано 10.02.2006. Бюл. № 4. - 3 с.
23. Патент РФ 2305765 Е 21 В 43/32. Способ крепления призабойной зоны пласта / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, Е.А. Поляков. Заявлено 01. 11. 2004. Опубликовано 20.05.2006. Бюл. № 14. – 3 с.
24. Паникаровский В.В. Определение нефтегазонасыщенности пород-коллектров / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // Обзор. инф. Сер.: «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2007. - 97 с.
25. Паникаровский Е.В. Восстановление фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в сложнопостроенных залежах // НТС № 1. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2007. - С. 56-59.
26. Паникаровский В.В. Вскрытие и освоение пластов с аномально высоким пластовым давлением / В.В. Паникаровский, В.К. Романов, С.Н. Мацук, Е.В. Паникаровский и др. // Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»; СПб: Недра. С.-Петерб. отд-ние., 2007. - С. 146-159.
27. Паникаровский Е.В. Физико-химическое воздействие на полимерсодержащие компоненты технологических жидкостей // Спец. сб. № 3. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО ИРЦ «Газпром». 2007. - С. 25-28.
28. Клещенко И.И. Экспериментальные исследования влияния фильтратов технологических жидкостей на ФЕС коллекторов / И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, А.Н. Коротченко, С.С. Демичев // Сб. научн. тр. ИНиГ ТюмГНГУ. – Тюмень ТюмГНГУ, 2008. - С. 121-127.
29. Клещенко И.И. Оценка качества вскрытия продуктивных пластов / И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, Д.А. Шаталов, С.С. Демичев / Сборник трудов и материалов Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Тюменского Индустриального института и 10-летию кафедры РиВС (часть 1). // – Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2008. - С. 34-37.
30. Клещенко И.И. Оценка влияния проникновения технологических жидкостей в трещинно-поровые коллекторы / И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, С.С. Демичев / Сборник трудов и материалов Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Тюменского Индустриального института и 10-летию кафедры РиВС (часть 1). // – Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2008. - С. 122-126.
31. Клещенко И.И. Вскрытие и освоение продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири / И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, С.С. Демичев / Сборник трудов и материалов Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Тюменского Индустриального института и 10-летию кафедры РиВС (часть 2). // – Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2008. - С. 19-21.
32. Паникаровский Е.В. Использование спиртно-кислотного раствора для разрушения полимерной составляющей технологических жидкостей. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса / - М.: ОАО ВНИИОЭНГ. № 3. 2009. - С. 28-31.
| Соискатель | Е.В. Паникаровский |
| Подписано к печати 12 октября 2009 г Заказ № _____ Формат 60х84 1/16 Отпечатано на RISO GR 3750 | Бум. писч. № 1 Уч.-изд.л. 1,0 Усл. печ. л. 1,0 Тираж 100 экз. |
Издательство «Нефтегазовый университет»
Государственное образовательное учреждение высшего
профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38
Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет»
625039, Тюмень, ул. Киевская, 52
